Minha usina solar está gerando o que deveria?
No primeiro artigo desta série, partimos de uma reclamação bastante comum: “Instalei energia solar, mas minha conta não zerou.”
Agora podemos avançar uma camada.
Antes de discutir compensação, créditos, rateio, tarifas ou aquilo que permanece sendo cobrado pela distribuidora, existe uma pergunta que precisa ser respondida:
A usina está gerando aquilo que deveria?
Parece simples. Temos a potência instalada, o inversor, os módulos e, normalmente, algum aplicativo mostrando gráficos e números.
Então basta olhar quanto a usina está gerando e comparar, certo?
Não exatamente.
100 kWp instalados não significam 100 kW o tempo inteiro
Quando dizemos que uma usina possui 100 kWp de potência instalada, estamos falando da potência nominal do conjunto de módulos em condições padronizadas de ensaio.
Não significa que, ao meio-dia de qualquer terça-feira ensolarada, o aplicativo obrigatoriamente deverá mostrar 100 kW.
Temperatura, irradiância, orientação, inclinação, perdas elétricas, características dos equipamentos e condições ambientais interferem no resultado.
Então dizer “tenho 100 kWp e agora aparecem 78 kW; estou perdendo 22 kW” é uma conclusão precipitada.
Pode estar perdendo? Pode.
Mas ainda não demonstramos isso.
Então quanto ela deveria gerar?
Para descobrir se existe subgeração, precisamos estabelecer uma referência.
Projeto, localização, potência instalada, orientação, inclinação, recurso solar disponível, perdas previstas, características dos módulos e inversores e histórico de geração entram nessa análise.
E existe a sazonalidade. Uma usina não produz exatamente a mesma quantidade todos os meses.
O caminho é comparar geração esperada × geração realizada, em períodos representativos.
É aí que começamos a separar uma variação normal de um problema real.
Está gerando. Então está tudo bem?
Não!
Já encontrei usinas funcionando e registrando geração enquanto havia perda de desempenho.
Existe uma diferença enorme entre estar gerando e estar gerando corretamente.
O inversor continua ligado. O aplicativo continua mostrando números. A geração aparece.
E justamente por continuar funcionando, o problema pode passar despercebido.
Às vezes o problema começa no projeto
Já encontrei sistemas em que o dimensionamento não correspondia adequadamente àquilo que a instalação deveria entregar.
Podemos procurar defeito em módulos, inversores, cabos e conexões quando a usina está fazendo aquilo que o arranjo instalado permite fazer.
O problema pode estar antes da operação. Pode estar no projeto.
Dimensionamento, strings, limites elétricos, relação entre módulos e inversores, distribuição entre MPPTs e condições reais do local precisam conversar.
Já trabalhei em instalação na qual foi necessário revisar a distribuição dos módulos entre MPPTs e promover equalização e balanceamento do arranjo.
A usina existia. Estava instalada. Estava funcionando.
Mas isso não significava que a configuração encontrada fosse adequada.
Em um caso particularmente especial, de um grande cliente com usinas em suas três plantas, além de o projeto não ter sido, digamos, “bem projetado”, em duas delas a execução ainda estava diferente do projeto.
Ou seja: projeto inadequado e execução divergente.
Quase gabaritou!
E existe aquilo que deveria ter sido visto antes da instalação
Sombra.
Parece básico, não é?
Mas já encontrei módulos instalados em áreas que recebem sombreamento durante determinado período do dia porque o layout não havia sido adequadamente estudado. E não foi apenas em um cliente; lembram do caso logo ali acima no tópico anterior sobre a execução divergente do projeto? Pois é, ele também foi “contemplado” com este problema em que o planejamento do layout não teve atenção.
E existe uma armadilha: você pode visitar a usina às 14h e não enxergar sombra alguma. Em outro horário ou época do ano, a condição pode ser completamente diferente.
A placa está no sol quando você chegou? Ótimo.
A pergunta é: ela permanece em condição adequada durante os períodos relevantes de geração?
Cabo também pode limitar desempenho
Já encontrei cabeamento mal dimensionado aquecendo e interferindo na condução do circuito.
Seção, comprimento, corrente, queda de tensão, forma de instalação, temperatura e conexões precisam ser considerados.
E não precisa existir cabo derretido para termos problema.
Já encontrei também conectores MC4 expostos e cabos CC apoiados sobre módulos.
São detalhes?
Não.
São sinais de que precisamos olhar a instalação como sistema, e não apenas contar quantas placas existem no telhado.
O inversor pode estar fazendo exatamente aquilo que mandaram ele fazer
Já fui chamado para avaliar uma usina com inversor de 25 kW que operava aproximadamente entre 13 e 13,8 kW.
Equipamento com defeito?
Não.
A causa identificada estava na parametrização realizada pelo integrador.
O hardware estava lá. A capacidade estava lá. Mas a configuração interferia no resultado.
Parece óbvio depois que descobrimos.
Antes do diagnóstico, não era.
E se o problema estiver fora da usina?
Nem sempre o problema está nos módulos, no inversor, no cabeamento ou no projeto.
Já encontrei uma situação em que a própria rede da distribuidora não estava conseguindo manter condições adequadas de tensão para aquele setor.
Durante o dia encontrávamos uma condição de tensão.
À noite, outra.
Em determinados períodos havia sobretensão. Em outros, subtensão.
E o inversor?
Tentava trabalhar no meio disso tudo.
O equipamento possui parâmetros de proteção e precisa encontrar condições adequadas da rede para permanecer conectado e injetando energia. Quando a tensão sai dos limites de operação/proteção, ele pode reduzir a operação ou se desconectar da rede.
Então imagine analisar apenas o gráfico de geração.
A usina funciona.
Depois para.
Volta a funcionar.
Apresenta comportamento irregular.
E alguém pode concluir:
“O inversor está com problema.”
Mas, neste caso, o inversor estava reagindo a uma condição externa.
Depois da análise, foi necessária uma nova parametrização do inversor e também a atuação junto à distribuidora. Após as tratativas, houve ajuste do tap do transformador para adequação dos níveis de tensão da rede.
Esse caso é particularmente interessante porque mostra algo que às vezes esquecemos quando analisamos geração distribuída:
A usina não trabalha isolada. Ela está conectada a uma rede elétrica que também precisa oferecer condições adequadas para sua operação.
Trocar o inversor não resolveria.
Trocar os módulos também não.
E provavelmente poderíamos passar um bom tempo procurando um defeito dentro da usina que estava, na verdade, do outro lado do ponto de conexão.
Mais uma vez:
diagnóstico antes da solução.
E o clipping? É defeito?
Não necessariamente.
O clipping ocorre quando a potência disponível no lado CC supera aquilo que o inversor consegue converter naquele momento e sua saída fica limitada.
Dependendo do projeto, algum clipping pode fazer parte da estratégia de dimensionamento.
O problema é quando a limitação é excessiva ou decorre de um dimensionamento inadequado para o objetivo.
De novo: o gráfico sozinho não responde.
Precisamos conhecer o projeto.
E quando o equipamento entrega menos?
Também já encontrei módulos cujo desempenho real estava abaixo do esperado para a aplicação.
Mas calma lá!
Um módulo de 550 W não deve ser condenado simplesmente porque alguém mediu menos de 550 W em campo. A potência nominal é determinada em condições padronizadas; a operação real é outra história.
Isso não significa que todo desempenho baixo seja normal.
Módulos podem apresentar defeitos, mismatch, degradação, hotspots, danos físicos e outras condições. Já encontrei módulo quebrado em inspeção e também equipamentos de baixo custo cujo desempenho observado exigiu investigação.
Preço baixo não significa automaticamente equipamento ruim. Assim como preço alto não garante bom desempenho.
Muitos colegas do setor certamente vão se lembrar dos casos conhecidos como “Fake Power”, quando a potência efetivamente entregue pelo módulo não corresponde à potência nominal declarada.
E não estamos falando simplesmente da diferença normal entre a potência nominal em condições STC e aquilo que encontramos em uma medição qualquer em campo.
Esse problema já chegou à fiscalização oficial no Brasil. Em 2024, o Inmetro informou ter reprovado em ensaio laboratorial uma amostra de módulo TSun de 560 W, coletada no Mato Grosso, por apresentar potência muito inferior à declarada.
Ou seja: às vezes a etiqueta diz uma coisa e o ensaio encontra outra realidade.
O que interessa é entregar aquilo que tecnicamente deveria entregar nas condições de operação.
Às vezes existe uma peça queimada e a usina continua ali
Em inspeções, já encontrei DPS danificado.
Uma usina não é formada apenas por módulos e inversores. Existem cabos, conectores, proteções, quadros, seccionamento, aterramento, estruturas e comunicação.
Alguns problemas param a geração. Outros degradam desempenho. Outros aumentam risco sem necessariamente reduzir imediatamente a produção.
Por isso, o aplicativo não substitui uma inspeção técnica quando existe indício de problema.
Sujeira também entra na conta
Entra, claro que entra!
Poeira, fuligem, dejetos de aves, folhas e outros materiais podem reduzir a energia recebida pelos módulos.
Mas “está gerando pouco? Manda lavar as placas” não é diagnóstico.
Calma lá!
Se o problema estiver numa string, parametrização, sombreamento, dimensionamento ou outro ponto, lavar módulo não fará o problema desaparecer.
Manutenção sem diagnóstico também pode virar tentativa e erro.
O monitoramento ajuda. Mas precisa ser interpretado
Aplicativos ajudam a identificar tendências, indisponibilidades, alarmes e diferenças de produção.
Mas gráfico não interpreta gráfico.
Gente interpreta.
Uma queda pode indicar falha. Ou chuva. Ou sombra. Ou desligamento. Ou mudança de configuração. Ou simplesmente uma condição ambiental diferente.
Antes de concluir que uma usina está subgerando, eu procuraria responder:
- Quanto ela deveria gerar naquele período?
- Quanto efetivamente gerou?
- A comparação considera sazonalidade e condições meteorológicas?
- Projeto e as-built correspondem ao que está instalado?
- Strings e MPPTs estão corretamente dimensionados e distribuídos?
- Existem sombras relevantes?
- Há aquecimento, perdas ou conexões inadequadas?
- O inversor está corretamente parametrizado?
- Existem alarmes, desligamentos ou períodos de indisponibilidade?
- Módulos e demais equipamentos apresentam condições anormais?
- O monitoramento utilizado é confiável?
Perceba que nenhuma dessas perguntas começa por:
“Qual equipamento vamos trocar?”
Diagnóstico antes da solução
Já encontrei problema em cabo.
Já encontrei problema em layout.
Já encontrei sombra.
Já encontrei dimensionamento inadequado.
Já encontrei clipping.
Já encontrei parametrização incorreta.
Já encontrei problema de módulo, conectores, proteção e distribuição entre MPPTs.
E, justamente por existirem tantas causas possíveis, não faz sentido escolher uma delas antes de medir.
A primeira pergunta continua sendo:
Minha usina está realmente gerando abaixo do esperado?
Se a resposta for sim, vem a segunda:
Por quê?
Somente depois deveria vir:
O que precisamos fazer para corrigir?
Pular essa ordem pode custar dinheiro.
E pior: pode fazer alguém corrigir aquilo que nunca foi o problema.
No próximo artigo vamos avançar mais uma camada:
Se estou gerando energia, por que continuo consumindo energia da rede?
A resposta passa pelo horário em que a empresa consome, pelo horário em que a usina gera e pela diferença entre geração, consumo instantâneo e injeção.
E aí nossa conta começa a contar outra parte da história.
Esta é a segunda publicação da série “Instalei energia solar. Por que minha conta não zerou?”. A FLEURISILVA atua no diagnóstico de sistemas fotovoltaicos, análise de desempenho, inspeção, geração, consumo e faturamento para identificar tecnicamente onde estão as perdas e suas causas. FLEURISILVA | Gestão e Inovação — www.fleurisilva.com.br
