Ratio DC/AC en Fotovoltaica: Cómo Optimizar el Diseño de tu Inversor
Introducción
Si estás diseñando una planta fotovoltaica, una de las decisiones más críticas (y a menudo mal entendidas) es: ¿cuánta potencia DC de paneles debo conectar a cada inversor? La respuesta no es simplemente “1 MWp de paneles a 1 MW de inversor”. En la práctica, las plantas modernas en España operan con ratios DC/AC de 1,2 a 1,4, lo que significa que conectas un 20-40% más de potencia de paneles que la capacidad nominal del inversor.
Esta técnica, conocida como oversizing o sobredimensionamiento, permite capturar más energía durante las horas de baja/media irradiancia (que son la mayoría del día), a costa de “perder” (clipping) algo de energía en los picos de irradiancia máxima. Pero, ¿cuál es el ratio óptimo para tu proyecto específico?
La respuesta depende de múltiples factores: irradiancia local, precio de mercado, coste de paneles vs inversores, perfil de consumo (si es autoconsumo), y restricciones de red. En este artículo, desglosaremos la física y la economía detrás del ratio DC/AC, analizaremos rangos típicos en diferentes zonas de España, y presentaremos casos de estudio con datos reales.
1. ¿Qué es el ratio DC/AC?
Definición
Ejemplo:
- Paneles instalados: 12 MWp DC
- Inversor: 10 MW AC
- Ratio DC/AC = 12 / 10 = 1,2
¿Por qué sobredimensionar?
Los paneles rara vez operan a potencia máxima (STC: 1000 W/m², 25°C). En condiciones reales:
| Condición | Irradiancia Típica | Potencia Real (% de STC) |
|---|---|---|
| Amanecer/Atardecer | 100-300 W/m² | 10-30% |
| Mañana/Tarde | 400-700 W/m² | 40-70% |
| Mediodía (verano) | 900-1100 W/m² | 90-110% |
| Mediodía (invierno) | 600-800 W/m² | 60-80% |
El inversor está infrautilizado el 80% del tiempo si el ratio es 1,0. Al aumentar el ratio a 1,3, aprovechas mejor la capacidad del inversor durante las horas de baja/media irradiancia.
2. Ventajas y desventajas del oversizing
Ventajas
| Beneficio | Impacto |
|---|---|
| Mayor producción anual | +8-12% de energía total (vs ratio 1,0) |
| Mejor aprovechamiento en días nublados | Produce más en condiciones subóptimas |
| Menor LCOE | Más kWh por € invertido |
| Menor coste por kWp DC | Ahorras en inversores (componente caro) |
| Arranque más temprano | Genera desde irradiancias más bajas |
Desventajas
| Inconveniente | Impacto |
|---|---|
| Clipping loss | Pérdida de producción en picos (1-5% según ratio) |
| Estrés térmico en inversor | Puede reducir vida útil si está mal ventilado |
| Mayor CAPEX en paneles | Necesitas más superficie y estructura |
| Limitación de potencia | Si el PPA o acceso a red limita potencia AC |
El arte está en encontrar el punto óptimo donde maximizas ingresos sin perder energía valiosa por clipping.
3. ¿Qué es el clipping loss?
Definición
Clipping (recorte) ocurre cuando la potencia DC generada por los paneles excede la capacidad AC del inversor. El inversor “recorta” el exceso, limitando la salida a su potencia máxima.
Ejemplo numérico
Planta 10 MWp con inversor 8 MW (ratio 1,25)
| Hora | Irradiancia | Potencia DC generada | Potencia AC del inversor | Clipping |
|---|---|---|---|---|
| 10:00 | 600 W/m² | 6,0 MW | 6,0 MW | 0 MW |
| 12:00 | 950 W/m² | 9,5 MW | 8,0 MW | 1,5 MW 🔴 |
| 14:00 | 900 W/m² | 9,0 MW | 8,0 MW | 1,0 MW 🔴 |
| 16:00 | 500 W/m² | 5,0 MW | 5,0 MW | 0 MW |
En este ejemplo, hay clipping de 12:00 a 14:00. A lo largo del año, esto puede representar 2-4% de energía perdida.
¿Cuánto clipping es aceptable?
| Clipping Loss Anual | Evaluación | Típico en Ratio |
|---|---|---|
| < 2% | Óptimo | 1,15 - 1,25 |
| 2-4% | Aceptable | 1,25 - 1,35 |
| 4-7% | Marginal | 1,35 - 1,45 |
| > 7% | Excesivo | > 1,45 |
Regla de oro: Si el clipping loss excede el 3%, estás dejando dinero sobre la mesa en los picos de precio de mercado (mediodía).
4. Cálculo del ratio óptimo
Variables a considerar
- Irradiancia local (GHI): Mayor irradiancia → menor ratio óptimo
- Distribución horaria de precios: Si el pico de precio coincide con pico solar, evita clipping
- Coste relativo paneles vs inversores: Paneles baratos → favorece ratio alto
- Temperatura ambiente: Zonas calurosas → paneles operan por debajo de STC (permite ratio mayor)
- Degradación de paneles: Ratio disminuye con el tiempo (planifica a 10 años vista)
Fórmula simplificada (para España)
Ejemplo: Sevilla
- GHI: 5,3 kWh/m²/día
- Factor de precio: 1,0 (mercado spot, sin preferencia horaria)
- Ratio óptimo ≈ 1,0 + 0,3 × (5/5,3) × 1,0 ≈ 1,28
Ejemplo: Galicia
- GHI: 3,8 kWh/m²/día
- Factor de precio: 1,0
- Ratio óptimo ≈ 1,0 + 0,3 × (5/3,8) × 1,0 ≈ 1,39
Interpretación: En zonas de menor irradiancia, puedes permitirte ratios más altos porque rara vez alcanzas el pico de potencia.
5. Rangos típicos en España (2026)
Por zona climática
| Zona | GHI (kWh/m²/año) | Ratio DC/AC Típico | Clipping Loss Esperado |
|---|---|---|---|
| Andalucía | 1.900 - 2.000 | 1,20 - 1,30 | 2-3% |
| Extremadura | 1.850 - 1.950 | 1,25 - 1,32 | 2-4% |
| Castilla-La Mancha | 1.800 - 1.900 | 1,28 - 1,35 | 3-4% |
| Aragón | 1.700 - 1.800 | 1,30 - 1,38 | 3-5% |
| Galicia | 1.400 - 1.500 | 1,35 - 1,45 | 4-6% |
Por tipo de proyecto
| Tipo de Proyecto | Ratio Típico | Justificación |
|---|---|---|
| Plantas utility-scale (> 10 MW) | 1,25 - 1,32 | Balance entre producción y coste de inversores |
| Autoconsumo industrial | 1,10 - 1,20 | Prioriza no saturar en horas de consumo |
| Plantas con BESS | 1,35 - 1,45 | Batería absorbe clipping en picos |
| Plantas con seguimiento 1-eje | 1,15 - 1,25 | Tracker ya optimiza captación |
| Plantas fijas óptimamente orientadas | 1,25 - 1,35 | Estándar |
6. Casos de estudio reales
Caso A: Planta 50 MWp en Badajoz (Ratio 1,28)
Configuración:
- Paneles: 92.000 × 545 Wp = 50,14 MWp DC
- Inversores: 20 × 1,95 MW = 39 MW AC
- Ratio: 50,14 / 39 = 1,286
Resultados año 1 (2024):
- Producción bruta DC: 89,5 GWh
- Clipping loss: 2,1 GWh (2,3%)
- Producción neta AC: 87,4 GWh
- PR: 81,2%
Análisis económico:
- Energía adicional vs ratio 1,0: +7,8 GWh/año
- Ingresos adicionales: 7,8 GWh × 42 €/MWh = 327.600 €/año
- Coste adicional en paneles (vs ratio 1,0): 2,8 M€
- Payback del oversizing: 8,5 años (muy rentable)
Caso B: Planta 10 MWp en Almería (Ratio 1,22)
Configuración:
- Paneles: 18.400 × 550 Wp = 10,12 MWp DC
- Inversores: 4 × 2,07 MW = 8,28 MW AC
- Ratio: 10,12 / 8,28 = 1,222
Resultados año 1 (2025):
- Producción bruta DC: 19,1 GWh
- Clipping loss: 0,38 GWh (2,0%)
- Producción neta AC: 18,72 GWh
- PR: 82,8%
Por qué ratio más bajo en Almería:
- Irradiancia muy alta (2.080 kWh/m²/año)
- En verano, alcanza frecuentemente potencias > 100% STC
- Ratio 1,22 minimiza clipping mientras maximiza producción total
Caso C: Autoconsumo 500 kWp en Madrid (Ratio 1,12)
Configuración:
- Paneles: 896 × 560 Wp = 501,76 kWp DC
- Inversor: 450 kW AC
- Ratio: 501,76 / 450 = 1,115
Por qué ratio bajo:
- Consumo industrial: Picos de demanda coinciden con picos solares
- Objetivo: evitar verter a red (penalizado por tarifa)
- Ratio bajo asegura que nunca excede capacidad de consumo instantáneo
Resultado: 0,3% de clipping, 98% de autoconsumo
7. Impacto del ratio en diferentes tipos de inversores
Inversores centrales vs string
| Tipo Inversor | Ratio Típico | Ventaja | Desventaja |
|---|---|---|---|
| Central (> 1 MW) | 1,25 - 1,35 | Más económico, permite oversizing agresivo | Si falla, pierdes todo el campo |
| String (< 100 kW) | 1,15 - 1,25 | Redundancia, MPPT independientes | Más caro, limita oversizing |
Inversores con múltiples MPPT
Los inversores modernos tienen 2-12 MPPTs (Maximum Power Point Trackers) independientes, lo que permite:
- Orientaciones mixtas: Este + Oeste en el mismo inversor
- Oversizing por MPPT: Cada MPPT puede tener su propio ratio (ej: 1,3 en strings orientados al sur, 1,1 en este/oeste)
Estrategia avanzada: Conecta más paneles en los MPPTs de strings con orientación subóptima (este/oeste), ya que nunca alcanzarán potencia máxima simultáneamente con los strings orientados al sur.
8. Ratio DC/AC y almacenamiento (BESS)
Estrategia: Usar batería para capturar clipping
En plantas con BESS, puedes permitirte ratios más altos (1,4-1,5) porque:
- Batería absorbe picos: En vez de perder energía por clipping, la almacenas
- Arbitraje de precio: Vendes la energía almacenada en horas de mayor precio (tarde/noche)
Ejemplo: Planta 10 MWp + BESS 2 MW/4 MWh
Sin BESS (ratio 1,25):
- Clipping: 2,5% (437 MWh/año perdidos)
- Producción: 17.500 MWh/año
Con BESS (ratio 1,40):
- Clipping sin BESS sería: 5,2% (1.014 MWh/año)
- BESS captura: 800 MWh/año del clipping (79%)
- Clipping residual: 1,1% (214 MWh/año)
- Producción total: 19.536 MWh + 800 MWh cargados en batería = 20.336 MWh equivalentes
Ingresos adicionales por arbitraje:
- 800 MWh vendidos a precio pico (55 €/MWh) vs precio mediodía (30 €/MWh)
- Diferencial: 25 €/MWh × 800 = 20.000 €/año extra
9. Herramientas de simulación
Software recomendado
| Herramienta | Coste | Funcionalidad DC/AC |
|---|---|---|
| PVsyst | 1.500 €/licencia | Simulación detallada de clipping, múltiples escenarios |
| SAM (NREL) | Gratuito | Análisis financiero integrado |
| HOMER | 600 €/año | Optimización con BESS |
| Excel + PVGIS | Gratuito | Cálculo simplificado (aceptable para estudios preliminares) |
Parámetros clave a simular
- Rango de ratios: Simula 1,10 / 1,20 / 1,30 / 1,40
- Datos horarios de irradiancia: Usa TMY (Typical Meteorological Year)
- Curvas de precio: Integra precio horario OMIE del último año
- Degradación: Proyecta a 25 años con 0,5%/año
Output objetivo: Curva de VAN (Valor Actual Neto) vs ratio DC/AC
10. Errores comunes al elegir el ratio
Error #1: Copiar ratios de otros países
El ratio óptimo en Alemania (1,35-1,50) no aplica en Andalucía. Alemania tiene baja irradiancia (1.200 kWh/m²/año) vs Andalucía (2.000 kWh/m²/año).
Error #2: No considerar restricciones de red
Si tu punto de conexión limita la potencia AC a 10 MW, no sirve diseñar con inversor de 12 MW. Tu ratio máximo estará limitado por esta restricción.
Error #3: Optimizar solo para producción anual total
El objetivo no es maximizar kWh, sino maximizar ingresos. Si tu PPA paga más en horas pico de mediodía, minimiza el clipping aunque produzcas menos kWh totales.
Error #4: No planificar la degradación
Con degradación de 0,5%/año, tu ratio efectivo cae:
- Año 1: 1,30
- Año 10: 1,24
- Año 20: 1,17
Estrategia: Algunos diseñadores empiezan con ratio 1,35-1,40 sabiendo que bajará a ~1,25 en año 10 (punto óptimo a largo plazo).
Error #5: Ignorar temperatura de operación
En zonas muy calurosas (Sevilla, Córdoba), los paneles operan a 60-70°C en verano, reduciendo su potencia real un 15-20% vs STC (25°C). Esto permite ratios más altos sin clipping excesivo.
11. Conclusión: No existe un ratio “perfecto”
El ratio DC/AC óptimo depende del contexto específico de tu proyecto. No hay una respuesta universal, pero estos principios guían la decisión:
Reglas generales:
- Alta irradiancia (Andalucía, Extremadura): Ratio 1,20 - 1,30
- Media irradiancia (Castilla, Aragón): Ratio 1,25 - 1,35
- Baja irradiancia (Galicia, Asturias): Ratio 1,35 - 1,45
- Con BESS: +0,10 - 0,15 al ratio base
- Con seguimiento 1-eje: -0,05 - 0,10 al ratio base
Proceso de optimización:
- Simula tu proyecto con PVsyst o SAM (prueba ratios 1,15 / 1,25 / 1,35)
- Calcula VAN de cada escenario (producción × precio - CAPEX - OPEX)
- Elige el ratio que maximiza el VAN, no el que maximiza producción
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