Pablo Caballero
Oct 13, 2026
As vossas simulações têm em conta as condições de temperatura reais no local da vossa central fotovoltaica? Se utilizarem conjuntos de dados do Ano Meteorológico Típico (TMY) como dados de entrada, a resposta curta é «não propriamente».
Embora um conjunto de dados do Ano Meteorológico Típico (TMY) não se destine a captar eventos extremos, também pode não incluir condições que são suficientemente frequentes para que muitas pessoas as considerem «típicas».
Num projeto fotovoltaico, é importante determinar corretamente as condições de temperatura para garantir que as perdas previstas sejam precisas e que os componentes da central consigam suportar o stress térmico adicional.
Ao analisar tanto as séries temporais da Solargis como os dados TMY da Solargis para um local de amostra perto de Petrolina, em Pernambuco, Brasil, mostramos como o TMY deturpa as altas temperaturas a longo prazo e como isso pode minar a confiança no projeto fotovoltaico e introduzir riscos desnecessários.
A temperatura afeta o desempenho dos sistemas fotovoltaicos de várias formas. Os módulos solares fotovoltaicos não convertem toda a luz solar que absorvem em eletricidade, e a sua eficiência diminui à medida que a temperatura dos módulos aumenta.
Além disso, quando as temperaturas excedem os limites de funcionamento especificados, os inversores podem reduzir a potência de saída, um fenómeno conhecido como redução de potência por causa do calor. As temperaturas mais elevadas também aumentam as perdas resistivas nos transformadores e nos cabos, afetando ainda mais o desempenho global do sistema.
O conjunto de dados TMY (Ano Meteorológico Típico) foi concebido para abranger as condições mais prováveis de ocorrerem num determinado local. É construído através da seleção dos intervalos estatisticamente mais representativos de um longo registo histórico e da sua compilação num único ano sintético. Neste processo, os critérios de seleção dão prioridade à irradiância em detrimento de outros parâmetros, como a temperatura.
As temperaturas elevadas são bastante frequentes em alguns climas. No entanto, alguns intervalos de temperatura podem não estar suficientemente refletidos no conjunto de dados do TMY, embora a percentagem de registos que atingem esses valores possa ser bastante significativa. Chamamos a estas situações sub-representadas o «ponto cego do TMY».
O problema é que resumir muitos anos de dados num único ano representa riscos para a central. Por outras palavras, um TMY pode não representar os dias que mais importam para as perdas térmicas da sua central fotovoltaica: aqueles em que os seus componentes fotovoltaicos atingem as temperaturas mais elevadas.
O estudo de caso de Petrolina, apresentado abaixo, ilustra isto com mais pormenor. Observamos como o «ponto cego» se situa para temperaturas do ar superiores a 33 ºC–35 ºC, onde o TMY «oculta» o maior número de horas equivalentes em comparação com outros limiares.
Outro aspeto do «ponto cego do TMY» que vale a pena destacar: resumir muitos anos de dados num único ano elimina completamente a possibilidade de conhecer o intervalo esperado de variabilidade para cada mês.
A perda de rendimento devido à temperatura é um efeito esperado e bem compreendido nas centrais fotovoltaicas que operam em climas quentes. No entanto, se o conjunto de dados de entrada ignorar a probabilidade de condições de alta temperatura e se o intervalo de variabilidade não for corretamente indicado, as consequências podem afetar gravemente a confiança das partes interessadas no projeto.
Do ponto de vista de um promotor, isso pode significar descobrir que os relatórios de rendimento não refletiam as condições reais de funcionamento e, pior ainda, que poderiam ter sido tomadas decisões de conceção diferentes com um conjunto de dados mais adequado, incluindo aspetos-chave como a tecnologia dos módulos, a ventilação da montagem e o espaçamento entre filas. Do ponto de vista de um investidor, isso pode significar a perda de confiança na capacidade do projeto — e das equipas envolvidas — para gerar os retornos prometidos.
Após a identificação de uma representação incorreta das condições que determinam o desempenho da central fotovoltaica, poderá ser necessário rever alguns parâmetros de projeto:
Se a produção verificada ficar sistematicamente abaixo do nível esperado durante os meses com a pior combinação térmica, isso também pode criar tensões contratuais desnecessárias:
Quando o TMY é o principal dado de entrada da simulação, situações de tensão sob altas temperaturas podem passar despercebidas nos resultados calculados. Estas situações sub-representadas podem criar discrepâncias entre a perda de temperatura esperada no relatório de rendimento e o que a central irá efetivamente registar.
Embora os resultados que utilizam o TMY possam compensar-se e acabar por ficar relativamente próximos da série temporal da média anual, o TMY acarreta sempre o risco de deturpar o efeito sobre o esforço dos componentes e a redução da potência nominal. Além disso, oculta completamente a variação mensal das perdas esperadas que ajuda as partes interessadas a equilibrar as suas expectativas e a otimizar os contratos de energia em conformidade.
A boa notícia é que, para além de sensibilizar para o problema, é hoje possível colmatar essa lacuna utilizando software de simulação capaz de processar o registo completo de vários anos, e não apenas um único ano representativo. Isto já está ao alcance dos promotores e das entidades certificadoras.
Trabalhar com uma melhor representação das condições de funcionamento da central abre caminho para a obtenção de centrais fotovoltaicas melhor concebidas. Além disso, um cálculo mais preciso das perdas cria um quadro melhorado para a elaboração de contratos e para ajustar as expectativas dos investidores e proprietários.
O que falta não são nem os dados nem o software: é a atualização metodológica de que o setor necessita para colmatar as lacunas de cálculo que colocam em risco a confiança nos projetos fotovoltaicos.
