O Performance Ratio (PR) é uma métrica bastante utilizada em usinas fotovoltaicas devido à sua simplicidade e facilidade de aplicação. Ele oferece uma maneira direta de avaliar o desempenho do sistema ao comparar a energia real gerada com a energia esperada. No entanto, essa praticidade vem acompanhada de limitações que devem ser cuidadosamente consideradas. Sem uma análise mais aprofundada, o PR pode levar a interpretações equivocadas, especialmente em cenários que envolvem variações climáticas, albedo ou tecnologias bifaciais, onde fatores adicionais precisam ser levados em conta para uma avaliação mais precisa.
O PR “clássico” é essencialmente a relação entre a energia efetivamente gerada pela usina e a energia que seria gerada em condições ideais, considerando horas de sol pleno. Sua formulação é padronizada pela norma IEC 61724-1:2021 [1], sendo aplicada em avaliações mensais e anuais de performance de usinas FV. A Equação 1 ilustra o cálculo do PR de acordo com a IEC 61724-1:2021.
No cálculo do PR, o fator ‘k’ refere-se ao índice do banco de dados onde se encontram os valores de potência de saída do sistema (Pout) e irradiância (G), registrados na mesma linha temporal. Já Po e Go representam, respectivamente, a capacidade do sistema em condições padrão de teste (STC) — obtida pela potência nominal dos módulos (datasheet) multiplicada pelo número de módulos no sistema — e a irradiância em STC, estabelecida em 1000 W/m².
Para usinas bifaciais, o cálculo do PR exige adaptações, pois a irradiância no plano traseiro dos módulos precisa ser incluída. Ignorar essa irradiância pode resultar em valores de PR próximos ou até superiores a 100%, o que não é plausível e pode ocultar perdas do sistema.
Para corrigir essa discrepância, recomenda-se o uso do PR bifacial (PRbif), que incorpora a irradiância do plano traseiro ao cálculo, possibilitando uma comparação mais precisa de desempenho entre módulos fotovoltaicos de diferentes tecnologias. Essa correção ocorre por meio da adição do Fator de Irradiância Bifacial (BIF), que ajusta a relação entre a irradiância frontal e a irradiância efetiva — a soma da irradiância frontal e da irradiância traseira, ponderada pelo fator de bifacialidade dos módulos.
O BIF é aplicado ao denominador do PR clássico, gerando uma métrica de desempenho mais abrangente, que permite a comparação com sistemas fotovoltaicos monofaciais. A Equação 2 ilustra o cálculo do PR ajustado pelo BIF, conforme definido pela norma IEC 61724-1:2021.
De acordo com as normas IEC 61724-1:2021 e IEC 60904-1-2:2019 [2], é possível realizar a medição da irradiância no plano traseiro da mesa FV. Resumidamente, recomenda-se a instalação de um ou mais sensores de irradiância na parte traseira da fileira FV, posicionados de modo a evitar as extremidades. Essa prática reduz o risco de erros de leitura causados por irradiância excessiva ou sombreamento indevido nas laterais das fileiras.
Uma abordagem eficiente é fixar o sensor de irradiância no centro do módulo, garantindo maior precisão nas medições. No entanto, o uso de pelo menos dois sensores permite uma média das medições, proporcionando resultados mais confiáveis. Os métodos para medições de irradiância em usinas FV serão abordados em maior detalhe em um próximo artigo.
O albedo [3] é uma característica do solo que impacta consideravelmente o desempenho das usinas fotovoltaicas bifaciais, pois se refere ao nível de reflexão da irradiância. Quanto maior o albedo, maior é a quantidade de irradiância refletida que atinge a parte traseira do módulo bifacial, resultando em um aumento na geração de energia do sistema fotovoltaico. Além disso, o aumento da reflexão do solo também aumenta o ganho bifacial do módulo fotovoltaico.
Durante as simulações no PVSYST com diferentes níveis de albedo, observou-se um comportamento intrigante: enquanto o PR clássico aumenta com o albedo, o PR ajustado para sistemas bifaciais apresenta uma leve queda. Isso ocorre porque o aumento do albedo intensifica a irradiância no plano traseiro, elevando a geração de energia. No entanto, ao aplicar a correção bifacial, o PR ajustado leva em conta essa contribuição adicional, o que resulta em uma ligeira diminuição, refletindo de forma mais precisa o desempenho real do sistema.
Na Figura 1, é possível visualizar a comparação entre o PR clássico e o PR com correção bifacial, destacando a diferença no desempenho de uma usina fotovoltaica bifacial. Esse contraste ressalta a importância de utilizar o PR corrigido, já que o PR clássico pode apresentar uma visão distorcida do desempenho. O PR com correção bifacial oferece uma representação mais fiel da eficiência operacional, sendo essencial para uma análise realista do sistema.
Figura 1. Comparação entre o Performance Ratio clássico e o Performance Ratio corrigido para bifaciais, em função de diferentes valores de albedo.
REFERÊNCIAS
[1] International Electrotechnical Commission. IEC 61724-1:2021 - Photovoltaic system performance – Part 1: Monitoring. Geneva: IEC, 2021.
[2] International Electrotechnical Commission. IEC 60904-1-2:2019 - Photovoltaic devices – Part 1-2: Measurement of current-voltage characteristics of bifacial photovoltaic (PV) devices. Geneva: IEC, 2019.
[3] Marion, B., Smith, B., & Kroposki, B. Measurement of albedo and analysis of its importance for bifacial photovoltaic modules. National Renewable Energy Laboratory (NREL), 2017.
João Frederico Souza de Paula
Doutorando e Mestre em Engenharia Elétrica pela UNICAMP, com expertise em modelagem de geração, desempenho e degradação de sistemas fotovoltaicos bifaciais. Especialista em PVSYST, focado na otimização de usinas solares fotovoltaicas. Atuou em laboratório de certificação de módulos fotovoltaicos, trabalhando com normas do INMETRO e padrões internacionais. Possui experiência internacional em uma multinacional Tier 1 de módulos fotovoltaicos, com atuação na área de Produto e Solução.
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