Resumo: Este estudo, vinculado ao projeto de P&D da ANEEL intitulado "Arranjos fotovoltaicos flutuantes com tracker para geração de energia verde no Rio Xingu", tem como objetivo comparar o desempenho de sistemas fotovoltaicos monofaciais e bifaciais fixos no solo, instalados na UHE Pimental, no complexo hidrelétrico de Belo Monte, a partir de simulações realizadas no software PVsyst. Foram definidos três cenários representativos das etapas de desenvolvimento do projeto: (i) Cenário 0 – Projeto preliminar; (ii) Cenário 1 – Projeto submetido à ANEEL e; (iii) Cenário 2 – Projeto real implementado. Para maior acurácia nas simulações, foram analisadas diferentes bases de dados solarimétricas disponíveis para a região de estudo, sendo selecionada a base NASA-SSE por apresentar maior correlação com as medições locais. A análise revelou uma inversão no padrão sazonal típico de irradiação solar, com picos no final do inverno e início da primavera. A avaliação da variabilidade climática também indicou que os maiores níveis de geração fotovoltaica não ocorrem no verão, consequência direta do regime climático amazônico, caracterizado pela alternância entre períodos de chuvas e estiagem. Os resultados das simulações evidenciaram que os sistemas bifaciais apresentaram desempenho superior em todos os cenários. A produtividade anual dos sistemas bifaciais aumentou de 1431 kWh/kWp/ano no Cenário 0 para 1449 kWh/kWp/ano no Cenário 1, atingindo 1484 kWh/kWp/ano no Cenário 2. Nos sistemas monofaciais, os valores oscilaram entre 1399 e 1402 kWh/kWp. O ganho bifacial aumentou de 2,3% para 3,4% e, por fim, para 5,8%. O Performance Ratio (PR) dos sistemas monofaciais manteve-se em 78,5% nos três cenários, enquanto nos bifaciais aumentou de 80,2% no Cenário 0 para 81,1% no Cenário 1 e 83,1% no Cenário 2. O fator de capacidade dos sistemas monofaciais permaneceu em 16,0%, ao passo que, nos bifaciais, variou de 16,3% para 16,5% e 16,9%, respectivamente. Tais ganhos decorreram de alterações não previstas no projeto original, como maior altura dos módulos em relação ao solo, maior inclinação e mudança da cobertura do solo. A análise financeira semi-quantitativa, baseada na produtividade estimada para o Cenário 2 e nos custos reais de aquisição dos módulos, indicou um acréscimo de aproximadamente 1,5% no custo unitário dos bifaciais (R$ 1,81/Wp) em relação aos monofaciais (R$ 1,78/Wp), compensado pelo aumento de geração de 5,8%, mas condicionada à validação experimental. Os resultados obtidos possibilitaram avaliar a evolução técnica do projeto ao longo de suas diferentes fases, bem como identificar ajustes estruturais que influenciam diretamente o desempenho energético dos sistemas bifaciais. Para o contexto do projeto de P&D, este estudo fornece subsídios relevantes para a otimização da configuração das plantas fotovoltaicas, especialmente no que se refere à altura, inclinação e escolha tecnológica (monofacial ou bifacial). Além disso, as análises realizadas podem servir como base comparativa para futuras validações experimentais. A pesquisa também avança sobre a literatura existente ao abordar o desempenho de sistemas fotovoltaicos em uma região ainda pouca explorada. Assim, ao abordar as especificidades da Amazônia, o estudo preenche uma lacuna relevante no conhecimento técnico-científico, alinhando-se aos objetivos da transição energética global e às necessidades nacionais por soluções sustentáveis e adaptadas às condições regionais Ver menos

Abstract: This study, developed within the scope of the R&D project funded by ANEEL titled "Floating photovoltaic arrays with tracking systems for green energy generation on the Xingu River", aims to compare the performance of ground-mounted monofacial and bifacial photovoltaic systems installed at the Pimental Hydropower Plant, part of the Belo Monte hydroelectric complex, through simulations performed using the PVsyst software. Three scenarios were defined to represent different stages of the project's development: (i) Scenario 0 – Preliminary design; (ii) Scenario 1 – Design submitted to ANEEL; and (iii) Scenario 2 – Implemented system. To enhance simulation accuracy, various solar radiation datasets available for the study region were analyzed, with the NASA-SSE database selected due to its stronger correlation with local measurements. The analysis revealed an inversion of the typical seasonal solar irradiation pattern, with peaks occurring in late winter and early spring. Assessment of climate variability also indicated that peak photovoltaic generation does not occur during summer, a direct consequence of the Amazonian climate regime, characterized by alternating periods of rainfall and drought. Simulation results showed that bifacial systems outperformed monofacial systems across all scenarios. Annual energy yield for bifacial systems increased from 1431 kWh/kWp in Scenario 0 to 1449 kWh/kWp in Scenario 1 and reached 1484 kWh/kWp in Scenario 2. For monofacial systems, yields ranged from 1399 to 1402 kWh/kWp. The bifacial gain rose from 2.3% to 5.8%, while the Performance Ratio (PR) increased from 80.2% in Scenario 0 to 83.1% in Scenario 2. Capacity factors for monofacial systems remained at 16.0%, whereas bifacial systems ranged from 16.3% to 16.9%. These performance gains resulted from unplanned changes during implementation, such as increased module height above ground, steeper tilt angle, and alterations in ground surface coverage. A semi-quantitative financial analysis, based on Scenario 2 productivity and actual module acquisition costs, indicated that the unit cost of bifacial modules (R$ 1.81/Wp) was approximately 1.5% higher than monofacial modules (R$ 1.78/Wp), a difference offset by the 5.8% increase in energy output, though subject to experimental validation. The findings enabled an evaluation of the project's technical progression and identification of structural adjustments directly affecting bifacial system performance. Within the R&D project context, this study provides relevant insights for optimizing plant design, particularly regarding mounting height, tilt angle, and technology selection (monofacial or bifacial). Moreover, the analyses presented serve as a comparative basis for future experimental validations. The study also advances the existing literature by addressing the performance of photovoltaic systems in a region that remains largely unexplored. By exploring the specific conditions of the Amazon region, the study addresses a significant knowledge gap and contributes to global energy transition goals and national demands for regionally adapted sustainable energy solutions Ver menos