Avaliação do potencial de otimização técnico-econômica de usinas fotovoltaicas por meio de recobrimentos de alta refletividade: ganhos energéticos, potencial econômico e desafios de implementação no contexto brasileiro

Abstract

Esta tese avalia o potencial técnico-econômico da aplicação de recobrimentos de alta refletividade em sistemas fotovoltaicos (FV) bifaciais com rastreamento de eixo único no Brasil. A pesquisa combina caracterização experimental em planta piloto, validação de modelo de simulação energética, mapeamento dos ganhos energéticos e dos custos máximos admissíveis do material nos contextos de geração distribuída (GD) e geração centralizada (GC), além de um estudo de caso detalhado para uma usina FV de grande porte. Na etapa experimental, quatro recobrimentos foram avaliados na planta piloto do Laboratório Fotovoltaica/UFSC, em Florianópolis-SC, utilizando como referência um sistema instalado sobre bica corrida, superfície cujo albedo é representativo de condições frequentemente observadas em usinas FV brasileiras. Os recobrimentos apresentaram albedos substancialmente superiores ao da referência: enquanto a bica corrida apresentou albedo médio em torno de 25%, os filmes refletivos atingiram valores entre 53% e 58%, e a geomembrana branca apresentou albedo da ordem de 72%. Esse aumento de refletividade elevou a razão entre irradiação posterior e frontal dos módulos de aproximadamente 7,6% no sistema de referência para valores entre 19,8% e 23,1% nos sistemas com recobrimentos, resultando em ganhos médios de geração entre 8,8% e 11,3%, com maior desempenho para a geomembrana. Os efeitos térmicos associados ao aumento da irradiância foram pequenos frente aos ganhos obtidos, enquanto a sujidade e os aspectos de instalação mostraram-se variáveis relevantes para a aplicação em escala. A validação do modelo de simulação indicou representação adequada do ganho médio anual da geomembrana, com erro de apenas 0,7%abs na abordagem que melhor contornou as especificidades do piloto, embora tenham sido observadas limitações na reprodução da variabilidade temporal do ganho. No mapeamento do potencial, os ganhos simulados variaram entre 5,4% e 7,6% nas capitais brasileiras, analisadas no contexto da GD, com custos máximos admissíveis entre 10,63 R$/m² e 15,06 R$/m². Para clusters de usinas de GC, os ganhos variaram entre 4,7% e 6,9%, com custos máximos admissíveis entre 7,21 R$/m² e 11,16 R$/m². No estudo de caso em usina FV de grande porte, o recobrimento parcial apresentou maior robustez econômica, com custos máximos admissíveis superiores aos do recobrimento integral: de 11,63 R$/m² para módulos PERC a 16,69 R$/m² para HJT no cenário com 30% de recobrimento, e de 7,76 R$/m² a 11,88 R$/m² no cenário com 100%. Entretanto, quando o custo instalado fica abaixo do limite admissível para o recobrimento integral, o cenário com 100% passa a ser mais vantajoso, devido aos maiores ganhos absolutos de energia e LCOE. Os resultados também mostram que a atratividade da geomembrana aumenta com tecnologias de maior eficiência e bifacialidade, especialmente HJT, enquanto TOPCon e xBC apresentaram valores intermediários. Os valores encontrados são compatíveis com faixas reportadas na literatura científica e técnica, embora a comparação ainda seja limitada por incertezas sobre instalação, manutenção, durabilidade e estabilidade óptica dos materiais. De forma geral, os resultados demonstram que recobrimentos de alta refletividade podem aumentar significativamente a produtividade de sistemas fotovoltaicos bifaciais no Brasil, mas sua atratividade técnico-econômica depende de condições específicas de projeto, custo instalado, tecnologia dos módulos, dimensionamento elétrico, estabilidade óptica, operação, manutenção, drenagem e condicionantes ambientais.

Abstract: This thesis evaluates the techno-economic potential of applying high-reflectivity ground covers in bifacial photovoltaic (PV) systems with single-axis tracking in Brazil. The research combines experimental characterization in a pilot plant, validation of an energy simulation model, mapping of energy gains and maximum material costs in the contexts of distributed generation (DG) and utility-scale generation, and a detailed case study for a large-scale PV power plant. In the experimental stage, four ground covers were evaluated at the Fotovoltaica/UFSC pilot plant in Florianópolis-SC, using a system installed over gray gravel as reference, a surface whose albedo is representative of conditions frequently observed in Brazilian PV power plants. The ground covers showed substantially higher albedos than the reference surface: while gray gravel presented an average albedo of approximately 25%, the reflective films reached values between 53% and 58%, and the white geomembrane presented an albedo of approximately 72%. This increase in reflectivity raised the rear-to-front irradiation ratio of the modules from approximately 7.6% in the reference system to values between 19.8% and 23.1% in the systems with ground covers, resulting in average energy gains between 8.8% and 11.3%, with the best performance observed for the geomembrane. The thermal effects associated with the increased irradiance were small compared with the energy gains obtained, while soiling and installation aspects proved to be relevant variables for large-scale applications. The validation of the simulation model indicated an adequate representation of the annual average gain provided by the geomembrane, with an error of only +0.7%abs in the approach that best accounted for the specific characteristics of the pilot plant, although limitations were observed in reproducing the temporal variability of the gain. In the mapping of the potential of high reflectivity materials, the simulated gains ranged from 5.4% to 7.6% in Brazilian state capitals, analyzed in the context of DG, with maximum allowable costs between 10.63 BRL/m² and 15.06 BRL/m². For utility-scale PV plant clusters, gains ranged from 4.7% to 6.9%, with maximum allowable costs between 7.21 BRL/m² and 11.16 BRL/m². In the case study of a large-scale PV power plant, the techno-economic analysis indicated that partial ground coverage allowed for higher maximum allowable geomembrane costs than full coverage. For 30% coverage, the limits ranged from 11.63 BRL/m² for p-type PERC modules to 16.69 BRL/m² for n-type HJT modules; for 100% coverage, they ranged from 7.76 BRL/m² to 11.88 BRL/m². Still, when the installed cost is below the full-coverage threshold, 100% coverage becomes more advantageous, resulting in larger energy and LCOE benefits. The n-type TOPCon and xBC technologies presented intermediate values. These results show that the attractiveness of the geomembrane increases with technologies of higher efficiency and bifaciality, especially in the case of HJT. The values obtained are compatible with ranges reported in the scientific and technical literature, although direct comparison is still limited by uncertainties regarding installation, maintenance, durability, and optical stability of the materials. Overall, the results demonstrate that high-reflectivity ground covers can significantly increase the productivity of bifacial PV systems in Brazil, but their techno-economic attractiveness depends on specific design conditions, installed cost, module technology, electrical sizing, optical stability, operation, maintenance, drainage, and environmental constraints.