La relación DC/AC es la potencia en corriente continua instalada en módulos dividida por la potencia nominal en corriente alterna de los inversores. Se sobredimensiona el campo porque los módulos casi nunca trabajan a su potencia de placa; cuando la producción supera lo que el inversor puede entregar, se recorta. Ante el operador de red se declara la capacidad en corriente alterna, no la de corriente continua.
Qué es la relación DC/AC
Un campo fotovoltaico se mide por la suma de las potencias de placa de sus módulos, tomadas a STC (1000 W/m² y 25 °C de celda). Un inversor se mide por su potencia nominal de salida en corriente alterna. La relación DC/AC es el cociente entre las dos: por ejemplo, un campo de 1,3 MW en módulos conectado a inversores de 1 MW tiene una relación de 1,3.
Se usa el término en inglés DC/AC ratio o, como el cociente invertido, la relación AC/DC. Conviene fijar siempre cuál de las dos se está dando, y si la capacidad en corriente alterna se mide en la salida del inversor o en el punto de conexión, porque hay pérdidas de por medio.
Por qué se sobredimensiona el campo
Un módulo entrega su potencia de placa solo si la irradiancia es de 1000 W/m² con la celda a 25 °C. En campo, la celda trabaja más caliente y pierde potencia por el coeficiente de temperatura de Pmax, la irradiancia pasa casi todo el día por debajo de ese valor, y a las pérdidas del campo se suman las de cableado, suciedad y desajuste entre módulos. Un inversor dimensionado igual al campo trabajaría casi siempre a carga parcial. Las pérdidas del campo se detallan en pérdidas de un sistema solar y performance ratio, donde el recorte aparece como un escalón más de la cascada.
Poner más módulos que potencia en el inversor hace que este opere más horas cerca de su potencia nominal y mejora la energía anual por cada peso invertido en la parte de corriente alterna: inversor, transformador, cables y equipos de conexión. El costo es el recorte de las horas de máxima producción.
Qué es el recorte (clipping)
Cuando la potencia que el campo puede entregar supera lo que el inversor admite, el inversor limita su potencia de salida. Para lograrlo, desplaza el punto de operación del campo sobre la curva I-V hacia tensiones más altas que la del punto de máxima potencia, donde el campo entrega menos. En la curva de potencia del día, eso se ve como una meseta en el techo del inversor y un área, por encima de ella, de energía no aprovechada.
El techo no siempre es la potencia nominal en alterna. El inversor tiene otros límites que hay que leer en su hoja de datos:
- Potencia aparente máxima y su variación con la temperatura. La ficha del Sungrow SG250HX, por ejemplo, declara 250 kVA a 30 °C y 200 kVA a 50 °C según el fabricante: en un día caluroso el techo baja.
- Corriente máxima de entrada por MPPT y corriente de cortocircuito admisible por entrada. Un campo con mucha corriente por entrada puede recortar por corriente aunque la potencia no llegue al nominal. El cálculo de esa corriente está en dimensionamiento de strings.
- Tensión máxima de entrada, que se vincula al dimensionamiento de los strings, no a la relación DC/AC.
- Límites externos: consigna de potencia activa del controlador de la planta, limitación de exportación del operador de red o del punto de conexión.
El controlador de la planta (PPC) puede imponer un techo adicional por consigna, y entonces el recorte ya no depende del inversor sino de la orden que recibe.
Qué se declara ante el operador de red
La Resolución CREG 174 de 2021 define, en su artículo 3, la capacidad instalada o nominal de un generador distribuido o autogenerador con inversores como la suma de las capacidades nominales de los inversores en el lado de corriente alterna. La capacidad nominal de un inversor es el valor nominal de salida de potencia activa que indica el fabricante; si la placa está en kVA o MVA, se asume factor de potencia unitario. Así lo explicó la CREG en su Concepto 2028 de 2025.
Dos aclaraciones de la CREG que importan al diseñador:
- La capacidad en corriente continua puede sobredimensionarse para aprovechar la capacidad de los inversores, y la CREG no fija un valor máximo para la relación DC/AC (Concepto 1997 de 2026).
- Existe además la potencia máxima declarada, que se declara ante el operador de red y no puede superar la capacidad nominal. Para un generador distribuido, esa potencia es la capacidad efectiva neta. La capacidad nominal de un generador distribuido debe ser menor a 1 MW según el mismo artículo 3.
La consecuencia práctica es que el límite de categoría, los estudios de conexión, la protección y la medida se refieren a la potencia en alterna. Un campo de 1,3 MW en módulos con inversores de 0,99 MW se trata, para esos efectos, como una planta de 0,99 MW. Para los trámites completos vea la guía de autogeneración a pequeña escala y la de conexión de parques solares al STR y al STN.
Qué cambia aguas abajo del inversor
Con una relación DC/AC alta, el transformador elevador, la red colectora y los equipos de media tensión se dimensionan para la potencia en alterna, que es la que circula. El campo en continua tiene más módulos por inversor, y el efecto del recorte es que la planta pasa más horas entregando su potencia nominal que una con relación baja. Esto importa para la subestación elevadora y para las protecciones, cuyos ajustes parten de la corriente nominal de alterna.
El recorte también significa que la producción mensual deja de ser proporcional a la irradiancia en los meses de más sol. Para el contrato de energía y la frontera comercial, la energía que se factura es la medida en alterna.
Cómo se decide la relación
La decisión es económica y se apoya en una simulación con datos horarios del sitio: se compara la energía anual adicional que aportan los módulos extra con la energía recortada y con el costo de esos módulos, la estructura y el cable. Los factores que más la mueven son el recurso solar del sitio, los seguidores o la estructura fija, los módulos bifaciales, los límites de exportación del punto de conexión y la presencia de almacenamiento (vea sistema solar híbrido con baterías y BESS acoplado en AC o en DC). La CREG indicó que el almacenamiento no cambia la manera de contar la capacidad: es indiferente a efectos de la definición de capacidad, pero debe declararse en el formulario de conexión simplificado de la Circular CREG 021 de 2022.
Qué hacemos en Tiza Group
Nuestro trabajo empieza en el lado de corriente alterna. Con nuestro equipo de ingeniería primaria dimensionamos, a distancia, el transformador, la red colectora y la conexión a partir de la potencia en alterna de su planta, y en obra hacemos la puesta en servicio de las plantas solares: centros de transformación, subestación y protecciones de conexión.
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Referencias
- Comisión de Regulación de Energía y Gas, Resolución CREG 174 de 2021, artículos 3, 6 y 14.
- CREG, Concepto 2028 de 2025 y Concepto 1997 de 2026 (gestornormativo.creg.gov.co), sobre capacidad instalada o nominal y relación DC/AC.
- CREG, Circular 021 de 2022, formulario de conexión simplificado.
- IEC 62548-1:2023, Photovoltaic (PV) arrays, Part 1: Design requirements.
- Sungrow, hoja de datos SG250HX.
Preguntas frecuentes
¿Qué relación DC/AC es la correcta?
No hay una relación única. Depende del recurso solar del sitio, de la inclinación y orientación, de si hay seguidores, del precio de la energía recortada frente al costo de los módulos y de los límites del inversor. La CREG no fija un tope para la relación DC/AC; es una decisión de diseño que se justifica con la simulación de energía.
¿Qué capacidad se declara ante el operador de red, la de los módulos o la de los inversores?
La de los inversores. Según el artículo 3 de la Resolución CREG 174 de 2021, y como lo ha aclarado la CREG en conceptos de 2025 y 2026, la capacidad instalada o nominal de un generador con inversores es la suma de sus capacidades nominales en el lado de corriente alterna. La capacidad en corriente continua no es la que define la categoría.
¿El recorte daña el inversor o los módulos?
No. Es el funcionamiento previsto: cuando el campo puede entregar más de lo que el inversor admite, este desplaza el punto de operación del campo hacia un punto de menor potencia. Lo que se pierde es energía que el campo habría podido producir, no vida útil de los equipos.