Irradiación solar
La irradiación solar es la potencia instantánea por unidad de superficie que entrega el sol, medida en vatios por metro cuadrado (W/m2). Es la entrada principal de cualquier modelo de producción, porque determina cuánta energía puede generar teóricamente una instalación fotovoltaica en un momento dado y bajo unas condiciones de cielo dadas.
La irradiación solar es el flujo instantáneo de potencia solar que llega a una superficie, medido en vatios por metro cuadrado (W/m2). No es un número fijo: varía con la hora del día, la estación, la nubosidad, los aerosoles atmosféricos y el ángulo entre el sol y la superficie receptora. Todo cálculo de producción fotovoltaica empieza aquí.
El cuadro completo lo forman tres componentes. La irradiación global horizontal (GHI) es la radiación total que incide sobre un plano horizontal y es la cifra que publican la mayoría de las estaciones terrestres y de los conjuntos de datos satelitales. La irradiación directa normal (DNI) aísla la componente que llega recta desde el disco solar. La irradiación difusa horizontal (DHI) recoge la radiación dispersada por el cielo que alcanza la superficie desde todas las direcciones. El GHI es la suma del DHI y de la proyección horizontal del DNI.
En un campo fotovoltaico real, la magnitud que más importa es la irradiación en el plano de los módulos (POA): el GHI descompuesto y recombinado para la inclinación y la orientación reales del módulo, y corregido después por las aportaciones reflejadas por el suelo y difusas del horizonte. En la península ibérica, una orientación sur con 30 grados de inclinación recibe habitualmente entre un 10 y un 15 por ciento más de irradiación anual que una superficie horizontal en el mismo punto. Un seguidor amplía esa ganancia al realinear continuamente el módulo con el DNI.
El valor de 1000 W/m2 de las condiciones estándar de ensayo es la referencia para la potencia nominal de los módulos. Las condiciones de campo rara vez lo alcanzan: la mayoría de las horas de pico se sitúan entre 700 y 900 W/m2, y la reducción térmica lleva la producción efectiva por debajo del dato de placa incluso en esos niveles.
Entre las fuentes de datos para modelar la irradiación están NASA POWER, PVGIS, Meteonorm, la NSRDB de NREL y Solargis. Cada conjunto difiere en resolución espacial, promediado temporal y método de recuperación satelital, así que la estimación de producción de un mismo emplazamiento puede variar entre un 3 y un 8 por ciento según la fuente elegida.
Por qué es importante para los instaladores solares
La irradiación es la única entrada que el instalador no puede controlar pero tiene que acertar. Un conjunto de datos que sobrestima el recurso de un emplazamiento en un 5 por ciento infla la producción proyectada en ese mismo 5 por ciento, comprime el plazo de amortización real y prepara un cliente decepcionado. SolarVis incorpora datos de irradiación específicos del emplazamiento directamente en el análisis de viabilidad y en el lienzo de diseño 3D, traduciendo los W/m2 en bruto a estimaciones POA precisas que tienen en cuenta inclinación, orientación y pérdidas por sombras antes siquiera de llegar a la propuesta.
Preguntas habituales
- ¿Qué diferencia hay entre irradiancia e insolación?
- La irradiancia es una medida instantánea de potencia, expresada en W/m2. La insolación es la irradiancia integrada en el tiempo, expresada en kWh/m2 al día o al año. La irradiancia se lee en un sensor en tiempo real, mientras que las cifras de insolación se usan para modelar la producción anual.
- ¿Qué son GHI, DNI y DHI?
- El GHI, irradiación global horizontal, es la radiación total sobre una superficie horizontal e incluye la componente directa y la difusa. El DNI, irradiación directa normal, es la radiación que incide sobre una superficie perpendicular al sol. El DHI, irradiación difusa horizontal, es la radiación dispersada por el cielo. La mayoría de las simulaciones parte del GHI y lo descompone en DNI y DHI para calcular la irradiación en el plano de los módulos con su inclinación y orientación reales.
- ¿Qué son las condiciones estándar de ensayo y por qué importan?
- Las condiciones estándar de ensayo, o STC, definen el comportamiento del módulo exactamente a 1000 W/m2 y 25 grados. La potencia nominal que figura en toda ficha técnica está medida en STC. La irradiación real suele quedar por debajo de 1000 W/m2 y la temperatura del módulo por encima de 25 grados, así que la producción efectiva es casi siempre inferior al dato de placa.
