Metodologia · versão 5 · Em revisão técnica

Geração fotovoltaica por superfície (orientação e inclinação reais)

Irradiação média mensal no plano de cada superfície (azimute e inclinação próprios) a partir da climatologia horizontal do município, temperatura de célula, perdas explícitas e conversão CA, mês a mês, para a potência realmente instalada.

A Estimativa educacional
B Pré-dimensionamento
C Projeto profissional (fora do escopo do portal)

Esta ferramenta: Pré-dimensionamento. Uma primeira conta do seu caso, com os dados do seu município e as premissas mostradas abaixo, para conversar com um profissional.

Não é projeto. Não considera sombra, estrutura, instalação elétrica ou hidráulica, nem a aprovação da distribuidora. Só um projeto de profissional habilitado define o sistema. O nível C, projeto profissional, só um profissional habilitado faz.

O que mudou na versão 5

Montagem por superfície (Parte 65): o ajuste do NOCT vem do afastamento módulo–cobertura informado em cm (tabela do SAM: > 8,9 cm 0 °C; 6,4–8,9 +2; 3,8–6,4 +6; 1,3–3,8 +11; < 1,3 +18) ou de um cenário de montagem declarado; o NOCT base é 45 °C ou o da ficha. Corrigida a dupla contagem da v4, em que o rótulo "telhado" somava INOCT 49 °C do PVWatts e +11 °C do SAM (efeito medido: −1,2 % de CC em Porto Alegre contra o correto −3,2 %). O aplicativo nunca usou o rótulo "telhado" (sempre rack): projetos antigos recebem montagem "assumida: rack" e não mudam.
Fileiras em laje/solo (Parte 65): fração sombreada pela geometria exata da fileira inclinada atrás (interseção do raio do topo da fileira da frente com a superfície inclinada: f = 1 − p ÷ [L (cos β + sin β ÷ tan α_p)]), em vez da projeção no chão, que superestimava a sombra com Sol baixo; conferida contra pvlib.shading.shaded_fraction1d. Difusa entre fileiras pelo fator de céu de Passias (pvlib.sky_diffuse_passias).
Difusa isotrópica reduzida pelo fator de visão do céu dos módulos diante de obstáculos (amostragem hemisférica; parede reta: (1 − cos α)/2) e do horizonte (Parte 65).
Temperatura de célula pelo modelo NOCT com vento do SAM (Parte 63): T_c = T_a + (G/800)(NOCT_adj − 20)(1 − η/τα) × 9,5/(5,7 + 3,8 × 0,51 × v_10m), com o vento médio mensal a 10 m da NASA POWER (MERRA-2) e, sobre telhado, NOCT_adj = NOCT + ajuste por afastamento (tabela do SAM). Teste controlado contra o pvlib com a mesma meteorologia (3 municípios × 7 orientações): a parcela de vento explica mais que toda a diferença de Fortaleza (−4,3 % na CC), parcialmente compensada pela diferença de fórmula (+3,5 %) e pela aproximação temporal; resíduo da v4 contra o NOCT-SAM horário: −3,5 % a +2,1 % nas faces N/S/H (L/O até +7,6 %, por transposição). Vento constante no mês: a correlação vento × irradiância (−0,6 %) e a variabilidade horária (+0,4 %) ficam fora, declaradas. Sem vento (projetos antigos), o motor volta ao NOCT simples e avisa.
Corte do inversor reavaliado com o mesmo modelo térmico nos dois lados: o motor SUPERestima a fração de corte em 0,3–1,3 p.p. (perfil r_t 4–6 % mais pontudo que os dias claros reais; classes de dia não são a causa). A subestimação reportada na Parte 62 misturava modelos térmicos. Nenhum fator de correção foi introduzido.
Conversão CC/CA com curva de eficiência em carga parcial e CORTE pela potência CA do inversor (Parte 62): o mês é distribuído em 10 classes de dia (distribuição de K_T de Bendt, Collares-Pereira e Rabl 1981; Duffie e Beckman §2.9) e cada dia em horas (r_t de Collares-Pereira e Rabl, r_d de Liu e Jordan, fração difusa diária de Erbs), com transposição horária normalizada à irradiação mensal no plano do método mensal validado; potência CC horária com temperatura NOCT; inversor pelo modelo PVWatts v5 (η_ref 0,9637; −0,0162ζ − 0,0059/ζ + 0,9858; corte em P_ca). Faces ligadas ao mesmo inversor são somadas hora a hora ANTES do inversor. Sem inversor informado, a CA continua com η nominal constante e é rotulada como cenário "sem corte, não confirmado".
Domínio da validação corrigido (Parte 62): a comparação com o pvlib cobre inclinações 0°, 10°, 20° e 30° (amostras discretas) nos azimutes N/L/S/O e horizontal, em 3 municípios; não cobre inclinações intermediárias nem azimutes intermediários, e as observações de Utrecht (52° N, faces S e L/O, 30–45°) não validam condições brasileiras. Corte e curva comparados ao pvlib (mesmo TMY, mesmo modelo de inversor): diferença de corte ≤ 1,5 p.p. em todos os casos, com o motor sistematicamente abaixo (0,6–0,9 do pvlib).
Temperatura de célula com a irradiância EFETIVA para a energia, G_ef = ΣG²/ΣG do perfil horário sintético do dia médio (Collares-Pereira e Rabl), em vez da média simples das horas de Sol. Correção matemática: a energia é Σ G·[1 + γ(Tc − 25)], e as horas de maior irradiância pesam mais. Na validação da Parte 61 a v1 ficava 4–5 °C abaixo do NOCT-SAM (pvlib) em Sorocaba e Porto Alegre.
Classificação da evidência registrada na metodologia: transposição mensal comparada ao pvlib horário com a mesma meteorologia (±3 % anual para inclinações ≤ 30°; fachadas divergem 17–30 %), ao PVGIS no fluxo padrão e a 175 sistemas medidos em Utrecht (MBE −0,5 %, MAE 2,5 % no rendimento anual). Ver docs/calculadoras-evolucao/validacao/.

Como calcula

Com a climatologia mensal da NASA POWER (médias diárias por mês no plano horizontal) não existe série horária medida; o método adequado é o de médias mensais em superfície inclinada de Liu e Jordan, refinado por Klein e por Klein e Theilacker para azimute qualquer, que o RETScreen e a agregação mensal do PVGIS também usam. A fração difusa vem da correlação mensal de Erbs; a difusa é tratada como isotrópica e a refletida pelo albedo de 0,2 (PVWatts). A temperatura de célula usa o modelo NOCT com a temperatura média do mês e a irradiância média das horas de Sol — é um cenário declarado, não uma simulação horária. As perdas são explícitas e multiplicativas (PVWatts v5); por isso a taxa de desempenho do modo rápido NÃO é aplicada aqui (evita dupla contagem). O sombreamento entra como perda declarada até o cálculo geométrico de sombras (Lote 4). O inversor entra pela eficiência nominal; o corte de potência (clipping) depende de dados horários e não é avaliado. Convenção de azimute: 0° = norte, 90° = leste, 180° = sul, 270° = oeste (norte verdadeiro); a conversão para a convenção do livro (0° = sul) é explícita no código.

H̄0 (kWh/m²·dia) = (24/π) × Gon × [cos φ cos δ sin ωs + ωs sin φ sin δ] ÷ 1000, no dia médio do mês (Duffie e Beckman, eq. 1.10.3; Klein 1977)
K̄T = H̄ ÷ H̄0
H̄d/H̄ (Erbs, Klein e Duffie 1982): ωs ≤ 81,4°: 1,391 − 3,560 K̄T + 4,189 K̄T² − 2,137 K̄T³; ωs > 81,4°: 1,311 − 3,022 K̄T + 3,427 K̄T² − 1,821 K̄T³ (0,3 ≤ K̄T ≤ 0,8)
R̄ = D + (H̄d/H̄)(1 + cos β)/2 + ρ (1 − cos β)/2, com D pelo algoritmo de Klein e Theilacker (1981) para azimute qualquer (Duffie e Beckman, eq. 2.20.5), usando a = 0,409 + 0,5016 sin(ωs − 60°) e b = 0,6609 − 0,4767 sin(ωs − 60°) (Collares-Pereira e Rabl)
H̄T = R̄ × H̄ (kWh/m²·dia no plano da superfície)
G_ef (W/m²) = (H̄T × 1000 ÷ horas de Sol) × (ΣG²/ΣG ÷ Ḡ) do perfil horário sintético
Tc (v4) = Ta + (G/800) × (NOCT_adj − 20) × (1 − η/τα) × 9,5 ÷ (5,7 + 3,8 × f_h × v_10m), G = G_ef na via mensal e G horário na via com inversor; f_h = 0,51; NOCT_adj = INOCT + ajuste por afastamento do telhado (0 °C para > 3,5 pol.; +2/+6/+11/+18 °C para 2,5–3,5 / 1,5–2,5 / 0,5–1,5 / < 0,5 pol.) — SAM Technical Reference 2018. Sem vento: Tc = Ta + (INOCT − 20) × G ÷ 800 (v2)
E_CC,mês (kWh) = P_instalada (kWp) × H̄T × dias do mês × [1 + γ (Tc − 25)] × (1 − perda total)
Perda total = 1 − Π (1 − Li) sobre sujidade, sombreamento, neve, descasamento, cabos, conexões, degradação inicial, placa, idade, disponibilidade (PVWatts v5, eq. 9)
Sem inversor informado: E_CA,mês = E_CC,mês × η_inversor (eficiência nominal; cenário sem corte, não confirmado)
Com inversor (v3): classes de dia k = 1..10 com K_T,k pela distribuição de Bendt (K_T,max = 0,6313 + 0,267 K̄T − 11,9 (K̄T − 0,75)⁸; γ pela eq. 2.9.4), H_k = K_T,k × H̄0; por hora: I = r_t H_k, I_d = r_d H_d,k (Erbs diário), I_b = I − I_d; G_T = I_b R_b + I_d (1 + cos β)/2 + ρ I (1 − cos β)/2; normalização Σ_k p_k Σ_h G_T,h = H̄T × 1000
P_CC,h (kW) = P_inst × G_T,h/1000 × [1 + γ (T_a + (INOCT − 20) G_T,h/800 − 25)] × (1 − perda total); P_CC,sistema,h = Σ faces
P_CA,h = min(η(ζ) P_CC,h, P_ca0), η(ζ) = (η_nom/0,9637)(−0,0162 ζ − 0,0059/ζ + 0,9858), ζ = P_CC,h / (P_ca0/η_nom) (PVWatts v5, eqs. 10–11); corte = max(η P_CC − P_ca0, 0); E_mês = Σ_k p_k Σ_h P × dias
Rendimento específico = E_CA,ano ÷ P_instalada (kWh/kWp·ano); comparação de faces pela mesma conta com P = 1 kWp

Parâmetros e fontes

Parâmetro	Valor	Fonte
Refletância do solo (albedo)	0,2 fração	PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2 — NREL (hoje NLR)Referência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraPVWatts v5 adota 0,2 para todas as horas (arquivos TMY2). Sem neve no Brasil; terreno claro ou telhado branco próximo pode ter albedo maior.Consultada em 09/10/2026.
Temperatura nominal de operação instalada (INOCT)	45 a 49 (central 45) °C	PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2 — NREL (hoje NLR)Referência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileira45 °C para rack aberto (PVWatts V1/V5); cerca de 49 °C para montagem sobre telhado com afastamento de 4 polegadas (Fuentes). Com o NOCT da ficha do módulo, informe-o.Consultada em 09/10/2026.
Coeficiente de temperatura da potência (módulo padrão de silício cristalino)	-0,005 fração/°C	PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2 — NREL (hoje NLR)Referência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraTabela 3 do manual: −0,47 %/°C para módulo "standard" (≈15 %), −0,35 %/°C "premium", −0,20 %/°C filme fino. Com o valor da ficha do módulo, informe-o.Consultada em 09/10/2026.
Perda por sujidade	0,02 fração	PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2 — NREL (hoje NLR)Referência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraTabela 6 do manual (padrão 2 %).Consultada em 09/10/2026.
Perda por sombreamento (declarada, até o cálculo geométrico)	0,03 fração	PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2 — NREL (hoje NLR)Referência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraTabela 6 do manual (padrão 3 %). Substituída pelo cálculo de sombras quando houver geometria (Lote 4).Consultada em 09/10/2026.
Perda por descasamento (mismatch)	0,02 fração	PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2 — NREL (hoje NLR)Referência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraTabela 6 do manual (padrão 2 %).Consultada em 09/10/2026.
Perda nos cabos CC	0,02 fração	PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2 — NREL (hoje NLR)Referência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraTabela 6 do manual (padrão 2 %).Consultada em 09/10/2026.
Perda nas conexões	0,005 fração	PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2 — NREL (hoje NLR)Referência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraTabela 6 do manual (padrão 0,5 %).Consultada em 09/10/2026.
Degradação induzida pela luz (LID)	0,015 fração	PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2 — NREL (hoje NLR)Referência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraTabela 6 do manual (padrão 1,5 %).Consultada em 09/10/2026.
Tolerância da potência de placa	0,01 fração	PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2 — NREL (hoje NLR)Referência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraTabela 6 do manual (padrão 1 %).Consultada em 09/10/2026.
Indisponibilidade (manutenção, falhas da rede)	0,03 fração	PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2 — NREL (hoje NLR)Referência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraTabela 6 do manual (padrão 3 %). Neve 0 % e idade 0 % no primeiro ano.Consultada em 09/10/2026.
Eficiência nominal do inversor	0,96 fração	PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2 — NREL (hoje NLR)Referência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraTabela 2 do manual (padrão 96 %). Com a eficiência europeia/CEC da ficha do inversor, informe-a.Consultada em 09/10/2026.
Eficiência do módulo no termo (1 − η/τα) do NOCT-SAM	0,2 fração	SAM Photovoltaic Model Technical Reference Update (Gilman, Dobos, DiOrio, Freeman, Janzou, Ryberg, 2018), NREL/TP-6A20-67399 — modelo de temperatura NOCT com vento (§10): fator 9,5/(5,7 + 3,8 v), vento a 10 m convertido à altura do arranjo (0,51 para um pavimento), ajuste do NOCT por afastamento do telhado, termo (1 − η/τα); implementação conferida em pvlib.temperature.noct_sam (0.16.1) — NRELReferência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraValor usado na comparação com o pvlib (module_efficiency = 0,20); módulos atuais ficam entre 0,19 e 0,23. Hipótese declarada.Consultada em 09/10/2026.
Produto transmitância-absortância τα	0,9 fração	SAM Photovoltaic Model Technical Reference Update (Gilman, Dobos, DiOrio, Freeman, Janzou, Ryberg, 2018), NREL/TP-6A20-67399 — modelo de temperatura NOCT com vento (§10): fator 9,5/(5,7 + 3,8 v), vento a 10 m convertido à altura do arranjo (0,51 para um pavimento), ajuste do NOCT por afastamento do telhado, termo (1 − η/τα); implementação conferida em pvlib.temperature.noct_sam (0.16.1) — NRELReferência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraPadrão do SAM e do pvlib (0,9).Consultada em 09/10/2026.
Fator que converte o vento a 10 m para a altura do arranjo (um pavimento)	0,51 fração	SAM Photovoltaic Model Technical Reference Update (Gilman, Dobos, DiOrio, Freeman, Janzou, Ryberg, 2018), NREL/TP-6A20-67399 — modelo de temperatura NOCT com vento (§10): fator 9,5/(5,7 + 3,8 v), vento a 10 m convertido à altura do arranjo (0,51 para um pavimento), ajuste do NOCT por afastamento do telhado, termo (1 − η/τα); implementação conferida em pvlib.temperature.noct_sam (0.16.1) — NRELReferência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraSAM: 0,51 para arranjo a um pavimento, 0,61 para dois. O vento da NASA POWER (WS10M, MERRA-2) e o do TMY (ERA5, WS10m) são a 10 m. Hipótese: um pavimento.Consultada em 09/10/2026.
Ajuste do NOCT por afastamento módulo–cobertura (tabela do SAM)	0 a 18 (central 11) °C	SAM Photovoltaic Model Technical Reference Update (Gilman, Dobos, DiOrio, Freeman, Janzou, Ryberg, 2018), NREL/TP-6A20-67399 — modelo de temperatura NOCT com vento (§10): fator 9,5/(5,7 + 3,8 v), vento a 10 m convertido à altura do arranjo (0,51 para um pavimento), ajuste do NOCT por afastamento do telhado, termo (1 − η/τα); implementação conferida em pvlib.temperature.noct_sam (0.16.1) — NRELReferência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraTabela do SAM: 0 °C para afastamento > 3,5 pol. (8,9 cm); +2 (2,5–3,5 pol.); +6 (1,5–2,5); +11 (0,5–1,5); +18 (< 0,5 pol., integrado). Aplicado por superfície conforme o afastamento informado ou o cenário de montagem. Comparação com medição brasileira (BR-PVGen, usinas fixas em estrutura): NOCT-SAM rack com viés −1,5 a +2,7 °C e MAE 3,0–4,0 °C em 4 de 5 usinas (uma usina com −15 °C, inconsistente). Telhado próximo: referências NOCT-SAM e SAPM divergem 4,7–5,8 p.p. de CC (incerteza estrutural, sem medição).Consultada em 09/10/2026.
Número de classes de dia da distribuição de K_T (quantis equiprováveis)	10 classes	The frequency distribution of daily insolation values (Bendt, Collares-Pereira e Rabl, 1981), Solar Energy 27(1): 1–5 — distribuição generalizada de K_T reproduzida em Duffie e Beckman, §2.9 (eqs. 2.9.2–2.9.4) — Elsevier / ISESReferência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraDistribuição generalizada de Bendt et al. (1981) reproduzida em Duffie e Beckman §2.9; a média das classes é corrigida para reproduzir K̄T exatamente (teste). Escolha de discretização, não parâmetro físico.Consultada em 09/10/2026.
Eficiência de referência da curva do inversor (η_ref) e coeficientes −0,0162, −0,0059, 0,9858	0,964 fração	PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2 — NREL (hoje NLR)Referência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraEquações 10 e 11 do manual do PVWatts v5; mesma curva de pvlib.inverter.pvwatts. A eficiência nominal vem da ficha do inversor ou do padrão 96 %.Consultada em 09/10/2026.
Método de transposição mensal (Klein e Theilacker; Erbs mensal; Collares-Pereira e Rabl)	regra	Solar Engineering of Thermal Processes, 4ª edição (Duffie e Beckman, 2013) — capítulos 1 e 2 (geometria solar, irradiação em superfícies inclinadas) e 23 (NOCT) — WileyReferência estrangeira (EUA), usada por falta de referência brasileira adequada — não é norma brasileiraEquações 1.10.3, 2.12.1, 2.13.2, 2.19.3 (verificação) e 2.20.5 de Duffie e Beckman (4ª ed.). Artigos originais: Erbs, Klein e Duffie (1982) e Klein e Theilacker (1981), com DOI resolvido na conferência; texto integral sob paywall — as equações foram tomadas do livro.Consultada em 09/10/2026.

Dados de que depende

Variável climática do município: ghi
Variável climática do município: wind_speed_10m
Variável climática do município: air_temperature
Variável climática do município: gti_optimal
Variável climática do município: gti_horizontal_model
Município: city

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.

Limitações

Montagem próxima ao telhado: os dois modelos de referência divergem entre si (NOCT-SAM +11 °C × SAPM close_mount: 4,7–5,8 p.p. de CC); sem medição em telhado residencial brasileiro, o resultado é cenário com incerteza estrutural, não precisão.
Faces leste/oeste: o método mensal usa dia simétrico; em baixa latitude a assimetria manhã/tarde do clima real (Fortaleza, Recife: até −11 % entre L e O no TMY) não é representada. O modo horário detalhado representa (Parte 65).
Vento médio mensal (MERRA-2, 10 m) constante dentro do mês: a correlação vento × irradiância e a variabilidade horária não entram (≤ 0,7 % na CC nos três municípios testados). O vento da reanálise na grade de 0,5° não é o vento no telhado; o fator 0,51 é a hipótese do SAM para um pavimento.
Fachadas verticais: os próprios modelos de referência divergem entre si (pvlib × PVGIS); trate como ordem de grandeza.
Climatologia de grade (NASA POWER, 1° × 1° para irradiação, 0,5° × 0,625° para temperatura, ponto mais próximo da sede do município): não é medição no imóvel; anos reais variam.
Perfil subdiário SINTÉTICO (classes de dia × horas, temperatura do ar constante no dia): representa os picos dos dias claros para o corte, mas não a sequência real de dias nem a variabilidade dentro da hora; contra o pvlib horário o corte sai 10–40 % menor em termos relativos (≤ 1,5 p.p. da CA). Sem inversor informado, nenhum corte é avaliado e a CA é cenário.
Perda de conversão em carga parcial depende da curva PVWatts (genérica); inversores reais diferem, sobretudo em baixa carga.
Difusa isotrópica (a parcela circunsolar não é separada); albedo constante.
Sombreamento como perda declarada (3 %) até o cálculo geométrico.
Parâmetros de perdas, temperatura e inversor são padrões de um manual dos EUA (PVWatts v5), não norma brasileira; valores da ficha do equipamento têm prioridade quando informados.
Validação: ganho anual do plano ótimo comparado ao modelo independente da NASA (SI_TILTED_AVG_OPTIMAL ÷ SI_TILTED_AVG_HORIZONTAL) nas 27 capitais, tolerância ±5 pontos percentuais fixada antes; não há comparação com produção medida.

Versões anteriores

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

Versão 4 · Substituída

H̄0 (kWh/m²·dia) = (24/π) × Gon × [cos φ cos δ sin ωs + ωs sin φ sin δ] ÷ 1000, no dia médio do mês (Duffie e Beckman, eq. 1.10.3; Klein 1977)
K̄T = H̄ ÷ H̄0
H̄d/H̄ (Erbs, Klein e Duffie 1982): ωs ≤ 81,4°: 1,391 − 3,560 K̄T + 4,189 K̄T² − 2,137 K̄T³; ωs > 81,4°: 1,311 − 3,022 K̄T + 3,427 K̄T² − 1,821 K̄T³ (0,3 ≤ K̄T ≤ 0,8)
R̄ = D + (H̄d/H̄)(1 + cos β)/2 + ρ (1 − cos β)/2, com D pelo algoritmo de Klein e Theilacker (1981) para azimute qualquer (Duffie e Beckman, eq. 2.20.5), usando a = 0,409 + 0,5016 sin(ωs − 60°) e b = 0,6609 − 0,4767 sin(ωs − 60°) (Collares-Pereira e Rabl)
H̄T = R̄ × H̄ (kWh/m²·dia no plano da superfície)
G_ef (W/m²) = (H̄T × 1000 ÷ horas de Sol) × (ΣG²/ΣG ÷ Ḡ) do perfil horário sintético
Tc (v4) = Ta + (G/800) × (NOCT_adj − 20) × (1 − η/τα) × 9,5 ÷ (5,7 + 3,8 × f_h × v_10m), G = G_ef na via mensal e G horário na via com inversor; f_h = 0,51; NOCT_adj = INOCT + ajuste por afastamento do telhado (0 °C para > 3,5 pol.; +2/+6/+11/+18 °C para 2,5–3,5 / 1,5–2,5 / 0,5–1,5 / < 0,5 pol.) — SAM Technical Reference 2018. Sem vento: Tc = Ta + (INOCT − 20) × G ÷ 800 (v2)
E_CC,mês (kWh) = P_instalada (kWp) × H̄T × dias do mês × [1 + γ (Tc − 25)] × (1 − perda total)
Perda total = 1 − Π (1 − Li) sobre sujidade, sombreamento, neve, descasamento, cabos, conexões, degradação inicial, placa, idade, disponibilidade (PVWatts v5, eq. 9)
Sem inversor informado: E_CA,mês = E_CC,mês × η_inversor (eficiência nominal; cenário sem corte, não confirmado)
Com inversor (v3): classes de dia k = 1..10 com K_T,k pela distribuição de Bendt (K_T,max = 0,6313 + 0,267 K̄T − 11,9 (K̄T − 0,75)⁸; γ pela eq. 2.9.4), H_k = K_T,k × H̄0; por hora: I = r_t H_k, I_d = r_d H_d,k (Erbs diário), I_b = I − I_d; G_T = I_b R_b + I_d (1 + cos β)/2 + ρ I (1 − cos β)/2; normalização Σ_k p_k Σ_h G_T,h = H̄T × 1000
P_CC,h (kW) = P_inst × G_T,h/1000 × [1 + γ (T_a + (INOCT − 20) G_T,h/800 − 25)] × (1 − perda total); P_CC,sistema,h = Σ faces
P_CA,h = min(η(ζ) P_CC,h, P_ca0), η(ζ) = (η_nom/0,9637)(−0,0162 ζ − 0,0059/ζ + 0,9858), ζ = P_CC,h / (P_ca0/η_nom) (PVWatts v5, eqs. 10–11); corte = max(η P_CC − P_ca0, 0); E_mês = Σ_k p_k Σ_h P × dias
Rendimento específico = E_CA,ano ÷ P_instalada (kWh/kWp·ano); comparação de faces pela mesma conta com P = 1 kWp

Refletância do solo (albedo): 0,2 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Temperatura nominal de operação instalada (INOCT): 45 a 49 (central 45) °C — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Coeficiente de temperatura da potência (módulo padrão de silício cristalino): -0,005 fração/°C — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda por sujidade: 0,02 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda por sombreamento (declarada, até o cálculo geométrico): 0,03 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda por descasamento (mismatch): 0,02 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda nos cabos CC: 0,02 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda nas conexões: 0,005 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Degradação induzida pela luz (LID): 0,015 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Tolerância da potência de placa: 0,01 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Indisponibilidade (manutenção, falhas da rede): 0,03 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Eficiência nominal do inversor: 0,96 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Eficiência do módulo no termo (1 − η/τα) do NOCT-SAM: 0,2 fração — SAM Photovoltaic Model Technical Reference Update (Gilman, Dobos, DiOrio, Freeman, Janzou, Ryberg, 2018), NREL/TP-6A20-67399 — modelo de temperatura NOCT com vento (§10): fator 9,5/(5,7 + 3,8 v), vento a 10 m convertido à altura do arranjo (0,51 para um pavimento), ajuste do NOCT por afastamento do telhado, termo (1 − η/τα); implementação conferida em pvlib.temperature.noct_sam (0.16.1)
Produto transmitância-absortância τα: 0,9 fração — SAM Photovoltaic Model Technical Reference Update (Gilman, Dobos, DiOrio, Freeman, Janzou, Ryberg, 2018), NREL/TP-6A20-67399 — modelo de temperatura NOCT com vento (§10): fator 9,5/(5,7 + 3,8 v), vento a 10 m convertido à altura do arranjo (0,51 para um pavimento), ajuste do NOCT por afastamento do telhado, termo (1 − η/τα); implementação conferida em pvlib.temperature.noct_sam (0.16.1)
Fator que converte o vento a 10 m para a altura do arranjo (um pavimento): 0,51 fração — SAM Photovoltaic Model Technical Reference Update (Gilman, Dobos, DiOrio, Freeman, Janzou, Ryberg, 2018), NREL/TP-6A20-67399 — modelo de temperatura NOCT com vento (§10): fator 9,5/(5,7 + 3,8 v), vento a 10 m convertido à altura do arranjo (0,51 para um pavimento), ajuste do NOCT por afastamento do telhado, termo (1 − η/τα); implementação conferida em pvlib.temperature.noct_sam (0.16.1)
Ajuste do NOCT por montagem sobre telhado (afastamento de 0,5 a 1,5 pol.): 11 °C — SAM Photovoltaic Model Technical Reference Update (Gilman, Dobos, DiOrio, Freeman, Janzou, Ryberg, 2018), NREL/TP-6A20-67399 — modelo de temperatura NOCT com vento (§10): fator 9,5/(5,7 + 3,8 v), vento a 10 m convertido à altura do arranjo (0,51 para um pavimento), ajuste do NOCT por afastamento do telhado, termo (1 − η/τα); implementação conferida em pvlib.temperature.noct_sam (0.16.1)
Número de classes de dia da distribuição de K_T (quantis equiprováveis): 10 classes — The frequency distribution of daily insolation values (Bendt, Collares-Pereira e Rabl, 1981), Solar Energy 27(1): 1–5 — distribuição generalizada de K_T reproduzida em Duffie e Beckman, §2.9 (eqs. 2.9.2–2.9.4)
Eficiência de referência da curva do inversor (η_ref) e coeficientes −0,0162, −0,0059, 0,9858: 0,964 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Método de transposição mensal (Klein e Theilacker; Erbs mensal; Collares-Pereira e Rabl): regra — Solar Engineering of Thermal Processes, 4ª edição (Duffie e Beckman, 2013) — capítulos 1 e 2 (geometria solar, irradiação em superfícies inclinadas) e 23 (NOCT)

Versão 3 · Substituída

H̄0 (kWh/m²·dia) = (24/π) × Gon × [cos φ cos δ sin ωs + ωs sin φ sin δ] ÷ 1000, no dia médio do mês (Duffie e Beckman, eq. 1.10.3; Klein 1977)
K̄T = H̄ ÷ H̄0
H̄d/H̄ (Erbs, Klein e Duffie 1982): ωs ≤ 81,4°: 1,391 − 3,560 K̄T + 4,189 K̄T² − 2,137 K̄T³; ωs > 81,4°: 1,311 − 3,022 K̄T + 3,427 K̄T² − 1,821 K̄T³ (0,3 ≤ K̄T ≤ 0,8)
R̄ = D + (H̄d/H̄)(1 + cos β)/2 + ρ (1 − cos β)/2, com D pelo algoritmo de Klein e Theilacker (1981) para azimute qualquer (Duffie e Beckman, eq. 2.20.5), usando a = 0,409 + 0,5016 sin(ωs − 60°) e b = 0,6609 − 0,4767 sin(ωs − 60°) (Collares-Pereira e Rabl)
H̄T = R̄ × H̄ (kWh/m²·dia no plano da superfície)
G_ef (W/m²) = (H̄T × 1000 ÷ horas de Sol) × (ΣG²/ΣG ÷ Ḡ) do perfil horário sintético; Tc = Ta + (INOCT − 20) × G_ef ÷ 800 (modelo NOCT; cenário, não série horária)
E_CC,mês (kWh) = P_instalada (kWp) × H̄T × dias do mês × [1 + γ (Tc − 25)] × (1 − perda total)
Perda total = 1 − Π (1 − Li) sobre sujidade, sombreamento, neve, descasamento, cabos, conexões, degradação inicial, placa, idade, disponibilidade (PVWatts v5, eq. 9)
Sem inversor informado: E_CA,mês = E_CC,mês × η_inversor (eficiência nominal; cenário sem corte, não confirmado)
Com inversor (v3): classes de dia k = 1..10 com K_T,k pela distribuição de Bendt (K_T,max = 0,6313 + 0,267 K̄T − 11,9 (K̄T − 0,75)⁸; γ pela eq. 2.9.4), H_k = K_T,k × H̄0; por hora: I = r_t H_k, I_d = r_d H_d,k (Erbs diário), I_b = I − I_d; G_T = I_b R_b + I_d (1 + cos β)/2 + ρ I (1 − cos β)/2; normalização Σ_k p_k Σ_h G_T,h = H̄T × 1000
P_CC,h (kW) = P_inst × G_T,h/1000 × [1 + γ (T_a + (INOCT − 20) G_T,h/800 − 25)] × (1 − perda total); P_CC,sistema,h = Σ faces
P_CA,h = min(η(ζ) P_CC,h, P_ca0), η(ζ) = (η_nom/0,9637)(−0,0162 ζ − 0,0059/ζ + 0,9858), ζ = P_CC,h / (P_ca0/η_nom) (PVWatts v5, eqs. 10–11); corte = max(η P_CC − P_ca0, 0); E_mês = Σ_k p_k Σ_h P × dias
Rendimento específico = E_CA,ano ÷ P_instalada (kWh/kWp·ano); comparação de faces pela mesma conta com P = 1 kWp

Refletância do solo (albedo): 0,2 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Temperatura nominal de operação instalada (INOCT): 45 a 49 (central 45) °C — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Coeficiente de temperatura da potência (módulo padrão de silício cristalino): -0,005 fração/°C — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda por sujidade: 0,02 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda por sombreamento (declarada, até o cálculo geométrico): 0,03 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda por descasamento (mismatch): 0,02 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda nos cabos CC: 0,02 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda nas conexões: 0,005 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Degradação induzida pela luz (LID): 0,015 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Tolerância da potência de placa: 0,01 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Indisponibilidade (manutenção, falhas da rede): 0,03 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Eficiência nominal do inversor: 0,96 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Número de classes de dia da distribuição de K_T (quantis equiprováveis): 10 classes — The frequency distribution of daily insolation values (Bendt, Collares-Pereira e Rabl, 1981), Solar Energy 27(1): 1–5 — distribuição generalizada de K_T reproduzida em Duffie e Beckman, §2.9 (eqs. 2.9.2–2.9.4)
Eficiência de referência da curva do inversor (η_ref) e coeficientes −0,0162, −0,0059, 0,9858: 0,964 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Método de transposição mensal (Klein e Theilacker; Erbs mensal; Collares-Pereira e Rabl): regra — Solar Engineering of Thermal Processes, 4ª edição (Duffie e Beckman, 2013) — capítulos 1 e 2 (geometria solar, irradiação em superfícies inclinadas) e 23 (NOCT)

Versão 2 · Substituída

H̄0 (kWh/m²·dia) = (24/π) × Gon × [cos φ cos δ sin ωs + ωs sin φ sin δ] ÷ 1000, no dia médio do mês (Duffie e Beckman, eq. 1.10.3; Klein 1977)
K̄T = H̄ ÷ H̄0
H̄d/H̄ (Erbs, Klein e Duffie 1982): ωs ≤ 81,4°: 1,391 − 3,560 K̄T + 4,189 K̄T² − 2,137 K̄T³; ωs > 81,4°: 1,311 − 3,022 K̄T + 3,427 K̄T² − 1,821 K̄T³ (0,3 ≤ K̄T ≤ 0,8)
R̄ = D + (H̄d/H̄)(1 + cos β)/2 + ρ (1 − cos β)/2, com D pelo algoritmo de Klein e Theilacker (1981) para azimute qualquer (Duffie e Beckman, eq. 2.20.5), usando a = 0,409 + 0,5016 sin(ωs − 60°) e b = 0,6609 − 0,4767 sin(ωs − 60°) (Collares-Pereira e Rabl)
H̄T = R̄ × H̄ (kWh/m²·dia no plano da superfície)
G_ef (W/m²) = (H̄T × 1000 ÷ horas de Sol) × (ΣG²/ΣG ÷ Ḡ) do perfil horário sintético; Tc = Ta + (INOCT − 20) × G_ef ÷ 800 (modelo NOCT; cenário, não série horária)
E_CC,mês (kWh) = P_instalada (kWp) × H̄T × dias do mês × [1 + γ (Tc − 25)] × (1 − perda total)
Perda total = 1 − Π (1 − Li) sobre sujidade, sombreamento, neve, descasamento, cabos, conexões, degradação inicial, placa, idade, disponibilidade (PVWatts v5, eq. 9)
E_CA,mês = E_CC,mês × η_inversor (eficiência nominal; curva e limitação de potência não avaliadas no método mensal)
Rendimento específico = E_CA,ano ÷ P_instalada (kWh/kWp·ano); comparação de faces pela mesma conta com P = 1 kWp

Refletância do solo (albedo): 0,2 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Temperatura nominal de operação instalada (INOCT): 45 a 49 (central 45) °C — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Coeficiente de temperatura da potência (módulo padrão de silício cristalino): -0,005 fração/°C — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda por sujidade: 0,02 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda por sombreamento (declarada, até o cálculo geométrico): 0,03 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda por descasamento (mismatch): 0,02 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda nos cabos CC: 0,02 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda nas conexões: 0,005 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Degradação induzida pela luz (LID): 0,015 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Tolerância da potência de placa: 0,01 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Indisponibilidade (manutenção, falhas da rede): 0,03 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Eficiência nominal do inversor: 0,96 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Método de transposição mensal (Klein e Theilacker; Erbs mensal; Collares-Pereira e Rabl): regra — Solar Engineering of Thermal Processes, 4ª edição (Duffie e Beckman, 2013) — capítulos 1 e 2 (geometria solar, irradiação em superfícies inclinadas) e 23 (NOCT)

Versão 1 · Substituída

H̄0 (kWh/m²·dia) = (24/π) × Gon × [cos φ cos δ sin ωs + ωs sin φ sin δ] ÷ 1000, no dia médio do mês (Duffie e Beckman, eq. 1.10.3; Klein 1977)
K̄T = H̄ ÷ H̄0
H̄d/H̄ (Erbs, Klein e Duffie 1982): ωs ≤ 81,4°: 1,391 − 3,560 K̄T + 4,189 K̄T² − 2,137 K̄T³; ωs > 81,4°: 1,311 − 3,022 K̄T + 3,427 K̄T² − 1,821 K̄T³ (0,3 ≤ K̄T ≤ 0,8)
R̄ = D + (H̄d/H̄)(1 + cos β)/2 + ρ (1 − cos β)/2, com D pelo algoritmo de Klein e Theilacker (1981) para azimute qualquer (Duffie e Beckman, eq. 2.20.5), usando a = 0,409 + 0,5016 sin(ωs − 60°) e b = 0,6609 − 0,4767 sin(ωs − 60°) (Collares-Pereira e Rabl)
H̄T = R̄ × H̄ (kWh/m²·dia no plano da superfície)
G̅ (W/m²) = H̄T × 1000 ÷ horas de Sol do dia médio; Tc = Ta + (INOCT − 20) × G̅ ÷ 800 (modelo NOCT; cenário, não série horária)
E_CC,mês (kWh) = P_instalada (kWp) × H̄T × dias do mês × [1 + γ (Tc − 25)] × (1 − perda total)
Perda total = 1 − Π (1 − Li) sobre sujidade, sombreamento, neve, descasamento, cabos, conexões, degradação inicial, placa, idade, disponibilidade (PVWatts v5, eq. 9)
E_CA,mês = E_CC,mês × η_inversor (eficiência nominal; curva e limitação de potência não avaliadas no método mensal)
Rendimento específico = E_CA,ano ÷ P_instalada (kWh/kWp·ano); comparação de faces pela mesma conta com P = 1 kWp

Refletância do solo (albedo): 0,2 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Temperatura nominal de operação instalada (INOCT): 45 a 49 (central 45) °C — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Coeficiente de temperatura da potência (módulo padrão de silício cristalino): -0,005 fração/°C — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda por sujidade: 0,02 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda por sombreamento (declarada, até o cálculo geométrico): 0,03 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda por descasamento (mismatch): 0,02 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda nos cabos CC: 0,02 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Perda nas conexões: 0,005 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Degradação induzida pela luz (LID): 0,015 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Tolerância da potência de placa: 0,01 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Indisponibilidade (manutenção, falhas da rede): 0,03 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Eficiência nominal do inversor: 0,96 fração — PVWatts Version 5 Manual (Dobos, 2014), NREL/TP-6A20-62641 — Tabela 2 (inversor 96 %, relação CC/CA 1,1), Tabela 3 (coeficiente de temperatura −0,47 %/°C para módulo padrão), Tabela 6 (perdas, total 14 %), modelo térmico (INOCT 45 °C rack aberto, ≈49 °C telhado), albedo 0,2
Método de transposição mensal (Klein e Theilacker; Erbs mensal; Collares-Pereira e Rabl): regra — Solar Engineering of Thermal Processes, 4ª edição (Duffie e Beckman, 2013) — capítulos 1 e 2 (geometria solar, irradiação em superfícies inclinadas) e 23 (NOCT)