Actualizado el 16 de febrero de 2026
Las sombras suelen ser una fuente importante de preocupación en los sistemas fotovoltaicos. Además de reducir la eficiencia del sistema y causar insatisfacción en los clientes, en algunos casos pueden generar puntos calientes.hotspots), cuando las sombras caen de forma muy localizada sobre sólo unas pocas celdas de un módulo fotovoltaico.
A muchos diseñadores les preocupa instalar módulos lejos de las sombras. Las sombras deben evitarse a toda costa, pero sabemos que en muchas situaciones esto es simplemente imposible. Los sistemas fotovoltaicos instalados en zonas urbanas están expuestos a las sombras causadas por árboles, antenas, chimeneas y edificios vecinos durante ciertas horas del día.
Incluso con cierta sombra sobre una parte de los módulos fotovoltaicos, el sistema fotovoltaico puede seguir siendo viable. El diseñador debe comprender las consecuencias de la sombra en el sistema para tomar la mejor decisión. La ubicación de instalación de los módulos y la elección correcta del inversor son las principales decisiones que deben tomarse.
El primer paso para comprender qué le sucede al sistema fotovoltaico cuando está a la sombra es entender cómo caerán las sombras sobre los módulos y cuáles serán las consecuencias para ellos.
Sombras en el sistema fotovoltaico.
Las sombras pueden aparecer por diversas razones: nubes, edificios cercanos, tanques de agua, antenas, torres o cualquier objeto cercano a la instalación. El peor escenario es lo que llamamos sombreado parcial. En otras palabras, ocurre cuando las sombras solo afectan a una parte de los módulos de una instalación.
Este tipo de sombra es causada por objetos cercanos que producen sombras localizadas que se extienden parcialmente sobre la superficie de los módulos fotovoltaicos. La sombra parcial, a diferencia de la sombra total, modifica el comportamiento eléctrico del sistema fotovoltaico y puede llevarlo a un punto de funcionamiento de baja potencia, reduciendo significativamente la generación de energía.
Para comprender el efecto del sombreado parcial, analicemos las curvas eléctricas de corriente, voltaje y potencia de los módulos fotovoltaicos. Se recomienda leer el artículo. Comprender las curvas IV y PV de los módulos fotovoltaicos, que explica qué son las curvas IV (corriente x voltaje) y PV (potencia x voltaje) de los módulos y sistemas fotovoltaicos.
Curvas IV de módulos conectados en serie.
Los módulos conectados en serie son muy comunes en los sistemas fotovoltaicos. En el mercado fotovoltaico, la conexión en serie se conoce como "string". La forma más sencilla de analizar el comportamiento de un sistema con sombreado parcial es a partir de las curvas IV y FV de los strings o conjuntos fotovoltaicos (conjuntos de strings conectados en paralelo).
Los módulos conectados en serie generan cadenas con una tensión de salida igual a la suma de las tensiones de cada módulo. La figura a continuación lo ilustra. En este ejemplo, tenemos dos módulos conectados en serie. La tensión de circuito abierto (tensión máxima de la cadena) es igual a 2 x Voc, donde Voc es la tensión de circuito abierto de un solo módulo. En este caso, consideramos que los dos módulos conectados en serie son idénticos.
Siguiendo observando la figura a continuación, observamos que la corriente máxima (Isc) de la cadena no varía; es decir, sigue siendo igual a la corriente máxima de cada uno de los módulos conectados en serie. Esta corriente máxima se denomina corriente de cortocircuito.
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Influencia de la irradiancia
Comencemos analizando el efecto de la sombra con el caso más simple, que es cuando la sombra alcanza uniformemente todos los módulos de una cadena. En otras palabras, el sistema fotovoltaico recibe una menor cantidad de luz, al estar bajo el efecto de una sombra, pero todos los módulos reciben exactamente la misma radiación solar. Este es un caso típico de sombra causada por nubes.
La curva IV de un módulo fotovoltaico cambia según la irradiancia recibida. La imagen a continuación muestra la influencia de la irradiancia en la corriente de cortocircuito (Isc) de la cadena. La irradiancia es una medida de la intensidad luminosa que corresponde a la potencia luminosa (W) por área (m²). Para fines de análisis, podemos considerar que esta influencia es lineal; es decir, si la irradiancia se reduce a la mitad, la corriente de cortocircuito se reduce a la mitad.
Así, podemos escribir la siguiente ecuación, donde k es una constante y G es la irradiancia de la luz solar (W/m2), que puede aumentar o disminuir con la presencia de nubes: ISC=kG Como la potencia suministrada por el módulo fotovoltaico es igual al producto de la corriente por la tensión, la reducción de la intensidad de la luz que recibe el módulo se traduce en una reducción de la potencia suministrada por éste.
Este es el único efecto del sombreado uniforme (que, en otras palabras, consiste simplemente en la reducción de la intensidad de la luz incidente). Sin embargo, esta situación no altera el comportamiento eléctrico de los módulos ni de la cadena; es decir, no modifica la forma de la curva IV ni de la curva fotovoltaica.
En la figura a continuación, se observan las curvas IV (corriente x voltaje) de una cadena fotovoltaica genérica para diferentes niveles de irradiancia solar, con irradiancias que van desde 200 W/m² hasta 2 W/m². Se observa un desplazamiento de la gráfica hacia arriba o hacia abajo, sin modificar la forma de la curva IV.
Curvas IV y PV con sombreado parcial de cuerdas
Finalmente, al comprender cómo las curvas IV se suman horizontalmente a medida que los módulos se conectan en serie, y al saber cómo la irradiancia influye en la curva IV, es posible comprender el comportamiento de una curva IV en un sistema sombreado (total o parcialmente).
Caso 1: Cadena con sombreado uniforme
Como primer ejemplo, consideremos una cadena de 10 módulos de 370 Wp (potencia de la cadena = 3,7 kWp), con sombreado uniforme (este es el caso que analizamos en la sección anterior). En el ejemplo se utilizó el módulo BYD mono-PERC 370M6K-36 [3]. Este sería un caso típico de una nube que sombrea todos los módulos de forma idéntica. Los 10 módulos, incluso con sombreado uniforme, reciben la misma irradiancia.
A continuación, se muestran las curvas IV y FV de este conjunto de módulos sombreados. La curva FV se genera multiplicando los valores de tensión y corriente, punto por punto, del gráfico IV. En el gráfico IV ilustrado, la corriente de cortocircuito es ligeramente superior a 1,6 A, muy por debajo del valor nominal, lo que indica que los módulos solares reciben una baja intensidad de luz. La potencia máxima de la cadena es de unos 600 W, como se observa en el segundo gráfico (curva FV).
Cuando la cadena está sombreada uniformemente (y no parcialmente sombreada), la curva IV solo tiene una rodilla y la curva PV solo tiene un pico o punto de máxima potencia.
En esta situación, al existir un único punto de máxima potencia, la potencia del sistema fotovoltaico convergerá a este punto sin dificultad, mediante el algoritmo de seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT – Maximum Power Point Tracking) en el inversor.
Caso 2: cadena con sombreado parcial de módulos
Como segundo ejemplo, consideremos la misma cadena de 10 módulos, donde 8 reciben 800 W/m² y 2, 400 W/m². La curva IV de la cadena se modifica, con la aparición de dos codos. En consecuencia, en la curva fotovoltaica aparecen dos picos de potencia, como se puede observar en los siguientes gráficos.
La curva fotovoltaica del sistema parcialmente sombreado presenta dos puntos máximos: el punto máximo global (máxima potencia) y el punto máximo local (mínima potencia). El inversor fotovoltaico, mediante su algoritmo MPPT, siempre buscará un punto de máxima potencia para operar, con el objetivo de maximizar la potencia y la producción energética de los módulos fotovoltaicos.
Cuando todos los módulos reciben la misma intensidad luminosa, el algoritmo MPPT logra su objetivo de mejorar el rendimiento del sistema fotovoltaico. Sin embargo, cuando hay dos o más puntos de máxima potencia, el inversor puede confundirse y su funcionamiento puede converger hacia un punto de baja potencia, reduciendo la producción energética del sistema fotovoltaico.
El gran problema del sombreado parcial de los módulos fotovoltaicos reside en el hecho de que, si se deja al azar, el inversor puede encontrar un punto máximo local y permanecer allí todo el tiempo, mientras exista la sombra. Debido a esto, un sistema fotovoltaico puede funcionar muy mal.
Un caso típico en el que puede ocurrir este problema es un tejado sombreado por una chimenea. La sombra se moverá todo el tiempo, según el movimiento del Sol por el cielo.
En cualquier momento del día, algunos módulos estarán sombreados, lo que provocará múltiples puntos de máxima potencia en la curva del sistema fotovoltaico. Es muy probable que, en situaciones como esta, la mayoría de los inversores no puedan maximizar la potencia del sistema fotovoltaico, ya que el algoritmo MPPT se queda atascado en un máximo local y no detecta la existencia del máximo global, que sería el punto de funcionamiento ideal.
Casos prácticos
Para comprender lo que ocurre en la práctica, consideremos valores reales de irradiancia. Consideremos dos momentos: la madrugada (8:12 h) y el mediodía (200:1000 h). A primera hora de la mañana, se considerará una irradiancia de 17 W/m² y, al mediodía, de XNUMX W/m². En ambos casos, se asumirá que el porcentaje de irradiancia difusa es del XNUMX % de la irradiancia global.
En otras palabras, un módulo sombreado recibirá sólo el 17% de la irradiancia recibida por un módulo no sombreado. El porcentaje de irradiación difusa varía según la región y la estación, pero el 17% es un buen valor a considerar como ejemplo.
Caso práctico 1: sombreado parcial temprano en la mañana
Considerando la misma cadena de 10 módulos, con 2 módulos sombreados por objetos fijos cercanos, obtenemos las curvas IV y PV para las 8:00 que se muestran a continuación. La situación de la cadena es la misma que la del ejemplo anterior, pero reproducimos la figura a continuación para mayor comodidad.
En este caso, si el inversor trabaja en el peor punto (máximo local), el sistema fotovoltaico perderá 421 W de potencia, trabajando con una potencia de sólo 140 W. Si estuviera trabajando al máximo global, el valor pico de la curva fotovoltaica, estaría trabajando con una potencia de 561 W.
Caso práctico 2: sombreado parcial al mediodía
En este caso, la pérdida por trabajar en el punto máximo local es mucho mayor, por encima de los 2.100 W. En el momento del día en el que el sistema fotovoltaico debería tener su mejor rendimiento, su punto de funcionamiento puede quedarse estancado en un máximo local.
Dependiendo de cuánto dure esta situación de sombra, las pérdidas de generación de energía pueden tener un gran impacto si el inversor no tiene la capacidad de buscar la potencia global máxima, en lugar de quedarse estancado en algún máximo local.
En un caso como el mostrado arriba, a las 12:XNUMX horas el sistema fotovoltaico estaría funcionando a una potencia muy reducida, muy por debajo de la potencia máxima que teóricamente se podría alcanzar.
Desafortunadamente, la mayoría de los inversores disponibles en el mercado no tienen la capacidad de alcanzar la máxima potencia global, y poca gente lo sabe. Muchos consumidores (e incluso diseñadores de sistemas fotovoltaicos) desconocen el impacto del sombreado parcial debido a esta incapacidad del inversor.
Conclusión
En este artículo mostramos que el sombreado uniforme y el sombreado parcial tienen impactos diferentes en el comportamiento de los sistemas fotovoltaicos. La mejor situación de sombreado es cuando todos los módulos están sombreados de la misma manera y reciben la misma cantidad de luz.
Por otro lado, cuando solo algunos módulos de la cadena o del conjunto están sombreados, aparecen múltiples picos (puntos máximos) en la curva fotovoltaica, lo que dificulta que el algoritmo MPPT del inversor rastree el punto de máxima potencia.
En este caso, existe una alta probabilidad de que el inversor se quede atascado en un punto máximo local, lo que afecta significativamente el rendimiento del sistema fotovoltaico. El diseño de sistemas fotovoltaicos en ubicaciones con mucha sombra parcial (causada por chimeneas, torres, árboles u otros objetos cercanos) debe contemplar algún método para minimizar el impacto de este tipo de sombra.
En otros artículos analizaremos algunas estrategias para ello, que pueden incluir la modularización del sistema fotovoltaico (con disposiciones de módulos más pequeños), el uso de microinversores u optimizadores de potencia o el uso de inversores con algoritmos MPPT optimizados para la búsqueda del máximo global.
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Respuestas de 5
¡Hola! Las imágenes están actualizadas. ¡Verificar!
Abrí el artículo Entendiendo el efecto de las sombras parciales en los sistemas fotovoltaicos, de fecha 6 de marzo de 2020, y no aparecen las figuras 01 a 06.
Hice todo lo posible para cambiar la configuración del navegador e incluso desactivar el antivirus.
¿Es posible enviar este artículo en PDF?
Hola José, ¿cómo estás? A ver si aparecen las imágenes ahora 🙂
Dear,
Las imágenes ya no aparecen. Sin los gráficos, ¿fue difícil entender lo que se decía? ¿Puedes ajustarlo para que pueda leer el artículo completo con imágenes? ¡gracias!
Hola buenos días, es muy interesante el artículo titulado: “Comprender el efecto de las sombras parciales en los sistemas fotovoltaicos”. Realmente no sabía que existía tal impacto cuando los módulos se someten a sombra parcial. Me gustaría saber, si es posible, qué inversores tenemos en el mercado que tienen la capacidad de superar este problema, es decir, aquellos que realmente pueden rastrear el punto de máxima potencia global. Agradezco desde ya.