Artículo Académico / Academic Paper
Recibido: 30-04-2026, Aprobado tras revisión: 16-07-2026
Forma sugerida de citación: Lascano, J.; Masache, P. (2026). Diseño de un sistema híbrido solar–diésel para la electrificación de
comunidades rurales aisladas del sistema nacional interconectado ubicadas en la ciudad de Ambato, sector Quisapincha. Revista
Técnica “energía”. No. 23, Issue I, Pp. 91-101
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
Doi: https://doi.org/10.37116/revistaenergia.v23.n1.2026.764
© 2026 Autores Esta publicación está bajo una licencia internacional Creative Commons Reconocimiento –
No Comercial 4.0
Design of a Hybrid Solar–Diesel Energy System for the Electrification of
Rural Communities Isolated from the National Interconnected Grid in
Quisapincha, Ambato
Diseño de un sistema híbrido solar–diésel para la electrificación de
comunidades rurales aisladas del sistema nacional interconectado ubicadas en
la ciudad de Ambato, sector Quisapincha
J. Lascano1
0009-0009-5822-5409
P. Masache1
0000-0002-6262-2097
1Universidad Tecnológica Indoamérica, Ambato, Ecuador
E-mail: jocmtx@hotmail.com, pmasache@indoamerica.edu.ec
Abstract
This study aimed to design and technically evaluate a
hybrid solar–diesel system with battery storage for the
electrification of an isolated rural community in the
Quisapincha sector, Ecuador, considering local solar
resource and energy demand conditions. A quantitative,
descriptive, and applied approach was adopted,
including solar resource characterization using
NASA/POWER data, demand estimation based on
electricity consumption records, and technical sizing of
the system components. Subsequently, a HOMER Pro
simulation was performed to compare the performance
of a hybrid PV–diesel–battery system with a system
based exclusively on diesel generation. The results
showed that the hybrid system achieved a renewable
fraction of 60.3 %, with photovoltaic generation of
6,977 kWh/year and diesel generation of 4,596
kWh/year. Compared with the diesel-only system, fuel
consumption decreased from 7,531 L/year to 3,754
L/year, while CO₂ emissions decreased from 19,675
kg/year to 9,807 kg/year. In addition, both scenarios
presented 0 % unmet load and 0 % capacity shortage. It
is concluded that the proposed hybrid system represents
a technically feasible alternative to reduce diesel
dependence and improve the environmental
performance of electricity supply in isolated rural
communities.
Resumen
El presente estudio tuvo como objetivo diseñar y evaluar
técnicamente un sistema híbrido solar–diésel con
almacenamiento para la electrificación de una
comunidad rural aislada en el sector Quisapincha,
Ecuador, considerando las condiciones locales de
recurso solar y demanda energética. Se adoptó un
enfoque cuantitativo, descriptivo y aplicado, que
incluyó la caracterización del recurso solar mediante
datos de NASA/POWER, la estimación de la demanda
a partir de registros de consumo y el dimensionamiento
técnico de los componentes del sistema. Posteriormente,
se realizó una simulación en HOMER Pro para
comparar el desempeño de un sistema híbrido FV–
diésel–batería frente a un sistema basado
exclusivamente en generación diésel. Los resultados
mostraron que el sistema híbrido alcanzó una fracción
renovable del 60,3 %, con una producción fotovoltaica
de 6 977 kWh/año y una generación diésel de 4 596
kWh/año. En comparación con el sistema diésel, el
consumo de combustible se redujo de 7 531 L/año a 3
754 L/año, mientras que las emisiones de CO₂
disminuyeron de 19 675 kg/año a 9 807 kg/año.
Además, ambos escenarios presentaron 0 % de carga no
atendida y 0 % de déficit de capacidad. Se concluye que
el sistema híbrido propuesto constituye una alternativa
técnicamente viable para reducir la dependencia del
diésel y mejorar el desempeño ambiental del suministro
eléctrico en comunidades rurales aisladas.
Index terms— Electric power systems; Energy
consumption; Photovoltaic systems; Power generation;
Renewable energy sources.
Palabras clave— Consumo de energía; Fuentes de
energía renovable; Generación de energía; Sistemas de
potencia eléctrica; Sistemas fotovoltaicos.
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Edición No. 23, Issue I, Julio 2026
1. INTRODUCCIÓN
La energía eléctrica constituye un recurso
fundamental para el desarrollo humano, al permitir el
funcionamiento de actividades productivas, servicios
básicos y sistemas de comunicación [1], [2]. Aunque el
acceso global a la electricidad ha mejorado durante las
últimas décadas, todavía existen comunidades rurales y
dispersas donde la extensión convencional de redes
presenta limitaciones técnicas asociadas a la distancia, la
topografía y la baja densidad de usuarios [3], [4]. En estos
contextos, los sistemas descentralizados basados en
fuentes renovables constituyen una alternativa para
ampliar el acceso a energía en zonas alejadas o con baja
cobertura efectiva del servicio [4].
Los sistemas híbridos de generación eléctrica
integran fuentes renovables, almacenamiento y respaldo
convencional para mejorar la continuidad del suministro
en condiciones aisladas. En particular, las
configuraciones solar fotovoltaica–diésel–batería
permiten aprovechar la disponibilidad del recurso solar
durante el día, almacenar energía para periodos de baja
radiación y utilizar el generador diésel como respaldo
cuando la generación renovable o el banco de baterías no
son suficientes para cubrir la demanda [5], [6]. Estudios
recientes han señalado que estas configuraciones pueden
reducir la dependencia del combustible fósil, disminuir
emisiones contaminantes y mejorar la confiabilidad del
abastecimiento en comunidades rurales fuera de red [7],
[8], [9], [10].
El caso de Quisapincha resulta relevante por sus
condiciones territoriales y energéticas. La parroquia rural
se localiza al suroccidente del cantón Ambato,
aproximadamente a 12 km de la ciudad, a una altitud
cercana a 3000 m s. n. m. y con una superficie territorial
de 122,15 km² [11]. Su organización territorial incluye
asentamientos distribuidos en zonas alta, media y baja,
condición que refleja una ocupación espacial dispersa y
con necesidades diferenciadas de infraestructura [11].
Aunque el diagnóstico parroquial reporta una cobertura
eléctrica mayoritaria, también identifica viviendas sin
acceso al servicio y sectores donde la dispersión
territorial puede limitar la conexión o continuidad del
suministro [12]. Este tipo de condiciones justifica el
análisis de soluciones energéticas descentralizadas para
usuarios rurales específicos.
En el presente estudio se consideró una comunidad
rural del sector Quisapincha conformada por 20 usuarios
residenciales. A partir de la caracterización de la
demanda, se estimó un consumo promedio de 48,24
kWh/mes por usuario y una demanda anual agregada de
11 576,58 kWh/año. Estos valores permitieron
dimensionar un sistema híbrido orientado a cubrir la
carga residencial básica mediante generación
fotovoltaica, almacenamiento en baterías y respaldo
diésel. El análisis se contextualiza en un territorio andino
donde la disponibilidad de recurso solar, la dispersión de
usuarios y la necesidad de continuidad del servicio hacen
pertinente evaluar alternativas híbridas adaptadas a las
condiciones locales.
1.1 Avances en el diseño y optimización de sistemas
híbridos para electrificación rural
La literatura especializada ha mostrado que los
sistemas híbridos de generación eléctrica son una
alternativa técnicamente viable para comunidades rurales
aisladas, especialmente cuando combinan energía
fotovoltaica, almacenamiento y generación diésel de
respaldo [9], [10]. En estos sistemas, el
dimensionamiento de los componentes y la estrategia de
operación resultan determinantes para garantizar la
cobertura de la demanda, reducir la operación continua
del generador y mejorar el desempeño ambiental del
sistema [13], [14].
El almacenamiento energético cumple un papel
central en la estabilidad de las configuraciones híbridas,
ya que permite gestionar la variabilidad de la generación
solar y desplazar parcialmente el uso del generador diésel
[15], [16]. Asimismo, estudios aplicados en comunidades
rurales de África, Asia y América Latina han evidenciado
que las configuraciones PV–diésel–batería pueden
adaptarse a diferentes condiciones de demanda y recurso
energético, siempre que el diseño considere las
particularidades locales del territorio y del perfil de
consumo [17], [18].
Las herramientas de simulación energética, como
HOMER Pro, permiten evaluar el comportamiento anual
de estos sistemas mediante la integración de datos de
recurso solar, demanda eléctrica y características técnicas
de los componentes. Su uso facilita la comparación de
escenarios de generación, la estimación de fracción
renovable, consumo de combustible, emisiones y
parámetros operativos del sistema [19], [20], [21]. No
obstante, en el contexto ecuatoriano aún existe limitada
evidencia técnico-energética y ambiental sobre sistemas
híbridos aislados aplicados a comunidades rurales
andinas, especialmente con datos locales de demanda y
recurso solar. Esta brecha justifica el desarrollo de
estudios contextualizados que permitan evaluar el
desempeño de configuraciones híbridas bajo condiciones
reales de sitio.
1.2 El presente estudio
Considerando la evidencia previa, el presente estudio
plantea que los sistemas híbridos solar–diésel con
almacenamiento pueden constituir una alternativa
técnicamente viable para la electrificación de usuarios
rurales aislados en el sector Quisapincha. La adecuada
caracterización del recurso solar, la estimación de la
demanda energética y el dimensionamiento de los
componentes permiten evaluar el desempeño de estas
soluciones bajo condiciones locales de operación.
Por lo tanto, el objetivo general del presente estudio
es diseñar y evaluar técnicamente un sistema híbrido
solar–diésel con almacenamiento para la electrificación
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Lascano et al. / Diseño de un sistema híbrido solar–diésel para la electrificación de comunidades rurales aisladas
de una comunidad rural aislada en el sector de
Quisapincha, Ambato, mediante el análisis del recurso
solar, la caracterización de la demanda energética y la
simulación del desempeño energético, ambiental y
operativo en HOMER Pro.
De manera específica, se plantean los siguientes
objetivos: a) caracterizar la demanda energética de la
comunidad mediante la estimación de la carga eléctrica
residencial y la identificación de necesidades básicas de
consumo; b) evaluar el potencial del recurso solar
disponible en la zona de estudio a partir de datos
climáticos e irradiancia global horizontal; y c) diseñar y
evaluar el sistema híbrido solar–diésel empleando
HOMER Pro, con el propósito de comparar su
desempeño energético, ambiental y operativo frente a un
sistema basado exclusivamente en generación diésel.
2. MÉTODO
2.1 Diseño
El presente estudio adopta un enfoque cuantitativo de
tipo descriptivo–aplicado, orientado al diseño y
evaluación de un sistema híbrido de generación eléctrica
para electrificación rural en condiciones off-grid. Este
tipo de diseño es ampliamente utilizado en estudios de
sistemas energéticos, ya que permite integrar variables de
recurso renovable, demanda eléctrica y selección de
componentes para la configuración óptima del sistema
[22], [23]. El estudio se desarrolla bajo un enfoque de
simulación y dimensionamiento energético,
considerando condiciones reales de operación en una
comunidad rural específica. Asimismo, el estudio
incorpora el uso de herramientas de simulación
energética, específicamente el software HOMER Pro,
para el modelado y simulación de escenarios del sistema
híbrido propuesto, así como la comparación con un
modelo de referencia basado en condiciones reales de
operación.
2.2 Datos de entrada
Los datos empleados en el estudio provienen de
fuentes primarias y secundarias. En primer lugar, el
recurso solar fotovoltaico fue caracterizado mediante
datos meteorológicos históricos obtenidos del software
NASA/POWER, considerando la irradiancia global
horizontal (GHI) en la zona de Quisapincha, provincia de
Tungurahua, y una altitud aproximada de 3003 m.s.n.m.
El uso de bases de datos satelitales para la caracterización
del recurso solar es una práctica validada en estudios de
sistemas fotovoltaicos [24]. Se analizó un periodo anual
completo, lo que permitió determinar la variabilidad del
recurso solar y su influencia en el desempeño del sistema.
En segundo lugar, la demanda energética fue
estimada a partir de datos reales de consumo eléctrico
proporcionados por una empresa eléctrica, considerando
un conjunto de 20 usuarios residenciales como
beneficiarios directos del proyecto. Este enfoque basado
en datos reales es recomendado en estudios de
electrificación rural para garantizar la representatividad
del modelo energético [25].
Adicionalmente, para representar la variación horaria
de la demanda en la simulación, se construyó un perfil
diario estimado de carga para el conjunto de 20 viviendas
consideradas en el estudio (Figura 1). La curva fue
escalada a la demanda diaria agregada de la comunidad,
equivalente a 31,63 kWh/día, valor coherente con el
consumo anual total de 11 576,58 kWh/año. Este perfil
horario permitió distribuir la carga eléctrica a lo largo de
las 24 horas del día e incorporar un comportamiento de
consumo más representativo en el modelado energético
realizado en HOMER Pro.
Figura 1: Perfil horario estimado de carga diaria para 20
viviendas
La caracterización del recurso solar se complementó
con la distribución mensual de la irradiancia global
horizontal (GHI), expresada en kWh/m²/día. Estos
valores fueron utilizados como dato de entrada para el
modelado del sistema en HOMER Pro y permiten
representar la disponibilidad mensual del recurso solar en
el sector de Quisapincha durante el periodo de análisis.
Figura 2: Irradiancia global horizontal promedio mensual del
sitio de estudio
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Edición No. 23, Issue I, Julio 2026
2.3 Procedimiento
El procedimiento metodológico se desarrolló en
varias etapas secuenciales. En primer lugar, se realizó la
evaluación del recurso solar mediante el análisis de la
irradiancia global horizontal (GHI), determinando
valores máximos, mínimos y promedios diarios, así como
las horas solares pico (HSP), parámetros fundamentales
para el dimensionamiento del sistema fotovoltaico.
En segundo lugar, se estimó la demanda energética
total del sistema, considerando el consumo anual de los
20 usuarios, lo que permitió definir la potencia requerida
y establecer las condiciones de diseño del sistema.
Posteriormente, el sistema híbrido diseñado fue
modelado y simulado mediante el software HOMER Pro
(Hybrid Optimization Model for Electric Renewables),
herramienta ampliamente utilizada para la simulación y
análisis de sistemas híbridos de generación eléctrica, el
cual permitió simular diferentes escenarios de operación
y comparar el desempeño entre una configuración híbrida
solar–diésel y un sistema basado únicamente en
generación diésel. A través de esta herramienta se
analizaron variables como la generación eléctrica, el
consumo de combustible y las emisiones de CO₂,
permitiendo evaluar el comportamiento energético del
sistema bajo distintas condiciones de operación.
Posteriormente, se procedió al dimensionamiento del
sistema fotovoltaico, iniciando con la selección de
paneles solares en función de la potencia requerida,
determinando el número total de módulos necesarios para
cubrir la demanda energética. A continuación, se realizó
la selección del controlador de carga, considerando la
configuración de los paneles en arreglos eléctricos
adecuados para garantizar la eficiencia del sistema.
En la siguiente etapa, se dimensionó el sistema de
almacenamiento energético, estableciendo un periodo de
autonomía de 48 horas, con el objetivo de garantizar el
suministro eléctrico en ausencia de generación solar.
Asimismo, se seleccionó el inversor de corriente en
función de la potencia pico requerida, permitiendo la
conversión de energía a niveles de tensión adecuados
para el consumo residencial.
Finalmente, se integró un generador diésel como
sistema de respaldo, configurado para operar únicamente
en condiciones de baja generación fotovoltaica o
insuficiencia del almacenamiento, con el fin de garantizar
la continuidad del suministro energético.
2.4 Modelado y criterios de diseño
El diseño del sistema se basó en criterios técnicos y
energéticos que incluyen el balance entre generación y
demanda, eficiencia del sistema (η ≈ 0,8), autonomía
energética y capacidad de suministro del sistema bajo
diferentes condiciones de operación. Se consideró un
consumo anual aproximado de 11 576 580 Wh, a partir
del cual se determinó una potencia pico cercana a 9,9 kW,
utilizada como referencia para el dimensionamiento del
sistema fotovoltaico [26].
Adicionalmente, se establecieron criterios de
selección de componentes basados en especificaciones
técnicas de fabricantes, configuraciones serie–paralelo y
condiciones de operación reales, asegurando la viabilidad
técnica del sistema propuesto.
El modelado del sistema fue complementado
mediante simulaciones en HOMER Pro, donde se
integraron los parámetros de recurso solar, demanda
energética y características de los componentes, con el
fin de analizar el comportamiento energético del sistema
y comparar escenarios de operación entre
configuraciones híbridas y convencionales.
2.5 Especificaciones técnicas del sistema propuesto
La configuración técnica del sistema híbrido se definió a
partir de la demanda energética estimada, la potencia
pico requerida y las condiciones de operación del sitio de
estudio. Para el campo fotovoltaico se seleccionaron
módulos de 600 W, con tecnología N-type HJT,
eficiencia del 23,23 %, tensión de circuito abierto de
54,70 V, tensión en el punto de máxima potencia de
45,84 V y corriente en el punto de máxima potencia de
13,09 A. Cada módulo presenta dimensiones
aproximadas de 2279 × 1134 × 30 mm y un peso de 31,5
kg. Con base en el cálculo de potencia requerida, se
estimó inicialmente un total de 17 módulos; sin embargo,
por la configuración eléctrica de los controladores de
carga, el sistema final se estableció con 18 paneles,
alcanzando una potencia fotovoltaica instalada de 10,8
kW.
Para la regulación de carga se consideraron dos
controladores MPPT 250/100, compatibles con sistemas
de 12, 24 y 48 V. Cada controlador presenta una corriente
nominal de carga de 100 A, tensión máxima de circuito
abierto fotovoltaico de 250 V y eficiencia máxima del 99
%. La configuración adoptada distribuye los módulos
fotovoltaicos en cadenas conectadas a dos controladores:
el primero con dos cadenas de cuatro módulos y el
segundo con dos cadenas de cinco módulos, permitiendo
integrar los 18 paneles del sistema.
El sistema de almacenamiento se dimensionó para
una autonomía de 48 horas, considerando una
arquitectura de 48 V, profundidad de descarga de 0,8 y
eficiencia de batería de 0,9. Se seleccionaron baterías
AGM de 12 V y 200 Ah, organizadas en arreglos serie–
paralelo. La configuración final contempla cuatro
baterías en serie por cadena y diez cadenas en paralelo,
dando un total de 40 baterías. Esta configuración permite
alcanzar la capacidad requerida para cubrir la demanda
durante periodos de baja o nula generación fotovoltaica.
El inversor seleccionado presenta una potencia
nominal aproximada de 10,3 kW, tensión máxima de
entrada de 900 V, tensión DC nominal de 580 V, rango
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Lascano et al. / Diseño de un sistema híbrido solar–diésel para la electrificación de comunidades rurales aisladas
de operación MPPT entre 200 y 850 V, dos seguidores
MPPT y cuatro entradas DC. Esta capacidad fue
seleccionada en función de la potencia pico calculada
para el sistema, con el fin de garantizar la conversión de
la energía generada y almacenada hacia las condiciones
de suministro requeridas por las cargas residenciales.
Finalmente, se incorporó un grupo electrógeno diésel
como sistema de respaldo. El equipo seleccionado
corresponde a un generador diésel de 12 kW, tensión
nominal de 230 V, configuración monofásica y
autonomía aproximada de 13,9 horas al 75 % de carga.
Su operación fue considerada como respaldo ante
condiciones de baja generación solar o reducción del
estado de carga del banco de baterías, con el propósito de
garantizar la continuidad del suministro eléctrico en la
comunidad.
2.6 Análisis de Datos
El análisis de datos se desarrolló mediante un enfoque
cuantitativo de carácter descriptivo y técnico. Este tipo
de análisis permite integrar variables de recurso
renovable, consumo y diseño energético en estudios de
electrificación rural aislada [21], [27].
En una primera etapa, se analizó el recurso solar a
partir de los datos históricos de irradiancia global
horizontal (GHI) del sector de Quisapincha. Para ello se
calcularon valores máximos, mínimos y promedios, así
como la variación temporal de la radiación durante el
periodo anual de estudio. A partir de estos datos se
estimaron las horas solares pico (HSP), obtenidas de
forma general mediante la relación entre la irradiación
media diaria y una irradiancia de referencia de 1000
W/m², procedimiento ampliamente utilizado en el
dimensionamiento fotovoltaico [28], [29].
En una segunda etapa, se caracterizó la demanda
energética de la comunidad mediante el análisis de
registros históricos de consumo y la estimación de cargas
residenciales. Se calcularon consumos diarios, mensuales
y anuales, y se incorporaron criterios de simultaneidad y
diversidad para determinar la demanda máxima
diversificada (DMU) y la potencia pico requerida del
sistema [23], [25].
Posteriormente, se realizó el balance energético del
sistema, comparando la demanda total con la energía que
podría ser suministrada por el sistema fotovoltaico bajo
condiciones promedio de operación. Para ello se
consideró un factor global de eficiencia aproximado de
0,8, valor utilizado en la literatura para representar
pérdidas por conversión, temperatura, cableado y
operación de equipos [26], [30]. A partir de esta relación
se estimó la potencia fotovoltaica necesaria para cubrir la
demanda proyectada.
Con la potencia requerida, se procedió al
dimensionamiento del sistema. El número de paneles se
calculó de forma general dividiendo la potencia total
requerida para la potencia nominal de cada módulo
seleccionado, ajustando posteriormente el resultado a una
configuración eléctrica compatible con los controladores
de carga. Asimismo, el sistema de almacenamiento se
dimensionó considerando una autonomía de 48 horas,
con base en la demanda diaria y en criterios técnicos de
operación del banco de baterías, como el voltaje nominal
y la profundidad de descarga [22], [31].
De manera complementaria, se seleccionó el inversor
en función de la potencia pico calculada, asegurando una
capacidad nominal suficiente para abastecer las cargas
del sistema. También se incorporó un generador diésel
como respaldo para escenarios de baja generación solar o
insuficiencia del banco de baterías, con el fin de
garantizar la continuidad del suministro.
Finalmente, se realizó la simulación energética del
sistema mediante HOMER Pro, con el propósito de
evaluar el comportamiento anual del sistema híbrido
propuesto y compararlo con una configuración basada
exclusivamente en generación diésel. Para ello, se
modelaron dos escenarios principales: a) un sistema
híbrido FV–diésel–batería, compuesto por campo
fotovoltaico, banco de baterías, inversor y generador
diésel de respaldo; y b) un sistema diésel aislado,
considerado como escenario convencional de referencia.
Como datos de entrada se incorporaron la carga
eléctrica anual estimada para la comunidad, equivalente
a 11 570 kWh/año en la simulación, el recurso solar
caracterizado mediante la irradiancia global horizontal
(GHI) obtenida de NASA/POWER para el sector
Quisapincha, y las especificaciones técnicas de los
componentes previamente dimensionados. En el caso del
sistema híbrido, se ingresó una potencia fotovoltaica
instalada de 10,8 kW, correspondiente a 18 módulos de
600 W, junto con el sistema de almacenamiento, el
inversor y el generador diésel de respaldo. Para el
escenario diésel, se consideró la cobertura de la misma
carga anual mediante generación convencional.
La lógica de operación del sistema híbrido se planteó
bajo un esquema de prioridad renovable, en el cual la
generación fotovoltaica abastece inicialmente la carga y
contribuye al almacenamiento en baterías. El generador
diésel opera como respaldo cuando la generación
fotovoltaica y el estado de carga del banco de baterías no
son suficientes para cubrir la demanda. Esta
configuración permite analizar la participación relativa
de la fuente renovable y del respaldo diésel en el
suministro anual de energía.
A partir de la simulación se obtuvieron indicadores
energéticos, ambientales y operativos. Entre los
indicadores energéticos se consideraron la producción
fotovoltaica anual, la producción diésel anual, la
producción total de energía, la fracción renovable, la
generación diésel porcentual y la electricidad excedente.
Como indicadores operativos se analizaron la carga no
atendida, el déficit de capacidad y las horas de operación
del generador. Finalmente, como indicadores
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Edición No. 23, Issue I, Julio 2026
ambientales se incluyeron el consumo anual de
combustible y las emisiones de CO₂, CO, hidrocarburos
no quemados, material particulado, SO₂ y NOx. Estos
resultados permitieron comparar el desempeño del
sistema híbrido frente al sistema diésel aislado bajo la
misma demanda anual de referencia [21], [27].
3. RESULTADOS
3.1 Recurso solar del sitio
La Tabla 1 presenta los principales parámetros
utilizados para la caracterización del recurso solar
fotovoltaico en la zona de estudio. Se incluyen la
ubicación general del emplazamiento, la altitud, la fuente
de los datos, el periodo analizado y el número de registros
considerados, así como los valores extremos de
irradiancia global horizontal (GHI). Estos indicadores
permiten describir las condiciones del recurso solar
disponibles en el sitio y constituyen la base para la
estimación del potencial energético y el
dimensionamiento del sistema fotovoltaico.
Parámetro
Valor
Ubicación del
emplazamiento
Quisapincha,
Tungurahua, Ecuador
Altitud aproximada
3003,49 m s. n. m.
Fuente de datos
NASA/POWER
Periodo analizado
01/01/2024–31/12/2024
Número de registros
analizados
8784
GHI máximo
1062 Wh/m²
GHI mínimo
0 Wh/m²
3.2 Caracterización de la demanda energética de la
comunidad
La Tabla 2 resume los parámetros considerados para
la caracterización de la demanda energética de la
comunidad analizada. Para el cálculo se consideraron 20
usuarios residenciales rurales como beneficiarios
directos del sistema. A partir del cuadro de cargas
estimado para una vivienda tipo, se determinó un
consumo diario de 1,5815 kWh por usuario, equivalente
a una demanda diaria agregada de 31,63 kWh/día para el
conjunto de viviendas. Considerando un horizonte anual
de 366 días, correspondiente al periodo de análisis, la
demanda energética total fue de 11 576,58 kWh/año. Este
valor se utilizó como referencia para el
dimensionamiento técnico del sistema y para la posterior
simulación energética en HOMER Pro.
Tabla 2: Resumen de la demanda energética de la comunidad
Parámetro
Valor
Número de usuarios
beneficiarios
20
Tipo de usuario
Residencial rural
Consumo diario por usuario
1,5815 kWh/día
Consumo diario total de la
comunidad
31,63 kWh/día
Consumo promedio mensual por
usuario
48,24 kWh/mes
Consumo anual total
11 576,58
kWh/año
Consumo anual total
equivalente
11,58 MWh/año
Potencia pico requerida para
dimensionamiento FV
9,91 kW
Nota. El consumo anual total fue estimado a partir del
consumo diario agregado de los 20 usuarios durante
366 días. La potencia pico requerida corresponde al
valor utilizado para el dimensionamiento del campo
fotovoltaico.
La Fig. 3 presenta el consumo promedio histórico de
energía por período de facturación en la comunidad
analizada. Se observa que el consumo mensual promedio
se mantuvo relativamente estable durante el periodo
evaluado, con valores que oscilaron entre 35,76
kWh/mes y 53,94 kWh/mes. El menor consumo se
registró en el periodo junio–julio de 2025, mientras que
el mayor correspondió a agosto–septiembre de 2025. En
términos generales, la distribución de los valores
evidencia una variabilidad moderada del consumo, lo que
permite describir el comportamiento del consumo para
fines de dimensionamiento del sistema.
Figura 3: Consumo promedio histórico por período de
facturación
96
Lascano et al. / Diseño de un sistema híbrido solar–diésel para la electrificación de comunidades rurales aisladas
3.3 Dimensionamiento del sistema híbrido propuesto
La Tabla 3 presenta la configuración técnica final del
sistema híbrido solar–diésel propuesto para el
abastecimiento energético de la comunidad estudiada. En
esta tabla se detallan las especificaciones principales de
los componentes seleccionados, incluyendo el campo
fotovoltaico, los controladores de carga, el sistema de
almacenamiento, el inversor y el generador diésel de
respaldo.
El dimensionamiento se realizó a partir de la potencia
pico requerida del sistema y de los criterios técnicos de
operación establecidos. La potencia total del campo
fotovoltaico (10,8 kW) se determinó a partir del proceso
de dimensionamiento del sistema. Inicialmente, el
cálculo de la potencia requerida (9905,51 W) permitió
estimar una cantidad de 16,5 módulos fotovoltaicos de
600 W, la cual fue aproximada a 17 paneles.
Posteriormente, debido a las configuraciones necesarias
de los controladores de carga, se incorporó un módulo
adicional, estableciendo un total de 18 paneles. Como
resultado, la potencia instalada final del sistema
fotovoltaico corresponde a 10,8 kW.
Componente
Especificación
Panel fotovoltaico
seleccionado
600 W por módulo
Número final de paneles
18
Potencia total del campo
fotovoltaico
10,8 kW
Controladores de carga
2 controladores 250/100
Sistema de
almacenamiento
Banco de baterías
Autonomía del banco de
baterías
48 horas
Inversor
10,3 kW
Generador de respaldo
Grupo electrógeno diésel
La Figura 4 muestra la arquitectura general del
sistema híbrido solar–diésel propuesto para la
electrificación de la comunidad estudiada. El esquema
integra un campo fotovoltaico de 18 paneles de 600 W,
conectado a dos controladores de carga 250/100, un
banco de baterías con autonomía de 48 horas y un
inversor de 10,3 kW encargado de suministrar energía a
las cargas de la comunidad. De manera complementaria,
se incorpora un generador diésel de respaldo, destinado a
operar en condiciones de insuficiencia del recurso solar o
cuando el nivel de carga del sistema de almacenamiento
no sea suficiente para garantizar la continuidad del
suministro. Esta configuración evidencia la integración
funcional de los principales componentes del sistema y
su lógica de operación bajo un esquema de generación
renovable con respaldo convencional.
Figura 4: Arquitectura del sistema híbrido solar–diésel para
electrificación rural
3.4 Simulación del sistema híbrido mediante HOMER
Pro
La simulación en HOMER Pro permitió comparar el
desempeño anual de dos configuraciones: el sistema
híbrido FV–diésel–batería y un sistema basado
exclusivamente en generación diésel. En ambos
escenarios se consideró una carga eléctrica anual de 11
570 kWh/año, valor coherente con la demanda energética
estimada para la comunidad. La Tabla 4 presenta los
principales indicadores energéticos, ambientales y
operativos obtenidos para cada escenario.
Los resultados muestran que el sistema híbrido cubre
la carga anual simulada mediante una combinación de
generación fotovoltaica y generación diésel. La
producción fotovoltaica fue de 6 977 kWh/año,
equivalente al 60,3 % de la generación total, mientras que
el generador diésel aportó 4 596 kWh/año,
correspondiente al 39,7 %. En ambos escenarios se
obtuvo 0 % de carga no atendida y 0 % de déficit de
capacidad. En comparación con el sistema
exclusivamente diésel, el sistema híbrido redujo el
consumo de combustible de 7 531 L/año a 3 754 L/año,
lo que representa una disminución de 3 777 L/año,
equivalente al 50,2 %. De forma similar, las emisiones de
CO₂ disminuyeron de 19 675 kg/año a 9 807 kg/año, con
una reducción de 9 868 kg/año. Asimismo, las horas de
operación del generador se redujeron de 8 760 h/año en
el sistema diésel a 5 082 h/año en el sistema híbrido. La
electricidad excedente del sistema híbrido fue de 2 581
kWh/año, equivalente al 22,3 % de la producción anual.
97
Edición No. 23, Issue I, Julio 2026
Indicador
Sistema
híbrido (FV–
diésel–
batería)
Sistema
diésel
Carga eléctrica anual
simulada (kWh/año)
11 570
11 570
Producción
fotovoltaica
(kWh/año)
6 977
0
Producción diésel
(kWh/año)
4 596
11 630
Producción total de
energía (kWh/año)
11 573
11 630
Generación renovable
(%)
60,3
0
Generación diésel (%)
39,7
100
Electricidad excedente
(kWh/año)
2 581
59,9
Electricidad excedente
(%)
22,3
0,515
Carga no atendida (%)
0
0
Déficit de capacidad
(%)
0
0
Horas de operación del
generador (h/año)
5 082
8 760
Consumo de
combustible (L/año)
3 754
7 531
Consumo promedio de
combustible (L/día)
10,28
20,6
Emisiones de CO₂
(kg/año)
9 807
19 675
Emisiones de CO
(kg/año)
74,2
149
Emisiones de
hidrocarburos no
quemados (kg/año)
2,70
5,42
Emisiones de material
particulado (kg/año)
4,50
9,02
Emisiones de SO₂
(kg/año)
24,1
48,3
Emisiones de NOx
(kg/año)
84,3
169
Fracción renovable
0,60
0,00
electricidad excedente corresponde a la energía no
aprovechada por la carga primaria según el balance
horario del modelo. Las pequeñas diferencias entre la
suma de componentes y la producción total responden
al redondeo de los valores exportados por el software.
La Figura 5 presenta la distribución de la producción
eléctrica anual por componente para los escenarios
simulados. En el sistema híbrido se diferencia la energía
aportada por el campo fotovoltaico y por el generador
diésel, mientras que en el sistema diésel la producción
corresponde exclusivamente al grupo electrógeno.
Figura 5. Producción eléctrica anual por componente en los
escenarios simulados
4. DISCUSIÓN
Los resultados deben interpretarse a partir de las
condiciones particulares del sector Quisapincha, donde la
demanda corresponde a un conjunto reducido de usuarios
residenciales rurales y el sistema debe operar bajo una
lógica aislada del sistema nacional interconectado. En
este tipo de contextos, la literatura señala que la
electrificación mediante sistemas híbridos resulta
pertinente cuando la extensión de red presenta
limitaciones territoriales, técnicas o de continuidad del
servicio [25], [32], [33]. Desde esta perspectiva, el
dimensionamiento obtenido no solo responde a una
estimación de carga, sino a la necesidad de integrar una
fuente renovable, almacenamiento y respaldo
convencional para sostener el suministro en una
comunidad rural dispersa.
La comparación entre el sistema híbrido FV–diésel–
batería y el sistema exclusivamente diésel evidencia que
la integración fotovoltaica modifica de manera
importante la estructura de generación. En el escenario
híbrido, la fracción renovable alcanzó el 60,3 %, lo que
indica que la fuente solar asume el rol principal del
abastecimiento, mientras que el generador diésel
conserva una función complementaria de respaldo. Este
comportamiento coincide con estudios previos que
muestran que las configuraciones PV–diésel–batería
98
Lascano et al. / Diseño de un sistema híbrido solar–diésel para la electrificación de comunidades rurales aisladas
reducen la dependencia del combustible fósil sin eliminar
la seguridad operativa que aporta el generador en
sistemas aislados [9], [15], [34], [35]. En este sentido, el
resultado no debe interpretarse como sustitución total del
diésel, sino como redistribución del suministro hacia una
matriz con mayor participación renovable.
La reducción del consumo de combustible y de las
emisiones confirma el aporte ambiental del sistema
híbrido frente al sistema diésel aislado. La disminución
del consumo anual de combustible de 7 531 L/año a 3
754 L/año y la reducción de CO₂ de 19 675 kg/año a 9
807 kg/año muestran que el respaldo diésel opera con
menor intensidad cuando se combina con generación
fotovoltaica y almacenamiento. Este resultado es
consistente con investigaciones que destacan el papel de
las baterías en la reducción de la operación continua del
generador y en la mejora del desempeño ambiental de los
sistemas híbridos rurales [15], [16]. Además, se alinea
con estudios aplicados en comunidades aisladas de
África, Asia y América Latina, donde la integración de
fuentes renovables ha mostrado beneficios técnicos y
ambientales frente a esquemas basados exclusivamente
en diésel [17], [18].
La electricidad excedente del sistema híbrido,
estimada en 2 581 kWh/año, equivalente al 22,3 % de la
producción anual, constituye un aspecto relevante del
diseño. Este excedente no necesariamente implica
inviabilidad del sistema, sino una diferencia temporal
entre la disponibilidad de generación fotovoltaica, la
demanda horaria y la capacidad de almacenamiento. En
sistemas híbridos aislados, estos desajustes son
frecuentes cuando la generación renovable se dimensiona
para garantizar cobertura bajo condiciones variables de
recurso y demanda [19], [20], [21]. No obstante, el valor
obtenido sugiere que futuras optimizaciones podrían
evaluar ajustes en la capacidad fotovoltaica, en el banco
de baterías o en la estrategia de despacho. También
podría analizarse el aprovechamiento del excedente en
usos productivos locales, siempre que dichos consumos
sean incorporados explícitamente en el perfil de carga.
Desde el punto de vista de confiabilidad, el sistema
híbrido mantuvo 0 % de carga no atendida y 0 % de
déficit de capacidad, lo que indica que la demanda
simulada fue cubierta bajo las condiciones modeladas. La
reducción de las horas de operación del generador, de 8
760 h/año en el sistema diésel a 5 082 h/año en el sistema
híbrido, muestra que el generador sí participa en la
operación, pero con menor dependencia que en el
escenario convencional. Este resultado es coherente con
el principio de diseño de los sistemas híbridos, en los que
el almacenamiento y el respaldo diésel permiten
compensar la variabilidad de la generación solar y
mantener la continuidad del suministro [9], [35], [36].
Por tanto, el sistema propuesto puede interpretarse como
una solución híbrida efectiva, y no como un sistema
exclusivamente fotovoltaico con almacenamiento.
Pese a estos aportes, el estudio presenta limitaciones.
En primer lugar, el recurso solar fue modelado a partir de
un año de datos, por lo que no se incorporó variabilidad
interanual ni escenarios climáticos alternativos. En
segundo lugar, no se realizó un análisis de sensibilidad
frente al crecimiento de la demanda, degradación de
paneles y baterías, variaciones del recurso solar o
cambios en las condiciones de operación del generador.
Asimismo, el estudio se delimitó a una evaluación
técnico-energética y ambiental, por lo que no incluye
análisis económico de inversión, operación,
mantenimiento, costo presente neto o costo nivelado de
energía. Finalmente, los resultados provienen de
simulación, por lo que el desempeño real del sistema
deberá validarse mediante monitoreo operativo. Futuros
estudios podrían complementar este análisis mediante
optimización técnico-económica, evaluación de
sensibilidad y validación en campo, tal como
recomiendan los trabajos sobre herramientas de
modelado y optimización de sistemas híbridos [21], [27].
5. CONCLUSIONES
El estudio permitió diseñar y evaluar técnicamente un
sistema híbrido solar–diésel con almacenamiento para
una comunidad rural aislada del sector Quisapincha,
Ambato. Los resultados muestran que la configuración
FV–diésel–batería es técnicamente viable para cubrir la
demanda energética estimada de los 20 usuarios
considerados, equivalente a 11 576,58 kWh/año.
La simulación en HOMER Pro evidenció que el
sistema híbrido alcanza una fracción renovable del 60,3
%, con una producción fotovoltaica de 6 977 kWh/año y
una generación diésel de 4 596 kWh/año. Además, el
sistema presentó 0 % de carga no atendida y 0 % de
déficit de capacidad, lo que indica que la demanda
simulada fue cubierta bajo las condiciones modeladas.
En comparación con el sistema basado
exclusivamente en generación diésel, la configuración
híbrida redujo el consumo de combustible de 7 531 L/año
a 3 754 L/año y las emisiones de CO₂ de 19 675 kg/año a
9 807 kg/año. Estos resultados muestran que la
incorporación de generación fotovoltaica y
almacenamiento permite disminuir la dependencia del
diésel y mejorar el desempeño ambiental del suministro
eléctrico.
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00625-w.
José Miguel Lascano Arias es
Ingeniero Mecánico por la
Universidad Técnica de Ambato y
actualmente cursa una Maestría en
Energías Renovables en la
Universidad Indoamérica. Cuenta
con experiencia en mantenimiento
industrial, supervisión de proyectos
y sistemas energéticos, incluyendo participación en
proyectos hidroeléctricos e infraestructura. Sus intereses
se centran en el diseño y evaluación de sistemas híbridos
de generación eléctrica para electrificación rural.
Paúl Andrés Masache Almeida es
Ingeniero Eléctrico y Magíster en
Electricidad con mención en
Sistemas Eléctricos de Potencia. Se
desempeña como docente en la
Universidad de las Fuerzas
Armadas ESPE y ha desarrollado
investigación en sistemas eléctricos
de potencia, modelado energético y energías renovables.
Su experiencia académica y científica incluye
publicaciones en análisis de sistemas eléctricos y
optimización de redes. Sus intereses se centran en
modelado de sistemas eléctricos, energías renovables y
operación eficiente de redes de potencia.
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