La radiación solar de un sitio colombiano se estima primero con bases públicas: el atlas de radiación del IDEAM y la UPME, el Global Solar Atlas del Banco Mundial y NASA POWER. Todas entregan irradiación global horizontal (GHI) y, algunas, sus componentes directa (DNI) y difusa (DHI). El diseño necesita la irradiancia en el plano de los módulos (POA), que se calcula a partir de ellas. Para un parque, esas estimaciones se contrastan con medición en sitio, porque de ellas depende la producción comprometida.
Por qué el recurso solar es el primer dato del diseño
La energía que produce una planta solar es casi proporcional a la irradiación que reciben sus módulos. Un error en el recurso se traslada a la producción, a los ingresos y a la relación entre potencia en CC y potencia del inversor. Por eso el primer dato de una ingeniería de parque solar o de un sistema de autogeneración a pequeña escala es la radiación del sitio, con su fuente y su incertidumbre. El resto del proceso de diseño se reúne en la guía de ingeniería y diseño de parques solares.
Las magnitudes: GHI, DNI, DHI y POA
La irradiancia es potencia por unidad de área (W/m²); la irradiación es la energía acumulada en un periodo (kWh/m² por día, por mes o por año). Las bases de datos se expresan casi siempre en irradiación.
| Magnitud | Qué mide | Para qué sirve |
|---|---|---|
| GHI (global horizontal) | Toda la radiación que llega a una superficie horizontal | Es el dato que publican los atlas; punto de partida de cualquier cálculo |
| DNI (directa normal) | La que llega en línea recta desde el disco solar, sobre una superficie perpendicular al rayo | Separa la parte que depende de la posición del sol; clave para seguidores |
| DHI (difusa horizontal) | La que llega dispersada por la atmósfera y las nubes | Pesa en cielos nublados, frecuentes en zonas andinas |
| POA (en el plano del arreglo) | La que reciben los módulos con su inclinación y orientación | Es la que convierte el módulo; se calcula a partir de las anteriores |
Las tres primeras se relacionan por geometría: la global horizontal es la directa proyectada sobre el plano horizontal más la difusa. Para pasar a POA se usa un modelo de transposición que suma la directa sobre el plano inclinado, la difusa del cielo que ve el módulo y la reflejada por el suelo, que depende del albedo. En módulos bifaciales también cuenta la irradiancia que llega a la cara posterior.
Las horas solares pico
Las horas solares pico expresan la irradiación diaria como horas equivalentes a 1000 W/m², la irradiancia de las condiciones estándar de ensayo del módulo. Como 1 kWh/m² a 1 kW/m² equivale a una hora, el valor numérico coincide con la irradiación diaria en kWh/m². Sirven para estimaciones rápidas, pero no reemplazan una simulación hora a hora: no dicen cómo se reparte la energía en el día ni cuánta llega a temperatura alta de celda.
Fuentes de datos para Colombia
Atlas de radiación solar del IDEAM y la UPME. La edición de 2005, hecha por la UPME y el IDEAM, presentó trece mapas del promedio diario de radiación global sobre superficie horizontal: uno por mes y uno anual, junto con mapas de brillo solar y radiación ultravioleta. El IDEAM publicó después una versión actualizada del atlas, con radiación global, ultravioleta, brillo solar y ozono, que se consulta en su visor geográfico. Es la referencia oficial del país y la que suelen pedir los estudios de prefactibilidad.
El propio IDEAM advierte sobre el origen de los datos de algunas estaciones. En una respuesta oficial de 2023 informó que no tenía sensores calibrados de radiación global en un municipio consultado de La Guajira y que parte de los promedios que entregaba se habían generado modelando el brillo solar. Antes de usar un promedio por estación, revise cómo se obtuvo y con cuántos años de registro.
Global Solar Atlas. Lo publica el Banco Mundial con el programa ESMAP y datos de modelos satelitales. Entrega GHI, DNI, difusa y una estimación de producción por coordenada, con mapas descargables.
NASA POWER. Es un servicio de la NASA con series diarias y mensuales de irradiación y variables meteorológicas por coordenada, derivadas de satélite y de modelos de reanálisis. Es útil para comparar años y para variables como temperatura y viento.
Las tres fuentes pueden diferir en el mismo sitio, sobre todo en zonas montañosas con nubosidad local. Para un proyecto se comparan y se documenta cuál se usa y por qué.
Cómo entra el recurso al diseño
- 01Fuentes públicasAtlas IDEAM-UPME, Global Solar Atlas y NASA POWER para la prefactibilidad
- 02Serie de diseñoAño típico hora a hora con GHI, componentes y temperatura
- 03TransposiciónIrradiancia en el plano de los módulos con la inclinación y el albedo del sitio
- 04Producción y dimensionamientoRelación DC/AC, strings, pérdidas y energía esperada
- 05Medición en sitioEstación meteorológica que contrasta el recurso y sigue el desempeño
- Producción esperada. La simulación usa una serie horaria representativa, con irradiancia y temperatura, para estimar la energía anual. Los financiadores suelen pedir la producción con distintos niveles de probabilidad de excedencia, lo que exige conocer la incertidumbre del recurso.
- Temperatura. La misma serie da la temperatura ambiente, que fija la tensión de los strings en frío y las pérdidas por temperatura en calor. En el altiplano las mañanas son frías y la tensión de circuito abierto sube, justo cuando la irradiancia empieza a crecer.
- Relación DC/AC. Cuántas horas al año el campo entrega más de lo que admite el inversor depende de la distribución de la irradiancia, no solo de su promedio.
- Seguidores o estructura fija. El beneficio de un seguidor depende de la fracción directa: en sitios con mucha difusa, la ganancia es menor. La geometría del campo que recibe esa irradiancia se trata en diseño del campo fotovoltaico.
Por qué el parque mide su propio recurso
Una planta grande no puede apoyarse solo en estimaciones. La medición en sitio sirve para tres fines distintos:
- Validar el recurso antes de construir, cuando el proyecto instala una estación de medición con anticipación.
- Evaluar el desempeño de la planta en operación: el índice de desempeño compara la energía producida con la que permitía la irradiancia medida. IEC 61724-1 define cómo se monitorea.
- Cumplir la supervisión. La CREG 060 de 2019 pide a las plantas solares conectadas al STN y al STR reportar al CND la irradiancia en el plano del panel, la temperatura posterior del panel, la irradiancia global horizontal y la temperatura ambiente. Lo explicamos en supervisión SCADA y PMU de plantas renovables.
La estación y sus sensores se describen en estación meteorológica y monitoreo de un parque solar. Si una planta produce menos de lo esperado, la primera pregunta es si el sol fue menor o si la planta rindió menos. Sin una medida confiable de la irradiancia no hay respuesta. Si el inversor se apaga por eventos de la red, vea el caso del inversor que se desconecta de la red.
Errores frecuentes
- Tomar el promedio anual de un mapa y multiplicarlo por la potencia, sin considerar la temperatura, las pérdidas ni el recorte del inversor.
- Usar la irradiación horizontal como si fuera la del plano de los módulos.
- Mezclar fuentes sin revisar el periodo que cubre cada una.
- Usar un promedio por estación sin revisar si viene de un piranómetro o de un modelo de brillo solar.
- Diseñar la tensión de los strings con la temperatura promedio en lugar de la mínima del sitio.
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- CREG 060 de 2019: requisitos de plantas solares y eólicas
- Supervisión SCADA y PMU de plantas renovables
Referencias
- UPME e IDEAM, Atlas de radiación solar de Colombia, 2005.
- IDEAM, atlas de radiación solar, ultravioleta y ozono de Colombia, versión interactiva (visor geográfico del IDEAM).
- IDEAM, respuesta al radicado 20239050082794 sobre radiación global en Maicao, 2023.
- Banco Mundial y ESMAP, Global Solar Atlas: https://globalsolaratlas.info
- NASA, Prediction Of Worldwide Energy Resources (POWER): https://power.larc.nasa.gov
- CREG, Resolución 060 de 2019, anexo CC.6 del Código de Conexión (supervisión y variables meteorológicas).
- IEC 61724-1:2021, Photovoltaic system performance – Part 1: Monitoring.
Preguntas frecuentes
¿Qué son las horas solares pico?
Es la irradiación diaria de un sitio expresada como el número de horas que haría falta, a una irradiancia constante de 1000 W/m², para recibir la misma energía. Por eso un día con 4,5 kWh/m² equivale a 4,5 horas solares pico. Es una forma cómoda de expresar el recurso, no las horas reales de sol.
¿Dónde consulto la radiación solar de un municipio de Colombia?
En el atlas de radiación solar del IDEAM, que publica mapas mensuales y anuales del promedio diario de radiación global sobre superficie horizontal, y en bases internacionales como el Global Solar Atlas y NASA POWER, que dan series por coordenada. Para un proyecto conviene comparar varias fuentes y revisar cómo se obtuvo cada dato.
¿Por qué un parque solar mide su propia radiación si ya existe el atlas?
Porque el atlas y las bases satelitales son estimaciones con incertidumbre y resolución limitadas, y el IDEAM advierte que algunos de sus promedios por estación se calcularon a partir del brillo solar y no con piranómetros. La producción comprometida, el desempeño de la planta y el seguimiento ante el CND se basan en la irradiancia medida en el sitio.