Documentação Técnica

O simulador implementa um modelo de balanço energético hora a hora para sistemas fotovoltaicos com armazenamento em bateria operando em regime Zero Grid — isto é, sem injeção de excedente na rede pública. A simulação consome séries horárias reais de geração solar e de carga elétrica de cada unidade consumidora e produz indicadores físicos (kWh) e financeiros (R$, %, anos).

A lógica segue uma cascata de prioridades a cada hora t: (1) a geração solar atende diretamente a carga; (2) o excedente solar carrega a bateria, respeitando capacidade útil e eficiência de carga; (3) o déficit residual é coberto pela bateria, respeitando o estado de carga (SoC) e a eficiência de descarga; (4) o que ainda restar é importado da rede; (5) o solar que não pôde ser usado nem armazenado é descartado (curtailment).

2.1 Séries horárias por unidade

Cada unidade carrega um JSON pré-processado em public/data/processed/<slug>.json contendo um vetor de tuplas [mês, dia, hora, solar_kWh, carga_kWh]. As séries podem cobrir períodos distintos (ex.: algumas unidades têm dados até dezembro e outras até junho) — por isso o simulador anualiza os totais e permite filtrar quais meses entram no cálculo.

2.2 Parâmetros configuráveis

A geração solar bruta da série de referência é escalada pela razão entre a potência instalada configurada e a potência da série de referência:

A capacidade útil do banco e os rendimentos parciais são:

3.1 Cascata de despacho a cada hora t

1. Atendimento direto: direto_t = min(S_t, L_t). Resta S'_t = S_t − direto_t e L'_t = L_t − direto_t.
2. Carga da bateria com excedente solar: o espaço disponível é (C_util − SoC_t). A energia solar que cabe no banco antes da eficiência é (C_util − SoC_t)/η_c. Carregamos carga_t = min(S'_t, (C_util − SoC_t)/η_c) e atualizamos SoC_t ← SoC_t + carga_t × η_c.
3. Curtailment (Zero Grid): curt_t = S'_t − carga_t. Em Zero Grid esta energia é descartada (não há injeção na rede).
4. Descarga da bateria para a carga: precisamos L'_t/η_d de energia útil saindo do banco. Tiramos tirar = min(SoC_t, L'_t/η_d), entregamos desc_t = tirar × η_d e atualizamos SoC_t ← SoC_t − tirar.
5. Importação da rede: rede_t = max(0, L'_t − desc_t).

O SoC é mantido em kWh já úteis (após a eficiência de carga), entre 0 e C_util. A curva média de SoC por hora do dia, exibida no painel, é a média aritmética de SoC_t agrupada por hora h ∈ [0,23].

O painel 📊 Indicadores Energéticos e Financeiros (Resumo Executivo) consolida, em cards clicáveis, os principais resultados do projeto. Cada card abre um modal ampliado com fórmula e unidade, e permite navegação entre indicadores correlatos (ex.: par kWh ↔ R$ de armazenamento e geração aproveitada).

5.1 Indicadores financeiros principais

5.2 Indicadores mensais de armazenamento e aproveitamento

Os quatro cards a seguir convertem os totais do período em médias mensais (já anualizadas pelo fator 365 / dias_avaliados), facilitando leitura executiva e comparação direta com a fatura mensal de energia.

5.3 Indicadores de eficiência e operação

Como cada unidade pode ter um período de cobertura diferente, todos os totais físicos são extrapolados para um ano completo pelo fator:

Daí derivam E_carga^anual, E_aproveitada^anual, E_rede^anual e o consumo médio mensal:

Os meses selecionáveis no painel filtram a série antes da anualização — útil para isolar sazonalidades ou comparar unidades com janelas distintas.

7.1 CAPEX e OPEX

7.2 Receita anual (energia evitada)

A receita do projeto é a economia gerada pela energia que deixou de ser comprada da rede. Para incorporar reajuste tarifário e degradação de bateria, separamos a contribuição direta (não degrada) da bateria (degrada):

7.3 Fluxo de caixa, VPL, TIR e payback

A TIR aproximada é resolvida numericamente por bisseção sobre a equação VPL(i*) = 0 no intervalo (−0,99; 5,0). O payback simples é CAPEX / Economia_anual; o payback descontado é o ano em que o fluxo descontado acumulado cruza zero, com interpolação linear entre os anos adjacentes.

O modo de comparação executa uma segunda simulação B sobre os mesmos parâmetros, alterando apenas o número de módulos de bateria (ex.: sem bateria vs. configuração corrente). A tabela lado a lado destaca, para cada KPI, qual cenário é melhor, segundo o critério adequado:

• Zero Grid estrito: nenhuma injeção na rede; excedente sempre vira curtailment quando a bateria está cheia.
• Eficiência simétrica: assume η_c = η_d = √η. Bancos reais podem ter assimetria de até alguns pontos percentuais.
• Degradação linear: a perda de capacidade é modelada como (1 − δ_bat)^{t−1}. Em projetos longos, perfis empíricos com queda acentuada nos primeiros ciclos podem ser mais realistas.
• Tarifa única: não modela posto tarifário (ponta/fora de ponta) nem bandeiras. Para tarifa branca/horária, recomenda-se substituir T por um vetor horário T_t.
• Sem custos de reposição: o modelo não inclui troca de inversor ou de banco de baterias dentro do horizonte. Para horizontes > 10 anos, considere adicionar um fluxo negativo no ano da reposição esperada.
• Anualização linear: o fator 365/dias_avaliados assume que a janela amostrada é representativa do ano. Use o filtro de meses para evitar sazonalidades enviesadas.