O mercado atual de módulos fotovoltaicos (FV) oferece diversas opções de tecnologias com o objetivo de aumentar a eficiência, confiabilidade, diminuir o acúmulo de sujeira, entre outros aspectos. Nesse contexto, muitos integradores recorrem a simuladores fotovoltaicos para avaliar a diferença de geração entre tipos de módulos, ou utilizam dados fornecidos pelos próprios fabricantes, que indicam ganhos com base em simulações.
No entanto, o que muitos não sabem é que essas simulações podem, em grande parte, não ser válidas para esse tipo de comparação. As simulações fotovoltaicas costumam gerar um valor de produção mensal e anual, geralmente com base na abordagem P50. Esse P50 é um valor obtido por meio de uma modelagem para estimar a produção anual de energia do sistema, com uma probabilidade de 50% de ser alcançada. O ponto crítico é que, dentro da margem de predição dos simuladores (assumindo que os parâmetros inseridos estejam corretos – se não sabe como configurar, recomendo o nosso curso de PVsyst), pode-se observar uma diferença de desempenho entre as tecnologias de módulos, que não é conclusiva para determinar superioridade de uma tecnologia sobre outra.
A diferença encontrada entre diferentes módulos FV simulados pode ser resultado direto da configuração do arquivo com as informações do módulo FV inseridas no simulador. No caso do PVsyst, esse é o conhecido arquivo PAN. Isso ocorre porque o PVsyst e outros softwares não possuem modelos específicos para diferentes tipos de tecnologia FV. Assim, o arquivo PAN pode ser manipulado de forma mal-intencionada para induzir resultados favoráveis ou desfavoráveis, dependendo dos interesses de quem utiliza o software.
Outro aspecto a considerar é a limitação do modelo de diodo único [1], que é amplamente adotado pela maioria dos simuladores, mas se mostra insuficiente para lidar com essas novas tecnologias de módulos FV. Isso acontece porque essas tecnologias possuem um Fill Factor (FF) elevado, o que desafia os parâmetros convencionais do modelo de diodo único [2].
O FF, ou fator de preenchimento, é uma medida que indica a capacidade de uma célula FV de converter luz solar em energia elétrica de forma eficiente. Ele é calculado com base em alguns parâmetros presentes no datasheet do módulo FV e nos arquivos PAN, conforme a seguinte equação.
O problema é que tecnologias como TOPCon e HJT aumentam o FF, elevando a relação Vmp/Voc (tensão de máxima potência/tensão de circuito aberto). Esse aumento torna o modelo de diodo único menos preciso, especialmente sob condições de baixa irradiância.
Com ajustes no modelo de diodo único, poderíamos melhorar essa modelagem. Contudo, muitos softwares ainda não fazem essa adaptação, e esse é apenas um dos desafios.
Por exemplo, como fica a vida útil desses módulos? As novas modificações, como a passivação, afetam sua durabilidade? E a taxa de degradação, aumenta? E a faixa espectral em cada tecnologia? Todas essas questões são abordadas em estudos científicos, mas ainda não são totalmente incorporadas nos softwares de simulação.
No caso dos módulos bifaciais, o PVsyst, por exemplo, assume que a produção FV do lado traseiro tem um comportamento semelhante ao da face frontal, aplicando o mesmo modelo matemático de diodo único. Além disso, a perda de incidência (IAM) é calculada considerando um vidro traseiro convencional [3]. Mas e os módulos que utilizam materiais diferentes na parte traseira?
Embora simulações como as realizadas no PVsyst demonstrem excelente desempenho, elas não foram projetadas para determinar qual módulo é superior ao outro, e sim, foram projetadas para avaliar a geração de energia aproximada do sistema como um todo dentro de uma faixa.
Para comparar módulos de maneira coerente, seria necessário:
Verificar a autenticidade dos dados PAN fornecidos para garantir a fidelidade dos parâmetros de cada módulo.
Adaptar o modelo de diodo único às limitações do FF para novas tecnologias de módulos.
Configurar o modelo IAM para cada tipo de módulo, incluindo materiais distintos na parte traseira.
Definir corretamente o albedo e estimar com mais precisão a não-uniformidade da irradiância no plano traseiro da fileira fotovoltaica na modelagem bifacial.
Aprimorar as métricas de avaliação de degradação dos módulos para diferentes tipos.
Incluir características físicas, como a estrutura (frame) do módulo, e suas características mecânicas.
Essas melhorias tornariam os simuladores mais precisos para comparar diferentes tecnologias, proporcionando uma análise mais completa do desempenho dos módulos em condições reais. Vale destacar que tudo isso já é amplamente estudado, e no LESF-MV, temos vários estudos com modelagem. Os simuladores só tendem a evoluir, e o próprio PVsyst deve lançar uma nova versão com melhorias.
O alerta que faço aqui é que, além dos conhecidos "fake powers" no mercado, também existem simulações manipuladas para induzir a crença de que a tecnologia de um módulo do fabricante X é superior à do fabricante Y. Essa indução, seja por desconhecimento da modelagem ou por má-fé, gera comparações enganosas. Ressalto que este post não é uma crítica às tecnologias — que estão em constante evolução e beneficiam o mercado —, mas sim ao uso inadequado dos simuladores.
Outro ponto a considerar é que, dependendo do objetivo e da metodologia da simulação, é possível fazer avaliações que comparam desvios e comportamento de modelos em diferentes locais. No entanto, dada a atual limitação dos simuladores, não é possível afirmar com segurança que um módulo é superior a outro.
REFERÊNCIAS
[1] M. G. Villalva, J. R. Gazoli, and E. Ruppert Filho, ”Comprehensive Approach to Modeling and Simulation of Photovoltaic Arrays,” IEEE Trans. Power Electron., vol. 24, no. 5, pp. 1198-1208, May 2009.
[2] A. Bridel-Bertomeu, M. Oliosi, A. Mermoud, and B. Wittmer, “Limits of the single diode model in view of its application to the latest PV cell technologies,” in Proc. 40th European Photovoltaic Solar Energy Conf. (EUPVSEC), Lisbon, Portugal, Sep. 18–22, 2023.
João Lucas
Doutor e Mestre em Engenharia Elétrica na UNICAMP. Consultor em Usinas Fotovoltaicas de Minigeração e Centrais. Especialista em PVsyst. Revisor dos principais periódicos de solar/fotovoltaica no mundo da Elsevier e IEEE, mais de 200 revisões. Mais de 50 publicações na área. Ministrou aula para mais de 5 mil alunos em solar.
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