Giridaran Srinivasan
Aug 3, 2025
A recente cúpula de calor que envolveu grande parte do Centro-Oeste, Nordeste e Sudeste dos EUA, incluindo estados como a Carolina do Norte e o Maine, expôs vulnerabilidades nas estratégias operacionais e comerciais de projectos solares à escala dos serviços públicos.
Mapa de calor que mostra a temperatura máxima do ar a 2 metros na costa leste dos EUA. Fonte: Observatório da Terra da NASA
Mapa que mostra a diferença de temperatura na América do Norte em junho de 2025. Fonte: Solargis
Estas condições meteorológicas extremas tiveram consequências operacionais diretas. Durante o pico da onda de calor, os operadores dos mercados do nordeste, como NYISO, PJM, IESO e ISO-NE, foram os mais afectados. Estas regiões têm assistido a um rápido afluxo de novos projectos de energia solar, a par de uma procura crescente de eletricidade impulsionada pelo desenvolvimento de infra-estruturas baseadas em IA. Esta tendência é particularmente evidente na Virgínia do Norte, onde se encontra a maior concentração mundial de centros de dados, que gerem diariamente a maior parte do tráfego global da Internet.
No entanto, o que agravou a pressão sobre essas redes foi a disponibilidade limitada de armazenamento de bateria. Em contraste com regiões ricas em armazenamento, como o Texas (ERCOT) e a Califórnia (CAISO), grande parte do Nordeste não tem capacidade suficiente de armazenamento de energia em baterias (BESS) para amortecer os desequilíbrios acentuados entre a produção e a procura durante os eventos de stress.
O papel do BESS na estabilidade da rede foi claramente demonstrado no Texas, que também enfrentou temperaturas extremas em 24 de junho.
Durante a cúpula de calor, a frota alargada de armazenamento de baterias da ERCOT - que totaliza agora quase 7,5 GW de capacidade adicional - desempenhou um papel decisivo na manutenção da estabilidade da rede. De acordo com a Avaliação Federal de Confiabilidade de verão de 2025, o risco da ERCOT de emitir um Alerta de Emergência de Energia à noite no verão diminuiu de 15% em 2024 para apenas 3% este ano. Entretanto, as descargas médias das baterias à noite nos meses anteriores aumentaram de ~238MW para ~714MW, com picos superiores a 4GW - permitindo que a rede absorva as falhas de geração e evite acções de emergência.
No entanto, mesmo em condições de elevada irradiação, a produção solar não estava imune a perturbações. As temperaturas ambiente elevadas em determinadas zonas levaram à redução da temperatura dos módulos, reduzindo a produção efectiva de energia. Este efeito pode ser ainda mais pronunciado em centrais eléctricas mais antigas com tecnologia de inversores ultrapassada.
Em 24 de junho, os preços em tempo real em ISOs como a NYISO e a MISO subiram acima dos $2.000/MWh, enquanto os preços do dia seguinte se mantiveram abaixo dos $500/MWh.
Esta forte divergência de preços significava que mesmo pequenos desvios nas previsões poderiam resultar em perdas financeiras significativas - especialmente quando as previsões para o dia seguinte sobrestimassem a produção e também se as centrais tivessem um desempenho inferior devido à desvalorização provocada pelo calor. As centrais mais antigas poderiam ser especialmente vulneráveis, com os operadores a serem forçados a resolver os défices de produção a preços de pico em tempo real.
Irradiação horizontal global de junho EUA - mostrando um potencial de 280 kWh/m2 Fonte: Solargis
Os mapas de preços nodais mostram as diferentes gamas de preços nos EUA: Gridstatus
Esta volatilidade tem sérias implicações para os activos solares comerciais. Os projectos americanos que já não são apoiados por contratos de aquisição de energia (PPA) a longo prazo, ou que estão a sair dos mercados de capacidade, enfrentam agora uma exposição muito maior às flutuações de preços em tempo real. À medida que mais projectos adoptam posições de comerciante ou quase-comerciante, a margem de erro de previsão continua a diminuir.
Para gerir esta exposição, os conjuntos de dados meteorológicos e de preços a longo prazo estão a revelar-se essenciais. Os dados de séries temporais - que abrangem décadas em vez de se basearem num único "ano típico" - permitem aos proprietários e operadores de activos antecipar melhor as anomalias de produção e de preços durante períodos de alto risco, como as ondas de calor.
Os dados tradicionais de previsão da produção para o dia seguinte, baseados na irradiância solar básica e em dados meteorológicos, já não são suficientes por si só. O que é necessário é uma visão mais integrada que tenha em conta não só a variabilidade dos recursos solares, mas também as flutuações da temperatura ambiente, o desempenho dos activos envelhecidos e os padrões históricos de volatilidade dos preços de mercado.
Para além da previsão proactiva, este tipo de dados também permite diagnósticos precisos pós-evento - ajudando a determinar se os desvios de desempenho foram de natureza meteorológica, técnica ou operacional.
Na Solargis, estamos a trabalhar em estreita colaboração com comerciantes e operadores de activos para melhorar os dados de previsão utilizados para a participação no mercado diário e em tempo real. Isto também inclui o aperfeiçoamento da forma como avaliam a conceção do projeto, ajudando-os a ter em conta as anomalias de temperatura e os padrões históricos de condições meteorológicas extremas em locais específicos. Os nossos modelos melhorados integram dados de produção do mundo real e aplicam ajustes ponderados pela volatilidade, fornecendo uma previsão de produção mais exacta em condições incertas.
Estes conhecimentos estão a ser cada vez mais utilizados não só para otimizar as ofertas, mas também para informar estratégias mais amplas de gestão de activos, em especial no caso de centrais mais antigas ou com fraco desempenho.
A cúpula térmica também suscitou questões relacionadas com a gestão futura de activos solares envelhecidos. À medida que os módulos se degradam e as sensibilidades à temperatura aumentam, os operadores têm de reavaliar tanto os pressupostos originais do projeto como as capacidades operacionais em tempo real. Sem uma visibilidade exacta das perdas térmicas e do comportamento do inversor sob stress térmico, mesmo os activos estabelecidos correm o risco de ter um desempenho inferior durante os períodos de receitas elevadas.
As condições de cúpula de calor realçam como a confiança nos modelos de previsão convencionais, que muitas vezes não conseguem captar totalmente o impacto da variabilidade climática extrema no desempenho solar, deixa os operadores expostos a elevados níveis de risco financeiro. Em condições de alta temperatura, os activos mais antigos com gamas de tensão MPPT mais estreitas são particularmente vulneráveis à degradação da produção, o que é uma realidade operacional que deve agora ser tida em conta nas previsões prospectivas.
A onda de calor de junho nos EUA também reflecte as tendências observadas noutros locais. Segue-se a uma das primaveras mais ensolaradas de que há registo na Europa Ocidental, com a irradiância solar significativamente acima das normas de longo prazo. Os dados da Solargis Evaluate mostraram que algumas regiões registaram até 50% mais Irradiação Horizontal Global (GHI) em comparação com as médias de 30 anos - criando condições favoráveis para o rendimento energético, mas também reforçando a necessidade de ferramentas mais precisas de previsão e avaliação de projectos.
