14 de setembro de 2022
Atualizado em 24 de novembro 2025
Na era digital em que vivemos, a internet e as redes sociais se tornaram ótimas ferramentas de disseminação de informações. Contudo, na mesma proporção em que a internet se torna uma ótima ferramenta de educação, ela também pode ser utilizada como uma ferramenta de desinformação. No contexto do mercado de energia solar fotovoltaica, quem nunca se deparou com um conteúdo, supostamente técnico, fazendo afirmações e apresentando conclusões sem qualquer embasamento técnico ou científico? Ou pior, citando referências bibliográficas escritas em inglês, mas em português faz afirmações que não existem no documento original?
Inevitavelmente, em cada segmento de mercado, existem mitos que podem prejudicar quem trabalha honestamente e muitas vezes nos surpreender. Esses mitos podem surgir de várias formas, como por exemplo: ignorância acerca do assunto, por má fé, campanhas de difamação, mau uso do produto, má prestação do serviço, conclusões baseadas em fontes de informações não confiáveis ou duvidosas, generalização de casos, dentre outros. Então, separar a verdade dos mitos é um dos desafios que todo profissional deve esperar enfrentar.
Já desvendamos o mito de que mais componentes reduzem a confiabilidade de um sistema fotovoltaico e que microinversores ou otimizadores falham por serem instalados em locais quentes, como um telhado. O assunto da vez agora são os supostos estudos comparativos, análises técnicas, relatórios de pesquisa, estudos de caso, dentre outros, que muito bem escritos ou formatados, levam o leitor a dar credibilidade e relevância antes mesmo de analisar e compreender seu conteúdo.
Este artigo é o terceiro de uma série na qual separamos alguns mitos sobre eletrônica de potência à nível de módulo (do inglês: Module-Level Power Electronics - MLPE). Quer saber como distinguir uma desinformação de um conteúdo com credibilidade? Então vamos lá!
Introdução
Existem quatro tipos de conhecimento: o senso comum, o filosófico, o religioso e o científico. No senso comum as certezas são intuitivas, não existe um critério, método ou sistemática de aprendizado, o conhecimento não é planejado. O conhecimento comum pode conter compreensões errôneas, acarretadas por conclusões induzidas pela repetição frequente de um dado [1].
Por outro lado, o conhecimento científico permite o entendimento das coisas, demonstrando como elas ocorrem e os motivos para que ocorram dessa forma. Quando você obtém uma constância nos resultados, permitindo a generalização ou a certeza de que o resultado obtido é suficiente para ser considerado como verdadeiro. Aí sim teremos o conhecimento científico produzido. O resultado produzido como conhecimento científico deve ser passível de verificação e nesse sentido levar a uma conclusão segura [1].
E como é feita essa verificação? Em uma publicação acadêmica são os revisores desempenham esse papel fundamental. O sistema de revisão por pares, ou seja, uma revisão feita por especialistas voluntários da mesma área de conhecimento, existe para validar o trabalho acadêmico e ajuda a melhorar a qualidade da pesquisa publicada. A revisão por pares ainda é o único método amplamente aceito para validação de pesquisa [2].
Vamos a outro exemplo: a Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES), do Ministério da Educação, possui um sistema chamado Qualis. O Qualis é um sistema usado para classificar a produção científica dos programas de pós-graduação no que se refere aos artigos publicados em periódicos científicos. Ele afere a qualidade dos artigos e de outros tipos de produção, a partir da análise de qualidade dos periódicos científicos.
Na prática, o Qualis da CAPES classifica os periódicos (publicações eletrônicas com pesquisas científicas) da seguinte forma:
A1 e A2: contempla periódicos de excelência internacional;
B1 e B2: contempla os periódicos de excelência nacional;
B3, B4 e B5: contempla os periódicos de média relevância;
C: contempla periódicos de baixa relevância, ou seja, considerados não científicos e inacessíveis para avaliação.
Por exemplo, a Revista Brasileira de Energia Solar (ISSN: 2178-9606), que é uma publicação oficial da Associação Brasileira de Energia Solar (ABENS), possui classificação Qualis B5. Por outro lado, o Renewable Energy (ISSN 0960-1481), que é uma publicação internacional da Elsevier, possui classificação Qualis A1. O sonho de um pesquisador que trabalha com energias renováveis é publicar um artigo em um periódico Qualis A1. Este feito significaria que os resultados de sua pesquisa atingiram o mais alto nível de competência, significância e originalidade.
Isto não quer dizer que apenas trabalhos publicados em periódicos Qualis A1 são relevantes, mas dá uma ideia de classificação de importância de publicações técnica/científicas. Além disso, depois de toda essa explicação, você pode entender o quão é importante saber se um determinado material de pesquisa passou por uma revisão por pares, e consequentemente, se foi publicado em algum congresso, conferência, simpósio, periódico, jornal acadêmico, etc.
Estudos Sérios e Estudos Questionáveis
Vamos direto ao ponto. Escolhemos dois “estudos” que chegaram ao mercado brasileiro e que podem-se dizer; merecedores de questionamentos. O primeiro “estudo” [3] foi elaborado por um professor de uma universidade da Dinamarca, onde os objetos de comparação foram dois sistemas compostos por otimizadores e um sistema composto por um inversor tradicional de string. O segundo “estudo” [4] foi elaborado por um engenheiro de uma consultoria do Reino Unido, onde os objetos de comparação foram dois fabricantes de microinversores e um fabricante de otimizadores. Vamos comentar um de cada vez:
Estudo da Dinamarca
Mesmo tendo sido escrito por um professor de uma universidade, este “estudo” não foi submetido à uma revisão por pares e também não foi publicado em nenhum tipo de congresso ou similar. Na conclusão deste estudo é possível encontrar afirmações como: “existem muito poucos cenários em que o uso de otimizadores melhora o desempenho do sistema”, “os otimizadores não levam a um ganho significativo na produção de energia”, “conectores adicionais podem causar incêndios”, “sem sombreamento e em céu nublado o sistema com inversor de string produziu mais energia”, etc.
Obviamente este “estudo” foi questionado oficialmente por um dos fabricantes (SolarEdge) e gerou um alvoroço na mídia especializada. A alegação de que os sistemas FV normalmente têm uma produção maior se nenhum otimizador de potência for utilizado é, no mínimo, questionável.
Em sua resposta, a SolarEdge apontou os seguintes aspectos e fatos sobre o estudo:
O autor do estudo trabalhou anteriormente na Danfoss solar, divisão de inversores, que foi adquirida pela SMA, que é o fabricante do inversor de string objeto do estudo;
O autor do estudo se recusou a compartilhar os dados brutos do estudo e admitiu que: “Neste caso não é o valor agregado para sistemas FV otimizados a nível de módulo, porque a sombra não está afetando os 3 sistemas igualmente. Basicamente, os módulos com otimizadores são afetados primeiramente pelo sombreamento e, portanto, têm menor rendimento comparado ao outro sistema otimizador e com o sistema sem otimizadores”.
Duração insuficiente do teste;
Exclusão de dados cruciais: dados após as 5:22 da tarde foram excluídos;
Supressão de dados: o relatório seleciona dias específicos, que deturpam as conclusões;
Quantidade testada inadequada: apenas 14 módulos foram testados por sistema em cada cenário e os mesmos módulos foram utilizados em todos os cenários. Esta amostra não tem significância estatística suficiente para extrapolar conclusões significativas;
Os cenários utilizados no estudo não são fiéis à vida real ou são irreais: por exemplo, o cenário com módulos em múltiplas orientações foi simulado cobrindo apenas um módulo em uma string com um lençol fino de algodão. Isto não criaria uma curva de irradiância diferente durante o dia como um módulo orientado diferente criaria no mundo real. Um segundo exemplo é a colocação de um grande poste diretamente na frente dos módulos fotovoltaicos para causar sombreamento. Isto simplesmente testa o diodo de bypass e não o mismatch a nível de módulo;
O relatório assume que o inversor string é a referência e é sempre listado como 100%;
O relatório apresenta resultados com uma resolução mais alta do que o erro de medição;
A variação de potência normal dos fornecedores de qualidade é de -0%/+3%. Isto é mais alto do que a maior parte da diferença do resultado da produção fornecida pelo estudo;
Nenhuma informação é fornecida sobre o fabricante, modelo e potência nominal dos módulos FV;
Nenhuma informação é fornecida sobre as diferenças de potência dos módulos FV no sistema teste e como elas foram distribuídas;
Os módulos FV têm variações de potência de +/-3%, sendo que um fornecedor de qualidade estabelece 0/+3%. Isto porque a precisão é limitada pela precisão do equipamento de flash test, que é de 3%. Contudo, a margem de erro de 3% é maior do que os resultados do aumento da produção fornecidos pelo estudo;
Seleção tendenciosa: os dados relatados foram escolhidos nos dias com o pior rendimento;
O gráfico mostra claramente que a potência CC nos inversores não é a mesma, com o inversor string tradicional tendo mais potência CC. Isto poderia ser porque mais capacidade FV foi instalada no inversor string ou devido a tolerância do módulo FV; - Apenas 14 módulos foram testados por sistema em cada cenário. Esta amostra não tem significância estatística suficiente para extrapolar todo o mercado;
Um módulo com desvio de 5%, poderia explicar qualquer resultado positivo para o inversor string;
Um diodo de bypass em curto (não muito improvável) resultaria em uma perda de energia de 2%;
Mais subsistemas são necessários para identificar desvios significativos;
Os mesmos módulos foram usados em todos os cenários. Se os módulos ou strings fossem trocados entre os diferentes inversores, então as variações de potência da string seriam niveladas, ex. um mês no sistema A, um mês no sistema B.
Ao conduzir a mesma string com as diferentes topologias de sistema por um período suficiente, as variações de potência e desvios poderiam ter sido identificados;
A realização de um flash-test teria sido capaz de identificar os desvios e, portanto, nivelar as topologias para comparação;
A solução para simular a orientação diferente do módulo não é uma prática comum e não simula resultados do mundo real. Para testar cenários de orientações diferentes, os módulos deveriam ser instalados em uma orientação diferente uma vez que os níveis de irradiação mudam durante o dia e não são constantes;
Os números individuais são selecionados a dedo e os números médios nunca são apresentados como resultado;
Depois de todas essas constatações apontadas pela SolarEdge, que até o presente não tiveram réplica por parte do autor do estudo, é de se compreender o motivo pelo qual este estudo não chegou a passar por uma revisão por pares ou ser publicado em algum periódico.
Estudo do Reino Unido
Este “estudo” também não foi submetido à uma revisão por pares e também não foi publicado em nenhum tipo de congresso ou similar. O estudo foi conduzido por uma empresa de consultoria, mas não traz a informação de qual empresa contratou esta consultoria. Adicionalmente, causa estranheza o fato de que o “estudo” não possui uma única referência bibliográfica. Observou-se também que houve um cuidado ao selecionar especificamente 3 fabricantes: APsystems, SolarEdge e Enphase. Embora o “estudo” afirmar que foi dado um foco particular no mercado brasileiro, é questionável a inclusão de um fabricante que ainda não possui relevância no país. Assim como é questionável uma consultoria do Reino Unido apresentar informações sobre um mercado no qual ela não atua.
A APsystems é líder em quantidade de instalações da categoria MLPE, líder na categoria de microinversores no Brasil e líder global em microinversores fotovoltaicos multimódulos, contribui para este fato seu longo histórico no país. A gigante SolarEdge, inventora dos otimizadores de potência desembarcou no Brasil no final de 2017 e segue líder no quesito otimizadores de potência por aqui e no mundo. Contudo, apesar de existirem outros fabricantes de microinversores muito mais consolidados do que a Enphase no mercado brasileiro, este “estudo” optou por ignora-los e inserir especificamente a Enphase, que novamente surge no mercado brasileiro. Da mesma forma optou-se por não adicionar qualquer outro fabricante de otimizadores. Qual teria sido o critério adotado para a exclusão de fabricantes? Desconhecimento sobre o mercado brasileiro? Não sabemos. Porém, é notório desde o primeiro parágrafo do “estudo” que a APsystems é seu alvo.
Pois bem, vamos pontuar alguns questionamentos do ponto de vista da metodologia científica, da mesma forma que um revisor faria ao apreciar um artigo para publicação.
a. Item 5.1.3 e Item 5.1.4
Este item faz uma comparação entre as eficiências de conversão de alguns dispositivos fotovoltaicos. Inclusive comparando otimizadores, que fazem apenas uma conversão (CC-CC), com microinversores, que fazem duas conversões (CC-CC e CC-CA) no mesmo dispositivo. Não é surpresa alguma que uma unidade de otimizador tenha uma eficiência de conversão maior que uma unidade de microinversor, não é mesmo? Por outro lado, existe um provérbio que diz: o diabo mora nos detalhes.
O DS3-L não é vendido no Brasil. É um microinversor para 2 módulos, possuindo 2 canais de entrada, ou seja, um módulo por entrada. Possui corrente máxima de entrada e tensão máxima de entrada de 18 A e 60 Vcc por canal, respectivamente. Potência aparente nominal de 768 VA e tensão nominal de saída de 240 Vca. Diferentemente do que foi informado, a eficiência do DS3-L não é 96,13% e sim 96,5%.
O QS1A-BR não é vendido no Reino Unido. É um microinversor para 4 módulos, possuindo 4 canais de entrada, ou seja, um módulo por entrada. Possui corrente máxima de entrada e tensão máxima de entrada de 16 A e 60 Vcc por canal, respectivamente. Potência ativa nominal de 1500 W e tensão nominal de saída de 220 Vca. Diferentemente do que foi informado, a eficiência do QS1A-BR não é 96,09% e sim 96,5%.
Os otimizadores P500 e P370 da SolarEdge foram feitos para 1 único módulo por otimizador. Além de ignorar o requisito da existência de um inversor para fazer a conversão CC-CA e sua respectiva eficiência de conversão, não existem inversores da SolarEdge que funcionam com apenas 1 único otimizador. No Brasil o menor sistema da SolarEdge requer um inversor SE3680H e a quantidade mínima de 8 otimizadores, conforme folha de dados técnicos.
Portanto, a afirmação de que um otimizador de 99,5% de eficiência é quase 7 vezes mais eficiente do que um microinversor de 96,09% (número errado por sinal), não faz o menor sentido prático.
Continuando com os demais produtos, se alguém descobrir que dispositivo seria o MERC 450 da Huawei, deixa nos comentários.
Existem vários modelos de otimizadores da Tigo, porém, o autor não pareceu se importar muito com isso. Seria um modelo para 2 módulos ou 1 módulo? Qual seria a potência? Qual seria a tensão e a corrente? Apenas para monitoramento? Apenas rapid-shutdown? De onde veio o valor de eficiência de 99,5%?
O IQ 7+ é um microinversor para apenas 1 módulo, possuindo apenas 1 canal de entrada, ou seja, um módulo por entrada. Possui corrente e tensão máxima de entrada de 15 A e 60 Vcc, respectivamente. Potência aparente nominal de 290 VA, tensão nominal de saída de 220 Vca e eficiência de 97%.
A diferença de potência e eficiência do APsystems QS1A-BR para o Enphase IQ 7+ está no fato de que o primeiro possui 4 canais de entrada com MPPT’s individuais, ou seja, existem 4 conversores dentro de 1 único equipamento com potência de 1500W. O segundo possui apenas 1 canal de entrada, ou seja, existe apenas 1 conversor dentro de 1 único equipamento com potência de 290 W. Uma tentativa de comparação justa seria analisar o desempenho de 1 micro QS1A com 4 módulos fornecendo uma potência máxima de saída de 1500W e comparar com o desempenho de 4 micros IQ 7+, consequentemente 4 módulos também, porém a potência máxima de saída obtida seria de 1.160 W.
O item 5.1.4 afirma que o mais relevante na análise das eficiências de conversão que foram tabeladas é o fato de que “a ineficiência do MLPE de telhado tem uma relação direta com a longevidade do produto”. Porém não existe qualquer dado ou referência bibliográfica de longevidade até aqui neste “estudo”. Mesmo que tivesse sido apresentado algum dado, a eficiência de conversão de um inversor fotovoltaico (n) está relacionada apenas com a potência de entrada (Pin) e a potência de saída (Pout) do equipamento, conforme a equação de eficiência percentual a seguir:
Tentem imaginar o semblante do revisor a esta altura da revisão do trabalho. Para completar, ainda afirma que não se espera que a longevidade de um inversor localizado dentro de um edifício seja comprometida devido ao calor externo. Na verdade, todo inversor fotovoltaico possui uma função de gerenciamento térmico, então não se espera de nenhum inversor fotovoltaico que o calor externo comprometa sua longevidade.
a. Item 6.1.3 Este item faz uma comparação sobre as temperaturas de operação dos microinversores e otimizadores. Novamente encontramos informações erradas sobre os microinversores APsystems. Neste item é informado que os microinversores Enphase podem suportar até 65 °C de temperatura ambiente e 85 °C de temperatura interna de operação e que os microinversores APsystems suportam uma temperatura máxima de operação de 65 °C. Contudo, os microinversores APsystems podem suportar até 65 °C de temperatura ambiente. Sobre a temperatura interna de operação, até a publicação deste artigo não existia qualquer folha de dados técnicos ou manual afirmando que os microinversores Enphase podem suportar até 85 °C de temperatura interna de operação. Por outro lado, é possível encontrar nas folhas de dados de ambos os fabricantes a informação da faixa de temperatura de armazenamento, a qual pode variar de -40 até 85 °C. Um erro grosseiro que invalida praticamente todo o “estudo” no que diz respeito à análise térmica, visto que essa informação é usada sempre como uma premissa.
Felizmente temos um bom material de leitura falando sobre o derating de temperatura dos inversores fotovoltaicos, o qual apresenta gráficos com dados reais de monitoramento, os valores de faixa de temperatura dos microinversores APsystems e de outros equipamentos.
b. Item 6.1.6 até o Item 6.1.14 O item 6.1.6 afirma que foram analisadas 4 instalações de microinversores APsystems no Brasil e uma instalação de SolarEdge, de modo a comparar seu desempenho real e o estimado. Vamos nos colocar no papel de um revisor e fazer alguns questionamentos:
Qual o critério de seleção das instalações? O mesmo critério foi adotado para todas?
Por que foram escolhidos 4 sistemas APsystems, 1 sistema SolarEdge e zero sistemas da Enphase?
Quais foram os parâmetros de simulação inseridos como dados de entrada na simulação no PVsyst?
Quais foram os modelos e quantidades de microinversores, otimizadores, módulos e seus respectivos dados técnicos?
Qual a configuração do layout dos sistemas em campo e na simulação?
Onde é possível obter os dados brutos do estudo?
Qual o tempo de duração do teste e da simulação? Qual o período do ano do teste e qual o período considerado na simulação?
Qual o tipo de estrutura de fixação dos módulos? Por exemplo, se a instalação for em um telhado, qual o tipo de telhado? Qual o distanciamento entre módulos e o telhado? Qual o distanciamento dos microinversores para o telhado e para os módulos?
Quais as referências bibliográficas sustentam a afirmação de que uma margem de erro da ordem de 4 a 5% anualmente é aceitável?
Se não há registros de dados reais de irradiância para esse período, como validar que a margem de erro está correta? Qual período se refere o autor?
Em qual ponto foi medida a temperatura ambiente?
Por que não existe sequer 1 foto dos sistemas FV apresentados no estudo? Como comprovar a real existência de tais sistemas?
Quais as condições de qualidade da rede em cada um dos sistemas analisados?
Algum dos sistemas apresentam erros em seu log de erros que porventura possam prejudicar as análises?
Os módulos fotovoltaicos estavam em plenas condições operacionais?
As instalações estavam dentro das normas aplicáveis e seguindo os manuais de instalação dos equipamentos?
É notória a falta de informações cruciais para validar este “estudo”. Poderíamos fazer muito mais questionamentos, pois estes são aqueles relacionados apenas à montagem do experimento. Vamos agora à alguns fatos:
Os sistemas foram escolhidos a dedo;
Estas amostras não têm significância estatística suficiente para extrapolar todo o mercado;
Foco no mercado brasileiro, mas foram feitos testes em um equipamento que não é comercializado no mercado brasileiro;
Existem informações e suposições erradas, por exemplo, ao afirmar que “suspeita-se” que o microinversor da APsystems limite sua produção a temperaturas consideravelmente menores que 65 °C;
Gráfico com valores embaçados, impossibilitando avaliar as grandezas elétricas apresentadas, muito menos se o gráfico realmente pertence à algum dos sistemas ou se corresponde a algum dia dentro do período de estudo;
Um dos sistemas apresenta uma diferença de 24,7% por cento entre a geração real e a estimada. É inconcebível que um sistema gerando 1/4 a menos do que o estimado não esteja apresentando algum tipo de problema ou a simulação esteja incorreta. O mesmo também pode-se dizer de um sistema que apresenta uma diferença de 14,4% por cento entre a geração real e a estimada;
Não foram feitas medições de temperatura ou irradiância nos locais das instalações para confrontar com os dados de geração;
Outro objetivo importante da revisão por pares é certificar-se de que os manuscritos publicados no periódico têm qualidade compatível com os objetivos do mesmo [5]. Entretanto, não existe uma relação causal entre o que está sendo verificado e o que está sendo concluído. A irradiância solar deve ser quantificada para cálculos de desempenho energético, sejam eles cálculos de geração futura esperada ou para avaliação de geração passada [6]. O estado da arte na prática da previsão de geração de um sistema FV envolve basicamente três passos: avaliação das condições climáticas no local, modelagem do desempenho FV e estimativa de mudanças de longo prazo no desempenho do sistema FV durante o período de previsão [7].
Portanto, além de conter informações e conclusões erradas, a metodologia adotada (se é que houve algum método empregado no experimento) não comprovaria a veracidade das afirmações feitas. Sequer houve alguma avaliação das condições climáticas no local.
a. Item 7 – Testes de desempenho em laboratório
No item 7.1 afirma-se que foram realizados testes térmicos, de qualidade de energia e de conversão de energia.
É importante registrar que o microinversor APsystems utilizado foi o DS3-L de 768 W, o qual não é vendido no Brasil. Apesar do nome parecido, os modelos vendidos no Brasil são o DS3D de 2000 W e o DS3D-L de 1600 W, os quais não fizeram parte deste “estudo”.
No item 7.2.1 afirma-se que os microinversores da APsystems e Enphase receberam uma tensão de entrada de 36 V e uma corrente de entrada de modo que a geração na saída fosse equivalente a 90% da saída de pico.
No item 7.3.7 afirma-se que não foi possível realizar um teste térmico nos otimizadores por falta de infraestrutura laboratorial (não possui 6 fontes de alimentação). Contudo, sem que fosse realizado qualquer teste ou citado o modelo de otimizador que seria utilizado, o autor se antecipa ao afirmar que é razoável assumir que o aumento de temperatura seja menor que os microinversores. Qual o objetivo do estudo mesmo?
Antes de partir para os resultados dos testes térmicos, convém já deixar registrado que a metodologia novamente está errada. Isto porque o APsystems DS3-L e o Enphase IQ 7 são equipamentos de potências completamente diferentes. Sim, agora o autor está trabalhando com o IQ 7 e não mais com o IQ 7+. Enquanto o primeiro é um equipamento de 768 W, o segundo é um equipamento de 240 W, ou seja, o APsystems possui 3,2 vezes mais potência. É óbvio que um equipamento que faz a conversão de 3,2 vezes mais energia irá aquecer mais. O desafio seria montar um experimento e elaborar um método para que o efeito térmico fosse equivalente em ambos os equipamentos – o que não foi feito.
Os resultados do teste feito mostraram o aquecimento maior do DS3-L e 3 supostos desligamentos por temperatura. São supostos desligamentos porque não é possível verificar se os desligamentos foram causados pela temperatura. Além disso, existem 3 pontos a serem citados que tornam os resultados questionáveis:
A temperatura interna para que o DS3-L ative o seu sistema de derating é superior a 65 °C;
O DS3-L não desligaria, como foi afirmado, e sim, reduziria sua potência;
A temperatura ambiente dos 2 microinversores é diferente, o que mostra que o experimento não está sendo conduzido de forma igual nos 2 casos e/ou existe erro de metodologia.
Além disso, os parâmetros de temperatura para acionamento do sistema de gerenciamento térmico dos microinversores APsystems podem ser alterados por um operador. Esta parametrização não foi apresentada.
Além disso, o DS3-L está sendo testado sobre uma mesa e esta condição de operação não é permitida no manual do equipamento. Devem ser atendidos todos os requisitos de espaçamento prescritos pelo fabricante, sob pena de perda de garantia.
Sobre a medição da distorção harmônica total, conforme a Portaria INMETRO 140/2022 [8], estes ensaios devem ser realizados em laboratório de terceira parte, nacional ou estrangeiro, acreditado pelo INMETRO/CGCRE ou por organismo de acreditação signatário de acordo de reconhecimento mútuo do IAAC ou ILAC, ou em laboratório designado pelo INMETRO. Além de garantir que os testes não sofram interferências de espúrios provenientes da própria rede ao qual o equipamento está conectado, existe uma metodologia especifica para o Brasil. As normas ABNT NBR 16149 [9] e ABNT NBR 16150 [10] foram elaboradas e publicadas considerando justamente as particularidades do sistema elétrico brasileiro. Por exemplo, este tipo de ensaio requer um simulador de rede, o que não foi providenciado e evidencia amadorismo na condução dos testes. Portanto, quaisquer resultados para este tipo de teste não possuem validade.
Sobre a faixa de operação do MPPT, os microinversores DS3-L com números de série de 703000069463 a 703000084462 são caracterizados por uma faixa de tensão de MPP começando em 34 V, ou seja, para serem utilizados em módulos de alta potência, assim como no Brasil. Ademais, no Brasil cada canal de entrada do DS3D e DS3D-L opera em uma faixa de 64 a 110V, ou seja, para 2 módulos de alta potência por canal, tornando inútil este tipo de teste para exemplificar o cenário brasileiro. Contudo, outro fato chama a atenção: para o sistema SolarEdge o autor apresentou os resultados de laboratório – procedimento completamente diferente do adotado nos outros sistemas. Por que não apresentar os resultados laboratoriais de todos e ter uma segunda base de comparação?
Conclusão
Podemos concluir então, com este artigo, que documentos muito bem formatados estão sendo produzidos e divulgados no mercado de energia solar e estão induzindo tanto distribuidores e revendedores, quanto o consumidor final, ao erro.
Alguns desses documentos com erros graves, informações erradas e métodos que conduzem a resultados não verdadeiros. Além disso, para a produção desses documentos, pessoas utilizam referências bibliográficas em inglês, com afirmações que não existem no documento original, induzindo, mais uma vez, o leitor ao erro, acreditando em fatos que não são verídicos.
A intenção desse artigo é mostrar, com base em provas, documentos originais e referências bibliográficas, como distinguir uma desinformação, de um conteúdo com credibilidade, principalmente voltado à tecnologia MLPE, da qual a Ecori é líder e pioneira no mercado brasileiro, primando sempre pela segurança de todos os envolvidos no mercado.
Esperamos que as empresas que elaboram projetos, executam instalações e, principalmente o consumidor final, possam escolher produtos e serviços baseados em uma boa conduta moral, boa-fé e honestidade comercial.
Diminuir uma empresa, produtos e/ou serviços de concorrentes não faz e nunca fez parte do DNA da Ecori. Primamos por exaltar a qualidade dos nossos fornecedores e parceiros, desde o primeiro momento de nossas escolhas, ao invés de depreciar nossos concorrentes. Em uma concorrência saudável todos nós ganhamos!
Deixamos o questionamento para o leitor: será que depois dessa análise crítica que fizemos desses 2 estudos, podemos dizer que desvendamos algum mito ou poderíamos considerar como casos de campanha de difamação?
Referências
Maria Clotilde Pires Bastos, Daniela Vitor Ferreira, “Metodologia Científica”, Editora e Distribuidora Educacional S.A., Londrina, 2016.
ELSEVIER, “What is peer review?”, Elsevier, 2022. Disponível em https://www.elsevier.com/pt-br/reviewers/what-is-peer-review. Acesso em: 31 Ago. 2022.
Wulf-Toke Franke, “The Impact of Optimizers for PV-Modules - A Comparative Study”, Universtity of Southern Denmark, 2019.
James Hoare, “Micro Inverter & PV Optimser Performance - Technical Review”, LHW Partnership LLP, 2022.
SPRINGER, “Processo de revisão por pares”, Springer, 2022. Disponível em https://www.springer.com/br/authors-editors/authorandreviewertutorials/submitting-to-a-journal-and-peer-review/peer-review-process/12011818. Acesso em: 31 Ago. 2022.
Reise C., Müller B., Moser D., Belluardo G., Ingenhoven P., “Uncertainties in PV System Yield Predictions and Assessments”, 2018. https://doi.org/10.1089/10445490260099773.
B. Meng, R.C.G.M. Loonen, J.L.M. Hensen, “Performance variability and implications for yield prediction of rooftop PV systems – Analysis of 246 identical systems”, Applied Energy, Volume 322, 2022, 119550, ISSN 0306-2619, https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2022.119550.
INMETRO, Portaria Nº 140, de 21 de março de 2022. Disponível em https://in.gov.br/en/web/dou/-/portaria-n-140-de-21-de-marco-de-2022-389587680, Acesso em: 31 Ago. 2022.
Associação Brasileira de Normas Técnicas, Norma Brasileira ABNT NBR 16149:2013 – Sistemas fotovoltaicos (FV) – Características da interface de conexão com a rede elétrica de distribuição, 2013.
Associação Brasileira de Normas Técnicas, Norma Brasileira ABNT NBR 16150:2013 – Sistemas fotovoltaicos (FV) – Características da interface de conexão com a rede elétrica de distribuição – Procedimento de ensaio de conformidade, 2013.
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