Baterías solares: cómo elegir la capacidad para tu casa

A partir de esa cifra se despeja la capacidad nominal aplicando los días de autonomía previstos, la profundidad de descarga admisible según la tecnología elegida y un margen adicional del 15 % al 20 % por pérdidas de conversión del inversor, del cableado y del regulador. El error más habitual en instalaciones aisladas consiste en fijar la capacidad sobre la potencia pico del campo fotovoltaico, no sobre la demanda real: la primera indica cuánta energía entra; la segunda, cuánta energía debe estar disponible.

1. Cálculo de la demanda energética

Para dimensionar el acumulador se requiere un inventario de cargas. Se listan los receptores eléctricos, su potencia unitaria en vatios y las horas estimadas de uso diario. El consumo diario se obtiene sumando el producto de potencia por horas para cada receptor.

Ejemplo de inventario para una vivienda aislada de tamaño medio:

Una vez obtenido el consumo diario, la capacidad mínima del banco se calcula con la expresión:

Capacidad (kWh) = Consumo diario (kWh) × Días de autonomía / DoD

Aplicando el ejemplo con 3 días de autonomía y batería de litio LiFePO4 con DoD del 80 %:

Capacidad = 2,86 × 3 / 0,80 = 10,73 kWh

Sobre esta cifra se añade el margen por pérdidas del sistema:

Capacidad ajustada ≈ 10,73 × 1,18 ≈ 12,66 kWh

La profundidad de descarga es el parámetro que más distorsiona los cálculos si se ignora: una batería AGM anunciada como 200 Ah a 12 V no entrega 2,4 kWh por ciclo, sino 1,2 kWh como máximo si se respeta el 50 % de DoD recomendado.

El rango residencial habitual de capacidad se sitúa entre 5 kWh y 20 kWh, en función del perfil de consumo y de los días de autonomía previstos.

2. Tecnologías de almacenamiento: profundidad de descarga y vida útil

La profundidad de descarga marca la cantidad de energía realmente aprovechable por cada ciclo. Define la frontera técnica entre la capacidad nominal impresa en la etiqueta y la energía útil entregada al inversor. Tres tecnologías concentran la oferta para uso residencial aislado: litio LiFePO4, plomo-ácido AGM/GEL y plomo-ácido OPzS de vaso estacionario.

Comparativa técnica:

Para una vivienda de uso continuado, el LiFePO4 presenta mejor coste por ciclo. Para una casa de campo de ocupación estacional, el AGM reduce la inversión inicial y admite la reposición programada al final de cada temporada de uso intensivo.

Las temperaturas bajo cero continuadas reducen la capacidad efectiva de descarga. En ubicaciones con inviernos severos se requiere caja térmica o ubicación interior del banco. La magnitud exacta de la pérdida depende de la ficha técnica del fabricante, que debe consultarse antes de instalar.

3. Autonomía necesaria según el uso

El número de días de autonomía se elige a partir de la climatología del emplazamiento y del patrón de ocupación. La autonomía es el tiempo que el banco puede alimentar la vivienda sin aporte solar ni generador.

Para vivienda de residencia habitual se recomienda una autonomía de 3 a 4 días. Este margen cubre temporales invernales y picos de nubosidad persistente sin necesidad de arrancar el generador de respaldo. Bajo este supuesto, un consumo medio de 3 kWh/día exige entre 11,5 kWh y 15 kWh de capacidad nominal en litio, una vez aplicado el DoD y el margen por pérdidas.

Para casa de campo de uso en fines de semana o periodos vacacionales, la autonomía puede reducirse a 1 día. El sistema dispone de jornadas laborables completas para recargar antes del siguiente uso, lo que disminuye la capacidad requerida a aproximadamente un tercio respecto a una vivienda habitual con el mismo consumo de base.

El factor de uso pesa más que el tamaño del campo fotovoltaico: una caseta con consumos reducidos admite DoD más agresivos sin comprometer la vida útil, mientras que una residencia exige dimensionar para el peor mes del año.

En la práctica, la autonomía se acota entre 1 y 4 días según la zona climatológica. Superar los 4 días encarece el banco sin retorno operativo apreciable, porque la probabilidad de un evento sin sol de más de 96 horas es muy baja en la mayoría de las latitudes peninsulares.

4. Tensión de trabajo y eficiencia del sistema

La tensión nominal del banco de baterías se elige en función de la potencia simultánea prevista en la instalación. Tres valores estándar: 12 V, 24 V y 48 V.

• 12 V: indicado para cargas pequeñas y puntuales, iluminación de baja potencia y electrónica de señal. Las corrientes elevadas obligan a secciones de cable gruesas.
• 24 V: opción intermedia para consumos medios con frigorífico, router y bomba de pequeño caudal. Reduce a la mitad la corriente respecto a 12 V.
• 48 V: tensión recomendada para viviendas con puntas de potencia superiores a 3 kW. Minimiza pérdidas resistivas en el cableado, permite secciones más manejables y es la admitida por la mayoría de inversores híbridos del mercado.

Las pérdidas de conversión del inversor se sitúan típicamente entre el 5 % y el 12 %. Las pérdidas por efecto Joule en el cableado dependen de la longitud, la sección y la corriente. A mayor tensión nominal, menor corriente para una misma potencia y menores pérdidas resistivas en los conductores. Esta diferencia es la razón por la que las instalaciones con banco a 48 V admiten tiradas más largas que las equivalentes a 12 V manteniendo caídas de tensión por debajo del 3 % recomendado.

El regulador de carga debe ser MPPT en cualquier instalación superior a 1 kW de campo fotovoltaico: extrae más energía del campo que un PWM, especialmente cuando la tensión del campo y la del banco difieren.

5. Respaldo con generador en sistemas aislados

En una instalación off-grid no es obligatorio depender al 100 % de los paneles solares para mantener el estado de carga del banco. Se puede incorporar un generador auxiliar de gasolina o diésel conectado a un inversor-cargador.

El inversor-cargador gestiona la transferencia: cuando la tensión del banco cae por debajo del umbral programado, arranca el generador y redirige su salida hacia las cargas y la recarga. Cuando el banco recupera el nivel fijado, detiene el generador y devuelve el control a los paneles.

Este esquema reduce la capacidad nominal del banco entre un 30 % y un 50 % respecto a un sistema exclusivamente solar, ya que el generador actúa como respaldo en periodos de baja irradiación. Implica, a cambio, consumo de combustible, mantenimiento mecánico y un coste operativo anual.

Para una vivienda habitual, la combinación de un banco de litio dimensionado para 2 días de autonomía más un generador de 3 kVA cubre la práctica totalidad de los escenarios reales con un coste total inferior al de un banco dimensionado para 4 días sin generador.

Lista de verificación técnica

Antes de cerrar el pedido del banco de baterías, se deben comprobar los siguientes puntos:

• Consumo diario calculado receptor por receptor, en Wh/día, con horas de uso reales.
• Días de autonomía definidos según el patrón de uso y la zona climática.
• Tecnología seleccionada con DoD aplicado al cálculo de capacidad útil.
• Margen por pérdidas del 15 % al 20 % incorporado a la capacidad nominal.
• Tensión del banco (12 V / 24 V / 48 V) coherente con la potencia simultánea y la longitud del cableado.
• Sección de cable dimensionada para limitar la caída de tensión por debajo del 3 %.
• Inversor-cargador con potencia nominal superior a la suma de picos previstos.
• Sistema de monitorización del estado de carga (SoC) y de tensión por vaso o por módulo.
• Protecciones: fusibles DC, seccionador DC, descargador de sobretensiones.
• Plan de mantenimiento: equilibrado de células en litio, revisión de electrolito en OPzS, comprobación de bornes y par de apriete.

El cumplimiento de estos diez puntos reduce el riesgo de sobredimensionado —que encarece la inversión sin retorno operativo— y de infradimensionado —que degrada prematuramente la batería por descargas profundas reiteradas.