Curvas real vs. modelos
Compara, hora a hora, la generación real contra los 4 modelos calibrados con el historial real (ver /historial/evaluacion para cuál está recomendado ahora mismo). Sirve para revisar visualmente en qué situaciones (días nublados, despejados, con saturación, etc.) un modelo predice mejor que otro. Los botones de abajo mueven al día anterior/siguiente entre los días ya guardados (saltan huecos del calendario).
- Se detectó voltaje de la red eléctrica en algún momento del día (posible respaldo de la red). Este día igual se usa para calibrar el modelo — solo la saturación de batería o el inversor apagado excluyen un día de la calibración.
- Se detectó un posible inicio de saturación de batería a partir de las 12:40. Gracias al gráfico de generación acumulada, las horas anteriores a esa sí se usan para calibrar el modelo — solo se descartan las horas posteriores.
El fondo resaltado marca el modelo recomendado ahora mismo (ver Evaluación de modelos).
¿Qué es cada curva?
- Factor Global
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La energía base multiplicada por un único factor fijo: el promedio de cuánto más o menos
generó el sistema real respecto a lo teórico, sobre todo el historial.
Ver explicación técnica y fórmulas
Multiplica la energía base S (ver arriba) por un único factor de escala fijo:
factor = Σ real / Σ S
sumado sobre todos los días del historial con generación real registrada, excluyendo los días con saturación de batería o inversor apagado confirmados o detectados (esos días no reflejan el potencial solar real, así que calibrar contra ellos ensuciaría el factor). El pronóstico de un día nuevo es simplemente factor × S(día).
Es el modelo con menos parámetros libres de los 4 (uno solo) y sirve como referencia: los demás candidatos solo se recomiendan por sobre Factor Global si le ganan por un margen mínimo, evaluado con RMSE leave-one-out (LOO) — por cada día del historial, el factor se reajusta usando únicamente los demás n−1 días y se predice el que quedó afuera, repitiendo esto para cada día. Es la métrica honesta de qué tan bien generalizaría el modelo a un día que nunca vio (a diferencia del RMSE in-sample, que siempre se ve mejor de lo real porque premia el sobreajuste) — ver Evaluación de modelos para el veredicto actual y el valor exacto del factor.
- Teórica Corregida
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Ajusta con dos parámetros (en vez de uno) cuánto pesa la orientación real del panel en cada
hora, combinando la energía base con y sin esa corrección aplicada.
Ver explicación técnica y fórmulas
Deja que el ángulo de incidencia θ (ver arriba) sea una variable de calibración en vez de aplicarse fijo. Además de S (la energía base, sin corrección de orientación), se calcula D — la misma energía CON cos θ aplicado hora a hora, D = S · cos θ — y se ajustan dos coeficientes (a, b) por regresión lineal simple (mínimos cuadrados, sin término independiente) sobre el historial:
real ≈ a·S + b·D
El pronóstico de un día nuevo es a·S(día) + b·D(día). Con 2 parámetros libres (en vez de 1) necesita más días de historial que Factor Global para no sobreajustar, y se evalúa con el mismo RMSE leave-one-out — ver Evaluación de modelos para el veredicto actual y los valores exactos de (a, b).
A diferencia de Hay-Davies/Perez (que resuelven la geometría con datos reales de irradiancia directa/difusa), este modelo sigue usando solo el GHI de Open-Meteo, y no es una fórmula publicada con nombre propio — es un ajuste empírico de este proyecto, motivado por el hallazgo de arriba, no un método estándar de la bibliografía de ingeniería fotovoltaica.
- POA Hay-Davies
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En vez de aplicar la orientación del panel como una corrección más sobre la radiación
horizontal, transpone la radiación directa y difusa al plano del panel antes de calcular la
energía, para que el pico horario siga la orientación real del panel en vez de quedar
anclado al mediodía solar. Solo está disponible para los días que tienen guardados los datos
de irradiancia directa/difusa. Corrige la geometría, pero no garantiza que el pico coincida
exactamente con la potencia real: recorte del inversor, batería llena, sombreado parcial o
corte de exportación también desplazan el pico real y esta transposición no los captura.
Ver explicación técnica y fórmulas
Modelo de Hay & Davies (1980): en vez de aplicar la orientación del panel como un factor más sobre la radiación horizontal medida (GHI), transpone por separado las tres componentes de la radiación — directa (DNI), difusa del cielo (DHI) y reflejada del suelo (albedo) — al plano inclinado del panel, antes de calcular la energía.
La componente directa se proyecta con el coseno real del ángulo de incidencia (DNI · cos θ). La componente difusa se separa en una parte isotrópica (repartida parejo por todo el cielo) y una circumsolar (concentrada alrededor del disco solar, más intensa cuanto más "directa" es la luz del día), ponderadas por el índice de anisotropía A = DNI / Gon, donde Gon es la irradiancia extraterrestre normal para esa fecha (fórmula de Spencer, 1971 — la variación de la intensidad del sol según la órbita terrestre a lo largo del año). La componente reflejada del suelo usa un albedo de 0.2 (superficie natural/pasto) por defecto.
POA = DNI·cos θ + DHI·(1−A)·(1+cos β)/2 + DHI·A·(cos θ / cos θz) + GHI·ρ·(1−cos β)/2
con β la inclinación del panel y ρ el albedo. El resultado (POA, la irradiancia efectiva sobre el plano del panel) reemplaza a GHI en el cálculo de energía — el pico horario sigue la orientación real del panel en vez de quedar anclado al mediodía solar. Igual que Factor Global, se calibra con un único factor fijo sobre la energía POA total del día (no hora a hora) y se evalúa con el mismo RMSE leave-one-out.
Corrige la geometría de la irradiancia, pero no garantiza que el pico coincida exactamente con la potencia real: recorte del inversor, batería llena, sombreado parcial o corte de exportación también desplazan el pico real y esta transposición no los captura. Solo está disponible para los días con datos de irradiancia directa/difusa guardados.
- POA Perez
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En vez de aplicar la orientación del panel como una corrección más sobre la radiación
horizontal, transpone la radiación directa y difusa al plano del panel antes de calcular la
energía, para que el pico horario siga la orientación real del panel en vez de quedar
anclado al mediodía solar. Solo está disponible para los días que tienen guardados los datos
de irradiancia directa/difusa. Corrige la geometría, pero no garantiza que el pico coincida
exactamente con la potencia real: recorte del inversor, batería llena, sombreado parcial o
corte de exportación también desplazan el pico real y esta transposición no los captura.
Ver explicación técnica y fórmulas
Modelo de Perez et al. (1990), set de coeficientes "All Sites Composite" — el más fino de los tres modelos de transposición que ofrece la app. En vez de un único índice de anisotropía (como Hay-Davies), clasifica el estado del cielo en 8 tramos empíricos de claridad (ε, cuánto domina la luz directa sobre la difusa) y usa coeficientes tabulados por tramo, además del brillo (Δ, cuánta difusa hay en relación a la extraterrestre), para repartir la radiación difusa entre tres componentes: una isotrópica, una circumsolar y una de brillo de horizonte — esta última es la que Hay-Davies no modela (una franja de cielo más brillante cerca del horizonte, típica de días despejados).
Para el brillo Δ se usa además la masa de aire relativa (fórmula de Kasten & Young, 1989: la distancia que atraviesa la luz solar por la atmósfera respecto de la distancia vertical, mayor cuanto más bajo está el sol), que ajusta cuánto se atenúa/dispersa la luz según la altura solar.
Δ = DHI · m / Gon ε = [(DHI+DNI)/DHI + κθz³] / (1 + κθz³)
con m la masa de aire relativa. Igual que Hay-Davies, se calibra con un único factor fijo sobre la energía POA total del día y se evalúa con RMSE leave-one-out. También requiere datos de irradiancia directa/difusa guardados, y tampoco captura recortes del inversor, batería llena o sombreado — solo corrige la geometría de la irradiancia incidente.