Juraj Beták
Oct 27, 2025
En la prospección y evaluación de proyectos solares, la mayor parte de la atención se centra en la Irradiación Horizontal Global (GHI). Es el parámetro más utilizado para evaluar el recurso solar y la base de casi todos los estudios de viabilidad fotovoltaica. Pero la GHI es sólo una de las muchas partes del cuadro.
En Solargis vamos más allá. Nuestro equipo multidisciplinar cuenta con más de 30 expertos doctorados en geoinformática, cartografía, meteorología e ingeniería eléctrica. Esta combinación única de disciplinas significa que no sólo procesamos datos en bruto, sino que los combinamos, interpretamos y les damos un nuevo significado y valor para nuestros clientes.
Por eso, nuestros mapas solares patentados, basados en datos de satélites y modelos de alta calidad, revelan mucho más que el GHI por sí solo. Muestran cómo las nubes, los aerosoles, la estacionalidad y las fluctuaciones a corto y largo plazo afectan a la disponibilidad del recurso solar, y hasta qué punto estos factores ponen en riesgo su proyecto fotovoltaico.
Observar estos patrones en los mapas es esencial, porque un mapa bien construido y basado en la ciencia ofrece un contexto inmediato: dónde el recurso solar es estable, dónde fluctúa y dónde los promotores deben adaptar su tecnología o su planificación financiera.
En Solargis Prospect, ofrecemos un rico conjunto de mapas globales más allá del GHI. Aquí destaco cuatro capas de mapas especialmente útiles que ayudan a los promotores y operadores fotovoltaicos a comprender la complejidad del recurso solar.
Este mapa muestra la relación entre radiación difusa e irradiación global, es decir, qué parte del recurso solar entrante se dispersa por las nubes o las partículas atmosféricas (contaminación) frente a la que llega directamente del sol.
En las previsiones meteorológicas, la gente está acostumbrada a ver animaciones por satélite de los movimientos de las nubes. Pero para comprender la nubosidad de todo un año, habría que examinar miles de imágenes. El mapa D2G hace este trabajo por usted, cuantificando dónde dominan las condiciones difusas.
Para los desarrolladores y operadores fotovoltaicos, esto es importante porque las distintas tecnologías de módulos fotovoltaicos responden de forma diferente a la luz difusa. Aunque todos los módulos funcionan mejor bajo irradiación directa, algunas tecnologías se adaptan mejor a las atmósferas nubladas. Comparemos, por ejemplo, el centro de España con el este de Ecuador: ambas regiones tienen un GHI similar, pero en Ecuador hay mucha más irradiación difusa. La relación D2G puede informar sobre si una tecnología determinada tendrá un rendimiento más constante.
La elección del sistema de montaje adecuado para una central solar también puede beneficiarse de los datos de irradiación D2G. En zonas con mucha luz solar directa, los sistemas de seguimiento pueden aumentar significativamente el rendimiento energético. Por el contrario, en regiones donde predomina la luz difusa, los sistemas más sencillos de inclinación fija con ángulos más bajos suelen ser más rentables.
Relación entre irradiación difusa e irradiación global (D2G): La relación D2G varía notablemente de una región a otra. Se observan valores elevados, por ejemplo, en el sureste de China, con ratios máximos en la cuenca de Sichuan (colores rojo-violeta oscuro). Por el contrario, zonas como la meseta tibetana a gran altitud y las regiones áridas de Oriente Próximo muestran valores de D2G sistemáticamente bajos (colores amarillo brillante).
Este mapa se interpreta mejor a escala regional que a escala de una sola ciudad. Capta el "panorama general" de la nubosidad y la dispersión atmosférica, ayudando a los desarrolladores a anticipar el rendimiento en zonas geográficas más amplias.
¿Cuánto cambia el recurso solar de un año a otro? El mapa de variabilidad a largo plazo proporciona la primera aproximación a esta pregunta. A partir de las series temporales anuales del GHI, calculamos la desviación típica relativa de cada píxel espacial a escala mundial y transformamos los datos en un mapa.
Los valores inferiores al 2% indican regiones muy estables, donde el recurso solar anual no suele desviarse mucho de la media a largo plazo. En esos lugares, como el norte de África o partes de Atacama, los promotores pueden confiar en que cada año se obtendrá más o menos el mismo recurso.
En cambio, los valores superiores al 5% indican una gran variabilidad. En regiones como Alemania, los Balcanes o el este de Australia, por ejemplo, observamos oscilaciones anuales de hasta el ±12%. Esto significa que un proyecto fotovoltaico con un hardware y un diseño idénticos puede generar un 15-25% más de electricidad un año que otro.
La variabilidad interanual de la irradiación horizontal global (GHI) es considerablemente mayor en regiones como Europa Central (colores azul oscuro y verde) que en el norte de África u Oriente Medio (colores amarillo brillante).
Para los inversores, esta métrica es fundamental. Ayuda a distinguir entre las regiones en las que las previsiones de ingresos pueden basarse en rangos estrechos y aquellas en las que la planificación financiera debe tener en cuenta amplias fluctuaciones interanuales. Por tanto, la evaluación de los resultados tras el primer o segundo año debe contextualizarse: ¿fue un año medio o un valor atípico dentro de un clima muy variable?
Mientras que la variabilidad a largo plazo aborda el riesgo interanual, la variabilidad a corto plazo se centra en los efectos de rampa, normalmente de nubes en movimiento, en cuestión de minutos u horas. Este mapa cuantifica la frecuencia con la que la irradiancia solar cambia bruscamente en instantáneas de 15 minutos, en 300 W/m² o más.
Estas rampas son importantes porque se traducen directamente en generación fotovoltaica intermitente. En lugares como Nicaragua o el este de Australia, la nubosidad intermitente puede provocar fluctuaciones constantes, complicando la integración en la red. En cambio, en el Altiplano chileno, las rampas son poco frecuentes y la producción diaria es muy predecible.
Se trata del primer mapa mundial de este tipo, y contribuye a que el debate sobre la "intermitencia" de la energía fotovoltaica pase de ser una preocupación vaga a convertirse en una pauta mensurable. Los promotores pueden ver dónde la variabilidad a corto plazo es un grave problema operativo y dónde es insignificante.
En Australia, la mayor frecuencia de rampas solares se observa en las costas septentrionales, orientales y meridionales (colores rojo-violeta oscuro). En cambio, las regiones centrales y occidentales experimentan un número significativamente menor de incidentes, aproximadamente entre dos y tres veces menos frecuentes (colores naranja brillante).
Para los operadores que gestionan carteras, el mapa también orienta las decisiones sobre el tamaño y la ubicación de las centrales: en regiones muy variables, las centrales distribuidas más pequeñas pueden equilibrar la generación de forma más eficaz que una única gran instalación.
Por último, el mapa de variabilidad estacional compara el mes con mayor recurso solar con el mes con menor recurso. Esta relación cuantifica la intensidad de una estación en comparación con otra.
En el norte de Europa o en el norte de Canadá, los valores pueden superar 8, lo que significa que diciembre recibe hasta ocho veces menos recurso solar que mayo o junio. La estación invernal no puede contar con mucha electricidad procedente de la generación fotovoltaica; sin embargo, debido a los días significativamente más largos de los meses de verano, la producción fotovoltaica del norte de Europa puede competir con la de las regiones subtropicales.
Por el contrario, el sur de España registra ratios en torno a 2,5, lo que se traduce en una variabilidad de la producción fotovoltaica de aproximadamente 1,7. En estas regiones, la energía solar puede ser una fuente de energía primaria durante todo el año.
Estacionalidad del GHI y dependencia de la latitud: En Norteamérica, como en muchas otras regiones, la estacionalidad de la irradiación horizontal global (GHI) está fuertemente influenciada por la latitud. Los niveles de GHI tienden a ser más bajos cerca del Ecuador (colores amarillo brillante) y aumentan progresivamente hacia latitudes más altas (colores rojo oscuro-violeta).
Comprender la variabilidad estacional es crucial para la planificación de la red y la seguridad energética. Subraya por qué en Europa Central la energía solar debe combinarse con la eólica o el almacenamiento, mientras que en las regiones subtropicales puede constituir una columna vertebral más consistente del mix energético.
Juntos, estos cuatro mapas (D2G, variabilidad del GHI a largo plazo, variabilidad a corto plazo y variabilidad estacional) responden a las preocupaciones más comunes de los interesados en la energía fotovoltaica: nubosidad, oscilaciones interanuales, estabilidad intradiaria y lagunas estacionales. Van mucho más allá de los simples promedios GHI y permiten una comprensión más profunda y científicamente fundamentada del riesgo solar.
Para promotores e inversores, la combinación de los datos de estos mapas ayuda a responder preguntas fundamentales: ¿Qué tecnología elegir? ¿Cuál será la estabilidad de los ingresos? ¿Qué riesgos hay que tener en cuenta en la financiación y las operaciones? Y para los responsables políticos, aportan claridad sobre cómo puede integrarse la energía solar en los diversos sistemas energéticos regionales.
En Solargis, nuestra misión no es sólo ofrecer datos solares precisos, sino también proporcionar las herramientas visuales y analíticas que hacen que estos datos tengan sentido. Los mapas son una parte esencial de ese viaje.
