mestrado tecnologias fotovoltaicas

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Estudo comparativo de três tecnologias fotovoltaicas 
Estudo experimental com transposição para um nível macro 
 
 
Fábio Jorge dos Santos Calaia 
 
Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em 
Engenharia Mecânica 
 
 
Júri 
Presidente: Prof. Hélder Carriço Rodrigues 
Orientador: Prof. Luís Rego da Cunha de Eça 
Co-orientador: Eng. Francisco Veiga Macedo 
Vogal: Prof. Luís Manuel de Carvalho Gato 
Vogal: Prof. João Lopes de Carvalho 
 
 
Junho de 2011 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
iii 
 
Agradecimentos 
 
No decorrer de um trabalho como este é fundamental o apoio recebido tanto a um nível técnico como 
a um nível emocional, por isso gostaria de deixar registados os meus sinceros agradecimentos: 
 Aos meus orientadores pela oportunidade de realizar a tese em ambiente empresarial e por terem 
desempenhado um papel imprescindível: ao professor Luís Eça pela disponibilidade, pelos 
comentários e pela preocupação demonstrada com o objectivo de que o resultado final fosse o 
melhor possível; ao Eng. Francisco Macedo pela grande ajuda técnica e pelas sugestões 
importantes que me ofereceu ao longo de todo o trabalho, contribuindo de uma forma fulcral para 
o seu sucesso. 
 Aos responsáveis da empresa De Viris pela possibilidade que me deram de realizar o trabalho nas 
suas instalações. 
 Ao Eng. Pedro Adão, colega na empresa referida, pelo apoio moral oferecido sob a forma de 
vários ensinamentos muito úteis. 
 Aos meus pais que me permitiram obter uma formação superior. 
 À minha família que sempre torceu pelo meu sucesso, nomeadamente avó, irmão e prima. 
 À minha namorada, Diana Vaz, por tudo o que representa para mim. 
 E a todos os que de alguma forma também contribuíram para que conseguisse superar esta fase 
fulcral numa altura difícil da minha vida. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
iv 
 
Resumo 
 
O objectivo deste trabalho foi realizar um estudo de comparação entre a recente tecnologia 
fotovoltaica de concentração (CPV) e a tecnologia convencional de silício policristalino com e sem 
seguimento solar. 
O CPV, ao utilizar um sistema óptico que amplia a quantidade de radiação possibilita a utilização de 
uma menor área de célula para uma mesma potência e, assim, é indicado para as células de alta 
eficiência. No entanto, as desvantagens advêm da utilização deste tipo de células tornar os módulos 
mais caros e do facto do sistema óptico, ao apenas admitir a radiação solar directa, não aproveitar 
outra parte significativa do recurso disponível, a radiação difusa. 
De modo a responder à questão – qual a solução mais indicada para o nosso país? – foi realizada 
uma análise experimental utilizando a instalação experimental da empresa De Viris e uma 
consequente implementação a um nível macro aplicada ao caso real de um concurso público de 
atribuição de licenças PV. Assim, foi possível analisar a transposição de uma realidade pequena para 
um maior, permitindo também uma análise comparativa energética e económica, bem como uma 
perspectivação do futuro próximo. 
As principais conclusões retiradas deste trabalho foram as seguintes: os comportamentos das 
tecnologias estudadas experimentalmente permitem que um estudo a nível macro seja realizado com 
confiança acerca das respostas numa aplicação real; ao nível macro, a tendência será a de que a 
partir do próximo ano o sistema CPV já proporcione uma maior produção energética nas condições 
indicadas e que um projecto de uma central de 2MW, realizado com esta tecnologia, dentro de 5 
anos, seja tão competitivo a nível económico quanto um que utilize um sistema convencional com 
seguimento solar. 
 
 
 
 
 
Palavras-chave: Energia solar fotovoltaica, Comparação, CPV, Análise experimental, PR, 
Avaliação energética e económica. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
v 
 
Abstract 
 
The purpose of this work was to make a comparison between the recent concentration photovoltaics 
(CPV) technology and conventional polycrystalline silicon with and without solar tracking. 
The CPV, by using an optical system that magnifies the amount of radiation, allows the use of a 
smaller cell area for the same power and, thus, is suitable for high efficiency cells. However, the 
disadvantages arise from the fact that the use of these cells increases the cost of the modules, and 
the fact that the optical system, by admitting only the direct solar radiation, doesn’t use a significant 
part of the resource available, the diffuse radiation. 
In order to answer the question - what is the most suitable solution for our country? - an experimental 
analysis was performed using the experimental facility of the company De Viris and a consequent 
implementation for a macro level corresponding to the real case of a PV public tender. It was possible 
to analyze the transposition from a small to a larger reality, also allowing a comparative energetic and 
economical analysis as well as a perspective of the near future. 
The main conclusions of this study were: the behavior of the technologies experimentally studied allow 
that a macro-level study is undertaken with confidence about the answers to be given by them; at a 
macro level, the trend will be that from the next year CPV system already provides a greater energy 
production under the conditions presented and that a 2MW power plant project, conducted with this 
technology, within five years, will be economically as competitive as the one that uses a conventional 
solar tracking system. 
 
 
 
 
 
Keywords: Solar photovoltaic, Comparison, CPV, Experimental analysis, PR, energy and 
economic evaluation. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
vi 
 
Índice 
Lista de Figuras .................................................................................................................................... ix 
Lista de Tabelas .................................................................................................................................... xi 
Notação................................................................................................................................................ xiii 
1. Introdução .......................................................................................................................................... 1 
1.1 Enquadramento e objectivos gerais do trabalho ........................................................................ 1 
1.2 O actual paradigma energético ................................................................................................... 2 
2. O solar fotovoltaico ........................................................................................................................... 5 
2.1 A conversão fotovoltaica ............................................................................................................. 5 
2.2 Módulos fotovoltaicos ................................................................................................................. 6 
2.3 Tecnologias fotovoltaicas ............................................................................................................ 7 
2.3.1 Tecnologia convencional ......................................................................................................... 8 
2.3.1.1 1ª Geração ........................................................................................................................ 8 
2.3.1.2 2ª Geração ........................................................................................................................9 
2.3.2 A tecnologia de concentração - CPV .................................................................................... 10 
2.3.2.1 Caracterização................................................................................................................ 10 
2.3.2 Design ................................................................................................................................... 14 
2.3.2.1 Sistema óptico ................................................................................................................ 14 
2.3.2.1.1 Refracção ................................................................................................................. 16 
2.3.2.1.2 Reflexão ................................................................................................................... 17 
2.3.2.2 Células multi-junção ....................................................................................................... 17 
2.3.2.3 Descrição dos módulos .................................................................................................. 20 
3. Estudo experimental de uma instalação fotovoltaica ................................................................. 21 
3.1 A instalação experimental ......................................................................................................... 21 
3.2 Objectivos do capítulo ............................................................................................................... 23 
3.3 Correcções aos valores medidos.............................................................................................. 23 
3.3.1 Produção energética ............................................................................................................. 25 
3.3.2 Radiação solar ...................................................................................................................... 27 
3.4 Cenário de referência ............................................................................................................... 29 
3.5 Apresentação de resultados e respectiva análise .................................................................... 33 
3.5.1 Comportamento anual ........................................................................................................... 33 
vii 
 
3.5.1.1 Produção e performance ................................................................................................ 33 
3.5.1.2 Potência nominal ............................................................................................................ 37 
3.5.2 Evolução mensal ................................................................................................................... 39 
3.5.2.1 Radiação Solar ............................................................................................................... 39 
3.5.2.2 Produção energética ...................................................................................................... 39 
3.5.2.3 Rendimento médio ......................................................................................................... 41 
3.5.3 Análise diária ......................................................................................................................... 43 
3.5.3.1 Perfis de radiação, potência eléctrica e rendimento ...................................................... 43 
3.5.3.2 Efeito da temperatura ..................................................................................................... 45 
3.6 Conclusão do capítulo .............................................................................................................. 46 
4. Estudo comparativo da implantação a uma escala macro ......................................................... 47 
4.1 Enquadramento ........................................................................................................................ 47 
4.2 Objectivos do capítulo ............................................................................................................... 47 
4.3 Metodologia............................................................................................................................... 48 
4.3.1 As tecnologias em estudo ..................................................................................................... 48 
4.3.2 Caso de referência .......................................................................................................... 48 
4.3.2.1 Localização e condições ambientais .............................................................................. 48 
4.3.2.2 Componentes e pressupostos - Diagrama unifilar eléctrico ........................................... 49 
4.3.3 Avaliação energética dos sistemas ................................................................................. 52 
4.3.3.1 Modelo simplificado ........................................................................................................ 52 
4.3.3.2 Simulação computacional ............................................................................................... 56 
4.3.4 Layout .................................................................................................................................... 56 
4.3.5 Avaliação económico-financeira dos projectos ..................................................................... 58 
4.3.5.1 Pressupostos económicos .............................................................................................. 59 
4.3.5.2 Pressupostos financeiros ............................................................................................... 61 
4.3.5.3 Fluxos financeiros ........................................................................................................... 63 
4.3.5.4 Métricas de avaliação económica – decisão de investimento ....................................... 63 
4.3.5.5 Análise de sensibilidade à potência instalada ................................................................ 65 
4.4 Resultados e respectiva discussão .......................................................................................... 65 
4.4.1 Potência instalada ................................................................................................................. 65 
4.4.2 Dimensionamento do inversor e transformador .................................................................... 70 
4.4.3 Layout .................................................................................................................................... 71 
4.4.4 Avaliação energética ............................................................................................................. 73 
4.4.5 Avaliação económico-financeira ........................................................................................... 75 
4.5 Perspectiva sobre a evolução nos próximos 5 anos ................................................................ 76 
4.6 Estudo de sensibilidade ............................................................................................................ 79 
5. Conclusões ...................................................................................................................................... 81 
viii 
 
Referências .......................................................................................................................................... 84 
ANEXOS................................................................................................................................................ 86 
A - Cálculo dos sombreamentos no sistema PV fixo experimental ............................................... 86 
B - Perdas nos cabos do estudo experimental ................................................................................87 
C - Informações complementares obtidas do estudo experimental .............................................. 88 
D - Fichas técnicas .............................................................................................................................. 92 
E - Anexo I do programa de procedimento do concurso público .................................................. 98 
F - Tabela tarifária de média tensão 2011 e cálculo da tarifa não bonificada ............................... 99 
G - Gráficos complementares sobre a optimização energética ................................................... 101 
H - Modelos económico-financeiros ................................................................................................ 103 
I - Relatórios das simulações no programa PVsyst ....................................................................... 106 
J - Figuras do layout e cálculo das perdas reais nos cabos ........................................................ 114 
L - Gráficos complementares da análise económico-financeira .................................................. 116 
M - Gráficos complementares ao estudo do capítulo 4.5 .............................................................. 118 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ix 
 
Lista de Figuras 
 
Figura 1: Previsões sobre o preço do petróleo, dependência externa e emissões de CO2 [3] .............. 2 
Figura 2: Corte transversal de uma célula fotovoltaica [6] ...................................................................... 6 
Figura 3: Efeito fotovoltaico na junção p-n [6] ......................................................................................... 6 
Figura 4: Curvas características do funcionamento de um módulo [6] ................................................... 7 
Figura 5: Influência da intensidade de radiação (à esquerda) e da temperatura (à direita) no gráfico I 
vs V .......................................................................................................................................................... 7 
Figura 6: Tipos de células solares [7] ...................................................................................................... 8 
Figura 7: Aspectos de módulos de silício monocristalino, policristalino e amorfo (da esquerda para a 
direita) ...................................................................................................................................................... 9 
Figura 8: Módulos CPV dos modelos 1ª geração (à esquerda) e 2ª geração (à direita) estudados 
neste trabalho ........................................................................................................................................ 10 
Figura 9: As duas principais estratégias utilizadas para reduzir o material semicondutor [9] .............. 11 
Figura 10: Perspectivas de evolução da eficiência dos módulos das várias tecnologias [10] .............. 12 
Figura 11: Comparação acerca da influência da temperatura entre a tecnologia CPV e as restantes 
[10] ......................................................................................................................................................... 13 
Figura 12: Perfil de potência debitada durante um dia de céu limpo para a tecnologia CPV e para um 
sistema tradicional sem seguimento solar (ex. de uma central com uma potência nominal de 6,15kW) 
[10] ......................................................................................................................................................... 13 
Figura 13: Cálculo do ângulo de aceitação mínimo [9] ......................................................................... 15 
Figura 14: Variação da potência disponível com o ângulo de aceitação dos módulos [10] ................. 16 
Figura 15: Diferença entre os efeitos da refracção e reflexão na radiação recebida [9] ...................... 16 
Figura 16: Ilustrações sobre o funcionamento de uma lente de Fresnel .............................................. 17 
Figura 17: Representação do funcionamento do sistema óptico de reflexão dos módulos CPV [10] .. 17 
Figura 18: Curvas de evolução das eficiências das várias tecnologias fotovoltaicas [9] ...................... 18 
Figura 19: Influência da temperatura e do factor de concentração na eficiência nominal das células 
CPV [13] ................................................................................................................................................ 18 
Figura 20: Representação sobre a relação entre a forma de construção das células multi-junção e o 
espectro solar captado por cada um dos seus materiais [9] ................................................................. 19 
Figura 21: Demonstração da adequabilidade dos materiais utilizados nas células multi-junção a uma 
captação eficiente do comprimento de onda da radiação solar [13] ..................................................... 19 
Figura 22: Seguidores solares com módulos CPV de 1ª geração (à esquerda) e de 2ª geração (à 
direita) [10] ............................................................................................................................................. 20 
Figura 23: Instalação experimental estudada no Porto Alto ................................................................. 21 
Figura 24: Potências máximas atingidas em cada mês de estudo ....................................................... 37 
Figura 25: Radiações mensais obtidas relativas a cada sistema fotovoltaico ...................................... 39 
Figura 26: Produções mensais obtidas relativas a cada sistema fotovoltaico ...................................... 40 
Figura 27: Variação mensal dos rendimentos médios de cada sistema ............................................... 41 
x 
 
Figura 28: Gráfico input - output para o mês de Junho ......................................................................... 42 
Figura 29: Perfis de radiação diária recebida por cada sistema dia 15 de Junho ................................ 43 
Figura 30: Potências eléctricas debitadas por cada sistema ao longo do dia 15 de Junho ................. 44 
Figura 31: Rendimentos exibidos por cada sistema ao longo de dia 15 de Junho .............................. 45 
Figura 32: Efeito da temperatura ambiente na potência debitada pelo sistema CPV .......................... 45 
Figura 33: Efeito da temperatura ambiente na potência debitada pelo sistema CPV .......................... 46 
Figura 34: Imagem de satélite do terreno e da subestação em Tunes ................................................. 49 
Figura 35: Diagrama unifilar eléctrico .................................................................................................... 49 
Figura 36: Sombreamento de um campo fotovoltaico inclinado ........................................................... 58 
Figura 37: Gráfico da variação da energia com a potência instalado no sistema CPV ........................ 66 
Figura 38: Gráfico da variação da energia com a potência instalado no sistema PV fixo .................... 66 
Figura 39: Gráfico da variação da energia com a potência instalado no sistema PV tracker .............. 67 
Figura 40: Variação da TIR com a potência instalada no sistema CPV ............................................... 67 
Figura 41: Variação do LCOE com a potência instalada no sistema CPV ........................................... 68 
Figura 42: Variação da TIR com a potência instalada no sistema PV fixo ........................................... 68 
Figura 43: Variação do LCOE com a potência instalada no sistema PV fixo ....................................... 69 
Figura 44: Variação da TIR com a potência instalada no sistema PV tracker ......................................69 
Figura 45: Variação do LCOE com a potência instalada no sistema PV tracker .................................. 70 
Figura 46: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos da TIR accionista dos projectos em estudo
 ............................................................................................................................................................... 77 
Figura 47: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do kWh/kWp dos projectos em estudo .... 78 
Figura 48: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do LCOE dos projectos em estudo .......... 78 
Figura 49: Gráfico input - output do período de estudo no sistema CPV ............................................. 90 
Figura 50: Gráfico input - output do período de estudo no sistema PV fixo ......................................... 90 
Figura 51: Gráfico input - output do período de estudo no sistema PV tracker .................................... 91 
Figura 52: Ficha técnica do módulo CPV utilizado no capítulo 3 .......................................................... 92 
Figura 53: Ficha técnica do módulo de silício policristalino do estudo do capítulo 3............................ 92 
Figura 54: Ficha técnica do módulo CPV utilizado no capítulo 4 .......................................................... 93 
Figura 55: Ficha técnica do módulo de silício policristalino do estudo do capítulo 4............................ 93 
Figura 56: Ficha técnica do seguidor solar do estudos dos capítulos 3 e 4 ......................................... 94 
Figura 57: Ficha técnica do inversor do sistema CPV da instalação experimental .............................. 94 
Figura 58: Ficha técnica do inversor dos sistemas PV fixo e PV tracker da instalação experimental.. 95 
Figura 59: Ficha técnica do inversor PV500NA .................................................................................... 96 
Figura 60: Ficha técnica do inversor 630kW ......................................................................................... 96 
Figura 61: Ficha técnica dos transformadores herméticos Efacec de 500 e 630 kVA inclusive .......... 97 
Figura 62: Mapa de potência disponível por área e zonas de rede ...................................................... 98 
Figura 63: Preços da electricidade em média tensão ........................................................................... 99 
Figura 64: Horários praticados em ciclo semanal ............................................................................... 100 
Figura 65: Variação da energia produzida com uma gama reduzida de potências no sistema CPV . 101 
xi 
 
Figura 66: Variação da energia produzida com uma gama reduzida de potências no sistema PV fixo
 ............................................................................................................................................................. 102 
Figura 67: Variação da energia produzida com uma gama reduzida de potências no sistema PV 
tracker .................................................................................................................................................. 102 
Figura 68: Folha de cálculo económico-financeiro para o sistema CPV ............................................ 103 
Figura 69: Folha de cálculo económico-financeiro para o sistema PV fixo ........................................ 104 
Figura 70: Folha de cálculo económico-financeiro para o sistema PV tracker ................................... 105 
Figura 71: Página 1 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV tracker ....... 106 
Figura 72: Página 2 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV tracker ....... 107 
Figura 73: Página 3 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV tracker ....... 108 
Figura 74: Página 4 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV tracker ....... 109 
Figura 75: Página 1 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV fixo ............. 110 
Figura 76: Página 2 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV fixo ............. 111 
Figura 77: Página 3 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV fixo ............. 112 
Figura 78: Página 4 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV fixo ............. 113 
Figura 79: Layout do sistema PV fixo .................................................................................................. 114 
Figura 80: Layout do sistema PV tracker ............................................................................................ 114 
Figura 81: Variação do €/kW e da receita/investimento com a potência instalada no sistema CPV .. 116 
Figura 82: Variação do €/kW e da receita/investimento com a potência instalada no sistema PV fixo
 ............................................................................................................................................................. 117 
Figura 83: Variação do €/kW e da receita/investimento com a potência instalada no sistema PV 
tracker .................................................................................................................................................. 117 
Figura 84: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do €/Wp dos projectos em estudo ......... 118 
Figura 85: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do IE dos projectos em estudo .............. 118 
Figura 86: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do payback dos projectos em estudo .... 119 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xii 
 
Lista de Tabelas 
 
Tabela 1: Principais características dos módulos fotovoltaicos em estudo .......................................... 22 
Tabela 2: Registo das radiações e energias produzidas nos três sistemas com os valores a corrigir a 
vermelho ................................................................................................................................................ 24 
Tabela 3: Tensões de circuito aberto mínimas e máximas medidas em campo para os 3 sistemas e 
correspondentes rendimentos de missmatch de módulos .................................................................... 30 
Tabela 4: Rendimentos dos cabos dos três sistemas em estudo ......................................................... 31 
Tabela 5: Temperaturas de referência e factores de perda por temperatura ....................................... 32 
Tabela 6: Temperaturas médias referentes a cada sistema ................................................................. 32 
Tabela 7: Rendimentos correspondentes às perdas por temperatura dos três sistemas em estudo... 32 
Tabela 8: Rendimentos correspondentes às perdas IAM dos três sistemas em estudo ...................... 32 
Tabela 9: Principais resultados obtidos do estudo experimental .......................................................... 34 
Tabela 10: Relação entre os resultados dos quocientes das produções experimentais e teoricamente 
esperadas entre diferentes períodos de um dia .................................................................................... 35 
Tabela 11: Rendimentos médios anuais dos três sistemas fotovoltaicos ............................................. 36 
Tabela 12: Relação entre as potências reais e teóricas no dia 5 de Maio ........................................... 38 
Tabela 13: Modelos e principais características dos módulos utilizados no estudo teórico ................. 48 
Tabela 14: Radiações em cada um dos sistemas obtidas da base de dados Meteonorm ................... 52 
Tabela 15 Coeficientes de temperatura e NOCT dos módulos policristalinos ...................................... 53 
Tabela 16: Tipos de perda e respectivos valores para cada sistema em estudo .................................54 
Tabela 17: Orçamento das três centrais fotovoltaicas em projecto ...................................................... 60 
Tabela 18: Despesas previstas na operação e manutenção das centrais fotovoltaicas ...................... 61 
Tabela 19: Potências fotovoltaicas a instalar partindo de pressupostos energéticos .......................... 67 
Tabela 20: Modelos de inversores candidatos e respectivas potências máximas de entrada ............. 70 
Tabela 21: Potências de entrada nos inversores .................................................................................. 71 
Tabela 22: Modelos de transformadores candidatos e respectivas potências máximas de entrada ... 71 
Tabela 23: Potências de entrada nos inversores .................................................................................. 71 
Tabela 24: Quantidade dos principais componentes dos sistemas fotovoltaicos e tensões e 
intensidades de saída ............................................................................................................................ 72 
Tabela 25: Valores finais das potências a instalar e correspondentes números de módulos e 
seguidores ............................................................................................................................................. 72 
Tabela 26: Perdas reais nos cabos ....................................................................................................... 72 
Tabela 27: Perdas consideradas pelos modelos teóricos e de simulação ........................................... 73 
Tabela 28: Principais resultados obtidos dos modelos teóricos e de simulação .................................. 74 
Tabela 29: Resultados finais da avaliação energética após correcções .............................................. 75 
Tabela 30: Principais resultados obtidos da avaliação económico-financeira dos projectos ............... 75 
Tabela 31: Previsões de aumentos de eficiência dos módulos das tecnologias CPV e policristalina . 76 
Tabela 32: Previsões de diminuição no custo dos módulos das tecnologias CPV e policristalina....... 77 
xiii 
 
Tabela 33: Análise de sensibilidade ao CAPEX.................................................................................... 79 
Tabela 34: Análise de sensibilidade ao rendimento nominal dos módulos .......................................... 80 
Tabela 35: Perda energética no sistema PV fixo por efeito do sombreamento .................................... 86 
Tabela 36: Valores utilizados no cálculo dos rendimentos dos cabos .................................................. 87 
Tabela 37: Registos experimentais da potência, DNI e temperatura de célula máximas em cada mês 
de estudo ............................................................................................................................................... 88 
Tabela 38: Registos experimentais da potência, radiação e temperatura de célula máximas em cada 
mês de estudo ....................................................................................................................................... 88 
Tabela 39: Registos experimentais da potência, radiação e temperatura de célula máximas em cada 
mês de estudo ....................................................................................................................................... 89 
Tabela 40: Registos experimentais da temperatura ambiente e velocidade do vento máximos em cada 
mês de estudo ....................................................................................................................................... 89 
Tabela 41: Número de horas de ponta e cheias consideradas........................................................... 100 
Tabela 42: Valores dos parâmetros e respectivas perdas calculadas nos vários níveis considerados 
para os vários sistemas em estudo ..................................................................................................... 115 
Tabela 43: Áreas fotovoltaicas e de terreno utilizadas por cada sistema ........................................... 115 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xiv 
 
Notação 
Lista de acrónimos 
 
AC Alternate Current 
BG Band Gap 
CAPEX Capital Expenditure 
CPV Concentrated Photovoltaics 
DC Direct Current 
DNI Direct Normal Irradiance 
ERSE Entidade Reguladora do Sector Energético 
IAM Incident Angle Modifier 
MPP Maximum Power Point 
MPPT Maximum Power Point Tracking 
NOCT Normal Operating Cell Temperature 
OC Open Circuit 
OPEX Operation Expenditure 
PCS Posto de Corte e Seccionamento 
PR Performance Ratio 
PVsyst PhotoVoltaic Systems 
SC Short Circuit 
 
Lista de variáveis 
 

 Ângulo de inclinação dos módulos 

 Ângulo de altitude solar mínimo 
i
 Rendimento referente à perda i de uma central fotovoltaica 
Médio
 Rendimento médio dos módulos num determinado período de tempo 
módulo
 Rendimento nominal de um módulo fotovoltaico 
AE Amortização do exercício 
çãoAsec
 Área da secção dos cabos 
b Altura das fileiras de strings 
CFA Cash-Flow accionista 
CFE Cash-Flow de exploração 
d Espaçamento entre conjuntos de strings 
E Energia produzida durante um determinado período de tempo 
erimentalEexp
 Energia produzida experimentalmente 
xv 
 
alnoE min
 Energia produzida pelos módulos em condições nominais 
tossombreamenE
 Estimativa da energia não produzida pelo sistema PV fixo devido a sombreamentos 
teóricaE
 Energia produzida pelos sistemas segundo os pressupostos enunciados 
totalE
 Energia total produzida pelos sistemas fotovoltaicos no seu período de vida 
EFF Encargos financeiros com o financiamento 
Tf
 Factor de perda por temperatura 
scI
 Corrente de curto-circuito 
totalI
 Intensidade de corrente total à entrada de cada inversor 
IR Índice de rentabilidade 
cobrek
 Condutibilidade eléctrica do cobre 
L Comprimento dos cabos 
LCOE Levelized cost of energy 
módulosN
 Número de módulos 
seguidormódulosN
 Número de módulos por seguidor 
stringmódulosN
 Número de módulos por string 
seguidoresN
 Números de seguidores solares 
stringsN
 Número de strings 
inversorstringsN
 Número de strings por inversor 
seguidorstringsN
 Número de strings por seguidor 
erimentalPRexp
 Performance ratio experimental 
teóricoPR
 Performance ratio teórico 
instaladaP
 Potência instalada na central fotovoltaica 
energética
instaladaP
 Potência instalada na central fotovoltaica segundo pressupostos energéticos 
móduloP
 Potência nominal de um módulo fotovoltaico 
realP
 Potência debitada pelos sistemas fotovoltaicos 
teóricaP
 Potência debitada pelos sistemas segundo a estimativa realizada 
R Radiação solar 
RB Resultado bruto 
RL Resultado líquido 
ambienteT
 Temperatura ambiente 
célulaT
 Temperatura de célula 
xvi 
 
TIR Taxa interna de rentabilidade 
VAL Valor actualizado líquido 
ocV
 Tensão em circuito aberto 
totalV
 Tensão à saída de cada string 
WACC Weighted average cost of capital 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
1 
 
Capítulo 1 
1. Introdução 
 
1.1 Enquadramento e objectivos gerais do trabalho 
 
O presente trabalho surge na sequência da disponibilidade da empresa De Viris, através do 
Engenheiro Francisco Veiga Macedo, em acolher um aluno em final de curso para ajudar no 
seguimento de um estudo de uma tecnologia inovadora que se encontra numa fase inicial de 
implementaçãono mercado. 
Trata-se de uma tecnologia fotovoltaica que recorre à concentração solar, mais conhecida por CPV – 
Concentrated PhotoVoltaics. Enquadra-se, assim, na área de especialização em causa, a energia, 
mais concretamente a energia solar e as energias renováveis, campo da ciência extremamente 
importante na actualidade dada importância histórica que deverá vir a ter, ou seja, a substituição dos 
meios tradicionais de transformação energética que são finitos, poluentes e cada vez mais caros 
devido à cada vez maior procura e escassez, por recursos naturais inesgotáveis e amigos do 
ambiente como é o caso do sol. 
Actualmente a potência eléctrica instalada no mundo é de 2TW mas, devido ao aumento do consumo 
de energia e substituição das centrais de produção em fim de vida, vários cenários de vários 
organismos estimam que em 2030 a procura será de aproximadamente 6TW [1]. Estes números 
espelham a premente necessidade de substituir os combustíveis fósseis por recursos naturais. Para 
isso é necessária a implementação em larga escala de equipamentos que consigam aproveitar a 
enorme quantidade de energia que a natureza nos fornece. Como exemplo, o tipo de energia objecto 
de estudo no presente trabalho, a energia solar, que está disponível na superfície terrestre numa hora 
é a necessária para suprir as necessidades energéticas actuais mundiais de um ano. Mas, para que 
esta possa ser aproveitada, é necessário investir em inovação que permita que as técnicas de 
conversão de energia se tornem de tal forma eficientes e competitivas que possam substituir os 
meios tradicionais. 
Este trabalho visa dar uma pequena contribuição já que inclui o estudo de uma das tecnologias mais 
promissoras na área da energia solar – o CPV. Mais concretamente, trata-se de um estudo com 
objectivo principal a comparação, energética e económica, com a tecnologia convencional de silício 
policristalino com e sem seguimento solar, e está estruturado da seguinte forma: 
 Capítulo 1 – Introdução teórica ao tema em que o trabalho se insere, i.e, o actual paradigma 
energético e a energia solar. 
 Capítulo 2 – Descrição das principais características das tecnologias fotovoltaicas em estudo. 
Começa com a explicação sobre o modo como a conversão energética é feita nas células 
fotovoltaicas, segue com as principais características eléctricas de funcionamento dos módulos, 
com a descrição das tecnologias convencionais e, no final, apresenta um principal foco na 
tecnologia CPV. 
2 
 
 Capítulo 3 – Apresenta o estudo experimental com base numa instalação piloto já montada. 
Contém três partes principais: o tratamento dos dados; a montagem do cenário de referência onde 
se calculam os resultados esperados; e a apresentação e discussão dos resultados, em particular 
dos parâmetros principais – radiação, produção e rendimento. 
 Capítulo 4 – Implantação a um nível macro das várias tecnologias estudadas no capítulo anterior 
através do estudo de uma central de 2MW que inclui a montagem dos modelos energético e 
económico-financeiro. Após a discussão dos resultados para o momento actual termina com um 
estudo sobre as perspectivas de evolução dos resultados em função da evolução das tecnologias. 
 Capítulo 5 – Apresenta as conclusões principais do trabalho incluindo a transposição de uma 
escala micro para uma escala macro. 
 
1.2 O actual paradigma energético 
 
O actual paradigma energético assenta numa grande dependência dos combustíveis fósseis como 
fonte primária de energia, o que acarreta graves consequências negativas para a actual e futura 
qualidade de vida da humanidade. Para os países compradores significa uma indesejada 
dependência externa relativamente aos países produtores, a qual historicamente tem resultado em 
instabilidade geopolítica e consequentemente crises económicas e humanitárias. Esta distribuição 
não equitativa associada à limitação das reservas fomenta um aumento dos preços, nomeadamente 
das taxas de juro e de inflação, o que resulta num menor crescimento económico e 
consequentemente uma diminuição da procura por parte dos particulares, do investimento por parte 
das empresas e da factura energética do estado. Como acréscimo a estes problemas está o facto da 
utilização deste tipo de combustíveis ser feita á base de processos de combustão que têm, em parte, 
produtos nocivos para o meio ambiente tal como o CO2 causando danos na qualidade de vida das 
actuais gerações através da poluição e pondo em causa as gerações futuras através do 
aparecimento e crescimento de acontecimentos ambientais tais como o efeito de estufa com o 
aumento das temperaturas e degelo associados, acidez dos solos e nevoeiro fotoquímico [2]. 
 
 
Figura 1: Previsões sobre o preço do petróleo, dependência externa e emissões de CO2 [3] 
 
3 
 
Para além do que foi dito no parágrafo anterior existe um problema de sustentabilidade, conceito 
normalmente definido por “satisfazer as necessidades do presente sem hipotecar a capacidade das 
gerações futuras de satisfazerem as suas próprias necessidades”, visto que o crescimento da 
população tem sido exponencial (principalmente nos países emergentes actualmente denominados 
de “BRIC” – Brasil, Rússia, Índia e China) enquanto o crescimento dos recursos energéticos tem sido, 
apenas, aritmético, o que na teoria levaria ao fim da civilização. No entanto, ultimamente as 
organizações governamentais, as empresas do ramo e as próprias pessoas têm tomado consciência 
de que o actual paradigma energético terá de ser quebrado através de um desenvolvimento 
sustentável que poderá ser alcançado através de uma mudança que tem como base duas ideias 
consensuais: eficiência energética no consumo e descarbonização da oferta (utilização de 
renováveis). 
O rendimento global do nosso sistema energético é baixo. Por exemplo, em França, durante 2000, foi 
necessário utilizar 252 Mtep de energia primária para satisfazer as necessidades de energia útil de 86 
Mtep, correspondendo a um rendimento de aproximadamente 34%. Houve, deste modo, perdas de 
166 Mtep nas transformações energéticas a que esta energia primária foi sujeita (refinação, produção 
eléctrica, etc) e na sua utilização final (rendimento dos aparelhos eléctricos domésticos, nos veículos, 
etc). Estas perdas de 166 Mtep surgem como o principal factor de desperdício de energia e, em 
consequência, como a principal causa de emissão desnecessária de CO2 [4]. Por isso há que investir 
no seu aumento nas fases de conversão eléctrica e mecânica associando estes esforços a um 
discurso social educativo com o objectivo de uma utilização racional dos recursos disponíveis. 
Um sistema energeticamente sustentável deve integrar fontes de energia renováveis e combustíveis 
com baixo teor de emissões, que estejam disponíveis a custos razoáveis. Apesar do facto de que a 
disponibilização de novas infra-estruturas energéticas ser uma tarefa para várias décadas, um 
número crescente de empresas têm vindo a envolver-se no desenvolvimento e comercialização 
destas novas tecnologias. No entanto, não há tecnologias ideais pelo que é necessário investir no 
desenvolvimento de todas elas para encontrar o mix energético óptimo: 
 Centrais hídricas – Óptima fonte de potência com a desvantagem de não haver locais suficientes 
para suprir as necessidades, os quais, na actualidade, apenas existem nos países em 
desenvolvimento. 
 Energia eólica Onshore e Offshore – Economicamente competitiva, mas altamente intermitente e 
imprevisível. 
 Geotérmico – É uma boa fonte de energia mas, apenas, nos sítios onde o recurso existe. 
 Energia das ondas – Está, ainda, numa fase essencialmente experimental e apresenta a 
desvantagem de necessitar de manutenção cara e contínua. Biomassa – É a melhor escolha para a substituição dos combustíveis líquidos na área dos 
transportes mas tem como desvantagem o facto de não haver recurso suficiente para suprir todas 
as necessidades. 
 Solar fotovoltaico – Adequa-se à utilização tanto a micro e a macro - escala. Tem a vantagem de 
apenas produzir em horas de ponta de consumo. No entanto, ainda tem preços que, para ser 
economicamente competitivo, necessita de apoio estatal. 
4 
 
 
Então, a expectativa é a de que um sistema energético futuro com baixo teor em emissões de gases 
de efeito de estufa basear-se-á, provavelmente, numa combinação de energias com diferentes 
origens, de vectores e de sistemas de conversão energética que assumirão formas distintas nas 
diversas regiões do mundo [4]. 
 
Será sobre o tema do solar fotovoltaico que este trabalho irá incidir, tentando dar uma perspectiva 
sobre o estado de desenvolvimento da tecnologia em termos de produção energética e de viabilidade 
económica. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
5 
 
Capítulo 2 
2. O solar fotovoltaico 
 
2.1 A conversão fotovoltaica 
 
As células fotovoltaicas são o elemento chave de um sistema fotovoltaico pois é nelas que se dá o 
efeito fotovoltaico através do qual a energia da radiação solar é convertida, com uma determinada 
eficiência, em electricidade. Para que tal seja possível, elas são constituídas por um ou mais 
materiais semicondutores ao qual são adicionadas substâncias, denominadas por dopantes, de modo 
a criar um meio adequado ao estabelecimento do efeito fotovoltaico. Os materiais semicondutores 
são os adequados pois são sólidos e têm uma estrutura atómica cristalina de condutividade eléctrica 
intermédia que permite um tratamento químico que lhes permite transmitir e controlar a corrente 
eléctrica. 
O melhor e mais utilizado exemplo é o do silício, o material mais utilizado em aplicações fotovoltaicas. 
Um átomo deste material tem 14 electrões dispostos por três bandas de energia, estando as duas 
primeiras completas e a terceira (denominada banda de valência) parcialmente ocupada por quatro 
electrões em oito “vagas” disponíveis. Por isso, de modo a ficar num estado estável cada um destes 
quatro forma uma ligação covalente com o átomo seguinte formando uma estrutura cristalina [5]. 
Para que os electrões se possam deslocar têm de adquirir energia suficiente para passarem da 
banda de valência para a banda de condução. Esta energia é normalmente designada pelo inglês 
Band Gap (BG) que no caso do silício é 1,12 eV. Quando um fotão da radiação solar contendo 
energia suficiente atinge um electrão da banda de valência, este move-se para a banda de condução, 
deixando um “buraco” no seu lugar, o qual se comporta como uma carga positiva. Neste caso, diz-se 
que o fotão criou um par electrão – buraco [5]. 
No entanto este silício no estado puro, dada a estabilidade dos seus electrões, é mau condutor da 
electricidade e por isso é necessária a sua dopagem com outros elementos pois, sem a qual, os 
electrões passariam para a banda de condução mas acabariam por se recombinar com os buracos, 
não dando origem a qualquer corrente eléctrica [5]. 
Para haver corrente eléctrica é necessário que exista um campo eléctrico, o qual é conseguido 
através da referida dopagem. Este processo consiste na introdução de elementos químicos com o 
objectivo de alterar as suas propriedades eléctricas, criando duas camadas na célula: a camada tipo 
p e a camada tipo n, que possuem, respectivamente, um excesso de cargas positivas e um excesso 
de cargas negativas, relativamente ao silício puro. 
O boro (3 electrões de valência) é o dopante usado para criar a região tipo p. Um átomo deste 
elemento forma quatro ligações covalentes com quatro átomos vizinhos de silício, mas como só 
possui três electrões na banda de valência, existe uma ligação apenas com um electrão, enquanto as 
restantes três ligações possuem dois electrões. A ausência deste electrão é considerada um buraco, 
o qual se comporta como uma carga positiva que viaja através do material, pois de cada vez que um 
6 
 
electrão vizinho a preenche, outro buraco se cria. A razão entre átomos de boro e átomos de silício é 
normalmente da ordem de 1 para 10 milhões [5]. 
O fósforo é o material usado para criar a região n, tem cinco electrões na sua banda de valência, pelo 
que cria quatro ligações covalentes com os átomos de silício e deixa um electrão livre, que viaja 
através do material. A razão entre átomos de fósforo e de silício é próxima de 1 para 1000 [5]. 
Na região onde os dois materiais se encontram, designada junção p-n, cria-se, assim, um campo 
eléctrico que separa os portadores de carga que a atingem: os electrões, excitados pelos fotões com 
energia suficiente para excitar electrões da banda de valência para a banda de condução, são 
acelerados para um terminal negativo, ao passo que os buracos são enviadas para um terminal 
positivo. Nestas condições, ligando os terminais (sendo o contacto frontal o terminal negativo e o 
contacto traseiro o terminal positivo) a um circuito que se fecha exteriormente através de uma carga 
(no caso da figura 2 uma lâmpada), circulará corrente eléctrica. O processo descrito pode ser 
visualizado através dos esquemas das figuras 2 e 3. 
 
 
Figura 2: Corte transversal de uma célula fotovoltaica [6] 
 
Figura 3: Efeito fotovoltaico na junção p-n [6] 
2.2 Módulos fotovoltaicos 
 
A potência máxima que uma célula fotovoltaica de tamanho comum é capaz de debitar é insuficiente 
para as mais variadas aplicações, pelo que estas são conectadas em série ou em paralelo formando 
um módulo fotovoltaico. 
Geralmente, a potência dos módulos é dada pela sua potência nominal (ou de pico – Pm na figura 4). 
Associados a este parâmetro existem outros que caracterizam electricamente o funcionamento de um 
7 
 
módulo: Tensão de circuito aberto (VOC); Corrente de curto-circuito (ISC); Tensão e corrente à potência 
máxima (Vmp, Imp). 
As conhecidas curvas características do funcionamento de um módulo fotovoltaico estão 
representadas no exemplo da seguinte figura. São elas a corrente e a potência em função da tensão. 
 
Figura 4: Curvas características do funcionamento de um módulo [6] 
A condição padrão para se obter as curvas características dos módulos é definida, para os módulos 
planos convencionais, para uma radiação de 1000W/m
2
 (radiação recebida na superfície da Terra 
num dia claro, ao meio dia solar) e uma temperatura de célula de 25ºC. 
Os principais factores que influenciam nas características eléctricas de um painel são a intensidade 
da radiação solar e a temperatura das células. A corrente gerada nos módulos aumenta linearmente 
com o aumento da radiação incidente. Por outro lado, o aumento da temperatura na célula faz com 
que a eficiência do módulo diminua alterando o ponto de operação para potência máxima gerada 
(MPP – maximum power point). 
 
Figura 5: Influência da intensidade de radiação (à esquerda) e da temperatura (à direita) no gráfico I vs V 
 
A orientação dos módulos fotovoltaicos tem, por isso, um papel fundamental na produção de 
electricidade obtida pois a radiação adquirida depende desta. A regra universalmente utilizada é a de 
que inclinando-os com um ângulo igual ao da latitude do local em que se encontram, a radiação solar 
média incidente sobre o módulo ao longo do ano é maximizada. Alguns sistemas possuem 
seguidores solares (trackers em inglês), dispositivos electromecânicos programados com o algoritmo 
do movimento do sol ao longo do ano, sendo assim conseguida uma maximização da radiação 
recebida à custade um aumento do investimento. 
 
 
 
8 
 
2.3 Tecnologias fotovoltaicas 
 
A tecnologia fotovoltaica actualmente existente pode ser dividida em três subcategorias. As células de 
1ª geração, feitas a partir de silício cristalino, englobam as soluções monocristalinas, policristalinas e 
amorfa. As de 2ª geração apareceram há cerca de 30 anos, e correspondem às soluções de película 
fina, na qual a solução amorfa pode ser igualmente incluída segundo alguns manuais. Por fim, a 
categoria das células de terceira geração, que engloba vários novos conceitos de células solares, na 
sua maioria ainda apenas na fase de desenvolvimento embora algumas sejam utilizadas em 
utilizações aeroespaciais e em células multi-junção como será visto mais à frente no capítulo. De 
seguida, apresenta-se uma representação esquemática sobre as células existentes com as suas 
principais características. 
 
Figura 6: Tipos de células solares [7] 
2.3.1 Tecnologia convencional 
 
2.3.1.1 1ª Geração 
 
Esta é, ainda, a geração tecnológica que domina o mercado. Hoje em dia, 90% dos geradores 
instalados no mundo são feitos à base de silício cristalino. Dentro deste, o silício monocristalino é o 
mais antigo e o que mantém o domínio do mercado (60%), sendo utilizado em todo o tipo de 
aplicações terrestres de média e elevada potência. O silício policristalino, constituído por um 
número muito elevado de cristais, é uma alternativa por um lado um pouco mais barata, mas por 
outro, menos eficiente [5]. 
O silício cristalino (c-Si) é a mais tradicional das tecnologias fotovoltaicas e que ainda hoje apresenta 
a maior escala de produção a nível comercial. O c-Si consolidou a sua presença no mercado 
fotovoltaico internacional devido a possuir uma robustez extrema e uma elevada fiabilidade. 
Em termos de eficiência, as células monocristalinas (m-Si) individuais testadas em laboratório 
apresentam actualmente um rendimento até 24%, bastante próximo do máximo rendimento teórico, 
sendo que os melhores módulos actualmente disponíveis no mercado apresentam uma eficiência em 
9 
 
redor dos 16%, sendo que as diferenças entre a eficiência da melhor célula de laboratório e os 
módulos comerciais dão-se devido às perdas de interconexão entre células no painel e à diferença 
entre a área activa do painel e a sua área total. No entanto, nesta geração é a tecnologia mais cara 
devido às técnicas complexas utilizadas na sua produção. Por outro lado, é necessária uma grande 
quantidade de energia no seu fabrico, devido à exigência de utilizar materiais em estado muito puro e 
com uma estrutura de cristal perfeita. 
O silício policristalino (p-Si) apresenta menor custo de produção dada a maior imperfeição cristalina, a 
qual resulta num material menos eficiente aquando da conversão fotovoltaica, factor este que é 
parcialmente compensado com um maior aproveitamento da área do painel. Apresentam um 
rendimento de aproximadamente 19% e os melhores módulos actualmente disponíveis no mercado 
apresentam uma eficiência máxima de 14%. É ainda importante referir que relativamente ao custo 
final por unidade de potência (€/Wp), a diferença entre p-Si e m-Si é pouco significativa. 
 
Figura 7: Aspectos de módulos de silício monocristalino, policristalino e amorfo (da esquerda para a 
direita) 
O silício amorfo (a-Si) não tem estrutura cristalina, apresentando defeitos estruturais que, em 
princípio, impediriam a sua utilização em células fotovoltaicas, uma vez que aqueles defeitos 
potenciavam a recombinação dos pares electrão - buraco. 
No entanto, se ao silício amorfo for adicionada uma pequena quantidade de hidrogénio, por um 
processo chamado hidrogenização, os átomos de hidrogénio combinam-se quimicamente de forma a 
minimizar os efeitos negativos dos defeitos estruturais. O silício amorfo absorve a radiação solar de 
uma maneira muito mais eficiente do que o silício cristalino, pelo que é possível depositar uma fina 
película de silício amorfo sobre um substracto (metal, vidro, plástico). Este processo de fabrico é 
ainda mais barato do que o do silício policristalino [5]. 
No início dos anos 80 o silício amorfo era visto como a única tecnologia fotovoltaica comercialmente 
viável em películas muito finas e por isso imediatamente despontou como a tecnologia ideal para 
aplicação em calculadoras, relógios e outros produtos onde o consumo eléctrico apresentava valores, 
à partida, muito baixos. 
As células de silício amorfo são as que apresentam o custo mais reduzido, mas em contrapartida o 
seu rendimento eléctrico é o mais reduzido, de aproximadamente 6% a 8%. 
Esta tecnologia constituiu a transição entre as células de primeira e segunda gerações. 
 
2.3.1.2 2ª Geração 
 
A segunda geração de células vem responder a uma necessidade de redução do consumo de silício, 
pela oferta ser inferior à procura. Por isso apareceram os chamados filmes finos, partículas 
10 
 
semicondutoras com uma espessura muito pequena. Tem também a vantagem de ser muito menos 
pesada, permitindo aplicações integradas em fachadas de edifícios. A primeira tecnologia pode ser 
considerada o já referido silício amorfo. No entanto foram as células de Diselenieto de Cobre e Índio 
(CIS) e Telurieto de Cádmio (CdTe) que ao serem mais eficientes e igualmente baratas constituíram 
um verdadeiro avanço. 
Como se trata de uma tecnologia em filmes finos, tem forte expansão em aplicações arquitectónicas, 
visto apresentar uma estética mais atraente e poder substituir materiais utilizados na construção civil 
(telhados, fachadas, etc), uma vez que a sua produção possibilita que os filmes sejam depositados 
sobre substratos de baixo custo, como por exemplo o vidro, aço inox e alguns plásticos, possibilitando 
assim obter no mercado módulos solares de uma maior versatilidade (ou seja, módulos flexíveis, 
inquebráveis, mais leves, semitransparentes, com superfícies curvas) [8]. 
Ao ser uma tecnologia mais barata que o c-Si, em casos em que a área de terreno disponível não é 
um problema, a sua utilização proporciona um menor custo por unidade de energia produzida. 
 
2.3.2 A tecnologia de concentração - CPV 
 
2.3.2.1 Caracterização 
 
 
Figura 8: Módulos CPV dos modelos 1ª geração (à esquerda) e 2ª geração (à direita) estudados neste 
trabalho 
Um sistema fotovoltaico de concentração (CPV – Concentration PhotoVoltaics) converte a energia da 
radiação solar em energia eléctrica tal como os sistemas convencionais o fazem. A principal diferença 
está na adição de um sistema óptico que concentra essa radiação para cada célula. Estes sistemas 
funcionam como telescópios do sol que têm como objectivo ampliar a radiação solar que as células 
normalmente receberiam. Esta ampliação pode ter um largo valor de magnitudes que atingem 
actualmente um factor de concentração de 1000x. Esta ampla gama faz com que vulgarmente estes 
sistemas se dividam em três classes de concentração: baixa (<10x), média (de 10x a 100x) e alta 
concentração (>100x até 1000x) [1]. Na verdade, o que estes números significam é que, por exemplo, 
uma célula com 1cm
2
 consegue captar o equivalente a uma área de 1000cm
2
 de radiação solar. 
Este factor de concentração refere-se ao grau de concentração proporcionado pela óptica e é definido 
pela razão entre a radiação incidente nas células solares acopladas ao sistema óptico e a radiação 
que receberiam sem sistema óptico. Um outro factor de concentração é usualmente considerado, o 
11 
 
qual se refere apenas à geometria, sendo definido como a razão entra a área de entrada do sistema 
óptico e a área da célula. 
Existem dois principais tipos de sistemas ópticos: os que usam a reflexão da luz através de um ou 
mais espelhos e os que utilizam arefracção com recurso a lentes de Fresnel. Estes sistemas serão 
abordados mais pormenorizadamente na secção 2.3.2.1. 
Estes tipos de sistemas surgiram no âmbito da necessidade de reduzir a quantidade de material 
semi-condutor, da forma que se pode observar através da figura seguinte: 
 
Figura 9: As duas principais estratégias utilizadas para reduzir o material semicondutor [9] 
Esta necessidade de menor uso de área celular consiste numa das maiores vantagens do CPV visto 
que, numa análise apenas com base na relação de áreas, possibilita uma redução nos custos com as 
células que são umas das principais fontes de custo nos sistemas fotovoltaicos. Em primeira 
aproximação, considerando uma operação do tipo linear em que o output de energia eléctrica seja 
proporcional ao input de radiação solar e um sistema com um factor de concentração de 
aproximadamente 500, como é o caso da instalação piloto do capítulo 3, a energia produzida será 
500 vezes superior que a de um sistema simplesmente exposto à radiação solar sem concentração, 
enquanto o custo associado será 1/500 vezes inferior [1]. No entanto, nesta análise é preciso incluir 
dois factores: as células utilizadas poderem não ser as mesmas do sistema com o qual se compare a 
performance e os custos; a recepção de radiação estar constrangida. Assim, estes dois factos fazem 
com que as assunções feitas não se verifiquem na realidade: 
 Na maioria dos sistemas de CPV, principalmente nos de alta concentração, as células 
fotovoltaicas utilizadas diferem das mais frequentemente utilizadas nas tecnologias convencionais 
que é o silício cristalino. Devido à necessidade de menor área celular torna-se viável a utilização 
das mais dispendiosas e eficientes células multi-junção utilizadas em aplicações espaciais. Estas 
consistem em células constituídas por várias camadas de diferentes semi-condutores com 
diferentes BG que captam diferentes gamas do espectro solar. As suas eficiências de conversão, 
que apenas são realizáveis quando a concentração é elevada, estão actualmente um pouco acima 
dos 40% nas células do fabricante Spectrolab, em contraste com os muito menores valores do 
silício cristalino, prevendo-se uma melhoria até aos 45%. Como consequência a eficiência deste 
tipo de sistemas tem-se demonstrado superior à dos sistemas convencionais e, dada a maior 
capacidade de melhoria na eficiência destas células, a perspectiva de evolução da utilização 
tecnologia CPV é muito grande. 
 
12 
 
 
Figura 10: Perspectivas de evolução da eficiência dos módulos das várias tecnologias [10] 
A figura 10 mostra a comparação das eficiências teóricas de módulos com algumas das mais 
utilizadas células fotovoltaicas, demonstrando que a tecnologia CPV, no presente (2010) com 
recurso às células do tipo multi-junção, consegue atingir eficiências superiores a 25%, valor 
bastante superior aos das restantes tecnologias. Mostra também o maior potencial de 
desenvolvimento do CPV, que actualmente atinge os 26% com o modelo mais recente (utilizado 
no capítulo 4) enquanto em 2008 apenas atingia os 17% (modelo estudado na instalação 
experimental do capítulo 3). 
 A verdade é que, como foi dito, estes sistemas funcionam como telescópios que apenas vêm parte 
do céu, o que resulta na existência de um ângulo de aceitação no qual a óptica do sistema tem o 
seu modo de funcionamento óptimo. Isto é o mesmo que dizer que os sistemas CPV necessitam 
de ter um sistema auxiliar de seguimento solar (tracker) de modo a que os raios solares estejam 
sempre dirigidos, durante os seus trajectos diários, perpendicularmente ao plano dos módulos. O 
ângulo de aceitação será tanto mais apertado quanto maior for o factor de concentração, de tal 
forma que a partir de um factor 20 é indispensável um sistema de seguimento com 2 eixos que 
permita a precisão requerida. Como este sistema funciona com um ângulo de visão bem definido e 
restrito a radiação difusa captada é normalmente residual já que esta será menos vista pelos 
espelhos com a redução do ângulo. Então, parte da radiação solar que atinge a superfície terrestre 
não é utilizada por estes sistemas (a difusa), resultando assim na utilização da radiação directa 
apenas. Isto tem como consequência um abaixamento da potência de saída e consequentemente 
não poder ser dito que, em todas as situações, uma alta eficiência traduz-se num proporcional 
aumento de electricidade produzida. 
 
Através deste último aspecto conclui-se que este tipo de sistema é aconselhável em localizações 
onde as condições climatológicas sejam predominantemente de céu sem nuvens, com muito sol, 
situação em que a radiação directa incidente é maximizada. Estas condições estão presentes em 
30% da superfície terrestre na qual vivem 40% da população mundial. Será nestes locais que se 
estima que a tecnologia CPV deverá ser utilizada como a que permite menores custos e maiores 
eficiências de produção de energia eléctrica de origem renovável. 
 
Outra vantagem apresentada pelos sistemas CPV para este tipo de climas é a melhor performance 
energética quando sujeitos a elevadas temperaturas, relativamente à maior degradação da eficiência 
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
2008 2009 2010 2011 2012
R
at
ed
 E
ff
ic
ie
n
cy
 
SolFocus PV Best in Class Poly Crystalline PV
Thin Film Best In Class TF typical
13 
 
que se verifica nos módulos que recorrem ao silício. Este facto pode ser verificado no gráfico da 
figura 11 que compara 4 sistemas com potências nominais de 300W cada. Nele, verifica-se que a 
40ºC (temperatura registada em muitos locais do mundo) a tecnologia CPV apenas perde 4% da sua 
potência máxima enquanto num módulo tradicional com silício policristalino essa perda pode ir até 
aos 22%. 
Estas menores perdas por temperatura nos sistemas CPV acontecem devido ao facto de os materiais 
utilizados pelas células multi-junção, no espectro solar em que cada um actua, apresentarem uma 
resposta mais estável às diferentes temperaturas do que aquela que se verifica com o silício. 
 
 
Figura 11: Comparação acerca da influência da temperatura entre a tecnologia CPV e as restantes [10] 
Em jeito de resumo é possível concluir que a tecnologia CPV, em regiões com muita radiação directa, 
tem as importantes vantagens: 
 Ter uma potência de saída AC (kW), e consequentemente energia eléctrica (kWh), superior graças 
à sua maior eficiência e necessidade de seguimento solar. Desta forma não só produz mais 
energia como também o faz de uma forma mais constante desde o amanhecer até ao anoitecer 
(não tendo um pico no meio dia solar como acontece com os sistemas em que os módulos estão 
fixos). 
 
Figura 12: Perfil de potência debitada durante um dia de céu limpo para a tecnologia CPV e para um 
sistema tradicional sem seguimento solar (ex. de uma central com uma potência nominal de 6,15kW) [10] 
 Produzir uma maior quantidade de energia por unidade de potência (MWp) instalada o que 
significa que uma central fotovoltaica que utilize esta tecnologia pode ser mais pequena em 
relação às outras suprindo ainda assim as mesmas necessidades. Isto deve-se à combinação do 
efeito de temperatura, da maior eficiência, do sistema preciso de seguimento solar e da usual 
maior percentagem de radiação directa nos climas quentes. 
 
220 230 240 250 260 270 280 290 300
SolFocus
Mono-Si PV
Poly-Si PV
Thin-Film
Power (W)
Rated Power Power @20C Ambient Power @40C Ambient
-2,0
0,0
2,0
4,0
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2
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C
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tp
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P
o
w
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 [
kW
]
Puertollano, Spain. May 2009
SolFocus CPV Typical PV Fixed Tilt
14 
 
Com todas as vantagens e desvantagens do CPV já devidamente analisadas é de bom senso dizer 
que esta tecnologia é apenas mais uma na área da energia solar que tem as suas características 
próprias e consequentemente as suas aplicações óptimas. A chave está então na escolha correcta da 
melhor tecnologia para cada aplicação específica. 
Assim como o tipo de aplicação, o tipo de mercado também parece a estar bem definido para o CPV. 
Em locais com muito sol, como Portugal, o CPV aplica-se a zonas onde haja restrição de área a 
utilizar em grande parte por causa do seu bom rácio kWh/kWp e das células de pequena dimensão 
que utiliza. É uma tecnologia escalável em que a produção em massa do sistema óptico não é um 
problema tendo assim uma grande facilidade de ser aplicado aos mercados de grande escala. 
Então se o tipo de aplicação e o tipo de mercado estão identificados e se prevê uma grande 
capacidade de progressão porque é tão difícil o progresso? 
Historicamente há uma grande desconfiança em tecnologias que embora tenham um grande 
potencial ainda não foram suficientemente testadas em aplicações reais. Há um grande conflito de 
escolha (tradeoff) por não se querer perder outro tipo de qualidades já adquiridas com outros 
sistemas em detrimento de novas tecnologias que apresentam vantagens e qualidades diferentes 
[10]. Estas dúvidas iniciais sobre custos, performance e fiabilidade atrasam o investimento e 
consequentemente a inovação, o progresso e a implantação no mercado. 
 
2.3.2 Design 
 
Nesta secção analisa-se mais especificamente os elementos constituintes mais importantes de um 
sistema CPV, i.e., os sistemas ópticos e as células fotovoltaicas do tipo multi-junção. No subcapítulo 
final será feita uma breve descrição dos módulos CPV utilizados no restante trabalho. 
 
2.3.2.1 Sistema óptico 
 
Os tipos de elementos ópticos dividem-se em dois grupos, os que utilizam a refracção e os que 
utilizam a reflexão da radiação solar, os quais têm a sua base teórica na óptica anidólica para 
obtenção de concentração. 
A óptica anidólica, também chamada óptica não formadora de imagem (do Inglês nonimaging optics), 
é um ramo relativamente recente da óptica cuja aplicação se dá em dispositivos ópticos que não 
procuram a formação de imagem, mas apenas transferir a energia da luz de uma fonte para um 
receptor. O princípio fundamental deste ramo da óptica é o teorema dos raios extremos. Este, em 
termos gerais, diz-nos que se um sistema óptico transfere a luz dos extremos da fonte para os 
extremos do receptor, então a luz emitida pelos pontos internos da fonte também se transmitiria para 
pontos internos do receptor. Este princípio contrasta com a condição muito mais restritiva que as 
ópticas formadoras de imagem devem cumprir, em que a luz emitida por cada ponto da fonte 
(objecto) se concentra no correspondente ponto do receptor (imagem). Sem dúvida, as duas 
aplicações mais importantes das ópticas anidólicas são a concentração de energia solar e a 
iluminação [11]. 
A concentração permite substituir área de células fotovoltaicas de alta eficiência mas de preço 
elevado por área de ópticas mais baratas no caso das aplicações fotovoltaicas. 
15 
 
Para baixas concentrações, um concentrador solar pode estar parado por períodos de tempo 
relativamente longos e o seu apontamento ao sol apenas ajustado periodicamente. Para alta 
concentração, no entanto, o seguimento do sol tem que ser mais preciso, implicando ajustes 
constantes no alinhamento do concentrador. À capacidade que um concentrador estacionário tem de 
captar a luz do sol à medida que este se move no céu, chama-se aceitação. As ópticas anidólicas 
maximizam a aceitação, pelo que minimizam a necessidade de seguir o sol. No entanto, uma grande 
aceitação tem efeitos práticos muito mais abrangentes, pelo que a aceitação pode ser vista como 
uma medida da tolerância de um concentrador. Esta tolerância deve ser capaz de acomodar outros 
factores como as imprecisões na montagem do concentrador, imperfeições nas superfícies ópticas, 
efeitos do vento que fazem o concentrador oscilar, e outras considerações práticas que reduzem a 
eficiência das ópticas concentradoras. Ao maximizar a tolerância a estas imperfeições, as ópticas 
anidólicas têm o potencial de acomodar um fabrico menos preciso das ópticas, tolerar sistemas de 
seguimento menos robustos e menos precisos e permitir uma instalação simplificada dos 
componentes. Todos estes factores contribuem para o potencial de desenvolver sistemas mais 
baratos [11]. 
Além destes factores, as ópticas anidólicas têm vantagens adicionais quando aplicadas à alta 
concentração fotovoltaica. Muitos destes sistemas são montados em módulos contendo cada um 
deles vários concentradores e as respectivas células. Erros na montagem destes concentradores 
poderão fazer com que estes apontem em direcções ligeiramente diferentes, pelo que as células do 
módulo cujas ópticas estão melhor orientadas ao sol receberão mais luz do que aquelas cujas ópticas 
estão desalinhadas. Quando estas células estão ligadas em série, a baixa corrente gerada pelas 
células pouco iluminadas limita a corrente do módulo, baixando o seu rendimento. A alta tolerância ao 
desapontamento torna-se então muito importante, pelo que as ópticas anidólicas são as mais 
adequadas a estas aplicações. Um outro factor importante é a iluminação das células que deve ser 
relativamente uniforme, algo não proporcionado pelas ópticas focalizantes convencionais (como os 
espelhos parabólicos) que tendem a formar um pico muito forte de iluminação na célula. Também 
aqui as ópticas anidólicas podem ser desenhadas de tal forma a exibirem muito melhor 
comportamento que as ópticas convencionais [11]. 
O tamanho finito do sol impõe um limite mínimo ao ângulo de aceitação que é de 0,27º como está 
explicado na seguinte figura. 
 
Figura 13: Cálculo do ângulo de aceitação mínimo [9] 
O restante ângulo aceite pelo sistema óptico serve de tolerância para erros de alinhamento causados 
por imprecisão do tracker ou por outras imperfeições. 
Por exemplo, no sistema óptico de reflexão utilizado neste trabalho a tolerância é de 1 grau, para 
cada sentido, relativamente à normal solar. Como se pode ver na figura 14 esse intervalo angular 
corresponde à gama de ângulos para a qual o potencial de potência gerada na célula não está abaixo 
de 90% da capacidade máxima que ocorre na normal solar exacta. 
16 
 
 
 
Figura 14: Variação da potência disponível com o ângulo de aceitação dos módulos [10] 
O intervalo de aceitação numa lente de Fresnel pode ser mais reduzido porque elementos que 
utilizam a refracção da luz são mais tolerantes ao desalinhamento. Nestes um erro de 1º no 
alinhamento causa uma mudança de 0,5º na luz refractada enquanto num elemento de reflexão um 
desalinhamento de 1º produz uma diferença de 2º na luz reflectida. A figura 15 ilustra o que foi dito. 
 
Figura 15: Diferença entre os efeitos da refracção e reflexão na radiação recebida [9] 
No entanto as tecnologias que utilizam a refracção deparam-se com um problema que as que utilizam 
reflexão não têm. Este problema é designado no inglês por chromatic aberration e é um tipo de 
distorção que consiste numa falha na focagem das várias cores da radiação num mesmo ponto de 
convergência. Isto acontece porque o índice de refracção das lentes varia com o comprimento de 
onda, decrescendo com o aumento desta. Como a distância focal depende do índice de refracção, os 
diferentes comprimentos de onda da luz serão focados em diferentes posições.