“Por que a geração da minha usina está abaixo do que foi previsto na proposta comercial?”
Após a entrega do sistema fotovoltaico, essa é uma das prováveis dúvidas que um integrador solar pode ouvir dos seus clientes. A resposta, muitas vezes, não está em um único problema, mas sim em um conjunto de pequenas ineficiências operacionais.
A métrica que nos ajuda a diagnosticar e quantificar a saúde operacional de um sistema fotovoltaico é o Performance Ratio (PR), também conhecido como “taxa de desempenho”.
Pense no PR como a “nota” da eficiência real da usina. Ele compara a energia que o sistema efetivamente entregou com a energia que ele teoricamente poderia ter gerado com o sol disponível naquele local.
Neste artigo, vamos entender o conceito de Performance Ratio, desvendar cada etapa da “cascata de perdas” que afeta seu resultado final e, por fim, apresentar estudos e valores de referência reais do cenário brasileiro para que você possa dimensionar e avaliar seus projetos com muito mais precisão.
O que é o Performance Ratio (PR) e como calculá-lo?
O Performance Ratio é universalmente reconhecido como o principal indicador-chave de desempenho para avaliar a qualidade de uma usina fotovoltaica.
Diferente da produção de energia bruta (kWh), que varia drasticamente de acordo com a localização, o PR permite comparar a qualidade de diferentes usinas, independentemente de onde estejam instaladas.
O cálculo do PR, padronizado pela norma internacional IEC 61724, consiste na razão entre a rendimento real do sistema e o seu rendimento de referência, portanto:
O “Yf” é a produtividade real da usina. Ou seja, representa a energia líquida em corrente alternada (AC) que foi efetivamente injetada na rede, dividida pela potência de pico (kWp) do sistema. É o que o medidor da concessionária registra.
Já o “Yr” é o recurso solar ideal disponível. Representa a irradiação total que incidiu no plano dos módulos, quantificando o “combustível” solar que a usina teve à sua disposição.
Qual a importância do Performance Ratio (PR)?
Para o integrador solar, o PR não é apenas técnico, é comercial.
Por exemplo, em contratos de EPC (Engenharia, Aquisição e Construção), um “PR garantido” é uma cláusula padrão para os testes de aceitação do projeto.
Em contratos de O&M (Operação e Manutenção), é a principal ferramenta para monitorar o desempenho e detectar possíveis falhas do sistema.
Para o integrador, garantir um bom PR é sinônimo de entregar performance, confiança e resultado. Acompanhar esse indicador ao longo do tempo é essencial para garantir a rentabilidade do projeto e a satisfação do cliente.
O diagrama de cascata: visualizando a cadeia completa de perdas
O valor final do PR é o resultado de uma série de perdas que ocorrem em “cascata”, desde a chegada da luz do sol até a entrega de energia na rede. Entender cada degrau dessa cascata é fundamental para um diagnóstico preciso.
Perdas ópticas e de irradiância
São causadas em decorrência de fatores que impedem a luz solar de chegar com 100% de sua força às células fotovoltaicas. Alguns exemplos são:
- Sombreamento: causado por obstáculos próximos (árvores, edifícios, etc) ou distantes (montanhas) que projetam sombras que reduzem a geração. Mesmo uma pequena sombra pode comprometer a produção de uma string inteira – para usinas bem planejadas, a perda anual por sombreamento fica entre 1% e 4%.
- Sujidade: o acúmulo de poeira e outros detritos cria uma barreira física que bloqueia a luz solar. No Brasil, as perdas anuais podem variar de 2% em locais com chuvas regulares a mais de 7% em áreas áridas ou industriais.
- Modificador de Ângulo de Incidência (IAM): quando a luz solar incide de forma inclinada, parte dela é refletida pelo vidro. A perda anual típica por IAM fica na faixa de 2,5% a 3,5%.
Perdas intrínsecas ao módulo FV
Fatores relacionados ao comportamento do próprio módulo ao converter luz em eletricidade.
- Impacto da temperatura: este é um dos fatores de perda mais significativos no Brasil. Módulos fotovoltaicos perdem eficiência à medida que aquecem. Como a potência nominal é medida a 25°C, as altas temperaturas de operação no nosso clima podem gerar perdas anuais de 8% a 15%.
- Degradação (LID, PID, Anual): os módulos perdem performance com o tempo. Isso inclui a Degradação Induzida pela Luz (LID), uma perda inicial de 1% a 3%, e a degradação anual por envelhecimento, que gira em torno de 0,5% ao ano. A Degradação Induzida por Potencial (PID) também pode ocorrer.
- Mismatch: variações de fabricação fazem com que o módulo de menor desempenho limite a corrente de toda a string, gerando perdas típicas de 1% a 2%.
Perdas no balanço do sistema (BOS)
Caracterizadas por ineficiências nos componentes que compõem o restante do sistema.
- Cabeamento CC e CA: a resistência dos cabos causa perdas de energia na forma de calor. Um projeto bem dimensionado busca manter as perdas totais nos cabos (corrente contínua e alternada) abaixo de 2%.
- Eficiência do inversor e clipping: o inversor tem perdas na conversão DC-AC, que ficam entre 2% e 3% ao ano. Além disso, o clipping (ceifamento) ocorre quando a potência dos módulos excede a do inversor, gerando perdas que podem variar de 0,5% a mais de 5%.
- Perdas no transformador: em usinas maiores que usam transformadores, ocorrem perdas de cerca de 1% a 2% ao ano.
Perdas operacionais e de sistema
Fatores relacionados à operação e disponibilidade da usina.
- Indisponibilidade: corresponde ao tempo em que a usina fica desligada por falhas ou manutenções. Uma meta comum é ter uma perda máxima por indisponibilidade de 1,5%.
- Consumo de serviços auxiliares: energia consumida pela própria usina para monitoramento e trackers, representando perdas de 0,1% a 0,5%.
Como garantir cálculos mais precisos com o Luvik?
Depois de analisar toda a cadeia de perdas, a pergunta que fica é: qual é um valor de PR realista para projetos no Brasil?
Veja alguns exemplos práticos de estudos nacionais:
- Curitiba (PR): um sistema de 2,1 kWp na UTFPR apresentou um PR anual de 74,33%.
- Pesqueira (PE): uma análise de três usinas na região encontrou PRs anuais variando entre 70% e 82%.
- Garanhuns (PE): um sistema fotovoltaico real demonstrou um PR anual superior a 80%.
Esses números mostram que, embora o recurso solar no Brasil seja abundante, as perdas, especialmente as térmicas em regiões mais quentes, têm um impacto significativo e devem ser cuidadosamente consideradas.
Com base nesses e em diversos outros estudos (linkados no final do artigo), um valor médio nacional para usinas bem projetadas e com boa manutenção situa-se na faixa de 75% a 80%. Nesse contexto, faz sentido considerar uma faixa de perdas de 20% a 25%.
Mas isto é uma regra? Não, pois, se você já possui sistemas fotovoltaicos instalados e com um histórico confiável de geração, pode calibrar o valor de acordo com a sua experiência.
No dimensionamento fotovoltaico do Luvik, é possível ajustar as perdas para que os cálculos fiquem mais próximos à realidade. Além do percentual geral, que leva em conta os fatores mencionados anteriormente, você pode especificar a orientação e a inclinação dos módulos.
Outro modo prático de configurar o Luvik, é utilizando ferramentas específicas para o dimensionamento de sistemas, como o PvSyst. Você pode simular o sistema com todas as premissas necessárias e ajustar o Luvik para que a geração seja compatível, como mostramos neste vídeo:
Esse procedimento é particularmente útil para sistemas maiores, onde é fundamental considerar todas as variáveis de perdas.
Conclusão
O Performance Ratio (PR) é muito mais do que um número em um relatório; é a prova da qualidade do seu projeto e da sua operação. Para o integrador, entender a fundo a cascata de perdas — desde a sujeira no módulo até a eficiência do inversor — é o que diferencia uma simples instalação de uma solução de engenharia de alto desempenho.
Dominar o conceito de PR, saber como calculá-lo e, principalmente, como otimizá-lo, transforma o integrador em um verdadeiro consultor de desempenho, capaz de entregar projetos mais eficientes, com expectativas realistas e que geram mais valor e satisfação para o cliente final.
E você, integrador? Qual tem sido sua experiência com o PR nos seus projetos? Deixe seu comentário abaixo compartilhando os maiores desafios que você encontra na otimização do desempenho das usinas!
Referências:
Kroth & Rampinelli (2020). Desempenho de Sistema FV em Criciúma. Anais CBENS. Disponível aqui.
Canal Solar. (s.d.). Performance ratio (PR) de usinas fotovoltaicas. Disponível aqui.
EPE & INPE. (2017). Atlas Brasileiro de Energia Solar. Disponível aqui.
PVSyst Help. (s.d.). Performance Ratio PR. Disponível aqui.
NREL. (2005). Performance Parameters for Grid-Connected PV Systems. Disponível aqui.
NetZeroGo. (s.d.). Hub Guide 15: Commissioning, operation, and maintenance. Disponível aqui.
PwC. (s.d.). Engineering, Procurement and Construction (EPC) contracts in the solar sector. Disponível aqui.
PV Magazine. (2021). We all trust the PV performance ratio test, but should we? Disponível aqui.
