A degradação de módulos fotovoltaicos é um tema que, muitas vezes, passa despercebido por investidores e até mesmo por profissionais do setor, mas que tem impacto direto no desempenho e na viabilidade econômica dos projetos solares
Embora os painéis fotovoltaicos sejam projetados para operar por décadas, seu rendimento cai gradualmente ao longo do tempo, e essa perda de eficiência pode comprometer projeções financeiras e prazos de retorno.
No Brasil, onde o clima quente e úmido exerce forte influência sobre os sistemas, os mecanismos de degradação podem se manifestar de forma mais acelerada. Questões como corrosão, falhas em soldas e danos em diodos bypass estão entre os pontos críticos que exigem atenção contínua, tanto na instalação quanto na operação.
Mais do que um detalhe técnico, a análise da degradação é parte estratégica para quem busca garantir a longevidade e a rentabilidade dos empreendimentos. Ignorar esse aspecto pode significar perda de receita significativa ao longo dos anos de operação, especialmente em usinas de grande porte que trabalham com projeções de geração por 25 a 30 anos.
Para entender melhor os riscos, as tecnologias que ajudam a mitigar os efeitos e como o mercado brasileiro tem lidado com esse desafio, o Canal Solar conversou com Laís Andrade, engenheira da CS Consultoria.
Na entrevista abaixo, a profissional detalha os principais mecanismos de degradação, ferramentas de monitoramento e a necessidade de maior conscientização no setor para além da busca por preços mais baixos.
Para começar, Laís, por que a degradação dos módulos fotovoltaicos deve ser uma preocupação central para quem investe em usinas solares?
Porque a degradação impacta a potência que um módulo consegue fornecer, afetando seu desempenho. O investidor ao simular sua usina fotovoltaica acreditava que iria obter uma determinada quantidade de energia, porém se o módulo degrada mais que o especificado pelo fabricante pode comprometer o retorno do investimento.
O que significa, na prática, a perda de desempenho de um módulo ao longo do tempo?
Significa que por interação química dos materiais que constituem as células do módulo, geralmente o silício, com o ar e a umidade, levam à degradação e à perda de eficiência do processo de conversão de luz em energia elétrica.
Quais são os principais mecanismos de degradação que vocês observam nos projetos de geração centralizada e distribuída?
Por estarmos em um país com clima normalmente quente e úmido, a temperatura e a umidade são fatores relevantes. A umidade impacta na corrosão das células e de seus contatos elétricos, o que impede a umidade de entrar em contato com as células é principalmente o encapsulante.
Quanto à temperatura, ao longo do dia a temperatura varia entre fria durante a madrugada e a manhã para quente à tarde e depois resfria novamente de noite.
Isso provoca dilatações e contrações nos metais que constituem as soldas das caixas de junção. Com repetidas dilatações e contrações, a solda é solta e o diodo bypass fica em aberto sem geração de energia.
Existem tecnologias ou fabricantes que hoje oferecem menor taxa de degradação? Como o mercado tem evoluído nesse aspecto?
Sim, atualmente a tecnologia HJT oferece uma das menores degradações dentre as tecnologias comerciais atualmente.
Até que ponto fatores externos, como clima e instalação inadequada, podem acelerar esse processo?
Uma instalação inadequada como por exemplo a formação de um laço grande com os cabos da string pode aumentar a corrente induzida por um raio e queimar vários diodos bypass do módulo.
Como a degradação influencia o payback e a viabilidade econômica de um projeto fotovoltaico?
Para avaliar a viabilidade econômica, as usinas de grande porte costumam avaliar a geração de energia ano a ano considerando a degradação pelos 30 anos de desempenho garantido pelo fabricante.
Existe algum “ponto de atenção” que os investidores e integradores deveriam monitorar para não serem surpreendidos?
É interessante inspecionar o sistema de tempos em tempos por meio de medições como a curva IV, a termografia e a isolação. A curva IV ajuda a identificar problemas como PID (Degradação Induzida por Potencial), resistência shunt, diferenças de tensão e corrente relevantes e etc.
Já a termografia é capaz de identificar diodos danificados e pontos quentes. A isolação é também importante para verificar o estado do vidro e do encapsulante.
Quais ferramentas de O&M (Operação e Manutenção) podem ajudar a acompanhar e mitigar os efeitos da degradação?
Inspeção visual e ensaios preditivos (termografia, curva IV e isolação).
Testes em campo e inspeções periódicas realmente conseguem prevenir problemas de perda de desempenho?
Dificilmente é possível prevenir, porque para identificar o defeito é preciso que ele se manifeste e dê algum sinal de anormalidade. Porém, em alguns casos, como PID por exemplo, é possível detectar o problema e utilizar dispositivos anti-PID para desacelerar a degradação.
Como você enxerga a maturidade do setor brasileiro na análise da degradação de módulos? Já há consciência suficiente sobre esse tema?
Não há consciência. O mercado está se baseando apenas no preço. O problema é que ao baixar o preço, a qualidade dos insumos utilizados na fabricação dos módulos também pode ser reduzida.
Por exemplo, um backsheet de má qualidade depois de vários anos de operação pode se esfarelar inteiro. E esta é só uma parte dos problemas que podem ocorrer quando um material não atende rígidos requisitos de qualidade
E olhando para frente: quais avanços podem ajudar a aumentar a vida útil e confiabilidade dos módulos?
Apesar de existirem normativas e testes para prever a vida útil e confiabilidade dos módulos, o laboratório ainda não consegue reproduzir com tanta fidelidade as condições que os módulos enfrentarão em campo.
Por exemplo, mesmo que os módulos tenham passado por ensaios de cargas mecânicas estáticas e dinâmicas, não foi possível prever o problema de trinca de vidro. Isso mostra que alguma das condições do que acontece em campo não pode ser simulada pelo laboratório.
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