De kWp a kWh: calcular la producción solar

1kWp y kWh: dos magnitudes que a menudo se confunden

El kilovatio pico, abreviado kWp, es una potencia. Describe lo que entrega un módulo en condiciones de ensayo normalizadas: 1.000 vatios de irradiación por metro cuadrado, 25 grados de temperatura del módulo y un espectro de luz definido. En la práctica, esas condiciones rara vez se dan todas a la vez, así que el kWp no es una previsión, sino una referencia que permite comparar módulos de distintos fabricantes.

El kilovatio hora, kWh, es en cambio una cantidad de energía: potencia por tiempo. Es la magnitud que aparece en tu factura de la luz y la que quieres sustituir con la instalación. Un módulo de 500 vatios pico que funciona una hora en condiciones de ensayo entrega 0,5 kilovatios hora.

Entre ambos está el rendimiento anual específico en kWh por kWp. Resume con qué frecuencia y con qué intensidad brilla el sol sobre tu superficie en tu ubicación y cuánto de eso llega al contador tras todas las pérdidas. Es el único valor que necesitas conocer para pasar del tamaño de la instalación al rendimiento.

El cálculo es entonces sencillo: tamaño de la instalación en kWp por rendimiento anual específico da el rendimiento anual en kWh. Una instalación de 5 kWp en Berlín con unos 1.000 kWh por kWp produce, por tanto, unos 5.000 kilovatios hora al año.

2La ubicación fija la cifra de partida

El rendimiento anual específico depende ante todo de la ubicación. SolarFinder lo calcula con datos horarios de irradiación de PVGIS, el servicio del Centro Común de Investigación de la Comisión Europea, para exactamente tu ubicación y tu orientación. Orientado al sur con 35 grados de inclinación, PVGIS da como media de los años 2005 a 2020: Viena 1.121 kilovatios hora por kilovatio pico, Múnich 1.065, Berlín 1.007, Colonia 987 y Hamburgo 928.

Entre Hamburgo y Múnich hay, por tanto, una diferencia de un 15 por ciento aproximadamente. Es más que la diferencia entre un tejado al sur y uno al suroeste: la ubicación es la palanca más fuerte y, por desgracia, también la que no se puede cambiar.

Para una primera estimación basta una clasificación aproximada: el norte de Alemania y la región Rin-Ruhr, unos 930 a 990; el centro y el este, 1.000 a 1.030; el sur de Alemania, alrededor de 1.070; Austria, 1.070 a 1.150. Si lo quieres más preciso, introduce en SolarFinder tu localidad o tu código postal y la app calculará con los datos de PVGIS de ese lugar. Los valores de 13 ciudades, también para este, oeste y módulos verticales, están en las páginas de ciudades (en alemán).

Como regla práctica, la orientación y la inclinación actúan como factores sobre esta cifra de partida; así calcula también la estimación inmediata de la calculadora antes de que se carguen los datos de PVGIS. Un tejado al suroeste con 0,96 y una inclinación de 30 grados con 0,99 dan en Berlín 1.007 por 0,96 por 0,99, es decir, unos 960 kilovatios hora por kilovatio pico. Cómo determinar estos dos valores para tu tejado se explica en la guía sobre orientación e inclinación del tejado.

3De la potencia al número de placas y a la superficie

Un módulo estándar tiene hoy de 400 a 500 vatios pico y mide unos 1,76 por 1,13 metros, es decir, algo menos de 2,0 metros cuadrados. Con el marco y la separación de montaje, en la práctica se calcula con unos 2,2 metros cuadrados por módulo.

El número de placas sale directamente: tamaño de la instalación en vatios dividido por la potencia del módulo. Para 5 kWp con módulos de 500 vatios son diez placas; para 3 kWp, seis; para 10 kWp, veinte. La superficie resulta del número de placas por 2,2 metros cuadrados: 13, 22 y 44 metros cuadrados respectivamente.

En los tejados inclinados, la superficie aprovechable es menor que la del tejado. Las distancias a la cumbrera, al alero y al borde lateral, las ventanas de tejado, las buhardillas, las chimeneas y las distancias de seguridad se comen normalmente entre un 15 y un 30 por ciento. De 60 metros cuadrados de tejado quedan enseguida 45 aprovechables, suficientes para unas 20 placas y, por tanto, 10 kWp.

En las cubiertas planas rige otra regla. Allí las estructuras se colocan libremente, pero las filas no deben hacerse sombra entre sí. Como regla práctica se necesita de dos a tres veces la superficie de los módulos si se inclinan hacia el sur; con una disposición este-oeste plana, bastante menos, porque los módulos pueden ir muy juntos.

4¿Qué tamaño debe tener la instalación para mi consumo?

La idea obvia, instalar tanto como consumo, lleva a engaño. Una instalación que cubre sobre el papel el consumo anual no lo cubre a lo largo del día: produce demasiado al mediodía en verano y demasiado poco en diciembre.

Para el dimensionado se ha impuesto por eso otra regla práctica: unos 0,3 a 0,4 vatios pico por kilovatio hora de consumo anual si no se prevé batería. Un hogar con 3.500 kilovatios hora llega así a 1,0 a 1,4 kWp, el tamaño de una instalación de balcón, que cubre sobre todo la carga base.

Con batería, bomba de calor o coche eléctrico la cifra sube claramente. Entonces se calcula más bien con 1,0 a 1,5 vatios pico por kilovatio hora de consumo anual, porque se puede aprovechar realmente una parte mayor del excedente de verano.

Y por último está el enfoque contrario: llenar el tejado sin más. Como los costes de montaje por módulo bajan con el tamaño de la instalación y la tarifa de inyección al menos paga el excedente, la instalación más grande suele ser la más rentable, aunque baje la cuota de autoconsumo. Qué camino es mejor depende de si optimizas para la máxima rentabilidad o para la máxima independencia.

5La curva anual: por qué el invierno aporta tan poco

El rendimiento anual se reparte de forma muy desigual. La estimación inmediata de SolarFinder calcula con cuotas mensuales del 2,2 por ciento en enero, 4,0 en febrero, 8,3 en marzo, 10,5 en abril, 12,5 en mayo, 13,5 en junio, 13,3 en julio, 12,1 en agosto, 9,1 en septiembre, 6,9 en octubre, 4,8 en noviembre y 2,6 en diciembre. Con los datos de PVGIS, el reparto sale de los valores horarios de tu ubicación y difiere algo según el año meteorológico.

Eso significa que los cuatro meses de noviembre a febrero aportan juntos el 13,6 por ciento del rendimiento anual, exactamente lo mismo que junio solo. Quien espera autarquía en diciembre cuenta con una vigésima parte de la producción de junio.

En la práctica, para una instalación de 5 kWp en Berlín con unos 5.000 kilovatios hora al año, eso supone unos 675 kilovatios hora en junio, algo más de 22 al día, y unos 130 en diciembre, algo más de cuatro al día. Y ese valor de diciembre es una media: en un día nublado es menos de un kilovatio hora; en un día claro de helada, bastante más.

Este reparto es la razón por la que una instalación fotovoltaica en Europa central no puede dar un suministro completo y por la que el almacenamiento estacional con baterías no funciona. Una batería salva la noche, no el invierno.

6Lo que se traga el performance ratio

Entre la radiación que cae sobre los módulos y la electricidad que pasa por el contador hay varias fuentes de pérdidas. Se resumen en una cifra: el performance ratio. La estimación inmediata de SolarFinder calcula con 0,82, lo que corresponde a una instalación sobre tejado bien diseñada. Con los datos de PVGIS, la app aplica un 18 por ciento de pérdidas del sistema (cables, inversor, suciedad, envejecimiento); PVGIS calcula además las pérdidas por temperatura y reflexión a partir del tiempo de cada hora.

La mayor parte corresponde a la temperatura. Los módulos pierden alrededor de un 0,35 por ciento de potencia por cada grado por encima de 25 grados Celsius. En un día de pleno verano, la parte trasera del módulo alcanza de 60 a 70 grados, lo que cuesta entre un 12 y un 16 por ciento. Precisamente por eso muchas instalaciones producen más en mayo que en julio.

A eso se suman el rendimiento del inversor, del 96 al 98 por ciento, las pérdidas en los cables, de uno a dos por ciento, la suciedad, de uno a tres por ciento según la inclinación y la ubicación, y las tolerancias en el conexionado cuando los módulos tienen potencias distintas.

Las instalaciones con mala ventilación trasera, como los sistemas integrados en el tejado o los módulos pegados en plano sobre chapa, se quedan más bien en 0,78; las instalaciones en suelo muy bien ventiladas llegan a 0,85. Quien compara una previsión debería preguntar siempre con qué performance ratio se ha calculado. La diferencia entre 0,78 y 0,85 son casi nueve puntos porcentuales del rendimiento anual.

7El inversor y la regla del 60 por ciento

Dos cosas limitan cuánto de la energía generada llega realmente al contador: el dimensionado del inversor y los límites legales de inyección.

Infradimensionar el inversor es habitual y sensato. Un equipo de 4 kW en una instalación de 5 kWp, una relación de 0,8, solo recorta los escasos picos. Como en Europa central casi nunca se alcanza la plena carga, eso cuesta menos de un uno por ciento del rendimiento anual y ahorra de forma notable en la compra. SolarFinder lo refleja: si introduces la potencia del inversor, ves el recorte directamente en el resultado.

El segundo límite es legal. En Alemania, desde principios de 2025, las instalaciones nuevas solo pueden inyectar el 60 por ciento de la potencia instalada mientras no haya un sistema de medición inteligente. Con un contador inteligente o en la comercialización directa, el límite desaparece. Es la norma que mucha gente busca como «regla del 60 por ciento»; la antigua regla del 70 por ciento, vigente hasta 2023, ya no existe para instalaciones nuevas. Otros países tienen sus propias normas, así que consulta a tu distribuidora.

La distinción importante: lo que se limita es la inyección, no la generación. Lo que consumes tú mismo no cuenta para el límite. En un hogar con mucho autoconsumo o con batería, la pérdida es por tanto pequeña. Pero la normativa cambia con regularidad, así que pide a tu distribuidora que te confirme la situación actual antes de dimensionar en función de ella.

8Por qué las calculadoras dan cifras distintas

Introduce el mismo tejado en tres calculadoras y obtendrás tres resultados. Rara vez se debe a errores y casi siempre a supuestos distintos.

La primera fuente son los datos de irradiación. Algunas herramientas usan datos de satélite como PVGIS; otras calculan con un modelo climático basado en la latitud. Ambas cosas son legítimas, pero para el mismo lugar difieren entre un cinco y un diez por ciento, aunque solo sea porque promedian periodos de referencia distintos. SolarFinder muestra de inmediato una estimación a partir de un modelo de latitud y la sustituye automáticamente en cuanto se cargan los valores horarios de PVGIS para tu ubicación: una simulación hora a hora con el año meteorológico 2019 y un 18 por ciento de pérdidas del sistema. Solo sin conexión con PVGIS se queda la estimación. 2019 fue algo más soleado que la media; en la media de 2005 a 2020 los valores son, según el lugar, hasta un cinco por ciento más bajos. El informe impreso indica qué base de datos se ha usado, y en cualquier conversación sobre un presupuesto debería indicarse siempre.

La segunda fuente es el performance ratio. Entre 0,78 y 0,85 hay casi nueve puntos porcentuales, y muchas calculadoras no indican su valor.

La tercera es el tratamiento de las sombras. Ninguna calculadora puede saber por un código postal si hay un árbol delante del tejado. Algunas aplican un cinco por ciento fijo de pérdidas por sombra; otras, nada. En un tejado que de verdad tiene sombra, ambas se equivocan.

Como usuario ayuda una regla sencilla: no compares nunca las cifras absolutas de dos calculadoras, sino usa una sola calculadora para comparar variantes del mismo tejado. Sur o suroeste, 4 o 6 kWp, con o sin batería: esas comparaciones son fiables dentro de un mismo modelo, aunque la cifra absoluta siga siendo una estimación.

9Un ejemplo de principio a fin

Un hogar en Colonia consume 4.200 kilovatios hora al año. El tejado mira al suroeste, tiene 35 grados de inclinación y ofrece unos 40 metros cuadrados de superficie aprovechable.

Paso uno, el rendimiento específico: orientado al sur con 35 grados de inclinación, Colonia da unos 990 kilovatios hora por kilovatio pico según la media de PVGIS. El suroeste aporta un factor práctico de 0,96, y 35 grados de inclinación están prácticamente en el óptimo, con 1,00. Quedan unos 950 kilovatios hora por kilovatio pico.

Paso dos, el tamaño: 40 metros cuadrados divididos entre 2,2 dan 18 placas. Con 450 vatios por placa, son 8,1 kWp.

Paso tres, el rendimiento: 8,1 por 950 da unos 7.700 kilovatios hora al año, bastante más que el consumo de 4.200.

Paso cuatro, ponerlo en contexto: sin batería se consume directamente, por lo general, entre una cuarta y una tercera parte, es decir, de 1.900 a 2.600 kilovatios hora. El resto va a la red. Si compensa llenar todo el tejado depende, por tanto, de la relación entre el precio de la instalación, el precio de la electricidad y la tarifa de inyección, y de si más adelante se añade una bomba de calor o un coche eléctrico que aumentarían el autoconsumo.

10Qué hace el rendimiento a lo largo de veinte años

Todas las cifras hasta ahora describen un solo año. Pero una instalación fotovoltaica se construye para dos o tres décadas, y en ese tiempo el rendimiento cambia de dos maneras.

La primera es la degradación de los módulos. Los módulos de silicio cristalino pierden entre un uno y un dos por ciento el primer año, un efecto único con la primera exposición a la luz, y después alrededor de un 0,4 a 0,5 por ciento al año. Los fabricantes suelen garantizar entre el 84 y el 87 por ciento de la potencia nominal tras 25 años. Promediado sobre toda la vida útil, el rendimiento queda así en un 92 por ciento del valor inicial. Para un cálculo de rentabilidad eso significa: quien extrapola el rendimiento del primer año a 25 años sobrestima el total en un ocho por ciento aproximadamente.

El segundo cambio es el tiempo meteorológico. El rendimiento anual específico es una media; cada año oscila en torno a ella entre un cinco y un diez por ciento arriba o abajo. Un año con poco sol como 2010 quedó claramente por debajo de la media; un año récord como 2018, claramente por encima. En veinte años eso se compensa, pero en el primer año tras la instalación puede generar inquietud si la instalación no alcanza la previsión.

Hay un tercer punto de relevancia práctica que a menudo se pasa por alto: el inversor rara vez dura tanto como los módulos. Tras doce a quince años suele tocar sustituirlo. Quien hace un cálculo de amortización a veinte años debería prever ese cambio, que cuesta entre 800 y 2.000 euros según el tamaño de la instalación.

En resumen: usa el rendimiento del primer año para dimensionar la instalación, pero alrededor del 92 por ciento de él para valorar la rentabilidad a lo largo de la vida útil, y prevé un cambio de inversor en algún momento intermedio.

11Errores frecuentes

Tratar kWp y kWh como lo mismo. La potencia indicada en el módulo no dice nada sobre cuánto tiempo brilla el sol.

Calcular con la superficie del tejado en lugar de la aprovechable. Las distancias, las ventanas y las buhardillas cuestan entre un 15 y un 30 por ciento.

Extrapolar el rendimiento de verano. Junio y diciembre difieren en un factor de cinco.

Dimensionar la instalación exactamente según el consumo anual. El consumo anual no dice nada de la curva diaria, y solo esta decide cuánta electricidad se usa en casa.

Comparar cifras absolutas de distintas calculadoras. Distintas fuentes de datos y distintos performance ratio explican casi cualquier diferencia.

Confundir el límite de inyección con un límite de generación. Solo se limita lo que va a la red; el autoconsumo no se ve afectado.