PVGIS permite estimar cuánta electricidad podría producir una instalación solar a partir de su ubicación y configuración. Para usarlo necesitas, sobre todo, la potencia de los paneles, su inclinación y orientación y unas hipótesis de montaje y pérdidas. El resultado es una estimación basada en datos climáticos, no una garantía de lo que producirás el próximo año.
En esta guía hemos ejecutado dos cálculos reales en el servicio oficial del Joint Research Centre —JRC— de la Comisión Europea. Ambos simulan 1 kWp en un punto público de Madrid. Solo cambia la orientación: primero sur y después este. La instalación es hipotética; los resultados son las respuestas reales de PVGIS.
1. Entra en el PVGIS oficial y anota la versión
Empieza por el portal de PVGIS del JRC y sigue sus enlaces a la aplicación. Un dominio comercial como pvgis.com no es la herramienta oficial de la Comisión Europea.
En la comprobación del 24 de octubre de 2026, el portal anunciaba nuevas versiones públicas en pruebas. El manual de PVGIS 5 identificaba PVGIS 5.3 como versión predeterminada de esa rama. Por eso no basta con guardar «he usado PVGIS»: conserva la versión concreta.
PVGIS 6 está actualmente en evolución pública. Para que este ejemplo sea reproducible y no mezcle versiones, utilizamos expresamente la API documentada de PVGIS 5.3 (/api/v5_3/PVcalc). Este ejemplo utiliza PVGIS 5.3, herramienta PVcalc, a través de su API oficial. Es la vía que permite solicitar el cálculo con una URL y guardar la respuesta en JSON. El JRC documenta que ofrece los mismos resultados que la interfaz correspondiente. No hemos mezclado una ejecución de la nueva versión con otra de la rama 5.3.
La interfaz oficial de PVGIS 5 ofrece el cálculo de sistemas conectados a red. Los pasos siguientes describen sus entradas; si utilizas otra versión, comprueba sus etiquetas y su convención de orientación antes de copiar valores.
2. Reúne los datos antes de calcular
Busca la información en el presupuesto, las fichas de los paneles y la documentación de la instalación. Si no conoces la inclinación o el montaje, consulta al instalador. No necesitas subir al tejado para seguir esta guía.
| Dato | Qué debes tener preparado |
|---|---|
| Ubicación | Un punto del mapa o coordenadas; para reproducir el cálculo, guarda latitud y longitud. |
| Potencia de paneles | La suma de sus potencias nominales en kWp. |
| Tecnología | El tipo de módulo que vas a modelizar. |
| Montaje | Cómo quedan los módulos y su ventilación posterior. |
| Inclinación | Ángulo del plano de los paneles respecto a la horizontal. |
| Orientación | Dirección hacia la que miran, convertida a la convención de la versión utilizada. |
| Pérdidas y horizonte | Qué hipótesis usarás y qué obstáculos están representados. |
No intercambies potencia y energía: 1 kWp describe la potencia nominal de los paneles en condiciones de ensayo; los kWh del resultado describen energía estimada durante un periodo. Tampoco copies automáticamente la potencia del inversor en el campo de potencia pico de los paneles. Si necesitas repasar las unidades, consulta la diferencia entre kW, kWp y kWh.
3. Introduce las entradas sin mezclar hipótesis
Selecciona el cálculo de sistema fotovoltaico conectado a red y montaje fijo. Para este ejemplo no utilizamos seguimiento solar, almacenamiento ni cálculo de costes.
Ubicación, potencia, tecnología y montaje
Introduce las coordenadas y comprueba el punto seleccionado. En la longitud, el oeste de Greenwich lleva signo negativo.
Escribe la potencia pico en kWp y elige la tecnología. Aquí seleccionamos silicio cristalino (crystSi), distinto de la opción crystSi2025.
El montaje free, o free-standing, representa módulos con circulación de aire por detrás. La alternativa integrada en edificio representa otra condición térmica. «Sobre un tejado» no basta para decidir que el panel está completamente integrado: revisa cómo está montado.
Inclinación y orientación
La inclinación se mide desde la horizontal. Para el ejemplo fijamos 30°, un valor de trabajo razonable para mostrar el procedimiento, sin afirmar que sea el óptimo de una cubierta concreta.
En PVGIS 5.3, la orientación o azimut de los módulos sigue esta convención:
| Dirección | Azimut que se introduce |
|---|---|
| Sur | 0° |
| Este | −90° |
| Oeste | +90° |
No copies directamente una lectura de brújula que use el norte como 0°. Desactiva la optimización de inclinación y la de inclinación/orientación: necesitamos que PVGIS respete los valores fijados para comparar una sola entrada.
Pérdidas, base de radiación y horizonte
Usamos 14 % de pérdidas del sistema como hipótesis declarada. Es una referencia predeterminada de PVGIS, no una medición de esta ubicación ni de cualquier instalación real. No reduzcas el valor solo para obtener un resultado más atractivo.
El cálculo también modeliza otros efectos. No vuelvas a descontar el 14 % a la energía final ni sumes porcentajes de pérdidas sin comprobar cómo se combinan.
Seleccionamos PVGIS-SARAH3 como base de radiación. Mantén la misma base en las dos ejecuciones y guarda el periodo que devuelve el cálculo.
Activamos el horizonte calculado por PVGIS, sin aportar un perfil personalizado. Ese horizonte representa el terreno; no equivale a estudiar automáticamente las sombras de todos los árboles, edificios o chimeneas cercanos. La documentación de métodos del JRC explica esta limitación.
4. Ejemplo ejecutado: 1 kWp en Madrid, primero al sur
Tomamos como referencia un punto público del entorno de Puerta del Sol, en Madrid: latitud 40.4168 y longitud −3.7038. No es una vivienda ni un estudio de una instalación existente en la plaza. La ubicación sirve para fijar el cálculo; las características de los paneles son hipótesis del ejemplo.
Parámetros exactos de la primera simulación
| Parámetro | Valor utilizado |
|---|---|
| Fecha de ejecución | 24/10/2026 |
| Servicio y versión | PVGIS 5.3; API oficial del JRC; herramienta PVcalc |
| Ubicación | Latitud 40.4168; longitud -3.7038, grados decimales |
| Potencia fotovoltaica | peakpower=1: 1 kWp |
| Tecnología | pvtechchoice=crystSi: silicio cristalino original; respuesta c-Si |
| Montaje | mountingplace=free: free-standing |
| Sistema fijo | fixed=1; sin seguimiento solar |
| Inclinación | angle=30: 30° desde la horizontal |
| Orientación | aspect=0: sur |
| Pérdidas introducidas | loss=14: 14 % |
| Base de radiación | raddatabase=PVGIS-SARAH3 |
| Horizonte | usehorizon=1; horizonte del terreno calculado; sin userhorizon |
| Optimización automática | optimalinclination=0; optimalangles=0 |
| Seguidores | inclined_axis=0; vertical_axis=0; twoaxis=0 |
| Cálculo económico | pvprice=0; sin coste, interés ni vida útil introducidos |
| Formato de salida | outputformat=json; browser=0 |
La respuesta identifica 2005–2023 como periodo de los cálculos, ERA5 como base de las demás variables meteorológicas, 665 m de elevación y horizonte DEM-calculated. Son datos devueltos por el servicio, no mediciones realizadas por nosotros. En este cálculo no seleccionamos un año futuro: se utiliza la cobertura temporal de la base elegida.
El resultado de la primera ejecución es 1.610,47 kWh de producción media anual estimada. La irradiación anual estimada sobre el plano de los módulos es 2.084,46 kWh/m². Son magnitudes distintas: la segunda expresa energía solar recibida por superficie, no electricidad producida por la instalación.
5. Segunda ejecución: cambia únicamente la orientación
Repetimos la misma solicitud sustituyendo aspect=0 por aspect=-90: de sur a este. Conservamos coordenadas, potencia, tecnología, montaje, inclinación, pérdidas, base de datos, horizonte y opciones de cálculo.
Hemos contrastado las entradas de las dos solicitudes y las devueltas por PVGIS: solo cambia el azimut.
Producción mensual estimada: sur frente a este
| Mes | Sur: energía (kWh) | Este: energía (kWh) |
|---|---|---|
| Enero | 103,03 | 57,71 |
| Febrero | 109,98 | 70,99 |
| Marzo | 136,40 | 106,40 |
| Abril | 142,81 | 126,76 |
| Mayo | 156,70 | 152,84 |
| Junio | 159,03 | 160,74 |
| Julio | 173,40 | 169,38 |
| Agosto | 167,41 | 151,13 |
| Septiembre | 145,04 | 116,22 |
| Octubre | 123,27 | 85,98 |
| Noviembre | 96,97 | 57,08 |
| Diciembre | 96,44 | 50,16 |
| Media anual devuelta por PVGIS | 1.610,47 | 1.305,39 |
Los valores mensuales son medias de cada mes en el periodo climático utilizado. La fila anual reproduce el resultado anual del servicio. Si sumas los doce meses del sur ya redondeados, obtendrás 1.610,48 kWh: la diferencia de 0,01 kWh con el anual procede del redondeo. No hemos alterado los resultados para forzar su suma.
Comparación anual y variabilidad
| Resultado | Sur, 0° | Este, −90° |
|---|---|---|
| Producción media anual estimada | 1.610,47 kWh | 1.305,39 kWh |
| Irradiación anual en el plano de los módulos | 2.084,46 kWh/m² | 1.698,01 kWh/m² |
| Variabilidad interanual: desviación estándar de la producción anual | 49,02 kWh | 31,64 kWh |
| Pérdidas del sistema introducidas | 14 % | 14 % |
Cambio total por pérdidas/efectos modelizados, devuelto como l_total | −22,74 % | −23,12 % |
En este ejemplo, cambiar de sur a este reduce la estimación anual en 305,08 kWh, un 18,94 % respecto al caso sur:
(1.305,39 − 1.610,47) ÷ 1.610,47 × 100 ≈ −18,94 %.
La diferencia no es idéntica todos los meses. En junio, el cálculo al este devuelve 160,74 kWh, frente a 159,03 kWh al sur: 1,71 kWh más. Por eso no conviene aplicar el porcentaje anual a cada mes.
Este contraste muestra qué ocurre en el modelo al modificar una entrada. No decide por sí solo qué orientación conviene a una vivienda ni constituye una recomendación de diseño.
6. Cómo interpretar los resultados sin convertirlos en una promesa
La producción anual sirve para resumir el cálculo. Los valores mensuales muestran cómo se reparte esa estimación a lo largo del año. No son doce predicciones para los próximos doce meses. Para contrastarlos con tus registros, consulta cómo comparar la producción solar por meses.
La irradiación es energía solar recibida por unidad de superficie, expresada aquí en kWh/m². La producción es electricidad estimada en kWh. No conviertas una en otra cambiando simplemente la etiqueta de la unidad.
La variabilidad climática interanual describe cómo cambian los resultados entre los años del periodo utilizado. PVGIS devuelve una desviación estándar anual de 49,02 kWh para el sur y 31,64 kWh para el este. Estas cifras no son un margen de error total ni un intervalo garantizado para el siguiente año: no incorporan por sí solas todas las incertidumbres de las entradas o de la instalación real.
También se conserva la variabilidad mensual en los archivos originales. Por ejemplo, enero al sur tiene una media de 103,03 kWh y una desviación estándar interanual de 17,68 kWh para ese mes. No sumes las desviaciones mensuales para obtener la anual.
El 14 % introducido y el −22,74 % total devuelto en la primera ejecución no son dos formas de escribir el mismo dato. La salida combina el supuesto de pérdidas del sistema con otros efectos modelizados, como temperatura, irradiancia y ángulo de incidencia. La energía final ya refleja el cálculo: no la penalices de nuevo.
7. Guarda una simulación que puedas reproducir
No conserves únicamente una captura del total anual. Guarda junto al resultado:
- La fecha, versión, herramienta y ubicación exacta.
- Todas las entradas de la tabla, incluidos el montaje, la base de radiación y las opciones desactivadas.
- El periodo climático, el horizonte y los demás datos devueltos por PVGIS.
- El archivo de resultados completo: CSV o JSON; el PDF puede acompañarlo.
- Una nota con el único cambio realizado en cada comparación.
En la interfaz de PVGIS 5, utiliza las opciones de visualización y exportación del cálculo. Si empleas la API, guarda tanto la URL de la solicitud como el JSON recibido. En nuestro ejemplo se han archivado las dos respuestas originales y un CSV comparativo con producción, irradiación y variabilidad mensual.
Si vuelves a ejecutar el ejemplo cuando cambien el servicio o sus bases, el resultado podría variar. Tener los archivos originales permite distinguir una actualización de PVGIS de un cambio en tus hipótesis.
8. Qué no te dice este cálculo por sí solo
| Pregunta | Qué falta para responderla |
|---|---|
| ¿Cuánto autoconsumiré? | Saber cuándo consumes y qué parte de la generación utilizas. |
| ¿Qué autosuficiencia tendré? | Relacionar la energía solar utilizada con tu consumo total. |
| ¿Cuánto ahorraré? | Consumos, precios, excedentes, costes y condiciones aplicables. |
| ¿Qué batería necesito? | Un análisis específico del consumo, los flujos y el almacenamiento. Este ejemplo no modeliza batería. |
| ¿Qué aparecerá en mi factura? | Medidas y reglas de facturación, además del contrato; los kWh estimados no son una factura. |
| ¿Cuánto produciré exactamente el próximo año? | PVGIS ofrece una estimación; no garantiza la meteorología ni el funcionamiento de una instalación concreta. |
Para distinguir aprovechamiento de producción y cobertura de demanda, consulta cómo calcular autoconsumo y autosuficiencia.
Esta guía se limita al cálculo conectado a red utilizado. PVGIS dispone de otras herramientas, pero este resultado no permite extraer conclusiones sobre almacenamiento o respaldo. Tampoco sustituye el diseño profesional, la comprobación de sombras cercanas ni la revisión técnica de una cubierta.
Detalle técnico y fuentes
Las ejecuciones utilizan el punto de acceso oficial https://re.jrc.ec.europa.eu/api/v5_3/PVcalc. En el JSON, inputs registra las entradas interpretadas; outputs.monthly.fixed contiene los doce meses; outputs.totals.fixed contiene el resumen anual; y meta explica variables y unidades.
Para consultar las cifras relevantes, busca E_m en cada mes, E_y para la media anual, H(i)_y para la irradiación anual en el plano y SD_y para la desviación estándar anual. El cambio entre solicitudes es únicamente aspect: 0 y −90.
Fuentes técnicas
- JRC — Portal oficial de PVGIS: acceso oficial y aviso de nuevas versiones en pruebas.
- JRC — Manual de PVGIS 5: entradas, montaje, pérdidas y convenciones de la rama utilizada.
- JRC — API non-interactive service: endpoint de PVGIS 5.3, parámetros y equivalencia con los cálculos de la interfaz.
- JRC — Grid-connected PV: alcance del cálculo y significado de las salidas.
- JRC — Data sources & calculation methods: irradiación, modelización y límites del horizonte del terreno.
Fuentes y cálculos comprobados el 24/10/2026. Los resultados corresponden a las hipótesis declaradas, no a mediciones de una instalación existente.