Irradiação correta no cálculo solar: por que importa

Resposta rápida

A irradiação solar é o dado de entrada mais importante do dimensionamento fotovoltaico, porque é ela que define quanto cada painel vai gerar naquele local. Usar um valor errado gera um sistema errado: irradiação superestimada resulta em painéis de menos e geração abaixo do prometido; subestimada, em painéis a mais e custo desnecessário. Dois erros são comuns. O primeiro é usar a irradiação de uma região que não é a do local da usina. O segundo, mais silencioso, é puxar a irradiação pelo CEP, o que falha em municípios de grande extensão territorial que têm um único CEP, onde a irradiação varia de uma ponta a outra. O correto é usar as coordenadas geográficas exatas do local de instalação. E há três tipos de irradiação a escolher conforme o projeto: a mínima, para off-grid, que precisa gerar até no pior dia; a média, para a maioria dos telhados; e a de plano inclinado, para instalação em solo ou módulos voltados ao norte na inclinação certa.

Introdução

Todo dimensionamento fotovoltaico começa por uma pergunta: quanta energia solar chega naquele lugar? A resposta a essa pergunta, a irradiação, é o número que multiplica tudo o que vem depois. Erre a irradiação e todo o resto do cálculo estará errado, por mais correta que seja a matemática seguinte.

O problema é que esse dado, tão decisivo, é frequentemente tratado com descuido. Empresas usam a irradiação de uma cidade vizinha porque é a que o software tinha à mão. Ferramentas puxam o valor pelo CEP, o que parece prático mas embute uma armadilha. E poucos param para escolher entre os diferentes tipos de irradiação que existem, aplicando o mesmo número para todo projeto, quando o tipo certo muda conforme a aplicação.

Este artigo trata desse dado com o peso que ele merece. Explica por que a irradiação correta muda a quantidade de painéis, por que o CEP não serve e as coordenadas sim, qual a fonte oficial de referência no Brasil, e quando usar a irradiação mínima, a média ou a de plano inclinado. É o tipo de detalhe que separa a proposta que se cumpre da que decepciona.

Por que a irradiação define a quantidade de painéis

A irradiação solar é medida em kWh por metro quadrado por dia, e no dimensionamento costuma ser expressa como HSP, a sigla de horas de sol pico. HSP não é o número de horas de sol do dia. É o número de horas equivalentes em que o sol estaria a 1.000 W por metro quadrado, a irradiância padrão em que a potência do painel é definida, para entregar toda a energia daquele dia. Um local com HSP de 5 recebe, ao longo do dia, o equivalente a 5 horas de sol a pleno.

Esse número entra diretamente no cálculo da geração: a energia que um painel produz por dia é, de forma simplificada, a sua potência multiplicada pelo HSP do local, descontadas as perdas do sistema. Logo, quanto maior o HSP, mais cada painel gera, e menos painéis são necessários para atender o mesmo consumo. Quanto menor o HSP, mais painéis são precisos.

A consequência é direta e financeira. Um mesmo painel instalado em regiões diferentes gera quantidades diferentes de energia. A diferença de irradiação entre localidades brasileiras pode chegar a algo entre 15% e 30% na geração anual, o que impacta diretamente o tamanho do sistema necessário e o payback. Isso significa que usar a irradiação errada não é um detalhe acadêmico: é dimensionar mais ou menos painéis do que o projeto realmente precisa, com efeito direto no custo e na geração entregue.

O erro de usar a irradiação da região errada

O primeiro erro é usar a irradiação de um local que não é o da usina. Acontece quando a empresa adota a irradiação de uma cidade de referência, ou de uma região inteira, e a aplica a todos os projetos daquela área, ignorando que a irradiação varia dentro da própria região.

O impacto é que o sistema fica mal dimensionado. Se a irradiação usada é maior que a real do local, o software calcula que cada painel gera mais do que gerará de fato, e o sistema sai com painéis de menos. O cliente recebe uma promessa de geração que o sistema não cumpre, e reclama que a conta não caiu o que foi dito. Se a irradiação usada é menor que a real, ocorre o inverso: painéis a mais, sistema mais caro que o necessário, e uma proposta que perde em preço para o concorrente que dimensionou certo.

Em qualquer dos casos, o erro nasce de não usar o dado do ponto exato. E ele é evitável, porque existe fonte pública e gratuita com dado para qualquer ponto do território nacional.

Por que o CEP não serve, e as coordenadas sim

O segundo erro é mais sutil e mais comum, porque parece uma solução moderna: softwares que puxam a irradiação a partir do CEP informado. O problema está na natureza do CEP.

O CEP não é um ponto, é uma área, e em muitos casos uma área enorme. O Brasil tem municípios de pequena população e grande extensão territorial que possuem um único CEP para todo o município, às vezes um CEP genérico que cobre dezenas ou centenas de quilômetros quadrados. Quando o software converte esse CEP em um ponto de irradiação, ele adota o centro daquele CEP, ou um ponto arbitrário dentro dele, que pode estar a dezenas de quilômetros do local real da usina.

E a irradiação varia dentro dessa distância. Fatores como altitude, relevo, padrão de nuvens e microclima fazem a irradiação mudar de uma parte do município para outra. Uma usina instalada em um extremo do município pode ter irradiação sensivelmente diferente da que o CEP central indica. O resultado é o mesmo do erro anterior: sistema mal dimensionado, com painéis a mais ou a menos.

A solução técnica correta é usar as coordenadas geográficas do local exato da instalação, a latitude e a longitude do ponto onde os painéis vão ficar. As coordenadas identificam o local com precisão de metros, e é a partir delas que se obtém a irradiação real daquele ponto. Pegar as coordenadas é simples: basta localizar o ponto no mapa e extrair a latitude e a longitude. Esse é o dado que deve alimentar o cálculo, não o CEP.

A fonte de referência no Brasil: o CRESESB

Quando se fala em irradiação para dimensionamento no Brasil, existe uma fonte oficial e consolidada: o CRESESB (Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito), ligado ao CEPEL (Centro de Pesquisas de Energia Elétrica).

O CRESESB disponibiliza o programa SunData, que calcula a irradiação solar diária média mensal para qualquer ponto do território nacional a partir das coordenadas geográficas. A base de dados por trás dele é o Atlas Brasileiro de Energia Solar, produzido com participação do INPE (Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais), que reúne dados de mais de 72 mil pontos no Brasil, a partir de mais de uma década de imagens de satélite. É a mesma base que engenheiros usam para embasar projetos e ARTs em todo o país.

O ponto central: o SunData trabalha por coordenadas, não por CEP. Ao informar a latitude e a longitude do local, ele retorna a irradiação daquele ponto, incluindo diferentes configurações de inclinação. É por isso que usar as coordenadas exatas, e uma ferramenta que se apoia nessa base, é o caminho para um valor de irradiação assertivo. Adotar o CRESESB como referência é adotar o padrão técnico reconhecido do setor.

Os três tipos de irradiação e quando usar cada um

Este é o ponto que mais separa o dimensionamento profissional do amador: não existe "a irradiação" do local, existem valores diferentes conforme a configuração, e o CRESESB os fornece. Escolher o tipo certo para a aplicação é decisão de projeto.

Irradiação mínima (menor média mensal). É o valor do mês de menor irradiação do ano, o pior mês. Ela é a referência para sistemas off-grid, e a razão é de sobrevivência do sistema. No off-grid, a geração depende 100% dos painéis, não há rede para complementar. Se o sistema for dimensionado pela média e chegar o mês de menor irradiação, ele não gera o suficiente e o cliente fica sem energia justamente no pior período. Por isso o off-grid se dimensiona pelo pior cenário: usando a irradiação mínima, garante-se que o sistema atende a demanda até no mês mais fraco do ano. É uma medida conservadora e necessária quando o fornecimento contínuo é crítico.

Irradiação média (maior média anual). É o valor que maximiza a energia gerada ao longo do ano inteiro. É a referência para a maioria dos sistemas conectados à rede, porque nesses casos a rede cobre as variações mês a mês, dentro do sistema de compensação de energia, e o que interessa é a produção anual total. A irradiação média é a escolha padrão para a maior parte dos projetos on-grid e híbridos, e é a mais indicada em situações como telhados com águas voltadas para vários lados, ou telhados sem inclinação otimizada, onde não há como orientar tudo idealmente ao norte e se trabalha com a condição real do telhado.

Irradiação de plano inclinado. É o valor considerando os módulos na inclinação e orientação otimizadas, tipicamente voltados ao norte geográfico e com o ângulo de inclinação adequado à latitude do local. É a referência para instalações onde se pode controlar a orientação e a inclinação dos módulos, como usinas em solo e estruturas com inclinação definida em projeto. Nesses casos, como os módulos ficam na posição ideal, aproveita-se a maior irradiação possível daquele ponto, e o dimensionamento usa esse valor mais alto. Usar plano inclinado onde os módulos de fato estão inclinados corretamente evita subdimensionar; usá-lo em um telhado que não tem essa orientação superestima a geração.

Em resumo: off-grid pede a mínima, para não falhar no pior mês; a maioria dos telhados conectados à rede usa a média; e instalação em solo ou com orientação controlada ao norte usa o plano inclinado. Aplicar o tipo errado gera um sistema mal calibrado mesmo com a irradiação do ponto correto.

Outros fatores que afetam a irradiação efetiva

Além de escolher o valor certo, vale conhecer o que reduz a irradiação que de fato chega aos painéis, porque o número da base é de campo aberto e a instalação real tem perdas.

A orientação e a inclinação dos módulos afetam quanto da irradiação disponível é aproveitada. Módulos voltados ao norte geográfico, na inclinação próxima à latitude, captam o máximo; desvios dessa condição reduzem o aproveitamento. Sombreamento de árvores, prédios, chaminés e outros obstáculos corta a irradiação em parte do dia. Poeira e sujeira acumulada reduzem a irradiação que atravessa o vidro. A altitude tem efeito contrário e positivo: locais mais altos recebem irradiação um pouco maior, porque a camada de atmosfera é mais fina.

Esses fatores não substituem a irradiação da base, eles a ajustam para a realidade da instalação. Um bom dimensionamento parte da irradiação correta do ponto e aplica as perdas locais, chegando à geração realista. Partir de uma irradiação errada, porém, contamina todo esse ajuste, porque nenhuma correção de perdas conserta um dado de entrada errado.

Como o Soffcal se encaixa

O Soffcal foi construído para eliminar justamente o erro de irradiação. Na plataforma, o cliente insere as coordenadas geográficas do local onde a usina será instalada, não o CEP nem a cidade. A partir dessas coordenadas exatas, as irradiações calculadas, a mínima, a média e a de plano inclinado, são as do ponto real da instalação, o que as torna precisas e assertivas. A base de referência utilizada é a do CRESESB, o padrão técnico do setor no Brasil.

Isso resolve os dois erros discutidos neste artigo de uma vez. Como o dado vem das coordenadas, e não do CEP, não há o problema do município de grande extensão com um único CEP: pegando as coordenadas do local exato, a irradiação é a daquele ponto, e não a de um centro genérico distante. E como a plataforma disponibiliza os três tipos de irradiação, o integrador escolhe o adequado ao projeto: a mínima para o off-grid que precisa gerar no pior dia do ano, a média para a maioria dos telhados conectados à rede, e a de plano inclinado para instalação em solo ou módulos orientados ao norte na inclinação correta.

O resultado é um dimensionamento que parte do dado de entrada certo, para que a quantidade de painéis calculada corresponda ao que o local realmente exige, e a geração prometida ao cliente seja a que o sistema vai de fato entregar.

Perguntas frequentes

Por que a irradiação correta é tão importante no dimensionamento?

Porque a irradiação define quanto cada painel gera naquele local, e é ela que determina a quantidade de painéis necessária. Uma irradiação superestimada resulta em painéis de menos e geração abaixo do prometido; subestimada, em painéis a mais e custo desnecessário. Como a irradiação varia entre localidades em 15% a 30%, usar o valor errado compromete a geração e o payback.

Por que não devo usar o CEP para obter a irradiação?

Porque o CEP é uma área, não um ponto, e muitos municípios de grande extensão territorial têm um único CEP para todo o território. Ao converter o CEP em irradiação, o software adota um ponto genérico que pode estar a dezenas de quilômetros do local real da usina, onde a irradiação é diferente. O correto é usar as coordenadas geográficas exatas do local de instalação.

Qual a fonte de irradiação de referência no Brasil?

O CRESESB, por meio do programa SunData, que calcula a irradiação para qualquer ponto do território nacional a partir das coordenadas geográficas. A base é o Atlas Brasileiro de Energia Solar, com dados de mais de 72 mil pontos e mais de uma década de imagens de satélite. É a referência técnica usada em projetos e ARTs no país.

Quando usar irradiação mínima, média ou de plano inclinado?

A mínima, do pior mês, é para sistemas off-grid, que dependem 100% dos painéis e precisam gerar até no mês de menor irradiação. A média, que maximiza a energia anual, é para a maioria dos sistemas conectados à rede, inclusive telhados com águas para vários lados ou sem inclinação ideal. A de plano inclinado é para instalação em solo ou módulos voltados ao norte na inclinação correta.

A irradiação varia dentro de uma mesma cidade?

Sim. Fatores como altitude, relevo, padrão de nuvens e microclima fazem a irradiação mudar dentro de um mesmo município, especialmente nos de grande extensão territorial. Por isso, usar as coordenadas exatas do local de instalação, e não um valor médio da cidade ou do CEP, é o que garante um dado de irradiação assertivo.

O que mais afeta a irradiação que chega aos painéis?

A orientação e a inclinação dos módulos, o sombreamento de obstáculos, a poeira acumulada e a altitude do local. Esses fatores ajustam a irradiação da base para a realidade da instalação. Mas nenhuma correção conserta um dado de entrada errado: é preciso partir da irradiação correta do ponto e então aplicar as perdas locais.

Conclusão

A irradiação é o dado que multiplica todo o dimensionamento fotovoltaico, e por isso é onde o erro custa mais caro. Usar a irradiação de uma região vizinha, ou puxá-la de um CEP que cobre um município inteiro, produz sistemas com painéis a mais ou a menos, propostas que perdem no preço ou geração que não se cumpre. A precisão desse dado começa por uma escolha simples: usar as coordenadas geográficas exatas do local, e não o CEP.

Sobre o dado certo, vem a segunda decisão: escolher o tipo de irradiação conforme a aplicação. Mínima para o off-grid que não pode falhar no pior mês, média para a maioria dos telhados conectados à rede, plano inclinado para solo e módulos bem orientados. Cada um serve a um cenário, e aplicar o errado descalibra o projeto mesmo com o ponto certo.

No Soffcal, esse cuidado é estrutural: o cliente insere as coordenadas do local da usina, e as irradiações mínima, média e de plano inclinado saem do ponto exato, com base no CRESESB. Dimensione a partir do dado certo, escolha o tipo de irradiação adequado ao projeto, e entregue ao cliente um sistema cuja geração corresponde ao que foi prometido.

Referências

• CRESESB / CEPEL, programa SunData e metodologia de cálculo da irradiação por coordenadas: cresesb.cepel.br
• CRESESB, critério de uso do mínimo mensal para aplicações críticas e maior média anual para sistemas de compensação: cresesb.cepel.br
• Atlas Brasileiro de Energia Solar (2ª edição, INPE), base de dados de irradiação do território nacional: labren.ccst.inpe.br
• Saewel Energia Solar, HSP, plano inclinado e horizontal e variação de geração entre localidades: saewelenergiasolar.com.br
• CustoSolar, variação sazonal e regional da irradiação e fatores locais: custosolar.com