Pablo Caballero
Aug 10, 2026
Este verão, os incêndios florestais e as ondas de calor estão a afetar vastas áreas da Europa. Para além dos seus impactos bem conhecidos na natureza e no bem-estar humano, as anomalias meteorológicas e os fenómenos extremos estão constantemente a pôr à prova os resultados dos relatórios regulares de desempenho dos ativos fotovoltaicos em todo o mundo.
Além disso, um eclipse solar total, que deverá ocorrer dentro de poucos dias, também merece atenção: a fase de totalidade atravessará a Gronelândia, tocará uma pequena parte da Islândia e percorrerá o norte da Espanha continental até às Ilhas Baleares.
Tendências de temperaturas invulgarmente elevadas estão a afetar vários países da Europa neste verão. O efeito da temperatura nas células fotovoltaicas é bem conhecido: os módulos de silício cristalino perdem uma determinada percentagem de produção por cada grau de temperatura da célula acima dos 25 °C. Para além da temperatura do ar, a velocidade do vento e a irradiância solar são os principais fatores que influenciam a eficiência de conversão energética das células.
As altas temperaturas afetam também o desempenho das centrais para além da eficiência das células. Os inversores reduzem a sua potência de saída quando as temperaturas internas ou ambientes excedem os limiares de segurança, um processo conhecido como redução de potência por motivos térmicos. Entretanto, as perdas nos transformadores e nos cabos também aumentam com o calor.
Fig. 1. Num local de amostragem perto de Soria, em Espanha, a temperatura máxima diária do ar a 2 m atingiu os 37,5 °C às 15h00 UTC do dia 22 de julho de 2026, de acordo com o modelo ERA5, atingindo o máximo absoluto registado pelo modelo. As três ondas de calor que atingiram Espanha durante o mês de julho também são visíveis no gráfico mensal. De acordo com a Agência Meteorológica Espanhola (AEMET), uma «onda de calor» é definida como um episódio de, pelo menos, três dias consecutivos em que, pelo menos, 10 % das estações consideradas registam temperaturas máximas acima do 95.º percentil da sua série de temperaturas máximas diárias para julho e agosto, durante o período de referência de 1971–2000. Fonte: Solargis Livemaps.
Julho de 2026 registou dois dos maiores incêndios de sempre em Espanha: um que teve início a 16 de julho perto de La Mierla (Guadalajara), que queimou cerca de 30 000 ha, e outro que teve início a 22 de julho perto de Burgohondo (Ávila), que se alastrou até Madrid e Toledo e queimou cerca de 50 000 ha. Um incêndio florestal separado, perto de Bordéus, em França, que consumiu mais de 70 000 ha, foi o maior do país desde 1949.
Para uma planta afetada pelo fumo, o que importa é a quantidade de fumo que passou por cima dela, mesmo que o incêndio em si estivesse longe. O fumo propaga-se, e o seu efeito na irradiância incidente pode ser acompanhado através da Profundidade Ótica do Aerossol (AOD).
Este efeito pode ser claramente observado ao analisar o DNIc, a irradiância normal direta em condições de céu limpo (um dos resultados padrão dos modelos de irradiância solar). Um aumento na AOD manifesta-se normalmente como uma queda no DNIc, mesmo sem qualquer cobertura de nuvens.
A deposição de cinzas acrescenta um segundo efeito, aumentando as perdas por sujidade. Os piranómetros instalados nas próprias centrais fotovoltaicas também são afetados pela sujidade, o que torna mais difícil identificar as quedas de desempenho causadas por este fator.
Fig. 2. Para o local de amostragem perto de Soria, em Espanha, o AOD a 670 nm atingiu mais de 0,5 no mesmo dia (22 de julho de 2026, às 15h00 UTC), de acordo com o modelo CAMS. A série de dados do DNIc de julho também mostra uma queda notável nesse dia. Embora a presença de aerossóis provenientes dos desertos do Saara possa ser bastante comum no sul da Europa durante o verão, o mapa de AOD para o local de amostragem neste dia específico mostra uma pluma altamente localizada a cobrir a área circundante, muito provavelmente relacionada com o incêndio florestal ativo em Guadalajara. Fonte: Solargis Livemaps.
Na noite de quarta-feira, 12 de agosto, um eclipse total atravessará o Hemisfério Norte. Será especialmente significativo para as centrais fotovoltaicas em Espanha, onde a quota de energia solar na rede é elevada: a faixa de totalidade atravessa o país desde a Galiza até às Ilhas Baleares, com a totalidade a ocorrer entre as 20:27 e as 20:33. Este será o primeiro eclipse total visível a partir do território continental de Espanha desde 1905. Outras centrais fotovoltaicas em toda a Europa também irão notar o fenómeno, onde se apresentará como um eclipse parcial.
Durante o eclipse, a irradiância diminui gradualmente e recupera-se de forma simétrica. A sua profundidade e forma podem ser calculadas com anos de antecedência. Dito isto, no caso de 12 de agosto, a perda de energia em causa é relativamente pequena, uma vez que a totalidade coincidirá com o sol a aproximar-se do pôr-do-sol, altura em que a produção já é baixa. Ainda assim, é necessário ter este facto em conta, para que a queda seja atribuída corretamente, em vez de ser confundida com um problema operacional ou atribuída a outras componentes da perda contabilizada relacionadas com os recursos.
Fig. 3. Áreas da Terra a partir das quais o eclipse de 12 de agosto de 2026 será visível. A região sombreada a claro corresponde à visibilidade do eclipse parcial, enquanto a faixa escura indica onde o eclipse será total (o local de amostragem anterior, situado em Soria e apresentado neste artigo, também se encontra dentro desta faixa). Fonte: Instituto Geográfico Espanhol, IGN.
Fig. 4. Caso de referência: irradiância GHI durante o eclipse solar total na América do Norte, a 8 de abril de 2024, perto de Dallas, nos EUA. Observa-se no mapa uma mancha redonda causada pelo eclipse. Ao analisar as séries mensais do GHIc, espera-se uma queda de forma semelhante a 12 de agosto de 2026, embora por volta do pôr-do-sol e com menor impacto na irradiância total. Fonte: Solargis Livemaps.
Todos os relatórios mensais de desempenho fotovoltaico começam com a mesma comparação: produção medida versus produção esperada. Quando ambas estão em estreita correspondência, não há dúvidas. Mas quando existe uma discrepância, há também uma «história» por trás que precisa de ser descoberta.
Na prática, a «produção esperada» tem dois significados diferentes, dependendo do parâmetro de referência utilizado para definir as expectativas.
Os gestores de ativos precisam de analisar mais de perto o rendimento esperado para o período específico em análise. Têm de recalcular a produção esperada utilizando a irradiância real, os aerossóis, a temperatura e o vento registados nesse mês. A sua questão principal é: tendo em conta o desempenho real do recurso, a central está a funcionar como deveria? Por vezes, surgem outras questões: os sensores no local estão a acompanhar as tendências meteorológicas reais, ou precisam de limpeza, calibração, etc.?
Os proprietários e investidores, por outro lado, têm em mente os números do relatório de rendimento: o P50 a longo prazo estabelecido no momento do fecho financeiro. A sua questão principal é: estamos dentro do orçamento para o ano? Isto também levanta uma questão adicional: precisamos de reavaliar as nossas expectativas a longo prazo com base em dados atualizados sobre os recursos solares?
De facto, cada relatório de desempenho regular é uma oportunidade para atualizar o modelo digital da central fotovoltaica e colmatar a discrepância entre o projeto e a realidade. Uma vez que só é possível fazer uma comparação útil quando o modelo da central fotovoltaica reflete as condições reais da central, a repetição das simulações acrescenta informações valiosas para relatórios futuros. Na prática, simular novamente significa atualizar os dois principais aspetos dos dados introduzidos no software fotovoltaico:
Embora as ondas de calor, os incêndios florestais e os eclipses sejam eventos de natureza diferente, são abordados no relatório da mesma forma: cada um pode ser «a história» por trás de uma discrepância entre a produção medida e a esperada.
Para avaliar a sua influência, as discrepâncias têm de ser analisadas separando a parte relacionada com os recursos das partes relacionadas com a rede e com a central. No que diz respeito aos eventos descritos neste artigo, que estão a ocorrer este verão na Europa, isso significa recorrer, pelo menos, a estas referências adicionais:
Para dar resposta a esta necessidade de dados, é importante recorrer às fontes certas. Uma simulação baseada nos próprios sensores da central tem apenas a credibilidade desses sensores, e é precisamente durante eventos extremos como estes que a sua fiabilidade é mais questionada: um piranómetro sujo ou uma estação meteorológica sujeita a stress térmico nunca constituem, por si só, uma referência fiável.
Os modelos de irradiância baseados em satélite da Solargis e os produtos meteorológicos de reanálise resolvem esta questão pela sua própria natureza: provêm de uma fonte independente e fornecem os mesmos valores de forma consistente. São atualizados continuamente com novos dados, o que torna possível a comunicação regular de métricas-chave. Embora a sua resolução seja mais grosseira do que a de um sensor pontual, captam de forma fiável a tendência: a curva diária de uma onda de calor, um aumento e uma diminuição do AOD, ou o momento e a profundidade de um eclipse.
A maioria das centrais fotovoltaicas é construída para resistir a futuras ondas de calor, incêndios florestais e eclipses. A verdadeira questão é se os relatórios que se seguem a tais eventos conseguem informar as partes interessadas sobre o que realmente aconteceu e o que devem esperar daqui em diante.
