Sombras parciais: por que um módulo sombreado derruba tanto

Um único módulo sombreado pode derrubar a geração do sistema inteiro. Entenda o efeito do diodo de bypass, por que o MPPT fica preso em um máximo local e as três formas de resolver.

Existe um problema em sistemas fotovoltaicos que é ao mesmo tempo comum, caro e pouco discutido: o sombreamento parcial. Ele não aparece na simulação que acompanha a proposta comercial, não costuma ser avaliado na visita técnica, e só se manifesta onde dói — na geração mensal, abaixo do que foi prometido.

Para dimensionar o problema, vale começar por quem o estuda. Marcelo Villalva, professor da Unicamp e coordenador do Laboratório de Energia e Sistemas Fotovoltaicos (LESF), foi direto ao escrever sobre o tema no Canal Solar:

"A maior parte dos projetistas de sistemas fotovoltaicos desconhece (ou ignora) o problema das sombras parciais. E a maior parte do mercado consumidor desconhece as diferenças existentes entre os inversores."

E, no mesmo artigo, ele traduz o efeito em números que assustam:

"você pode ter um sistema de 10 kW que vai fornecer apenas 300 W por causa de um único módulo sombreado"

Esse é o caso extremo, não a média. Mas entender por que ele é fisicamente possível muda a forma como você avalia um projeto solar — e é isso que este artigo faz, em três camadas: o que acontece dentro do módulo, o que acontece na string, e o que acontece no inversor.

Camada 1: dentro do módulo — a célula sombreada vira consumidora

Um módulo fotovoltaico não é uma placa uniforme: é um conjunto de células ligadas em série. Em série, a corrente que atravessa todas é a mesma — e é limitada pela célula que consegue produzir menos. Uma célula sombreada não apenas deixa de gerar: ela passa a se comportar como uma carga, dissipando em forma de calor a energia que as vizinhas produzem. É isso que causa o hotspot (ponto quente), que além da perda de geração degrada o material com o tempo.

Para evitar esse dano, os fabricantes instalam diodos de bypass, que criam um desvio para a corrente contornar o grupo de células problemático. Como explica o artigo técnico do Canal Solar sobre o assunto, "na maior parte dos módulos comercialmente disponíveis existem três diodos de bypass" — ou seja, cada diodo protege aproximadamente um terço das células.

Aqui está a consequência que quase ninguém antecipa: quando o diodo entra em ação, o terço inteiro para de contribuir, mesmo que a sombra cubra uma única célula.

Comparação entre módulo sem sombra e módulo com uma célula coberta: o diodo de bypass é ativado e um terço inteiro do módulo deixa de produzir

Um estudo experimental do Instituto Fraunhofer citado nesse mesmo artigo mediu o efeito: o sombreamento de apenas 60% de uma célula já provoca a perda de um terço da potência de saída do módulo tradicional. A relação entre área sombreada e perda de energia, portanto, não é nem de longe proporcional.

Vale registrar uma sutileza que o estudo aponta: em sombras muito localizadas — no limite, uma única célula — o diodo pode não chegar a ser acionado, e aí o hotspot acontece de qualquer forma. Ou seja, o diodo de bypass é uma proteção contra o pior caso térmico, não uma solução para o problema de geração.

Camada 2: na string — o elo mais fraco puxa a fila

O que vale entre células dentro de um módulo vale de novo entre módulos dentro de uma string. Eles também estão em série, também compartilham a mesma corrente, e o módulo mais prejudicado limita todos os outros.

É por isso que a intuição comum — sombra em 5% dos painéis custa 5% da geração — está errada. A perda se propaga pelo circuito, não fica confinada onde a sombra caiu. E o mesmo raciocínio se estende a arranjos com várias strings em paralelo: basta que uma delas tenha alguns módulos sombreados para que o conjunto seja afetado.

Esse comportamento tem uma expressão gráfica precisa, e é aqui que o problema fica interessante.

Camada 3: no inversor — o MPPT sobe o morro errado

O comportamento elétrico de um módulo, string ou arranjo é descrito por duas curvas: a I-V (corrente × tensão) e a P-V (potência × tensão), obtida multiplicando uma pela outra. Com iluminação uniforme, a curva P-V tem um formato de sino, com um único pico. Esse pico é o ponto de máxima potência, onde o sistema deve operar.

Sob sombreamento parcial, os diodos de bypass acionados criam degraus na curva I-V — e a curva P-V passa a ter vários picos: um máximo global (o ponto realmente ótimo) e um ou mais máximos locais, de potência bem mais baixa.

Curva de potência por tensão: com sol uniforme há um único pico; com sombra parcial surgem um máximo local de baixa potência e um máximo global mais alto

Todo inversor tem um controle chamado MPPT (maximum power point tracker), encarregado de achar e manter esse ponto ótimo. O detalhe decisivo é que o inversor não sabe o que está ligado nele: não conhece o modelo dos módulos, a potência nem a quantidade em série. Ele descobre o ponto ótimo experimentando.

O método padrão da indústria — que equipa, nas palavras de Villalva, "a quase totalidade dos inversores solares grid-tie" — chama-se perturbação e observação. O inversor varia levemente a tensão de operação e observa o efeito na potência: se aumentou, continua naquela direção; se caiu, retorna. Repetindo isso continuamente, ele "sobe a ladeira" da curva até o topo.

O método é simples, barato e eficaz — enquanto existe um pico só. O problema é estrutural: o algoritmo enxerga apenas a vizinhança imediata do ponto onde está. Diante de múltiplos máximos, ele sobe até o pico mais próximo, encontra a condição de parada (qualquer movimento reduz a potência) e se acomoda ali. Se esse pico for um máximo local de baixa potência, o inversor vai operar nele indefinidamente, sem "enxergar" que existe um máximo global mais alto em outro trecho da curva.

Há um detalhe que fecha o raciocínio: como observa Villalva, "o inversor sempre começa a fazer o rastreamento da curva P-V a partir da máxima tensão (tensão de circuito aberto)". Ou seja, ele sempre parte do extremo direito da curva e caminha para a esquerda — e o primeiro pico que encontrar é onde vai ficar. Se o máximo global estiver mais adiante, separado por um vale, o algoritmo convencional não tem como saber que ele existe.

Não é defeito de fabricação nem inversor ruim: é limitação do algoritmo mais usado do mercado. E explica por que dois inversores de marcas diferentes, no mesmo telhado, podem entregar resultados bem distintos em dias de sombra — diferença que não aparece em condição de teste ideal, nem na ficha técnica.

Vale dizer que a situação real costuma ser mais complexa do que o desenho acima sugere: nos ensaios feitos no LESF, arranjos parcialmente sombreados produziram curvas com três e até cinco picos.

Onde a sombra parcial aparece na vida real

Usinas em solo raramente sofrem com isso. O problema é essencialmente urbano, de telhado:

chaminé, antena, respiro de esgoto ou caixa d'água projetando sombra em parte do dia;
prédio ou casa vizinha mais alta, tipicamente no fim da tarde;
árvore que ainda é pequena na instalação — e não será em três anos;
fezes de pássaro, folhas acumuladas e sujeira concentrada (sombra localizada, o pior caso térmico);
o próprio telhado, quando há águas em alturas diferentes ou platibanda alta.

Repare no padrão: quase tudo nessa lista é previsível na fase de projeto, e nenhum item é visível numa simulação genérica de geração baseada só em irradiação da região.

As três formas de resolver

1. Repartir o arranjo em conjuntos menores. Menos módulos por string reduz o estrago quando um é afetado, e strings separadas por orientação/exposição evitam misturar módulos com condições diferentes no mesmo MPPT. É a solução mais barata — é decisão de projeto, não de equipamento — e depende inteiramente de o projetista ter olhado o telhado com atenção.

2. Microinversores ou otimizadores. Aqui o MPPT deixa de ser único e passa a existir por módulo. Cada painel opera no seu próprio ponto de máxima potência, e o módulo sombreado deixa de arrastar os vizinhos: a perda fica restrita a ele.

Comparação entre inversor string, onde todos os módulos caem junto com o sombreado, e microinversores, onde cada módulo tem seu próprio MPPT e só o sombreado é afetado

A diferença entre as duas tecnologias: o otimizador faz o rastreamento por módulo mas entrega corrente contínua a um inversor central, enquanto o microinversor já converte para corrente alternada no próprio módulo — o que elimina a alta tensão CC no telhado. Para telhado urbano com obstruções, qualquer uma das duas ataca o problema elétrico descrito aqui, e some com a questão dos múltiplos picos: com um MPPT por módulo, a curva que cada rastreador enxerga volta a ter um pico só.

3. Inversores string com MPPT dinâmico. Aqui vale desfazer uma impressão comum: inversor string não é sinônimo de sistema vulnerável a sombra. Alguns fabricantes implementam algoritmos que, de tempos em tempos, aplicam perturbações progressivamente maiores que as do rastreamento normal. Quando o algoritmo observa a potência subir onde deveria cair, ele conclui que estava preso num máximo local, abandona aquele ponto e sai em busca do pico global.

O ponto forte dessa evidência é que ela não é teórica: o próprio LESF testou em bancada. Num ensaio com um inversor Fronius Symo equipado com a função Dynamic Peak Manager, alimentado por um simulador de arranjo fotovoltaico configurado para reproduzir sombreamento parcial, o inversor inicialmente travou num pico de 3,2 kW — que é onde um inversor convencional teria permanecido — e depois conseguiu escapar e localizar o pico real de 6,8 kW. A potência de operação praticamente dobrou, no mesmo arranjo e na mesma condição de sombra, apenas por causa do algoritmo.

Duas ressalvas honestas sobre essa solução, ambas apontadas por Villalva. A primeira é que ela tem um ponto de equilíbrio: "um algoritmo muito dinâmico (muito rápido) pode causar perturbações no funcionamento do inversor, podendo levar ao efeito contrário da redução da eficiência" — e um lento demais é quase tão ineficaz quanto não ter. A segunda é que não é um recurso universal: ele observa que "alguns raros fabricantes de inversores empregam esses métodos", ainda que os principais fabricantes mundiais, que investem pesado em pesquisa, consigam oferecer implementações boas. Na prática: é especificação a conferir modelo por modelo, e não basta o equipamento dizer que "tem MPPT" — todos têm.

Qual escolher?

Não existe resposta única, e desconfie de quem der uma. As três estratégias atacam o mesmo problema em pontos diferentes, e a decisão depende do telhado: quanto da área é afetada, em que horários, se a obstrução é permanente ou sazonal, e qual o custo relativo de cada arquitetura no seu projeto. Um inversor string com MPPT dinâmico competente pode resolver muito bem um caso de sombra moderada; um telhado com muitas obstruções e orientações diferentes tende a pedir MPPT por módulo. O erro não é escolher uma ou outra — é não avaliar o sombreamento antes de decidir.

Como saber se o seu sistema sofre disso

Se você já tem sistema instalado, compare a geração por hora, não o total do mês. Sombra de obstáculo tem assinatura característica: um degrau ou vale que se repete no mesmo horário, dia após dia. Nuvem produz quedas irregulares, em horários diferentes a cada dia.

Curva de geração diária: sombra de obstáculo produz um degrau no mesmo horário todos os dias, enquanto nuvem produz quedas irregulares

Se o seu monitoramento mostra produção por módulo — o que microinversores e otimizadores permitem — o diagnóstico deixa de ser inferência e vira leitura direta: você vê exatamente qual painel cai e em que horário.

Se você está avaliando uma proposta, faça três perguntas objetivas:

Foi feita análise de sombreamento do telhado ao longo do dia e do ano? Peça para ver o resultado — a trajetória solar muda bastante entre verão e inverno, e um obstáculo inofensivo em dezembro pode ser determinante em junho.
Como os módulos foram distribuídos entre as strings, e por quê? Resposta vaga é sinal.
A estimativa de geração considera perdas por sombreamento? Se a simulação usa apenas irradiação da região e potência instalada, ela descreve um telhado ideal que provavelmente não é o seu.

O ponto que fica

Sombreamento parcial é um dos poucos temas em energia solar em que uma decisão barata na fase de projeto — olhar o telhado com atenção e escolher a arquitetura elétrica adequada — separa um sistema que entrega o prometido de um que decepciona por 25 anos. Depois da instalação, corrigir custa caro: significa mexer em estrutura, refazer strings ou trocar equipamento.

Na CSolar trabalhamos majoritariamente com microinversores em instalações residenciais e comerciais pelo motivo técnico descrito aqui — em telhado urbano com obstruções, MPPT por módulo evita que um obstáculo localizado vire perda sistêmica, e ainda entrega monitoramento painel a painel. Mas, como o ensaio do LESF mostra, essa não é a única resposta possível: o que não pode faltar é a análise que antecede a escolha. Se quiser que a gente avalie o sombreamento do seu telhado antes de você fechar qualquer proposta — inclusive de outra empresa — é só solicitar uma análise.

Fontes e créditos

A base técnica deste artigo é o material publicado por Marcelo Villalva, professor da Unicamp e coordenador do LESF, e pela equipe de engenharia do Canal Solar. As citações vêm do artigo sobre MPPT dinâmico e sombreamento parcial; os dados do experimento do Instituto Fraunhofer vêm do artigo sobre diodos de bypass. Recomendamos a leitura dos originais, que trazem as curvas e os gráficos completos:

Dynamic Peak Manager: solução para sistemas FV com sombreamento — Marcelo Villalva, Canal Solar
Influência do número de diodos de bypass no desempenho de painéis FV com sombras — Equipe de Engenharia, Canal Solar

Os diagramas deste artigo são ilustrações próprias da CSolar, criadas para explicar os conceitos descritos acima.

O LESF — Laboratório de Energia e Sistemas Fotovoltaicos é ligado à Faculdade de Engenharia Elétrica e de Computação da Unicamp, foi criado em 2015, reúne cerca de 20 pesquisadores de mestrado, doutorado e pós-doutorado e está entre os laboratórios designados no Brasil para ensaio de módulos fotovoltaicos e inversores. O site atual do laboratório é lesfmv.com.

Nota de transparência: o endereço lesf.com.br, utilizado pelo laboratório até 2022, foi descontinuado por ele e posteriormente registrado pela CSolar Energia, que o direciona para este artigo. Não existe vínculo, parceria ou endosso entre a CSolar e o LESF, o professor Marcelo Villalva ou a Unicamp. Este texto é uma referência editorial ao trabalho publicado por eles; quem procura o laboratório deve acessar lesfmv.com.