¿Cuánta área de techo necesita tu empresa para paneles solares? Guía de dimensionamiento

«¿Cuánto techo necesito?» y «¿qué planta me cabe?» son la misma ecuación resuelta en direcciones opuestas: una parte de la potencia objetivo y calcula el área; la otra parte del área y calcula la potencia máxima. Una propuesta seria hace las dos y deja que gobierne la menor.

La conversión del consumo en kWp está en la guía de cuántos paneles se necesitan y aquí se da por hecha. Lo que cambia en una empresa es que el consumo es una curva horaria, no un número, y que la cubierta no es un rectángulo libre sino una superficie con bordes, equipos y sombras.

En una planta industrial importa cuándo se consume, no solo cuánto. Una nave de turno diurno consume mucho a mediodía y poco los domingos; una bodega refrigerada, casi igual todo el día. Lo que se produce cuando la carga es baja sale a la red, y un kWh exportado no se reconoce igual que uno autoconsumido, como explica el artículo sobre venta de excedentes.

Por eso conviene calcular la potencia con tres topes y quedarse con el menor. El de energía divide la energía anual que se quiere cubrir entre el rendimiento específico del sitio (kWh por kWp al año). El de carga compara la potencia diurna en días hábiles con la potencia máxima instantánea de la planta, que queda por debajo de los kWp instalados. El de área es lo que cabe en la cubierta, objeto del resto de esta guía.

Como referencia de rendimiento, PVGIS calcula para 10° al sur, con 14 % de pérdidas del sistema, unos 1.322 kWh por kWp al año en Bogotá, 1.445 en Medellín, 1.268 en Cali y 1.572 en Barranquilla (reanálisis ERA5, 2005-2023, sin sombras cercanas). Son valores orientativos; la propuesta debe llevar su propia simulación. El atlas de radiación solar del IDEAM es la referencia nacional de consulta.

Dos límites regulatorios se cruzan con el área. Para el techo de 1 MW del autogenerador a pequeña escala cuenta, cuando hay inversores, la suma de sus capacidades nominales en corriente alterna, no los kWp de módulos (artículo 3 de la Resolución CREG 174 de 2021, que remite al límite de 1 MW de la Resolución UPME 281 de 2015). Y si la planta entrega excedentes en el nivel de tensión 1, antes de pedir la conexión hay que verificar que la red tenga disponibilidad según el artículo 6 de esa resolución (quien no entrega excedentes no está sujeto a esos límites); si no se cumple, se sigue el procedimiento del artículo 17. Para saber qué figura corresponde a una planta grande, véase el artículo sobre autogeneración y generación distribuida.

Cuatro módulos de tres fabricantes, de 575 a 720 Wp, consultados el 7 de noviembre de 2026, dan las dimensiones y la ocupación de la lista que cierra esta sección (potencia a condiciones estándar de prueba, STC; el rango de potencia es el de la ficha).

La conclusión es contraintuitiva: un módulo de 700 Wp no ocupa menos área por kWp que uno de 580 Wp. Las cuatro fichas están entre 217 y 232 W por metro cuadrado de módulo, es decir, entre 4,3 y 4,6 m² por kWp. Subir la potencia por unidad reduce el número de módulos y de conexiones, no el área; para ganar metros cuadrados hay que subir la eficiencia, y entre los módulos comerciales actuales el margen es de unos pocos puntos.

Dos advertencias prácticas. El peso: unos 12 kg por metro cuadrado solo en vidrio y aluminio, sin estructura ni lastre, y entre 31 y 38 kg por módulo de 2,3 a 2,5 m de largo, lo que condiciona cómo se maniobra en cubierta. Y la compatibilidad: K2 Systems, por ejemplo, publica para su sistema de cubierta plana Dome 6 (inclinado a 10°) módulos de hasta 2.390 × 1.170 mm, y para su sistema Dome Zero (paralelo a la cubierta, a 0°), de hasta 2.390 × 1.305 mm. Un módulo de 1.303 mm de ancho como el de 700 Wp de la lista cabe en el segundo y no en el primero, pero el segundo no inclina el módulo, con las consecuencias para la limpieza que se ven más abajo.

El área de módulos no es el área de cubierta. En una cubierta inclinada, con el arreglo paralelo al plano, casi todo se aprovecha: el estudio de potencial técnico de NREL supone que el módulo cubre el 98 % del plano, con 1,27 cm entre módulos. En una cubierta plana con estructura inclinada, cada fila sombrea a la siguiente y hay que separarlas: con el criterio de NREL para EE. UU. (15°, módulos al sur) el módulo cubre el 70 % de la superficie, y por eso las cubiertas planas de edificios grandes se aprovechan menos.

Ese 70 % responde a otro criterio (pérdidas anuales de autosombreado de alrededor de 2,5 %) y a latitudes de EE. UU.; cerca del ecuador el sol está más alto en el peor día, las sombras son más cortas y las filas pueden ir más juntas. La separación sin sombra sale de una geometría simple: paso entre filas = L × (cos β + sen β ÷ tan γ), con L la longitud del módulo en el sentido de la pendiente, β la inclinación y γ el ángulo de perfil del sol (su elevación en el plano norte-sur) a la hora más desfavorable que se quiere cubrir. En Medellín (6,2° N), el 21 de diciembre es de unos 52° a las 9:00 y a las 15:00 hora solar, y de unos 43° a las 8:00 y las 16:00.

Para un módulo de 2.382 mm en vertical, sin sombra de 9:00 a 15:00 ese día, el paso es de 2,67 m a 10° y de 2,78 m a 15°: el módulo cubre el 89 % del campo a 10° y el 86 % a 15°. En Bogotá, Cali y Barranquilla, a 10°, sale entre 5,0 y 5,2 m² por kWp. Es un cálculo propio con un criterio de sombras declarado, así que la comparación con el 70 % de NREL es orientativa, no equivalente; una planta real se diseña con una simulación de sombras. El RETIE, para minimizar corrientes inversas, exige garantizar la ausencia de sombras parciales mediante protecciones que pueden venir incluidas en los equipos (literal n, numeral 2, del artículo 3.17.23); no fija una separación entre filas.

En metros cuadrados por kWp de campo (arreglo y separaciones entre filas, sin bordes ni pasillos): unos 4,6 con el arreglo paralelo a una cubierta inclinada, unos 5,0 a 10° y 5,3 a 15° en cubierta plana con el criterio anterior, y unos 6,4 con el 70 % de NREL. La cubierta bruta necesita más, como muestra el ejemplo.

En la configuración este-oeste las filas van por parejas, espalda con espalda, a 10°, y la separación contra la sombra se reduce a un pasillo de mantenimiento: caben más módulos por metro cuadrado, con una producción por kWp algo menor (entre 97,1 % y 99,4 % de la del sur a 10°, según PVGIS). Cuánto más cabe depende de la estructura y debe leerse en su ficha.

Cerca del ecuador, la orientación y la inclinación importan mucho menos que en latitudes altas. En cuatro ciudades, PVGIS da entre 99,1 % y 100,4 % de la producción de 10° al sur para inclinaciones de 5° a 15° al sur; entre 98,0 % y 100,3 % para el plano horizontal; entre 97,8 % y 99,8 % a 20°, y entre 93,5 % y 97,4 % a 30°. Con orientación sur, el ángulo que optimiza PVGIS va de 3° en Cali y 5° en Medellín a 14° en Barranquilla (6° en Bogotá).

A 10°, un arreglo al este produce entre 98,0 % y 101,2 % de lo que produce el orientado al sur; al oeste, entre 96,3 % y 99,1 %; con la mitad de las filas a cada lado, entre 97,1 % y 99,4 %; y al norte, entre 93,7 % y 98,5 %.

La inclinación mínima tiene una razón práctica. LONGi sugiere en su manual no bajar de 10° para que la lluvia arrastre el polvo y el agua no se estanque en el vidrio; Trina recomienda lo mismo y advierte que los módulos horizontales, a 0°, no tienen autolimpieza y deben limpiarse con más frecuencia. Por eso 10° es el compromiso habitual en cubierta plana: casi no cuesta energía y evita los problemas del plano horizontal. Antes de bajar de 10° para ganar área, conviene comprobar la garantía del módulo.

Con varias orientaciones en la misma cubierta, el RETIE pone una condición eléctrica: en un mismo arreglo o cadena asociada a un mismo seguidor del punto de máxima potencia del inversor no se deben dar orientaciones distintas a los módulos, salvo que se instalen convertidores CC-CC o electrónica de potencia a nivel de módulo (literal n, numeral 3, del artículo 3.17.23 del Libro 3 de la Resolución 40284 de 2026; las obras iniciadas antes del 1 de enero de 2026 pueden demostrar conformidad con la Resolución 90708 de 2013, según el artículo 3 de la 40284). LONGi pide lo mismo para los módulos de una cadena.

En una cubierta inclinada la orientación y la inclinación ya vienen dadas y se decide qué aguas se usan. Con el arreglo paralelo al plano, la ocupación es de 4,4 a 4,7 m² por kWp de plano cubierto (con el 98 % de NREL). LONGi pide además 10 cm entre el marco y la cubierta con soportes paralelos, para que circule el aire.

No conviene descartar un agua solo por no ser la ideal: a 20° hacia el este o el oeste la producción queda entre 93 % y 100 % de la de 10° al sur. En una pendiente alta (30°) la pérdida es mayor: entre 88 % y 98 % de la de 10° al sur hacia el este o el oeste, y entre 79 % y 89 % hacia el norte (PVGIS, según la ciudad y el lado).

El tipo de cubierta, su estado y su capacidad de carga los trata, en lo esencial, el artículo sobre si los paneles dañan el techo. Aquí basta recordar que el diseño debe comprobar que la cubierta soporta el peso del arreglo y su estructura (el RETIE exige considerar el peso y las dimensiones del panel para que no cause daños a la edificación, literal o del artículo 3.17.23) y que la NSR-10 (Decreto 926 de 2010, con sus modificaciones) trae las cargas de diseño en su Título B.

El área bruta casi nunca es el área utilizable. Descuentos que se repiten en una nave o una bodega, sin que ninguno sea universal:

Los bordes. K2 Systems fija 600 mm como distancia mínima al borde en sus sistemas lastrados para cubierta plana; esa franja sirve además para drenaje, anclajes y seguridad.

Los pasillos. El RETIE exige que el diseño defina los medios físicos de acceso y tránsito para montar, inspeccionar, operar y mantener los paneles (pasarelas, corredores, puntos de acceso, áreas de circulación), y que se materialicen en la instalación terminada y puedan ser verificados por el organismo de inspección (párrafo adicional del literal o del artículo 3.17.23). No fija anchos, y cada metro de pasillo es un metro sin módulos.

Los equipos y los obstáculos. Aires acondicionados, extractores, tanques, ductos, claraboyas y escotillas ocupan área y proyectan sombra hacia el norte en diciembre y enero, en estas latitudes. Con el ángulo de perfil de 52° de la sección sobre las filas, un pretil, tanque o ducto de 2 m proyecta unos 1,5 m de sombra en dirección norte-sur a las 9:00 y unos 2,15 m a las 8:00 (la sombra real es más larga, 2,65 m a las 9:00, y se inclina hacia el oeste por la mañana).

Las redes eléctricas cercanas. El Título 10 del Libro 3 del RETIE fija las distancias mínimas de seguridad entre partes energizadas de redes y construcciones (artículo 3.10.1 y Tabla 3.10.1.a). Entre las notas explicativas del título, la nota 4 precisa que la distancia horizontal «b» se mide desde la parte energizada más cercana, teniendo en cuenta la posible expansión vertical de la edificación y que la red no quede nunca encima de la construcción. Si una red aérea pasa junto a la cubierta, conviene comprobar con el diseñador y el operador de red que esas distancias se mantienen.

La protección contra rayos. Las instalaciones fotovoltaicas en cubierta, tejados o campo abierto deben someterse a una evaluación del riesgo por descargas atmosféricas según el Título 13 del Libro 3 y la norma IEC TR 63227 o la GTC-IEC-TR 63227 (literal p del artículo 3.17.23). La protección puede requerir elementos en la cubierta, que también ocupan sitio.

Como referencia de orden de magnitud para pasillos, el International Fire Code (IFC) 2021 es un código modelo del International Code Council (EE. UU.) que cada jurisdicción adopta por su cuenta y que no rige en Colombia. En edificios que no son viviendas unifamiliares o bifamiliares (grupo R-3) pide un perímetro libre de 1,83 m (6 ft), reducible a 1,22 m (4 ft) si un eje del edificio mide 76 m (250 ft) o menos; pasillos interiores entre secciones del arreglo a intervalos de 45 m (150 ft) como máximo en el largo y el ancho de la cubierta; y de 1,22 m (4 ft) de ancho mínimo hasta los montantes y escotillas de ventilación, alrededor de las escotillas de acceso y alrededor de las ventilas de humo. Exceptúa las marquesinas y estructuras independientes similares. Si la aseguradora o los bomberos piden criterios parecidos, esos metros se restan del área útil.

Para fijar qué es «utilizable» en un estudio de potencial, NREL excluye la superficie que, por sombras, produciría menos del 80 % de la energía de un sistema sin sombra, y considera apta una cubierta solo si tiene al menos un plano contiguo de 10 m² o más que cumpla esos criterios (además de excluir los planos orientados al norte y las inclinaciones superiores a 60°). Es un estudio estadístico de EE. UU., pero deja una idea útil: el área útil es la que produce bien, no la que está libre.

El ejemplo es modelado, no un proyecto real. Cada cifra de entrada está declarada en la lista de supuestos del final de esta sección, para cambiarla por la de tu empresa.

Paso 1, tope de energía: el 40 % del consumo son 288 MWh, y a 1.400 kWh por kWp al año salen 206 kWp. Paso 2, tope de carga: los 150 kW de carga diurna, divididos entre 0,8 (potencia máxima instantánea sobre kWp instalados), dan 187,5 kWp; con más, a mediodía de los días hábiles la planta exportaría. Paso 3, se elige el menor: 312 módulos de 600 Wp, 187,2 kWp, que producen unos 262 MWh al año, el 36 % del consumo. En la simulación horaria de PVGIS para Medellín esa planta apenas exporta salvo los domingos, cuando entrega unos 17 MWh al año, algo más del 6 % de lo que produce.

Paso 4, módulos: 312 × 2,70 m² = 843 m², o 4,50 m² por kWp. Paso 5, campo: 943 m² a 10° al sur con el criterio sin sombra de 9:00 a 15:00 (5,04 m² por kWp), 983 m² a 15° (5,25) y 1.204 m² con el 70 % de NREL (6,43). Paso 6, cubierta bruta: si el 30 % se pierde en bordes, pasillos, equipos y sombras (un supuesto del ejemplo, no un dato de referencia), hacen falta unos 1.350 m² a 10°, 1.400 m² a 15° y 1.720 m² con el 70 % de NREL: entre 7,2 y 9,2 m² por kWp bruto. Por eso la regla corta de 5 a 7 m² por kWp de cubierta útil de la guía de cuántos paneles se necesitan sirve para el campo o una cubierta inclinada, pero se queda corta para la cubierta bruta de una nave plana.

Paso 7, la lectura inversa: con solo 1.000 m² brutos y el mismo 30 % de descuento, quedarían 700 m² utilizables y cabrían entre 181 y 231 módulos (109 a 139 kWp), que producirían entre 152 y 194 MWh al año, el 21 % a 27 % del consumo. La planta parcial no es una mala planta: es la que cabe. El ejemplo no dice cuánto debería cubrir tu empresa; muestra cómo cambia el área con el criterio de sombras y el descuento.

Cuando el menor de los tres topes es el área, hay un orden razonable de opciones.

Autoconsumo parcial. Es la salida más sencilla: como un kWh exportado no se reconoce igual que uno autoconsumido (ver el artículo sobre venta de excedentes), puede ser también una planta bien proporcionada para la carga. Se dimensiona para la parte de la cubierta que produce bien y el resto del consumo queda en la red.

Reordenar la cubierta. Mover un equipo o agrupar claraboyas puede liberar más área útil que cambiar de módulo. También se puede revisar la separación entre filas, con simulación de sombras y no a ojo, y evaluar una configuración este-oeste a 10°.

Marquesinas sobre parqueaderos o patios. NREL las menciona, junto con la integración en fachadas, como superficies adicionales a la cubierta. Su estructura (cimentación, altura libre, viento) se calcula aparte.

Fachada. Es la opción de menor producción por kWp: frente a una cubierta a 10° al sur, PVGIS calcula 35 % a 42 % orientada al sur, 47 % a 52 % al este, 41 % a 50 % al oeste y 21 % a 31 % al norte. Solo tiene sentido cuando no hay otra superficie o la fachada es parte del diseño del edificio.

Terreno. La planta en suelo usa el cálculo de filas de la cubierta plana, más viales, cerramiento, zona de inversores y retiros. La figura regulatoria que le corresponde depende de la capacidad instalada o nominal, de si se entregan excedentes y de la red a la que se conecte, y se confirma con el operador de red. Si una empresa reparte su capacidad en cubierta, marquesina y terreno, conviene tener presente el artículo 29 de la Resolución CREG 174 de 2021: la capacidad de un AGPE, AGGE o generador distribuido no puede fraccionarse para reportarla como plantas independientes y aplicar la resolución como si lo fueran. Si el reparto de tu empresa cae en ese supuesto, lo debe confirmar el operador de red o un asesor.

Una propuesta que ha mirado la cubierta contesta con números lo que esta guía plantea. Conviene llegar a la visita con el consumo de doce meses, la curva de carga horaria si el operador la entrega y un plano o fotos de la cubierta con los equipos señalados.

Si quieres que el área de tu cubierta se revise con estos criterios, puedes solicitar una cotización empresarial desde Nodosolar. Sea quien sea quien la prepare, debería devolver: