06 de noviembre de 2026
Previsão da geração de energia fotovoltaica por meio de aprendizado de máquina: um estudo aplicado a uma usina no Nordeste do Brasil
Vincenzo Stagnitta; Adâmara Santos Gonçalves Felício
DOI: 10.22167/2675-6528-202603963
Artigo derivado de Trabalho de Conclusão de Curso (TCC), com conteúdo baseado no trabalho original do aluno e adaptado ao formato editorial da Revista E&S com apoio da ferramenta ResumeAI, solução de inteligência artificial desenvolvida pelo Instituto Pecege para síntese e organização textual.
Resumo
O incremento das energias renováveis no Brasil, em especial da energia fotovoltaica, evidenciou a necessidade de aprimorar a previsão da produção das usinas, em função da elevada dependência de fatores climáticos e da consequente variabilidade da geração elétrica. Desenvolveu-se e avaliou-se modelos de aprendizado de máquina para a previsão da geração de energia elétrica de uma usina fotovoltaica no Nordeste do Brasil, analisando o impacto da inclusão progressiva de variáveis meteorológicas, temporais, derivadas e defasadas. Utilizaram-se dados horários de geração de energia e variáveis meteorológicas provenientes de bases oficiais e públicas. Implementaram-se três algoritmos de regressão baseados em árvores (Árvore de Decisão, Random Forest e XGBoost) em uma modelagem estruturada em três fases: variáveis meteorológicas, temporais e cíclicas e de defasagens. Os resultados indicaram forte correlação entre a radiação solar e a geração de energia. Observou-se desempenho preditivo moderado nas fases iniciais da modelagem, com melhora expressiva na terceira fase, onde o XGBoost se destacou com um R² de 0,898. Concluiu-se que a inclusão de variáveis temporais e técnicas de engenharia de atributos foi determinante para o aprimoramento da capacidade preditiva dos três modelos, configurando-se como uma estratégia para aplicações práticas no setor fotovoltaico.
Palavras-chave: Algoritmo baseado em árvores; Dados meteorológicos; Dependência temporal; Engenharia de atributos; Parque solar.
1. Introdução
O setor fotovoltaico tem apresentado um crescimento exponencial global na última década, consolidando-se como uma das fontes energéticas de maior expansão no mundo (IEA, 2024). No Brasil, essa expansão é igualmente notável, com a capacidade instalada saltando de dez MW em 2015 para aproximadamente 16.000 MW em 2025 (ONS, 2025a). Tal crescimento posiciona a energia fotovoltaica como um componente essencial da matriz energética diversificada do país, que já integra outras fontes renováveis como eólica, biomassa e hidrelétrica (Bondarik, 2018). As projeções indicam que a geração de fontes fotovoltaica e eólica deverá dobrar até 2035, respondendo por cerca de 40% de toda a eletricidade gerada nacionalmente (BP Energy, 2025).
A geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis, em particular a solar fotovoltaica, é intrinsecamente dependente das condições climáticas e geográficas locais (Pereira et al., 2017). Essa característica confere a essas fontes um caráter intermitente e as sujeita a uma variabilidade temporal significativa. Fatores como o ciclo sazonal, o ciclo diário, a presença de nuvens e aerossóis na atmosfera influenciam diretamente a radiação solar recebida, que é crucial para a conversão energética nos sistemas fotovoltaicos (Pereira et al., 2017). Consequentemente, a variabilidade das condições atmosféricas ao longo do tempo aumenta a incerteza na previsão da geração de energia fotovoltaica, afetando sua previsibilidade.
Nesse contexto, a variabilidade das condições meteorológicas representa um desafio considerável para a previsão da geração de energia fotovoltaica, com implicações diretas para o planejamento e a operação do sistema elétrico nacional (EPE, 2025). A capacidade de prever com precisão as flutuações na geração de energia, com base em dados históricos de produção e variáveis meteorológicas, é um desafio relevante para o setor fotovoltaico brasileiro. A lacuna reside na necessidade de modelos preditivos mais robustos que possam capturar a complexidade dessas interações e a dependência temporal da geração.
A superação desse desafio é fundamental para otimizar a integração da energia solar na rede elétrica, garantindo maior segurança e eficiência operacional. A aplicação de algoritmos de aprendizado de máquina surge como uma abordagem promissora para desenvolver modelos preditivos capazes de lidar com a não linearidade e a alta dimensionalidade dos dados envolvidos na previsão da geração fotovoltaica. A hipótese que norteia este trabalho é que a combinação de variáveis meteorológicas, atributos temporais e transformações derivadas pode aprimorar significativamente a precisão da previsão da geração de energia elétrica de usinas fotovoltaicas, permitindo uma melhor exploração dos padrões sazonais e cíclicos.
Assim, o presente estudo justifica-se pela necessidade de aprimorar as ferramentas de previsão para o setor fotovoltaico, contribuindo para o avanço da pesquisa em aprendizado de máquina aplicada à energia. O escopo principal deste estudo consiste em desenvolver e avaliar modelos de aprendizado de máquina para previsão da geração de energia elétrica de uma usina fotovoltaica, analisando o impacto da inclusão progressiva de variáveis meteorológicas, temporais e derivadas no desempenho preditivo.
2. Material e Métodos
O presente trabalho caracterizou-se como uma pesquisa de natureza quantitativa, fundamentada na análise de dados e na aplicação de métodos estatísticos e algoritmos de aprendizado de máquina. Adotou-se uma abordagem exploratória, visando identificar padrões e relações entre variáveis meteorológicas e a produção de energia fotovoltaica. Configurou-se, ainda, como um estudo de caso, concentrando a investigação em uma unidade específica de análise, com foco na previsão da geração de energia de uma usina fotovoltaica no Nordeste do Brasil.
O objeto empírico do estudo foi o Complexo Solar Alex, uma usina fotovoltaica localizada no estado do Ceará, entre os municípios de Limoeiro do Norte e Tabuleiro do Norte, a aproximadamente 230 km da cidade de Fortaleza (Portal do Governo do Ceará, 2026). O complexo, pertencente à empresa Elera Renováveis, iniciou operação comercial em 2021, com capacidade instalada de 360 MWp, distribuídos em nove subcampos (Canal Solar, 2022). A análise dos dados abrangeu o período de 2022 a 2024.
Os dados utilizados foram obtidos de bases de dados públicas. As informações sobre a geração horária de energia elétrica foram extraídas dos portais do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS, 2025b) e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE, 2025). Os dados meteorológicos foram coletados da estação do Instituto Nacional de Meteorologia (INMET, 2025) mais próxima da usina, denominada Morada Nova, e complementados com dados da base NASA POWER (NASA, 2025).
As variáveis explicativas incluíram temperatura do ar (°C), velocidade do vento (m/s), precipitação total (mm), umidade relativa do ar (%) e radiação solar global (W/m²). A variável dependente foi a geração horária de energia elétrica (MWh). Os dados extraídos compreendem todas as horas dos dias dos anos analisados. Após a coleta, os dados foram submetidos a etapas de limpeza e pré-processamento para remover ruídos e inconsistências, garantindo a qualidade do conjunto de dados.
Realizou-se uma inspeção da estrutura do banco de dados para identificar as características das variáveis, verificando que a maioria era numérica, exceto a variável de instante de observação, que era temporal. Para avaliar a associação linear entre as variáveis meteorológicas e a geração de energia, utilizou-se a correlação linear de Pearson (Fávero; Belfiore, 2017). O banco de dados foi dividido cronologicamente em conjuntos de treino (janeiro de 2022 a dezembro de 2023, com 17.336 observações) e teste (ano de 2024, com 8.774 observações).
Foram implementados e comparados três algoritmos de regressão baseados em árvores: Árvore de Decisão (James et al., 2021), Random Forest (Breiman, 2001) e XGBoost (Chen; Guestrin, 2016). A modelagem foi estruturada em três fases para avaliar o impacto da inclusão progressiva de variáveis. Na Fase 1, os algoritmos foram treinados exclusivamente com as variáveis meteorológicas originais, estabelecendo um modelo de referência.
Na Fase 2, foram adicionadas variáveis temporais simples, extraídas do instante de observação, como hora do dia, dia da semana, mês, ano e dia do ano. Na Fase 3, incluíram-se variáveis cíclicas e de defasagem da geração de energia. As variáveis cíclicas, como seno e cosseno da hora do dia, do mês e do ano, foram criadas a partir de transformações trigonométricas. Adicionalmente, foram geradas três variáveis defasadas da geração de energia (t-1, t-2 e t-3) para capturar a dependência temporal da série.
O desempenho preditivo dos modelos foi avaliado no conjunto de teste utilizando métricas como Erro Quadrático Médio (MSE), Raiz do Erro Quadrático Médio (RMSE), Erro Absoluto Médio (MAE) e Coeficiente de Determinação (R²) (James et al., 2021). Para otimizar o desempenho e mitigar o sobreajuste, realizou-se a busca sistemática pelos melhores hiperparâmetros de cada algoritmo por meio da técnica GridSearchCV, que combina validação cruzada com busca exaustiva (Kohavi, 1995). A modelagem foi desenvolvida na linguagem Python, utilizando bibliotecas como pandas, NumPy, matplotlib, seaborn e scikit-learn, garantindo a robustez da análise e a coerência com os objetivos propostos.
3. Resultados e Discussão
Os resultados obtidos neste estudo revelaram insights importantes sobre a previsão da geração de energia fotovoltaica em uma usina no Nordeste do Brasil, utilizando modelos de aprendizado de máquina. Inicialmente, a análise exploratória dos dados permitiu caracterizar as variáveis meteorológicas e a geração de energia elétrica. Observou-se que a radiação solar global (ghi_wm2) e a geração horária de energia elétrica (geracao_mwh) apresentaram uma forte associação positiva, com uma elevada frequência de valores nulos correspondendo aos períodos noturnos, quando a radiação solar é inexistente. As estatísticas descritivas indicaram uma média de geração horária de 72,98 MWh e uma radiação solar média de 249,14 W/m², ao longo do período analisado.
A análise de correlação linear de Pearson confirmou uma forte associação entre a radiação solar e a geração de energia fotovoltaica, com um coeficiente de correlação de 0,845. Variáveis como a temperatura do ar (r = 0,591) e a umidade relativa do ar (r = -0,513) também demonstraram correlações lineares moderadas com a geração de energia. Em contraste, a precipitação total e a velocidade do vento exibiram associações lineares reduzidas. Esses achados são consistentes com a literatura, que frequentemente aponta a radiação solar como o principal fator explicativo da geração fotovoltaica, com coeficientes de correlação superiores a 0,80, refletindo o papel direto da irradiância na conversão energética (Atiea et al., 2024).
Desempenho dos modelos de aprendizado de máquina
Fase 1: base original
Na primeira fase da modelagem, onde os algoritmos Árvore de Decisão, Random Forest e XGBoost foram treinados exclusivamente com as variáveis meteorológicas originais, o desempenho preditivo foi moderado. Os coeficientes de determinação (R²) variaram de 0,5240 para a Árvore de Decisão, 0,5448 para o Random Forest e 0,5475 para o XGBoost. Os valores de Raiz do Erro Quadrático Médio (RMSE) e Erro Absoluto Médio (MAE) foram elevados, indicando que, embora os modelos explicassem aproximadamente metade da variabilidade da geração de energia, ainda havia uma margem significativa de erro. O XGBoost destacou-se ligeiramente como o modelo com melhor desempenho nesta fase inicial.
A importância relativa das variáveis explicativas na Fase 1 revelou que a radiação solar global (ghi_wm2) foi, de longe, a variável de maior relevância para os três modelos, especialmente para a Árvore de Decisão, que atribuiu toda a importância a ela. As demais variáveis meteorológicas, como temperatura do ar, umidade relativa, velocidade do vento e precipitação, apresentaram menor importância relativa, com poucas diferenças entre Random Forest e XGBoost. A dispersão observada entre os valores reais e previstos, conforme ilustrado nas análises de dispersão, sugeriu limitações na capacidade preditiva dos modelos, indicando a necessidade de refinamento ou a inclusão de variáveis explicativas mais representativas.
Fase 2: variáveis temporais
A inclusão de variáveis temporais simples, como hora do dia, dia da semana, mês, ano e dia do ano, na Fase 2 da modelagem, resultou em uma melhora moderada no desempenho preditivo dos modelos Random Forest e XGBoost. O R² para o Random Forest aumentou para 0,5636 e para o XGBoost para 0,5792, acompanhado por uma redução nos valores de MSE, RMSE e MAE. Contudo, o desempenho da Árvore de Decisão permaneceu inalterado, sugerindo menor sensibilidade desse modelo à incorporação de informações temporais adicionais.
A matriz de correlação linear da Fase 2 confirmou a persistência da forte correlação entre a radiação solar e a geração de energia (r = 0,84). Entre as variáveis temporais adicionadas, a hora do dia apresentou uma correlação moderada com a geração de energia (r = 0,27), o que reflete o ciclo diurno da produção fotovoltaica. As demais variáveis temporais demonstraram correlações lineares fracas. A radiação solar global (ghi_wm2) manteve-se como a variável mais importante em todos os modelos, enquanto a hora do dia ganhou relevância nos modelos Random Forest e XGBoost, indicando a contribuição das informações temporais para a explicação da variabilidade da geração.
Fase 3: variáveis cíclicas e defasadas
A terceira fase da modelagem, que incorporou variáveis cíclicas (transformações seno e cosseno da hora do dia, dia do ano e mês) e variáveis de defasagem temporal da própria geração de energia (geracao_mwh_lag1, geracao_mwh_lag2 e geracao_mwh_lag3), demonstrou uma melhora significativa e expressiva no desempenho preditivo dos três modelos. O coeficiente de determinação (R²) da Árvore de Decisão aumentou para 0,8873, do Random Forest para 0,8923 e do XGBoost para 0,8985. Essa melhoria foi acompanhada por uma redução substancial nos erros, com o RMSE da Árvore de Decisão caindo de aproximadamente 60,6 MWh para 29,5 MWh.
O XGBoost apresentou o melhor desempenho global nesta fase, com o maior R² (0,8985) e os menores valores de MSE, RMSE e MAE, seguido pelo Random Forest e pela Árvore de Decisão. Esses resultados corroboram a importância das informações temporais cíclicas e de defasagem para aprimorar a capacidade dos modelos em prever a geração de energia fotovoltaica, permitindo a captura de padrões sazonais e a dependência temporal da série. A radiação solar global (ghi_wm2) permaneceu como a variável de maior importância, embora sua relevância relativa tenha diminuído em comparação com as fases anteriores devido à ascensão das variáveis de defasagem, especialmente geracao_mwh_lag1, que se tornou altamente relevante.
A matriz de correlação linear da Fase 3 evidenciou que as variáveis de defasagem da geração de energia apresentaram correlações elevadas com a geração, com r = 0,90 para geracao_mwh_lag1, r = 0,73 para geracao_mwh_lag2 e r = 0,54 para geracao_mwh_lag3. Isso reforça a forte dependência temporal da série de geração fotovoltaica. As variáveis cíclicas, particularmente as transformações trigonométricas do dia do ano e da hora do dia, também mostraram correlações moderadas com a geração, com r = -0,70 para o cosseno da hora do dia, indicando que a periodicidade diária contribui para a capacidade dos modelos de capturar os padrões de geração.
A otimização dos hiperparâmetros dos modelos por meio da técnica GridSearchCV foi crucial para maximizar o desempenho preditivo e mitigar o risco de sobreajuste. Os melhores conjuntos de hiperparâmetros foram identificados para cada algoritmo em cada fase, contribuindo para os resultados robustos alcançados na Fase 3. As análises gráficas da Fase 3 mostraram uma maior concentração dos pontos ao longo da linha de referência, indicando um ajuste preditivo significativamente melhor em comparação com as fases anteriores. Houve maior aderência entre os valores reais e estimados ao longo do período de teste, com redução das discrepâncias observadas previamente.
Apesar do bom desempenho geral, notou-se a ocorrência de discrepâncias pontuais, especialmente em períodos de maior variabilidade ou quedas abruptas na geração, sugerindo que os modelos ainda possuem limitações na capacidade de capturar todas as nuances da variabilidade. Esses resultados estão alinhados com estudos prévios que avaliaram modelos integrando dados meteorológicos e históricos, nos quais o coeficiente de determinação variou entre 0,85 e 0,95 (Amiri et al., 2024). O desempenho superior do XGBoost, seguido pelo Random Forest, também está em consonância com a literatura que destaca a maior capacidade de generalização desses algoritmos em cenários de alta variabilidade e não linearidade (Amiri et al., 2024; Atiea et al., 2024; Didavi et al., 2021).
Embora alguns estudos reportem valores de R² superiores a 0,90, próximos de 0,97 (Hassan et al., 2025), esses resultados são frequentemente associados a conjuntos de dados altamente controlados, séries temporais mais estáveis ou processos de otimização mais intensivos. Neste contexto, o desempenho obtido neste estudo, com R² próximo de 0,90 em dados de teste, pode ser considerado satisfatório para aplicações reais de previsão fotovoltaica, especialmente em ambientes operacionais onde há incertezas associadas à variabilidade climática e limitações na disponibilidade de dados meteorológicos mais detalhados.
As limitações metodológicas do estudo incluem a forte dependência de variáveis defasadas da própria geração (geracao_mwh_lag1), o que pode superestimar o desempenho preditivo e reduzir a aplicabilidade do modelo para horizontes de previsão mais longos ou em contextos sem medições recentes. Além disso, a disponibilidade limitada de dados meteorológicos de maior qualidade impediu a inclusão de variáveis atmosféricas diretamente relacionadas à atenuação da radiação solar, como nebulosidade e concentração de aerossóis, e fatores operacionais, como estado de limpeza dos painéis ou registros de indisponibilidade da usina.
A ausência dessas variáveis é uma limitação relevante, conforme apontado na literatura, e pode impactar negativamente a capacidade dos modelos de capturar variações mais complexas, especialmente em situações de maior variabilidade climática. Por fim, o estudo concentrou-se em uma única usina e em um período específico de observação, o que restringe a generalização dos resultados. A extrapolação para outros contextos geográficos, operacionais e climáticos deve ser realizada com cautela, exigindo validação prévia dos modelos em diferentes cenários para confirmar sua robustez e aplicabilidade.
Em síntese, os modelos de aprendizado de máquina baseados em árvores, especialmente o XGBoost, demonstraram capacidade preditiva aprimorada para a geração de energia fotovoltaica quando variáveis temporais, cíclicas e de defasagem são incorporadas. A radiação solar permanece como o principal preditor, mas a engenharia de atributos temporais e a dependência da série temporal da própria geração são cruciais para capturar a complexidade e a periodicidade da produção de energia, respondendo ao objetivo de aprimorar a previsão da geração de energia elétrica de usinas fotovoltaicas.
4. Conclusão
O presente estudo buscou desenvolver e avaliar modelos de aprendizado de máquina para a previsão da geração de energia elétrica de uma usina fotovoltaica, analisando o impacto da inclusão progressiva de variáveis meteorológicas, temporais e derivadas no desempenho preditivo. Verificou-se uma forte correlação entre a radiação solar e a geração de energia, com um coeficiente de Pearson de 0,845, confirmando a radiação solar como o principal fator explicativo. Na fase inicial da modelagem, que utilizou apenas variáveis meteorológicas, os modelos apresentaram desempenho preditivo moderado, com coeficientes de determinação (R²) variando entre 0,524 e 0,547. A inclusão de variáveis temporais simples na segunda fase resultou em uma melhora discreta. Contudo, a terceira fase, que incorporou variáveis cíclicas e de defasagem da própria geração, demonstrou uma melhoria significativa e expressiva no desempenho, com o modelo XGBoost alcançando um R² de 0,898. Esse resultado evidenciou que a engenharia de atributos temporais e a dependência da série temporal da própria geração foram determinantes para aprimorar a capacidade preditiva dos modelos, configurando-se como uma estratégia robusta para aplicações práticas no setor fotovoltaico.
Apesar do ajuste preditivo alcançado, o estudo apresentou limitações metodológicas. A forte dependência de variáveis defasadas da própria geração pode superestimar o desempenho e restringir a aplicabilidade do modelo para horizontes de previsão mais longos ou em contextos sem medições recentes. Adicionalmente, a disponibilidade limitada de dados meteorológicos de maior qualidade impediu a inclusão de variáveis atmosféricas como nebulosidade e concentração de aerossóis, e fatores operacionais, que poderiam impactar a capacidade dos modelos de capturar variações mais complexas. Por fim, a restrição a uma única usina e a um período específico de observação limita a generalização dos resultados. Para estudos futuros, recomenda-se a incorporação de variáveis meteorológicas mais abrangentes, a avaliação em diferentes horizontes de previsão e a inclusão de dados operacionais da usina. Sugere-se também a exploração de modelos híbridos e arquiteturas mais complexas, capazes de modelar explicitamente a evolução temporal dos dados, visando aprimorar a robustez e a generalização preditiva em diversos cenários.
Referências Bibliográficas
BONDARIK, R. Uma visão geral sobre o potencial de geração de energias renováveis no Brasil. v. 43, 2018.
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Canal Solar., 2022. Disponível em: <https://canalsolar.com.br>
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IEA. International Energy Agency [IEA]. Renewables 2024: Analysis and forecast to 2028. Paris: IEA, 2024., 2024. Disponível em: <https://www.iea.org>
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ONS. Operador Nacional do Sistema Elétrico [ONS] – Evolução da Capacidade Instalada de Geração Eólica e Fotovoltaica. 2025a. Disponível em: <https://www.ons.org.br >
PEREIRA, E. et al. Atlas brasileiro de energia solar. 2. ed. [S.I.]: Universidade Federal de São Paulo, 2017.
Portal do Governo do Ceará., 2026. Disponível em: <https://www.ceara.gov.br>
Artigo oriundo de Trabalho de Conclusão de Curso da Especialização em Data Science e Analytics do MBA USP/Esalq
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