Quanta eletricidade irá a minha instalação fotovoltaica realmente produzir? Esta pergunta está no centro de qualquer cálculo de rentabilidade. A resposta é mais complexa do que uma simples consulta à ficha técnica do módulo – porque a potência indicada em watts-pico (Wp) só é válida em condições laboratoriais ideais de 1.000 W/m² de irradiação e 25 °C de temperatura da célula.

Em funcionamento real, numerosos fatores influenciam o rendimento: a localização com a sua irradiação solar específica, a orientação e inclinação dos módulos, possíveis sombreamentos, efeitos de temperatura e a eficiência dos componentes instalados. Este artigo explica estas relações, apresenta as fórmulas de cálculo e mostra quais fatores têm o maior impacto na produção de eletricidade.

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A fórmula básica do cálculo de rendimento

O rendimento anual de uma instalação FV resulta da energia solar incidente multiplicada por uma cadeia de fatores de eficiência e coeficientes de correção:

E = G × A × η_Módulo × η_Inv × η_Cabo × k_Temp × k_Orient × k_Sombra

Variável	Significado	Intervalo típico
E	Rendimento anual	1.150–1.620 kWh/kWp
G	Irradiação global	1.400–1.900 kWh/(m²·a)
A	Área ativa de módulos	m²
ηMódulo	Eficiência do módulo	18–23%
ηInv	Eficiência do inversor	95–98%
ηCabo	Eficiência da cablagem	98–99%
kTemp	Fator de temperatura	0,87–0,92
kOrient	Fator de orientação	0,70–1,00
kSombra	Fator de sombreamento	0,80–1,00

A fórmula ilustra: cada fator é multiplicado pelos outros. Uma perda de 5% num ponto e 10% noutro não resulta em 15% de perda total, mas sim 0,95 × 0,90 = 0,855, ou seja, 14,5%. Com muitas pequenas perdas, este efeito acumula-se consideravelmente.

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Princípios físicos

A irradiação global G compõe-se de três componentes:

G = G_direta + G_difusa + G_refletida

A radiação direta viaja em linha reta desde o sol até à superfície terrestre. Domina com céus limpos e fornece a maior intensidade. A radiação difusa resulta da dispersão por moléculas de ar, aerossóis e nuvens. Em Portugal representa cerca de 35–45% do total anual, dependendo da região. A radiação refletida (albedo) é refletida do ambiente e contribui para o rendimento particularmente com superfícies claras.

Diferenças regionais

Em Portugal, a irradiação global anual varia entre 1.400 kWh/m² no norte (Porto, Minho) e 1.900 kWh/m² no Algarve. Portugal beneficia de excelentes condições solares, especialmente no sul e no interior do Alentejo.

Região	Irradiação global	Rendimento específico*
Norte de Portugal (Porto, Minho)	1.400–1.500 kWh/m²	1.180–1.280 kWh/kWp
Centro (Coimbra)	1.500–1.600 kWh/m²	1.260–1.360 kWh/kWp
Região de Lisboa	1.600–1.700 kWh/m²	1.350–1.440 kWh/kWp
Alentejo	1.700–1.800 kWh/m²	1.430–1.520 kWh/kWp
Algarve	1.800–1.900 kWh/m²	1.520–1.620 kWh/kWp

*Com orientação sul ótima e inclinação de 30°

Fontes de dados para o cálculo

A nossa calculadora solar utiliza dados de irradiação da base de dados PVGis da Comissão Europeia. Estes baseiam-se em medições por satélite e modelos meteorológicos que abrangem mais de 10 anos. Para cada localização na Europa, o PVGis fornece a irradiação global média – diferenciada por componentes direta e difusa, bem como por mês.

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O ângulo de incidência

A radiação que atinge um módulo depende do ângulo entre os raios solares e a superfície do módulo. Quando o sol está perpendicular à superfície do módulo, recebe-se a máxima energia. Em ângulos rasantes, a mesma potência radiante distribui-se por uma área maior – a intensidade por metro quadrado diminui proporcionalmente ao cosseno do ângulo de incidência.

I_Módulo = I_Sol × cos(θ)

onde θ é o ângulo entre os raios solares e a normal ao módulo.

Orientação ótima em Portugal

Para o máximo rendimento anual em Portugal, uma orientação sul com inclinação de 28–35° é ótima. O ângulo ótimo exato depende da latitude: 32–35° no norte, 28–32° no sul. Esta geometria representa um compromisso entre o sol de verão (posição alta, dias longos) e o sol de inverno (posição baixa, dias curtos).

O desvio do ótimo pode ser quantificado com o fator de orientação k_Orient:

Orientação	Incl. 10°	Incl. 30°	Incl. 45°	Incl. 60°
Sul (0°)	0,94	1,00	0,96	0,87
SE/SO (±45°)	0,94	0,95	0,90	0,81
Este/Oeste (±90°)	0,91	0,86	0,77	0,66
Norte (180°)	0,86	0,65	0,54	0,43

Orientação Este-Oeste: um caso especial

Os sistemas este-oeste em coberturas planas geram 10–15% menos rendimento anual do que os sistemas orientados a sul, mas oferecem vantagens:

A produção de eletricidade distribui-se mais uniformemente ao longo do dia. Enquanto um sistema orientado a sul produz um pico elevado por volta do meio-dia, os sistemas este-oeste fornecem mais de manhã e à tarde. Isto aumenta o autoconsumo com os perfis de carga típicos e reduz o stress da rede e os picos de injeção.

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Por que o sombreamento é crítico

O sombreamento é o assassino de rendimento mais frequentemente subestimado. Ao contrário de muitas outras perdas, o sombreamento parcial não afeta o rendimento de forma proporcional – pode reduzir drasticamente o rendimento de toda uma cadeia de módulos.

A razão reside na ligação em série: os módulos solares são conectados em cadeias (strings) através das quais flui a mesma corrente. Um módulo parcialmente sombreado limita a corrente de toda a cadeia. Um sombreamento de 10% da superfície do módulo pode provocar perdas de rendimento de 30–50% se não forem tomadas contramedidas.

Tipos de sombreamento

O sombreamento do horizonte por terreno, colinas ou edifícios distantes afeta todos os módulos igualmente e é previsível. Reduz principalmente o rendimento durante as horas da manhã e da tarde quando o sol está baixo.

O sombreamento próximo por chaminés, claraboias, antenas ou árvores cria sombras nítidas que afetam apenas partes do sistema. Estas sombras locais movem-se com a posição do sol e podem afetar diferentes módulos em diferentes momentos.

O auto-sombreamento ocorre com sistemas sobre estrutura em coberturas planas quando o espaçamento entre filas é escolhido demasiado pequeno. Especialmente no inverno com ângulos solares baixos, as filas de módulos frontais sombreiam as traseiras.

Díodos de bypass e suas limitações

Os módulos modernos contêm díodos de bypass que fazem o bypass elétrico das áreas de células sombreadas. Um módulo típico de 60 células tem três díodos de bypass, cada um capaz de fazer bypass a 20 células. Quando uma célula está sombreada, um terço do módulo é bypassado – a corrente flui à volta da área sombreada, mas perde-se a produção desse terço do módulo.

O díodo de bypass previne os pontos quentes e os danos ao módulo, mas só pode limitar, não prevenir, a perda de rendimento.

Análise de sombreamento

Uma análise precisa do sombreamento é essencial para o cálculo do rendimento. A nossa calculadora solar permite a introdução de obstáculos de sombreamento e calcula o seu impacto no rendimento anual – resolvido no tempo para cada mês e hora do dia.

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Contexto físico

As células solares baseiam-se em semicondutores cujas propriedades elétricas dependem da temperatura. Ao aumentar a temperatura, o movimento térmico dos portadores de carga na rede cristalina aumenta. Isto leva a uma maior recombinação de eletrões e lacunas antes que possam fluir como corrente.

O efeito manifesta-se principalmente na reduzida tensão de circuito aberto U_OC. O coeficiente de temperatura para a tensão em células de silício cristalino é tipicamente –0,3%/K. A corrente de curto-circuito I_SC aumenta ligeiramente com a temperatura (+0,05%/K), mas o efeito da tensão domina.

Coeficientes de temperatura

O coeficiente de temperatura de potência γ (gama) indica quanto a potência do módulo diminui por Kelvin de aumento de temperatura acima de 25 °C:

Tecnologia do módulo	Coeficiente de temperatura γ
Monocristalino PERC	–0,35 a –0,40%/K
Policristalino	–0,40 a –0,45%/K
TOPCon	–0,30 a –0,35%/K
Heterojunção (HJT)	–0,25 a –0,30%/K
Película fina CdTe	–0,20 a –0,25%/K

Os módulos de heterojunção e película fina têm menores perdas por temperatura e são, portanto, particularmente adequados para localizações quentes – em Portugal, isto é especialmente relevante no Alentejo e Algarve.

Temperatura do módulo em funcionamento

A temperatura das células durante o funcionamento é significativamente superior à temperatura ambiente. Um módulo escuro absorve aproximadamente 80% da radiação incidente e converte apenas 20% em eletricidade – o resto converte-se em calor.

A temperatura do módulo pode ser calculada aproximadamente:

T_Módulo = T_Ambiente + k × G

onde k é um fator que depende da situação de montagem:

• Autoportante, bem ventilado: k ≈ 0,025 K·m²/W
• Sobre cobertura com ventilação: k ≈ 0,030 K·m²/W
• Integrado em cobertura sem câmara de ar: k ≈ 0,050 K·m²/W

A 1.000 W/m² de irradiação e 30 °C de temperatura ambiente (típico verão português), um módulo sobre cobertura bem ventilado atinge cerca de 60 °C, um módulo integrado até 80 °C. A influência atlântica em Portugal ajuda a moderar as temperaturas extremas, especialmente nas regiões costeiras.

Perdas por temperatura ao longo do ano

O fator de temperatura k_Temp descreve a redução média do rendimento ao longo do ano:

k_Temp = 1 + γ × (T_{Módulo,média} – 25 °C)

Em Portugal, a temperatura média ponderada do módulo (ponderada por irradiação) varia conforme a região:

• Norte de Portugal: k_Temp = 1 + (–0,0038) × (46 – 25) = 0,920 (perdas ~8%)
• Lisboa/Centro: k_Temp = 1 + (–0,0038) × (50 – 25) = 0,905 (perdas ~9,5%)
• Alentejo/Algarve: k_Temp = 1 + (–0,0038) × (55 – 25) = 0,886 (perdas ~11,5%)

Nota importante: A influência atlântica modera as temperaturas em Portugal comparado com regiões espanholas de irradiação similar. Isto significa que Portugal combina alta irradiação com perdas por temperatura relativamente moderadas, resultando em excelentes condições FV. No entanto, o nevoeiro costeiro no norte pode reduzir o rendimento nas horas da manhã.

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Fator 5: Inversor e eletrónica de potência

Funções do inversor

O inversor é o elo central entre o gerador FV e a rede elétrica. As suas tarefas principais:

1. Conversão DC/AC: Conversão da corrente contínua dos módulos em corrente alternada conforme a rede (230 V, 50 Hz)
2. Seguimento MPP: Busca contínua do ponto de funcionamento ótimo dos módulos
3. Monitorização de rede: Manutenção dos limites de tensão e frequência, desconexão em caso de falhas de rede
4. Monitorização: Registo e transmissão de dados de rendimento

Eficiência do inversor

A eficiência do inversor η_Inv não é constante, mas depende da carga. Na gama de carga parcial (abaixo de 20% da potência nominal), a eficiência diminui porque o autoconsumo da eletrónica permanece constante enquanto a potência processada diminui.

Ponto de carga	Eficiência típica
5% carga	88–92%
10% carga	93–95%
20% carga	95–97%
50% carga	96–98%
100% carga	95–97%

A eficiência europeia η_EU é uma média ponderada que considera o perfil de carga típico de uma instalação FV.

Os inversores de alta qualidade atingem eficiências europeias de 97–98%, os dispositivos económicos de 94–96%.

MPPT: Maximum Power Point Tracking

Os módulos solares têm uma característica corrente-tensão não linear. O Maximum Power Point (MPP) é o ponto de funcionamento de máxima potência – e este desloca-se constantemente com a irradiação e a temperatura. O algoritmo MPPT do inversor procura continuamente este ponto de funcionamento ótimo.

A qualidade do seguimento MPPT varia entre fabricantes e afeta diretamente o rendimento. Os inversores de alta qualidade atingem eficiências MPPT superiores a 99,5%. As diferenças tornam-se particularmente evidentes com sombreamento parcial: os algoritmos simples podem ficar presos em máximos de potência locais, enquanto os dispositivos modernos examinam toda a gama de tensão para encontrar o máximo global.

Para instalações com múltiplas superfícies de cobertura ou sombreamento parcial, recomendam-se inversores com múltiplas entradas MPPT independentes.

Outras perdas do sistema

Fonte de perda	Valor típico	Causa
Cablagem lado DC	0,5–2%	Perdas óhmicas, conexões
Cablagem lado AC	0,2–0,5%	Perdas de linha até ao contador
Mismatch	0,5–2%	Diferentes potências de módulos na cadeia
Sujidade	2–4%	Pó, pólen, excrementos de pássaros
Reflexão	1–2%	Perdas a ângulos de incidência rasantes
Tempos de inatividade	0,5–1%	Manutenção, avarias, cortes de rede

O rendimento do sistema ou Performance Ratio (PR) resume todas as perdas entre a saída do módulo e a injeção na rede. Instalações bem concebidas atingem valores de PR de 78–85%.

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Cálculo simplificado do rendimento

Para uma estimativa rápida, a fórmula usando o rendimento específico é suficiente:

E = P × Y_f

Variável	Significado	Unidade
E	Rendimento anual	kWh/a
P	Potência do sistema	kWp
Yf	Rendimento específico (Final Yield)	kWh/kWp

O rendimento específico Y_f combina todos os fatores de influência num único valor. Corresponde às horas de plena carga – o tempo que o sistema necessitaria hipoteticamente funcionar à potência nominal para gerar o rendimento anual.

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Exemplo de cálculo: Instalação de 5 kWp na Região de Lisboa

Dados de entrada:

• Localização: Lisboa (38,7° N, 9,1° O)
• Potência do sistema: 5 kWp (12 módulos de 415 Wp)
• Área de módulos: 20,6 m² (12 × 1,72 m²)
• Eficiência do módulo: 24,1%
• Orientação: Sul (azimute 180°), inclinação 30°
• Sombreamento: Mínimo, 1% de perda anual
• Tipo de módulo: Monocristalino TOPCon (γ = –0,32%/K)
• Inversor: η_EU = 97,5%, 2 MPPT

Passo 1: Irradiação global sobre superfície inclinada Irradiação global horizontal no local: 1.650 kWh/m²·a Fator de orientação para Sul/30°: 1,00 Irradiação sobre superfície do módulo: 1.650 × 1,00 = 1.650 kWh/m²·a

Passo 2: Perdas por temperatura Temperatura média ponderada do módulo: 50 °C Perda por temperatura: –0,32%/K × (50 – 25) K = –8% Fator de temperatura: k_Temp = 0,920

Passo 3: Perdas do sistema

• Inversor: η_Inv = 0,975
• Cablagem DC: η_Cabo = 0,985
• Mismatch: 0,99
• Sombreamento: k_Sombra = 0,99
• Sujidade: 0,97
• Reflexão: 0,98

Fator de sistema: 0,975 × 0,985 × 0,99 × 0,99 × 0,97 × 0,98 = 0,894

Passo 4: Rendimento anual Rendimento teórico: 1.650 kWh/m² × 20,6 m² × 0,241 = 8.190 kWh Rendimento real: 8.190 × 0,920 × 0,894 = 6.735 kWh/a Rendimento específico: 6.735 ÷ 5 = 1.347 kWh/kWp

Performance Ratio: 6.735 ÷ (1.650 × 20,6 × 0,241) = 82,3%

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Rendimento ao longo do ano

A produção de eletricidade de uma instalação FV segue a posição do sol e distribui-se de forma desigual ao longo do ano:

Mês	Quota do rendimento anual	Rendimento típico (5 kWp)
Janeiro	5–6%	340–400 kWh
Fevereiro	6–7%	400–470 kWh
Março	9–10%	605–675 kWh
Abril	10–11%	675–740 kWh
Maio	11–12%	740–810 kWh
Junho	11–12%	740–810 kWh
Julho	12–13%	810–875 kWh
Agosto	11–12%	740–810 kWh
Setembro	9–10%	605–675 kWh
Outubro	7–8%	470–540 kWh
Novembro	5–6%	340–400 kWh
Dezembro	4–5%	270–340 kWh

Aproximadamente 65% do rendimento anual ocorre entre abril e setembro. Julho é frequentemente o mês com maior rendimento graças aos dias muito longos, apesar das maiores perdas por temperatura.

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Monitorizar e validar o rendimento

Após a colocação em serviço, o rendimento real deve ser comparado regularmente com as previsões. Desvios inferiores a 10% são normais e devem-se a variações meteorológicas. Desvios maiores indicam problemas:

• Baixo rendimento sistemático: Sujidade, conceção deficiente do sistema, mau funcionamento do inversor
• Queda repentina do rendimento: Módulo defeituoso, rotura de cabo, falha do inversor
• Desvio sazonal: Nova fonte de sombreamento (árvore crescida, novo edifício)

Os inversores modernos oferecem monitorização através de app ou portal web. O registo de correntes de cadeia permite a localização de problemas até ao nível do módulo.

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Porque o Excel não pode substituir uma verdadeira calculadora solar

Muitos planificadores de instalações tentam calcular o rendimento FV com folhas Excel construídas por eles próprios. Para uma primeira orientação pode ser suficiente – mas para uma previsão fiável é insuficiente.

O problema fundamental: Um cálculo realista do rendimento requer simulações hora a hora ao longo de um ano inteiro. Só esta abordagem captura corretamente as interações entre a posição do sol, a temperatura, a nebulosidade e o sombreamento. São 8.760 horas, cada uma com diferentes valores de irradiação, posições solares e temperaturas de módulo.

A análise do sombreamento ilustra a complexidade: A sombra de uma chaminé desloca-se sobre a superfície dos módulos ao longo do dia – e comporta-se de forma completamente diferente em julho do que em dezembro. Uma folha Excel com valores forfetários mensais não consegue capturar esta dinâmica temporal. As ferramentas profissionais calculam para cada hora do ano quais os módulos que estão sombreados e em que medida, e como isso afeta o rendimento da cadeia através da ligação em série.

A isto juntam-se os efeitos não lineares da física dos módulos: A comutação dos díodos bypass durante o sombreamento parcial, a procura pelo inversor do MPP global quando existem múltiplos máximos locais, o deslocamento do ponto de trabalho dependente da temperatura. Estas relações requerem uma simulação resolvida no tempo, não cadeias de multiplicação estáticas.

Os dados de irradiação também são críticos. As ferramentas profissionais como a nossa calculadora solar acedem a bases de dados validadas como o PVGis, que fornecem a irradiação direta e difusa separadamente para cada localização – incluindo os valores mensais típicos e a variabilidade. Uma folha Excel trabalha no máximo com médias regionais que ignoram as particularidades locais (zonas com nevoeiro, altitudes elevadas, albedo de superfícies de água).

O ponto crucial: Os erros não se somam – multiplicam-se. Um erro de 5% no sombreamento, 3% na temperatura e 2% na eficiência não dá 10% de erro total, mas pode conduzir a desvios de 15% ou mais conforme o sinal. Para uma instalação de 6 kWp, isto significa um erro de previsão de mais de 800 kWh por ano – ou várias centenas de euros de diferença no cálculo económico.

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Conclusão

Uma previsão de rendimento fiável é a base de qualquer planeamento FV económico. Determina o período de amortização, o tamanho ótimo do armazenamento e as poupanças esperadas em custos de eletricidade. Planeie de forma conservadora com perdas de sistema realistas – uma surpresa positiva é melhor do que uma deceção.

Informação adicional sobre o planeamento do sistema encontra-se no artigo Planear uma instalação solar: passo a passo. Os princípios físicos da geração de eletricidade são explicados no artigo Do fotão ao volt: como funcionam as células solares.

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Calcule agora o seu rendimento FV

Com a nossa Calculadora solar, pode calcular o rendimento elétrico esperado para a sua localização – incluindo análise de sombreamento, otimização do autoconsumo e cálculo de rentabilidade económica.

→ Para a calculadora solar

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Fontes

• IEC 61724-1: Monitorização do rendimento de sistemas fotovoltaicos
• IEC 61853: Ensaios de rendimento de módulos fotovoltaicos
• PVGis – Sistema de informação geográfica fotovoltaica (Comissão Europeia)
• DGEG: Direção-Geral de Energia e Geologia
• Fraunhofer ISE: Relatório Fotovoltaico 2025