Guía técnica · Dimensionamiento fotovoltaico

Cuántos paneles solares necesita una empresa

La respuesta que circula en internet es una división: los kilowatt hora del mes partidos por lo que produce un kilowatt peak. Sirve para una casa y falla para una empresa, porque bajo Net Billing la energía que inyectas vale menos que la que autoconsumes, y porque en un galpón el límite casi nunca es el consumo: es el techo. Esta guía explica el método real, con las exigencias que la SEC hace hoy a un proyecto fotovoltaico y con los datos que tienes que juntar antes de que alguien dibuje un módulo.

Dimensionar mi proyecto
Ley 21.118 · tope 300 kWDS 57 · ReglamentoRGR N°02/2024 SECExplorador SolarCurva de carga horariaCálculo estructural de cubierta
La respuesta corta

¿Cuántos paneles solares necesita mi empresa?

Los que quepan dentro de tres límites simultáneos, y manda el más restrictivo de los tres. El primero es económico: cuánta de tu energía se puede autoconsumir en el mismo instante en que se genera. El segundo es físico: cuánta superficie de cubierta queda realmente utilizable y cuánto peso admite la estructura. El tercero es regulatorio y de red: qué capacidad te autoriza la distribuidora en tu punto de conexión, bajo el tope legal de 300 kW por inmueble o instalación que fijó la Ley 21.118.

La fórmula que se repite en todas partes —consumo mensual dividido por producción por kWp— solo mira el primero de esos límites, y encima lo mira mal. Lo mira a escala mensual, cuando el fenómeno es horario. Un mes en que consumes 30.000 kWh y produces 30.000 kWh no es un mes de autoconsumo perfecto: puede ser un mes en que a mediodía inyectaste la mitad de lo que produjiste y a las ocho de la noche compraste todo a tarifa completa.

Eso importa porque el Net Billing de la Ley 21.118 es asimétrico. La energía que consumes en el momento te evita pagar la tarifa completa de la boleta, con sus cargos de distribución, transmisión y los demás componentes. La energía que inyectas se valoriza al precio que las distribuidoras traspasan a sus clientes regulados por energía, que es menor. Por eso un sistema no se dimensiona para cubrir el consumo total: se dimensiona para maximizar el consumo diurno coincidente. Y por eso el trabajo real es cruzar dos curvas horarias, no dividir dos números anuales.

Después viene el segundo límite, que en Chile es el que efectivamente frena los proyectos en galpones y bodegas: la cubierta. No la superficie total del techo, sino la superficie útil después de descontar lucernarios, extractores, equipos de clima, sombras propias y ajenas, y las vías de tránsito y pasillos técnicos que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles exige desde cierta potencia. Y sobre todo, la capacidad estructural, que se verifica con cálculo firmado.

El método que reemplaza a la fórmula

Cuatro pasos, y ninguno es opcional:

  • Levantar la curva de carga horaria real de la instalación, no el consumo mensual.
  • Estimar la curva de generación en la coordenada del techo, con la orientación y la inclinación que efectivamente va a tener.
  • Superponerlas y calcular, para distintas potencias candidatas, qué fracción de la generación se autoconsume y qué fracción se inyecta.
  • Recortar el resultado contra el límite estructural, el de superficie útil y el que autorice la distribuidora.

La potencia recomendada es el mínimo de esos cuatro techos, no el máximo. Es un trabajo de ingeniería eléctrica, no de catálogo: el fondo es el mismo cálculo que hacemos al estudiar la demanda de una instalación para definir su empalme, pasar de energía a potencia y de potencia a horario.

Nota de precisión: en esta guía no publicamos cifras de ahorro, de retorno ni de generación por ciudad. La producción de un kilowatt peak depende de la coordenada, la orientación, la inclinación y las sombras, y el propio Ministerio de Energía entrega esa cifra por punto en su Explorador Solar. Lo que sí explicamos es el método completo y los supuestos que hay detrás de cada número, para que puedas auditar cualquier propuesta que te presenten.

Paso 1

La curva de carga: el dato que casi nadie pide y que decide el proyecto

Una boleta te dice cuánta energía consumiste en el mes. La curva de carga te dice cuándo. Esa diferencia es todo el proyecto.

Lo que hay disponible depende de tu opción tarifaria y del medidor instalado. Un cliente en BT1 tiene solo energía mensual acumulada. Desde BT2 aparece la potencia: en BT3, la demanda máxima leída del mes se define como el más alto valor de las demandas integradas en períodos sucesivos de 15 minutos, así que ya hay un dato de forma y no solo de volumen. Cuando no existe registro histórico útil, lo que corresponde es medir: un analizador de redes en el tablero general durante al menos una semana representativa de operación normal, incluyendo un fin de semana. Ahí aparece lo que ninguna boleta muestra: a qué hora arranca la planta, cuándo entra la climatización, si hay peak de partida de motores y qué carga queda encendida de noche.

Qué buscamos en esa curva

  • La carga base. Lo que consume la instalación las 24 horas: servidores, cámaras de frío, bombas, iluminación de seguridad. Es la fracción que siempre se autoconsume mientras haya sol.
  • La forma del día laboral. Una meseta de 8 a 18 tiene alta coincidencia con la generación. Una que parte a las 15 y sigue hasta medianoche, muy baja, y el proyecto cambia de tamaño.
  • El fin de semana y la estacionalidad. Un colegio se vacía en enero y febrero, que son los mejores meses de radiación; una agroindustria concentra su carga en la temporada. Hay que mirar el año completo, no un mes tipo.
  • La coincidencia con el peak de refrigeración. Si tu carga grande es climatización, buena noticia: ese peak es diurno y de verano, y calza bien con el de generación solar.

Con la curva en la mano, el autoconsumo deja de ser una opinión. Para cada potencia candidata se obtienen dos números distintos que las propuestas comerciales suelen confundir: la fracción de autoconsumo, cuánto de lo generado se usa en el mismo instante, y la fracción de cobertura, cuánto de lo consumido viene del sistema. Uno chico tiene autoconsumo cercano al 100% y cobertura baja; uno grande, cobertura alta y autoconsumo bajo. El óptimo no está en ninguno de los dos extremos.

Paso 2

De kilowatt peak a kilowatt hora: cómo se estima la generación

El kilowatt peak es una etiqueta de laboratorio: la potencia del módulo en condiciones estándar de ensayo. Lo que llega a tu boleta es otra cosa, y la distancia entre ambos tiene nombre y valores conocidos.

Energía anual ≈ Potencia instalada (kWp) × Radiación anual sobre el plano de los módulos (kWh/m² al año) ÷ 1 kW/m² × (1 − pérdidas) × rendimiento del inversor

La radiación sobre el plano inclinado en la coordenada exacta del techo se obtiene del Explorador Solar del Ministerio de Energía, que entrega el recurso solar por punto del país. No es una recomendación nuestra: la Instrucción Técnica RGR N°01/2024 de la SEC, que regula la comunicación de energización de generadoras residenciales, señala expresamente que la estimación de producción de energía podrá ser calculada o simulada por algún software y nombra como ejemplo el simulador del Explorador Solar del Ministerio de Energía.

Los supuestos que hay detrás de cualquier simulación

Conviene saber qué asume la herramienta oficial, porque son los supuestos que también usan las propuestas que vas a recibir. El Explorador Solar aplica por defecto un factor de pérdidas total de 14%, desglosado así:

  • 2% por suciedad acumulada sobre el panel.
  • 3% por sombras del entorno, como árboles y construcciones.
  • 7% por imperfecciones del panel, conexiones, cableado y otras causas técnicas.
  • 3% por tiempo apagado en mantenciones.

Y si no se ingresa la eficiencia del inversor del proyecto, usa un valor estándar de 96%, promedio de muchos inversores. Son supuestos razonables como punto de partida nacional. Pero hay uno que en el norte de Chile se queda corto y hay que decirlo.

El 2% de suciedad no describe al Desierto de Atacama

El ensuciamiento, o soiling, es la pérdida más subestimada de un proyecto en el norte: la suciedad no se lava sola porque prácticamente no llueve, y con el tiempo se cementa sobre el vidrio. Un estudio de terreno y laboratorio publicado en la revista Renewable Energy, titulado Soiling in the Atacama Desert: impacts on solar performance and evaluation of cleaning techniques, reporta pérdidas anuales de energía de hasta 9,8% por suciedad cementada, y advierte que la limpieza en seco deja residuos que aceleran la cementación posterior, por lo que la limpieza húmeda resulta más efectiva a largo plazo.

La consecuencia para el dimensionamiento es directa: si el proyecto está en Calama, Antofagasta, Iquique o en una faena con polvo en suspensión, simular con el 2% por defecto sobreestima la generación. Nosotros lo ajustamos según el emplazamiento y lo asociamos a una frecuencia de limpieza, porque la pérdida por suciedad no es un dato del sitio, es un dato del sitio más el plan de mantención. Lo desarrollamos en la página de energía solar fotovoltaica para empresas.

Falta un último ajuste: la degradación. Los módulos pierden potencia con los años, y los fabricantes lo declaran como garantía lineal de rendimiento, típicamente a 20, 25 o 30 años, con tasas anuales que en el mercado se mueven aproximadamente entre 0,3% y 0,8% según el producto. No es un dato que se pueda dar en general: se lee en la ficha técnica del módulo que se va a instalar. Como referencia oficial, el material de autoconsumo del Ministerio de Energía plantea una vida útil esperada de al menos 20 años para un sistema fotovoltaico.

Paso 3

El techo: superficie útil, no superficie total

Aquí es donde se caen la mayoría de los proyectos de galpón en Chile. Y no por falta de metros cuadrados.

La superficie que ocupa un sistema depende sobre todo del montaje. Si la cubierta ya tiene inclinación y orientación aprovechables —el techo metálico de dos aguas—, los módulos van coplanares y ocupan poco más que su propia área. Si es plana o casi plana, hay que levantar estructura para dar inclinación, y aparece la separación entre filas para que una no le haga sombra a la siguiente. Esa separación es la que multiplica la superficie. El Programa Techos Solares Públicos del Ministerio de Energía publica una tabla de referencia de área libre de techo para esa segunda modalidad, calculada en tres latitudes chilenas:

kW instaladosCopiapó (lat. -27°)Santiago (lat. -33°)Parral (lat. -36°)
5 kW80 m²100 m²110 m²
10 kW140 m²170 m²190 m²
20 kW260 m²320 m²350 m²
50 kW610 m²750 m²830 m²
100 kW1.200 m²1.500 m²1.630 m²

Fuente: Ministerio de Energía, Programa Techos Solares Públicos. Son valores de dimensionado previo para montaje sobre estructura inclinada, no una constante de diseño. Mientras más al sur, más separación entre filas se necesita para el mismo kilowatt: el sol de invierno está más bajo. Del orden de 12 a 17 m² por kW en esa modalidad; coplanar sobre techo inclinado ocupa bastante menos. En el material de autoconsumo del Ministerio de Energía se usa además una referencia rápida del orden de 10 m² por kWp.

La separación entre filas se calcula, no se estima

El mismo programa publica la fórmula de distancia mínima entre filas: d = b × (cos β + sen β ÷ tg γs), donde b es el largo del módulo, β el ángulo de inclinación y γs el ángulo de incidencia del sol, calculado como γs = 90° − latitud − 23,5°. Ese 23,5 es la declinación en el solsticio de invierno: se dimensiona para el peor día del año, no para el promedio. En Copiapó eso da un sol de invierno a unos 39,5° sobre el horizonte, en Santiago unos 33,5° y en Parral unos 30,5°. Por eso la misma potencia necesita más techo mientras más al sur. La inclinación de partida es cercana a la latitud, las estructuras comerciales se fabrican en ángulos de 5°, 10°, 20° o 30° y se elige el más próximo, y la orientación óptima es el norte geométrico. El criterio de aceptación que usa el programa es simple y auditable: que la pérdida frente al óptimo sea menor al 10% de la máxima generación posible.

Lo que hay que descontar antes de multiplicar

  • Lucernarios y traslúcidos. No son superficie montable y suelen estar repartidos, lo que fragmenta el campo y obliga a más strings y más cableado.
  • Equipos existentes. Extractores, unidades exteriores de clima, chimeneas y antenas ocupan y además proyectan sombra. Cuando el edificio se está proyectando, el criterio oficial es emplazarlos en la techumbre de orientación sur, precisamente para no sombrear el futuro campo.
  • Sombras presentes y futuras. El mismo programa advierte que hay que proyectar la sombra futura: un edificio en construcción al norte del predio puede arruinar la generación de un campo ya instalado.
  • Perímetro. La RGR N°02/2024 de la SEC establece que los paneles y su estructura en ningún caso deberán sobresalir del perímetro del techo.
  • Vías de tránsito y pasillos técnicos. No es buena práctica: es exigencia, y la vemos en la sección siguiente.

Un galpón con la cubierta despejada y en buen estado es el mejor activo solar que puede tener una empresa chilena. Uno con lucernarios cada seis metros, equipos repartidos y una cubierta de 20 años sin mantención es otra conversación. Si el edificio es una nave industrial, conviene mirar esto junto con el resto de sus instalaciones: lo tratamos en la guía de climatización de galpones y bodegas.

Paso 4

¿Aguanta el techo? Lo que exige la normativa chilena vigente

Esta es la pregunta que más se posterga y la que más caro sale postergar. Tiene respuesta normativa, con umbrales concretos.

El peso que hay que considerar

Como criterio de proyecto, el Programa Techos Solares Públicos pide considerar en la cubierta una carga adicional por peso propio de al menos 15 a 20 kgf/m², equivalente al peso por metro cuadrado de los módulos y su estructura anclada. Si en vez de anclaje se usa un sistema no adherido, es decir lastre, esa carga debe aumentarse en al menos 100 kgf/m² adicionales por el peso estimado de los lastres. La diferencia entre anclar y lastrar no es un detalle de montaje: es un orden de magnitud de carga.

Cuándo la memoria estructural es obligatoria

La RGR N°02/2024 de la SEC establece que las estructuras sobre techo con potencia instalada igual o superior a 30 kW deben satisfacer, además de la normativa de edificación por viento, nieve y sismo, los requerimientos de la NCh 433 o la NCh 2369 según corresponda. Y agrega un gatillo independiente de la potencia: si el peso total del equipamiento de generación, incluidos inversores y medidas de seguridad, es mayor o igual al 10% del peso sísmico original de la estructura principal, se debe presentar memoria de cálculo de las estructuras cualquiera sea la capacidad instalada.

Quién la firma

La RGR N°01/2024 exige que la memoria de cálculo estructural venga firmada por el profesional que realizó dicho cálculo, dentro del legajo que se declara ante la SEC junto con el TE-4. No es un anexo decorativo. El anclaje, además, debe soportar las cargas de tracción y corte, mantener la estructura firme y evitar volcamientos por sismo, viento o nieve.

Accesos y vías de tránsito: superficie que se pierde

Instalaciones en techumbre desde 10 kW y bajo 30 kW deben tener infraestructura de acceso y cuerda de vida. Desde 30 kW deben tener además pasillo técnico y vía de tránsito, y la exigencia también aplica cuando varias instalaciones comparten un techo común y la capacidad total llega a 30 kW. Todo eso ocupa cubierta que hay que descontar del campo antes de calcular la potencia.

Cuándo se puede eximir

La RGR N°02/2024 permite eximir de esa infraestructura si se cumplen tres condiciones a la vez: inclinación igual o inferior a 5°, cubierta rígida de material resistente y transitable, y un tipo de construcción que permita desplazamiento seguro. Hay que respaldarlo con planos técnicos, memoria que lo justifique y el Informe Visual de Instalación y Verificación, con las áreas de tránsito señalizadas o pintadas.

Borde costero y ambientes agresivos

La misma instrucción define como zona de alta contaminación salina la franja costera de 10 km de ancho medidos desde el borde costero, y en esa franja los módulos deben cumplir la norma IEC 61701. La estructura debe ser metálica y protegida contra agentes agresivos, previniendo la corrosión electroquímica entre metales distintos. La Serena, Coquimbo, Valparaíso, Antofagasta e Iquique están en ese escenario.

Toda la estructura del equipamiento de generación se conecta a la tierra de protección. Ese cálculo y su medición son un capítulo en sí mismo, con su propio pliego: lo explicamos en la guía de puesta a tierra según el RIC N°06.

Paso 5

El límite que no está en tu techo: red, empalme y potencia autorizada

Puedes tener el consumo, el techo y la estructura, y aun así no poder instalar lo que calculaste. Estos son los tres cortes regulatorios que hay que revisar antes de comprometer una potencia.

Tope legal y capacidad autorizada no son lo mismo

La Ley 21.118 fijó en 300 kW la capacidad instalada máxima por inmueble o instalación de un cliente o usuario final. Sobre eso, el régimen del Reglamento de Generación Distribuida para Autoconsumo —el DS 57 del Ministerio de Energía— se aplica con tres conceptos que conviene distinguir, definidos en la Instrucción Técnica RGR N°02/2024 de la SEC, porque aparecen en la respuesta de la distribuidora y determinan el proyecto:

  • Capacidad Instalada Permitida. La capacidad máxima que se puede conectar en ese punto de la red sin requerir estudios adicionales ni obras adicionales.
  • Capacidad Instalada Autorizada. La que efectivamente autoriza la distribuidora en ese punto de conexión, que puede ser mayor o menor, con obras de por medio.
  • Inyección de Excedentes Autorizada. Cuánto se puede inyectar a la red. No tiene por qué coincidir con la capacidad instalada.

Esa última distinción es la que más juego da en un proyecto de autoconsumo, y casi nadie la explica. La RGR N°02/2024 establece que el sistema de limitación de inyección deberá ser instalado cuando la capacidad instalada autorizada del equipamiento de generación sea diferente a la inyección de excedentes autorizada. Traducido: si tu alimentador no admite que inyectes mucho pero tú consumes mucho de día, puedes instalar más potencia de la que estás autorizado a inyectar y controlar la exportación con un sistema de limitación. La instrucción fija los tiempos: la comunicación entre inversores y equipos de monitoreo debe operar en una ventana de 1 segundo, y el sistema debe reducir la potencia exportada a un valor igual o menor a la inyección autorizada en un máximo de 5 segundos, incluso ante falla o pérdida de comunicación de cualquiera de sus componentes.

El empalme también es un límite

La RGR N°02/2024 contempla explícitamente el caso en que la capacidad instalada del equipamiento de generación es mayor que la capacidad del empalme de consumo, y exige un esquema de protecciones específico en baja tensión: una protección general dimensionada según la capacidad de inyección permitida y, aguas abajo, una termomagnética dimensionada según la potencia del empalme de consumo, más una termomagnética de generación según la inyección autorizada y una protección de potencia inversa. Ese conjunto va en la caja de empalme o en un tablero adosado, sellado por la distribuidora. Dicho en simple: la generación propia y la potencia contratada se cruzan y hay que resolverlas juntas, por lo que conviene revisar el proyecto solar y el cálculo de potencia y empalme en la misma mesa.

Plazos y umbrales que hay que presupuestar desde el inicio

El proceso parte con la Solicitud de Conexión ante la distribuidora. Según el material oficial del Ministerio de Energía sobre generación distribuida, la distribuidora tiene entre 5 y 30 días hábiles para entregar su respuesta: 5 días hábiles para sistemas fotovoltaicos pequeños y más plazo según las características del sistema y su impacto en la red. Esa respuesta debe incluir la capacidad autorizada, la capacidad instalada permitida, las condiciones de conexión con las obras adicionales necesarias y su valorización, el modelo de contrato y el costo total de conexión. Al final del proceso viene la declaración TE-4 ante la SEC por un instalador eléctrico autorizado, que es el trámite propio de las instalaciones con generación distribuida y no debe confundirse con el TE-1 de la instalación interior: un mismo proyecto puede necesitar ambos, y lo explicamos en la guía de la declaración TE-1.

La potencia elegida también mueve exigencias documentales. Con la RGR N°01/2024 a la vista: la memoria explicativa no se exige para instalaciones fotovoltaicas de potencia menor a 10 kW; el informe de ensayos y mediciones se adjunta desde capacidad instalada mayor a 3 kW; y la protección RI centralizada es obligatoria en proyectos fotovoltaicos mayores a 100 kW. Son horas de ingeniería y componentes que se presupuestan al inicio, no a mitad de obra. Y si el proyecto se pasa de los 300 kW ya no es autoconsumo sino un proyecto de generación, con otra tramitación y otra escala: esa frontera está explicada en la guía de Net Billing. Los plazos y formularios los publica la SEC y se actualizan, así que revisa siempre el detalle vigente antes de comprometer una fecha de puesta en servicio.

Lo que se aprende en obra

Los cuatro errores que hacen que un sistema rinda menos de lo prometido

Ninguno tiene que ver con la marca del módulo. Los cuatro se cometen antes de comprar el primer panel.

01

Dimensionar con el total del mes en vez de con la hora

Es el error de origen y arrastra a todos los demás. Cuando el dimensionamiento se hace sobre el consumo mensual, el sistema queda calzado con un promedio que no existe en ningún instante del día. El resultado típico es un sistema demasiado grande que a mediodía inyecta a precio de energía lo que a las siete de la tarde recompra a tarifa completa. La corrección es barata: una semana de medición con analizador de redes en el tablero general.

02

Llenar el techo porque hay espacio

Un techo grande es una tentación, sobre todo en bodegas y centros de distribución. Pero cada kilowatt instalado por sobre lo que la operación puede autoconsumir se paga con energía que se inyecta al precio más bajo del esquema. Sí se justifica llenarlo cuando la empresa proyecta crecer su consumo diurno, electrificar procesos o incorporar cargas nuevas: eso es una decisión de negocio explícita, no una consecuencia de que sobraba superficie.

03

No verificar la cubierta antes de dibujar el layout

Es el que más obras detiene. Una cubierta con corrosión, con filtraciones o con una estructura que no fue diseñada para carga adicional obliga a rehacer el proyecto completo. El orden correcto es al revés: primero el estado y la capacidad estructural de la cubierta, con la memoria firmada cuando la normativa la exige, y recién después el campo. Si el techo hay que renovarlo, el mejor momento para instalar solar es justo después de esa renovación.

04

Pedir baterías antes de haber medido

La batería responde a una pregunta específica: respaldo ante cortes, desplazamiento de energía a horas caras o una restricción de inyección impuesta por la red. Si ninguna de las tres aplica, agrega costo y complejidad sin agregar ahorro, porque bajo Net Billing la red ya absorbe tu excedente y lo devuelve como descuento. Y si alguna aplica, se dimensiona con la misma curva horaria del sistema, no con una regla de horas de autonomía.

Si una propuesta no muestra la curva de carga con la que se dimensionó, la fracción de autoconsumo que espera alcanzar, el factor de pérdidas que usó en la simulación y quién firma el cálculo estructural de la cubierta, todavía no es un proyecto. Es una cotización de materiales con un número de ahorro al final.

Antes de dibujar nada

Los datos que pedimos para dimensionar en serio

Con esto se puede hacer un cálculo defendible. Sin esto, cualquier potencia que te propongan es un supuesto disfrazado de propuesta.

Consumo y tarifa

Boletas de los últimos doce meses completas, no solo el monto: opción tarifaria vigente, potencia contratada, potencia del empalme y número de cliente. Si hay medidor con registro horario, la descarga de datos; si no, autorización para instalar un analizador de redes una semana.

  • Horario real de operación, por turno y por día de la semana
  • Estacionalidad del año y meses de parada
  • Cargas grandes: climatización, frío, motores, bombeo

Cubierta y emplazamiento

Dirección exacta y coordenada, para consultar el recurso solar en el punto y no en la comuna. Planos de arquitectura y de estructura del techo si existen, material de cubierta y de la estructura, inclinación, orientación, año de construcción y estado.

  • Ubicación de lucernarios, equipos, ductos y antenas
  • Sombras existentes y construcciones proyectadas alrededor
  • Accesos a cubierta y espacio para escalera

Instalación eléctrica y objetivo

Diagrama unilineal si existe, fotos del tablero general y del empalme, espacio disponible en barras para las protecciones nuevas y antecedentes de la puesta a tierra. Y la pregunta que más ordena el diseño: bajar la cuenta, cubrir un crecimiento proyectado o tener respaldo llevan a sistemas distintos aunque el techo sea el mismo.

  • Tensión de servicio y si el empalme es en baja o media tensión
  • Espacio y ventilación para la sala o gabinete de inversores
  • Horizonte de permanencia en el inmueble y cargas nuevas previstas

Una pregunta previa que a veces cambia todo: si el problema que quieres resolver es agua caliente y no electricidad —un hotel, un camarín de faena, un recinto de salud—, la respuesta puede no ser fotovoltaica. Un colector térmico convierte la radiación directamente en calor, sin pasar por la electricidad. Está desarrollado en nuestra guía de energía solar térmica, con la comparación completa entre ambas tecnologías: no son sustitutos y compiten por una sola cosa, la superficie de techo bien orientada.

Preguntas frecuentes

Dimensionamiento fotovoltaico: dudas habituales

¿Cuántos paneles solares necesita mi empresa?

No hay un número que se pueda dar por teléfono. Sale de cruzar tres cosas: tu curva de carga horaria, la generación esperada en la coordenada exacta de tu techo y el espacio útil que queda en la cubierta después de descontar lucernarios, equipos, sombras y las vías de tránsito que exige la SEC. El criterio de fondo sí te lo podemos dar de entrada: en una empresa acogida a Net Billing el sistema no se dimensiona para cubrir el consumo total del mes, sino para maximizar el consumo diurno coincidente.

¿El sistema se dimensiona por el consumo o por la superficie de techo disponible?

Por los dos, y gana el más restrictivo. El consumo define la potencia que conviene económicamente; el techo define la que cabe y la que la estructura aguanta. En galpones y bodegas chilenas suele mandar el techo, y no por falta de metros cuadrados: pesan más la capacidad estructural, los lucernarios y equipos que fragmentan la superficie, y las vías de tránsito y pasillos técnicos que la Instrucción Técnica RGR N°02/2024 de la SEC exige desde los 30 kW instalados.

¿Conviene cubrir el 100% del consumo eléctrico con paneles?

Casi nunca, por la asimetría del Net Billing. La energía que autoconsumes te evita pagar la tarifa completa de la boleta; la que inyectas se valoriza al precio que la distribuidora traspasa a sus clientes regulados por energía, que es menor. Un sistema calzado con las horas en que efectivamente consumes rinde más que uno grande que inyecta la mitad de lo que produce. Cubrir el 100% del consumo anual solo tiene sentido con una operación diurna, continua y de baja estacionalidad.

¿Cuánta superficie de techo se necesita por cada kWp instalado?

Depende sobre todo del montaje: coplanar sobre una cubierta ya inclinada ocupa poco más que el área de los módulos, mientras que sobre estructura inclinada en techo plano hay que separar las filas para que no se den sombra. El Programa Techos Solares Públicos del Ministerio de Energía publica una tabla de área libre de techo para esa segunda modalidad: 1.200 m² en Copiapó, 1.500 m² en Santiago y 1.630 m² en Parral para 100 kW instalados, y 260, 320 y 350 m² para 20 kW. Es decir, del orden de 12 a 17 m² por kW.

¿Cuánto genera un kWp al año en el norte de Chile y cuánto en la zona central?

No damos una cifra de memoria porque cambia con la coordenada, la orientación, la inclinación y las sombras del sitio. El cálculo se hace en el Explorador Solar del Ministerio de Energía sobre el punto exacto del techo, y la Instrucción Técnica RGR N°01/2024 de la SEC lo nombra como herramienta aceptada para estimar la producción en la memoria del proyecto. Conviene saber qué supone esa herramienta: por defecto aplica un factor de pérdidas de 14%, desglosado en 2% por suciedad sobre el panel, 3% por sombras del entorno, 7% por imperfecciones, conexiones y cableado y 3% por tiempo apagado en mantenciones, más una eficiencia de inversor de 96% si no ingresas la de tu equipo.

¿Qué pasa si mi consumo es nocturno o de fin de semana?

Cambia el proyecto completo y hay que decirlo antes de cotizar. Si la carga relevante ocurre de noche o el fin de semana, la coincidencia entre generación y consumo es baja, casi todo lo producido se inyecta y se valoriza al precio de energía en vez de evitarte la tarifa completa. En ese escenario el sistema rentable suele ser mucho más chico de lo que cabe en el techo, y a veces la respuesta correcta es partir por la carga y no por los paneles: qué equipo se puede desplazar al horario solar.

¿El techo de mi galpón o bodega aguanta el peso de los paneles?

Se responde con cálculo, no con criterio, y antes de dibujar nada. Como referencia de proyecto, el Programa Techos Solares Públicos del Ministerio de Energía pide considerar en la cubierta una carga adicional de al menos 15 a 20 kgf/m² por peso propio de módulos y estructura anclada, y al menos 100 kgf/m² adicionales si la fijación es por lastre. La Instrucción Técnica RGR N°02/2024 de la SEC establece además que las estructuras sobre techo desde 30 kW deben satisfacer la NCh 433 o la NCh 2369 según corresponda, y que si el peso total del equipamiento de generación, incluidos inversores y medidas de seguridad, alcanza o supera el 10% del peso sísmico original de la estructura principal, hay que presentar memoria de cálculo estructural sin importar la capacidad instalada.

¿Necesito baterías para que el proyecto tenga sentido?

No como regla. Bajo Net Billing la red ya absorbe tus excedentes y te los devuelve como descuento en la boleta, así que la batería no es un requisito para que el sistema funcione. Se justifica cuando hay un objetivo que la red no resuelve: respaldo ante cortes en una operación crítica, desplazamiento de energía hacia horas de punta o una restricción de inyección impuesta por la distribuidora. Los sistemas de almacenamiento con baterías tienen su propia instrucción técnica en la SEC, la RGR N°06, y su propia documentación.

¿Cuál es el límite de potencia para acogerse al Net Billing?

La Ley 21.118 fijó en 300 kW la capacidad instalada máxima por inmueble o instalación de un usuario final. Ese es el techo legal, no una garantía: dentro del régimen del Reglamento de Generación Distribuida para Autoconsumo, el DS 57 del Ministerio de Energía, la Instrucción Técnica RGR N°02/2024 de la SEC define además una Capacidad Instalada Permitida y una Inyección de Excedentes Autorizada que dependen del alimentador al que te conectas, y la distribuidora puede autorizar menos. Cuando la capacidad instalada autorizada es distinta de la inyección de excedentes autorizada, la RGR N°02/2024 obliga a instalar un sistema de limitación de inyección, que es justamente lo que permite instalar más potencia de la que se puede inyectar.

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Cómo funciona el Net Billing de la Ley 21.118

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