Metodologia · versão 2 · Em revisão técnica

Pré-dimensionamento de sistema fotovoltaico conectado à rede

Estima a potência necessária, a potência instalada após o arredondamento de módulos, a área e a geração mensal a partir do consumo, da irradiação média do município e de uma faixa de taxa de desempenho, com uma convenção temporal única (mês civil).

Usada em: Dimensionamento fotovoltaico, Quantidade de painéis.

O que mudou na versão 2

• Convenção temporal única: meses com os dias do calendário (ano de 365,25 dias) tanto no dimensionamento quanto na geração. A v1 dimensionava com 30 dias fixos e gerava com dias reais (diferença sistemática de cerca de 1,4%).
• Potência necessária pelo balanço anual: energia do ano ÷ Σ (HSP do mês × dias do mês × TD). Com os 12 meses da conta, cada mês desconta a sua própria parcela não compensável.
• Potência instalada = número de módulos × potência do módulo; a geração e a economia passam a usar a potência instalada, não a potência fracionária necessária.
• Meta energética separada do limite de faturamento: o resultado mostra o consumo total e a parcela equivalente ao custo de disponibilidade. A meta padrão continua sendo compensar o que excede essa parcela (ela não reduz a fatura), mas o usuário pode escolher atender o consumo total.
• Cobertura: fração do consumo anual atendida pela geração estimada e déficit, quando houver.

Como calcula

É a equação 6.28 do Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos (CEPEL/CRESESB) — potência = energia diária ÷ (HSP × TD) — aplicada ao ano inteiro em vez de a um mês de 30 dias: a energia do ano dividida pela soma, mês a mês, da irradiação diária vezes os dias do mês vezes a TD. É a mesma física, com uma só convenção de calendário para dimensionar e para gerar. O número de módulos é arredondado para cima e a potência instalada (módulos × Wp) é a que entra na geração, na cobertura e na economia. A TD (taxa de desempenho) resume as perdas do sistema no modo rápido; como varia de um sistema para outro, o cálculo usa uma faixa e entrega a potência como faixa. A irradiação de referência é a do plano horizontal (valor central, conservador); o máximo é o cenário de plano inclinado ideal derivado do ganho relativo do modelo NASA POWER. O custo de disponibilidade é um piso de fatura em reais (REN 1.000/2021, art. 291): a compensação não reduz a fatura abaixo dele. Por isso a meta padrão exclui essa parcela — gerar esses kWh não reduz a conta —, mas ela é mostrada separadamente e o usuário pode escolher a meta de atender o consumo total.

1. Parcela não compensável do mês (kWh) = custo de disponibilidade da ligação (REN 1.000, art. 291): valor mínimo faturável, convertido em kWh equivalentes
2. Energia-meta do mês (kWh) = consumo do mês − parcela não compensável (meta padrão) ou consumo do mês (meta "atender o consumo total")
3. Energia-meta do ano (kWh) = Σ energia-meta dos 12 meses (com a média mensal, 12 × média)
4. Potência necessária (kWp) = energia-meta do ano ÷ Σ_mês (HSP do mês × dias do mês × TD)
5. Número de módulos = potência necessária ÷ potência do módulo, arredondado para cima
6. Potência instalada (kWp) = número de módulos × potência do módulo
7. Geração do mês (kWh) = potência instalada × HSP do mês × dias do mês × TD
8. Cobertura = geração do ano ÷ consumo do ano; déficit = consumo do ano − geração do ano, se positivo
9. Área dos módulos (m²) = número de módulos × área de um módulo; área de telhado (m²) = área dos módulos ÷ razão de ocupação (só no modo rápido; o modo detalhado, no editor de superfícies, testa o encaixe real)
10. Potência do inversor (kW) = potência instalada ÷ relação CC/CA (referência)
11. Ganho do plano inclinado ideal = SI_TILTED_AVG_OPTIMAL ÷ SI_TILTED_AVG_HORIZONTAL (médias anuais do mesmo modelo NASA POWER), só no máximo das faixas
12. Dias por mês: 31, 28,25, 31, 30, 31, 30, 31, 31, 30, 31, 30, 31 (ano médio de 365,25 dias)

Parâmetros e fontes

Dados de que depende

• Variável climática do município: ghi
• Variável climática do município: gti_optimal
• Variável climática do município: gti_horizontal_model
• Fato regulatório: custo_disponibilidade
• Município: city
• Atributo do catálogo: pv_module.pmax
• Atributo do catálogo: common.dimensions

Cada resultado mostra, junto, a fonte e a data de referência de cada dado: o conjunto e o período do clima, a vigência da tarifa e a data em que cada regra foi conferida na fonte.

Cenário de plano inclinado ideal

Fonte

NASA POWER (Prediction Of Worldwide Energy Resources), NASA Langley Research Center — API de climatologia, versão registrada no conjunto de dados.

Variáveis da NASA

SI_TILTED_AVG_OPTIMAL e SI_TILTED_AVG_HORIZONTAL; a referência principal continua sendo ALLSKY_SFC_SW_DWN (irradiação global horizontal).

Cálculo

Ganho = média anual de SI_TILTED_AVG_OPTIMAL ÷ média anual de SI_TILTED_AVG_HORIZONTAL (mesmo modelo); se der menor que 1, vale 1. Aplicado sobre a irradiação horizontal de referência, só no máximo das faixas.

Limitações

Estimativa de modelo de satélite e reanálise em grade de 1°, não medição local nem garantia. Supõe superfície voltada ao norte no ângulo ótimo anual. O cálculo por orientação e inclinação reais de cada superfície é a metodologia "geração por superfície" (Lote 3 da Parte 60).

Limitações

• O valor central usa o plano horizontal; o máximo é um cenário de plano inclinado ideal derivado de modelo, não medição nem garantia. Inclinação e orientação reais mudam a geração (metodologia por superfície, Lote 3).
• Não considera sombreamento.
• Irradiação média de longo prazo do ponto de grade mais próximo da sede do município; anos reais variam e o imóvel não é a sede.
• Relação CC/CA e razões de ocupação são referências de estudos dos EUA, não norma brasileira, e valem só para o modo rápido.

Versões anteriores

Resultados calculados com uma versão anterior continuam explicáveis: as fórmulas e os parâmetros daquela versão ficam aqui, sem alteração.