Calculadora Pérdidas Sistema FV - Performance Ratio
Calcula las pérdidas totales y el Performance Ratio de una instalación fotovoltaica: cables, inversor, sombras, temperatura.
Última actualización: 27 de febrero de 2026
¿Qué es el Performance Ratio?
El Performance Ratio (PR) es el indicador principal de calidad de una instalación FV. Mide qué porcentaje de la energía teórica se convierte realmente en electricidad utilizable. Un PR del 80% significa que el 20% se pierde en el camino.
PR = E_real / E_teórica = E_real / (P_pico × HSP × 365)
Desglose de pérdidas
| Categoría | Pérdida típica | Rango | Causa |
|---|---|---|---|
| Temperatura | 5 – 10% | 2 – 15% | La célula pierde ~0,4%/°C por encima de 25°C |
| Inversor | 2 – 4% | 1 – 5% | Rendimiento de conversión DC→AC |
| Cables DC | 1 – 2% | 0,5 – 3% | Resistencia del cableado |
| Cables AC | 0,5 – 1% | 0,2 – 2% | Del inversor al punto de conexión |
| Suciedad | 2 – 5% | 1 – 10% | Polvo, hojas, excrementos de aves |
| Sombras | 0 – 5% | 0 – 30% | Objetos cercanos, chimeneas, árboles |
| Mismatch | 1 – 2% | 0,5 – 3% | Diferencias entre módulos del mismo string |
| Degradación | 0,5 – 1% | 0,3 – 1%/año | Envejecimiento del silicio |
| Reflexión | 2 – 3% | 1 – 4% | Ángulos de incidencia altos |
| Disponibilidad | 0,5 – 1% | 0 – 3% | Paradas por mantenimiento, fallos |
PR típico por tipo de instalación
| Tipo | PR típico | Factores clave |
|---|---|---|
| Cubierta residencial (bien diseñada) | 78 – 85% | Sombras mínimas, buenos materiales |
| Cubierta industrial | 75 – 82% | Mayor temperatura, posibles sombras |
| Suelo (huerta solar) | 80 – 86% | Sin sombras, ventilación natural |
| Integración arquitectónica (BIPV) | 65 – 75% | Peor ventilación, orientación fija |
| Instalación degradada (> 15 años) | 60 – 70% | Degradación acumulada + suciedad |
Ejemplo: diagnóstico de una instalación con PR bajo
Datos de monitorización:
- Instalación: 10 kWp, cubierta, 3 años
- Producción real: 10.500 kWh/año
- Producción teórica (HSP × P × 365): 15.330 kWh/año
PR = 10.500 / 15.330 = 68,5% ← bajo
Diagnóstico por categorías:
Temperatura: -6% (normal) Inversor: -3% (normal) Cables: -1,5% (normal) Suciedad: -8% (excesiva → limpieza necesaria) Sombras: -10% (árbol crecido → podar) Otros: -3% (normal) Total pérdidas: 31,5% → PR = 68,5%
Tras limpieza y poda: PR esperado = 78-80% → +1.500 kWh/año
Errores comunes
Preguntas Frecuentes
¿Qué Performance Ratio es normal en una instalación fotovoltaica?
Un Performance Ratio (PR) del 75-85% es normal en instalaciones fotovoltaicas bien diseñadas y mantenidas. El PR mide el porcentaje de energía teórica que se convierte en electricidad real, descontando todas las pérdidas del sistema. Una instalación residencial nueva en cubierta alcanza típicamente un PR del 78-85%, mientras que las huertas solares en suelo logran 80-86% gracias a la mejor ventilación y ausencia de sombras. Un PR inferior al 70% indica problemas significativos que deben diagnosticarse: suciedad excesiva, sombras nuevas (árbol crecido, edificio construido) o fallos de módulos. Según datos del Joint Research Centre de la Comisión Europea, el PR medio de las instalaciones FV en el sur de Europa es del 81%, siendo la temperatura el factor que más lo reduce (5-10% en verano). Los sistemas con optimizadores de potencia o microinversores logran un PR 2-4% superior a los string convencionales, especialmente en cubiertas con sombras parciales. Es importante revisar el PR estacionalmente: valores de 82-87% en invierno y 72-78% en verano son perfectamente normales.
¿Cómo se calcula el Performance Ratio?
El Performance Ratio se calcula dividiendo la producción real medida entre la producción teórica esperada. La fórmula es: PR = E_real / E_teórica = E_real / (P_pico × HSP × 365). La producción real (E_real) se mide con el contador de energía del inversor o del punto de conexión. La producción teórica se calcula multiplicando la potencia pico del campo (en condiciones STC: 1.000 W/m², 25°C, AM 1,5) por las horas solares pico (HSP) de la ubicación concreta. Por ejemplo, una instalación de 10 kWp en Madrid (HSP media = 4,2) tiene una producción teórica de 10 × 4,2 × 365 = 15.330 kWh/año. Si el contador registra 12.264 kWh, el PR es: 12.264 / 15.330 = 80%. Para un cálculo más preciso, se puede usar el PR normalizado por temperatura (PR_STC), que corrige el efecto de la temperatura ambiente sobre las células. Herramientas como PVGIS permiten simular el PR esperado para cualquier ubicación con datos meteorológicos reales. Según la norma IEC 61724-1, el PR debe calcularse con datos horarios o sub-horarios para detectar anomalías.
¿Cómo diagnosticar una producción fotovoltaica baja?
El diagnóstico de baja producción comienza comparando el PR real con el PR de diseño del proyecto. Si el PR ha caído más de 5 puntos porcentuales respecto al valor inicial, se deben investigar las causas por categorías. Primero, comprobar la suciedad: visitar la instalación y verificar el estado de los módulos; una limpieza puede recuperar un 3-8% de producción. Segundo, identificar sombras nuevas: árboles crecidos, antenas o edificios construidos después de la instalación. Tercero, verificar el inversor: comprobar si ha registrado fallos, paradas o reducción de potencia (derating por temperatura). Cuarto, medir la curva I-V de los strings para detectar módulos degradados, diodos bypass quemados o hotspots. Herramientas como la termografía infrarroja permiten identificar células defectuosas a coste razonable (200-500 € por inspección). Según datos de SolarEdge, las tres causas principales de pérdida de producción no detectada son: suciedad progresiva (40% de los casos), sombras parciales (30%) y fallos de módulo (20%). La monitorización remota con alarmas automáticas de PR puede detectar estas incidencias en 24-48 horas en lugar de meses.
¿Cuánto producción se pierde por la temperatura?
Las pérdidas por temperatura son la principal fuente de reducción de producción en climas cálidos como España. Las células solares de silicio cristalino tienen un coeficiente de temperatura negativo de -0,35% a -0,45% por cada grado centígrado por encima de los 25°C (temperatura de referencia STC). En un día de verano en el sur de España, la temperatura de la célula puede alcanzar 60-70°C, lo que supone una pérdida instantánea del 15-20% respecto a las condiciones STC. Anualizada, la pérdida media por temperatura en España es del 5-10%: un 3-5% en el norte (temperaturas más suaves) y un 8-12% en el sur (Sevilla, Córdoba). Las tecnologías de capa fina (CdTe, CIGS) son menos sensibles: su coeficiente es de -0,25% a -0,30%/°C. Una buena ventilación posterior de los módulos reduce la temperatura de la célula 5-10°C, recuperando un 2-4% de producción. Según estudios del NREL (National Renewable Energy Laboratory), las instalaciones sobre cubierta con cámara de aire de al menos 10 cm entre el módulo y el tejado operan 8-12°C más frías que las instalaciones pegadas al tejado (BIPV), lo que se traduce en un 3-5% más de producción anual.