22 de octubre de 2026
Regresión Estadística en Microrredes para Estimación de Desempeño Operacional: Caso Campusgrid
Kevin Dessanai; Luiz Henrique Lino de Oliveira
DOI: 10.22167/2675-6528-202603756
Artículo derivado de Trabajo de Conclusión de Curso (TCC), con contenido basado en el trabajo original del alumno y adaptado al formato editorial de la Revista E&S con el apoyo de la herramienta ResumeAI, solución de inteligencia artificial desarrollada por el Instituto Pecege para síntesis y organización textual.
Resumen
Se propuso un modelo de regresión estadística múltiple para estimar el rendimiento operativo de la microrred CampusGrid de la UNICAMP, basándose en magnitudes eléctricas internas. La microrred integra generación fotovoltaica, baterías y un generador de gas. Se recopilaron datos del sistema de gestión de energía en intervalos de cinco minutos durante un mes. El Índice de Confiabilidad Operacional, definido como la razón entre la energía atendida y la demandada, se estableció como variable dependiente. El modelo se ajustó al modo de operación aislado, evaluando el impacto de la demanda, el estado de carga, la generación solar y la energía suministrada. Los resultados revelaron un elevado poder explicativo, lo que indica que la confiabilidad operativa depende de la interacción entre el suministro y la demanda. Se observó que el período nocturno concentró la mayor tasa de atención parcial, atribuida a la reducción de la generación solar. Se concluyó que la regresión múltiple ofrece una estructura interpretable y útil para el monitoreo de microrredes y el apoyo a estrategias de control.
Palabras clave: Almacenamiento en baterías; Generación fotovoltaica; Índice de Confiabilidad; Operación aislada; Sistema de Gestión de Energía.
1. Introducción
La evolución de los sistemas eléctricos de potencia, históricamente compuestos por etapas de generación, transmisión, distribución, control y consumo de energía eléctrica, estuvo asociada a la expansión de grandes centrales centralizadas y redes extensas. Este modelo fue esencial para la universalización del acceso a la electricidad (Kagan et al., 2005; Grigsby, 2012), pero comenzó a presentar limitaciones ante la necesidad de mayor confiabilidad, flexibilidad, sostenibilidad e integración de fuentes renovables distribuidas, que poseen naturaleza intermitente (Lasseter, 2007).
En este contexto, el concepto de microrred ganó relevancia como una alternativa para controlar recursos energéticos de forma coordinada y despachable. La concepción de microrred fue impulsada por el concepto “CERTS Microgrid” a principios de los años 2000, que propuso tratar la generación distribuida, las cargas y los dispositivos de control como un subsistema eléctrico capaz de operar conectado a la red principal o de manera autónoma (Lasseter et al., 2002). Según el U.S. Department of Energy (2024), una microrred se define como un conjunto de cargas y recursos energéticos distribuidos insertados en límites eléctricos claramente definidos, capaz de actuar como una entidad controlable única en relación con la red principal.
Las microrredes surgen, por lo tanto, como respuesta a la necesidad de sistemas eléctricos más resilientes, descentralizados y capaces de integrar diferentes fuentes de energía. Su uso permite combinar generación renovable, generadores fósiles despachables, sistemas de almacenamiento de energía, cargas con respuesta a la demanda y medidores inteligentes (Liu et al., 2023). Entre sus principales beneficios se destacan la mejora de la confiabilidad del suministro, el aumento de la resiliencia frente a fallas de la red principal, la posibilidad de operación aislada, la integración de fuentes renovables y una mayor eficiencia en la gestión local de la energía (Feng et al., 2018). Sin embargo, la implementación de microrredes también presenta desafíos significativos, como el elevado costo de inversión inicial, la necesidad de infraestructura de comunicación, protección y control, además de la exigencia de estrategias operativas para lidiar con incertidumbres en la generación renovable y en la demanda (Eyimaya, 2024).
La presencia de sistemas de almacenamiento en baterías amplía la flexibilidad operativa de las microrredes, pero introduce desafíos relacionados con el estado de carga, los ciclos de carga y la degradación (Shamarova et al., 2022). En este escenario, el sistema de gestión de energía (EMS) desempeña un papel central, coordinando el despacho de los recursos, equilibrando la generación y la demanda, y preservando la estabilidad operativa en diferentes condiciones, incluida la transición entre los modos conectado e aislado (Khan et al., 2024).
En el contexto brasileño, CampusGrid, implementada en el campus de la Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP), representa un ejemplo relevante de microrred orientada a la investigación, demostración tecnológica y evaluación operativa en un entorno real. Esta infraestructura permite investigar aspectos relacionados con la integración de fuentes renovables, el almacenamiento de energía, estrategias de control y diferentes modos de operación, contribuyendo al avance de estudios aplicados sobre el tema en el país (UNICAMP, 2024).
La complejidad operativa de las microrredes exige el desarrollo de métodos que apoyen el análisis de rendimiento. Los enfoques basados en datos, como modelos estadísticos y técnicas de aprendizaje automático, se emplean cada vez más para la predicción, el control y la identificación de patrones operativos (Porawagamage et al., 2024). Sin embargo, aunque las técnicas avanzadas ofrecen una alta capacidad predictiva, los modelos interpretables son cruciales en aplicaciones de ingeniería, especialmente cuando el objetivo no es solo predecir el comportamiento del sistema, sino comprender las relaciones entre las variables operativas y los indicadores de rendimiento.
En este contexto, los modelos de regresión proporcionan un marco transparente, útil y de bajo costo computacional para el análisis de microrredes (Javadi y Pong, 2025). La elección de este enfoque busca evaluar en qué medida las variables internas de la microrred pueden explicar y estimar su comportamiento operativo, contribuyendo al monitoreo y la mejora de las estrategias de operación. Así, este trabajo propone la utilización de un modelo de regresión estadística múltiple para estimar el desempeño operativo de la microrred CampusGrid de la UNICAMP, a partir de magnitudes eléctricas internas.
2. Material y Métodos
La metodología de la investigación se estructuró en dos etapas complementarias: I) adquisición, tratamiento y organización de los datos operativos de la microrred y II) modelado estadístico, validación y análisis de los resultados obtenidos. El estudio buscó evaluar cómo las variables internas de la microrred pueden explicar y estimar su comportamiento operativo, contribuyendo al monitoreo y perfeccionamiento de las estrategias de operación.
En la primera etapa, se realizó investigación documental y tecnológica, con extracción de datos temporales, registros de eventos y logs operativos del sistema de gestión de energía de CampusGrid. Se recopilaron y organizaron variables eléctricas internas de la microrred, incluyendo potencia de las fuentes de generación, demanda eléctrica de las cargas, estado de carga del sistema de almacenamiento y otras magnitudes operativas. Para ello, se definió una ventana temporal continua para contemplar la variabilidad de la carga, diferencias entre días útiles y no útiles, distintas condiciones de despacho y eventuales ocurrencias de aislamiento o contingencia.
La base de datos se sometió a criterios de inclusión y exclusión, eliminando registros duplicados, descartando valores atípicos y estandarizando días con lagunas en variables críticas. A partir de las variables tratadas, se construyó el Índice de Confiabilidad Operacional [ICO], utilizado como variable dependiente del modelo estadístico. El ICO representa la capacidad de la microrred para satisfacer la demanda requerida y se calculó mediante la razón entre la energía efectivamente atendida y la energía total demandada en el instante de tiempo respectivo, según la Ecuación (1):
ICO₁ = Comprendida / Demandada (1)
Donde ICO: es el índice de confiabilidad operacional en el instante t; Eatendidať : es la energía efectivamente suministrada por la microrred; y Edemandadať : es la energía total requerida por las cargas en el mismo período. El índice asume valores entre 0 y 1, indicando mayor confiabilidad operacional cuanto más cercano a 1.
En la segunda etapa, se realizó la modelización estadística de los datos tratados utilizando regresión múltiple. El modelo se estructuró para estimar el índice diario de confiabilidad operativa a partir de las variables eléctricas internas de la microrred, según la Ecuación (2):
ICO₁ = Bo + B₁X1,t + B2X2,t + … + BXn,t + Et (2)
Donde ICOdt: es la variable dependiente en el instante t; X1,t, X2,t,…, Xn,t: son las variables explicativas de las mediciones internas de la microrred; β₀: es el intercepto; β₁,β2,…,βn: son los coeficientes estimados para cada variable explicativa; y ɛt: es el término de los errores.
La validación del modelo incluyó el análisis de los residuos, la verificación de la significancia estadística de los coeficientes y la evaluación de métricas de desempeño como el coeficiente de determinación [R²], el error absoluto medio y la raíz del error cuadrático medio. También se evaluaron aspectos como la multicolinealidad entre variables explicativas y la adherencia de los residuos a los supuestos del modelo.
El tratamiento estadístico se realizó en el entorno Python, utilizando bibliotecas como Pandas, NumPy y Scikit-learn, además de otras bibliotecas para inferencia estadística y visualización de patrones. Se generaron tablas de rendimiento del modelo, estimaciones de coeficientes, intervalos de confianza, indicadores de colinealidad, pruebas diagnósticas, gráficos de residuos y análisis de sensibilidad.
La investigación utilizó exclusivamente datos técnicos y desidentificados, sin tratamiento de información personal, garantizando un recorrido transparente y replicable.
Área de Estudio
CampusGrid, ubicada en un campus universitario (coordenadas -22.815762 y -47.072456), sirvió como plataforma de demostración y desarrollo tecnológico. La infraestructura integra generación fotovoltaica (565 kilovatios-pico [kWp]), almacenamiento en baterías (1,27 Megavatios-hora [MWh]), generador a gas natural (250 kilovolt-amperios [kVA]), infraestructura en baja y media tensión y un sistema inteligente de supervisión y control. Esta arquitectura es adecuada para estudios de operación conectada y aislada, despacho energético, gestión de cargas y evaluación del comportamiento dinámico del sistema.
Figura 1. Microrred Campusgrid

Fuente: Datos originales de la investigación
3. Resultados y Discusión
Análisis estadístico
La operación de una microrred, caracterizada por la interacción entre generación renovable intermitente, almacenamiento, generación despachable, perfiles de carga y estrategias de control, presenta complejidad técnica. Un análisis inicial evaluó datos del sistema de gestión de energía (EMS) de CampusGrid, abarcando tanto el modo conectado a la red principal como el modo aislado. Los datos se estandarizaron y organizaron en intervalos de 5 minutos, cubriendo un mes de operación ininterrumpida. La Figura 2 ilustra la matriz de correlación entre las variables registradas por el sistema de monitoreo.Figura 2. Matriz de correlación de los datos obtenidos de la Microrred Campusgrid

Fuente: Resultados originales de la investigación
La matriz de correlación inicial indicó que el índice de confiabilidad operativa (ICO), considerando los modos conectado y desconectado, presentaba poca o ninguna correlación con la mayoría de las variables. Esto se debió principalmente al suministro de energía de la red principal, cuyos datos no fueron monitoreados por la microrred. En modo conectado, sin generación local, el ICO siempre sería 1, ya que la demanda sería suplida por la red principal. Se observó que la variación delta del estado de carga del sistema de almacenamiento de energía (dsoc) y el grupo generador a gas natural (generador) mostraron correlación leve a moderada con el modo de operación, ya que actúan como respaldo en caídas de energía. El sistema fotovoltaico (sfv) no presentó correlaciones significativas, mientras que la energía entregada localmente por la microrred se correlacionó principalmente con la demanda.
Para un análisis más preciso del ICO, los datos fueron depurados para incluir solo los instantes en que la microrred operaba en modo aislado, eliminando la interferencia de la red principal. Del total de 8640 observaciones, 195 se referían al modo aislado, lo que, aunque reducido, permitió una evaluación más realista de la capacidad de soporte de las cargas locales. La Figura 3 presenta la matriz de correlación para el sistema operando exclusivamente en modo aislado.Figura 3. Matriz de correlación de los datos de la Microrred Campusgrid para el modo aislado

Fuente: Resultados originales de la investigación
En el modo de operación aislado, el ICO mostró una relación positiva más pronunciada con la operación de la batería y el sistema fotovoltaico, lo que indica que mayores estados de carga de la batería y una mayor generación fotovoltaica se asocian con valores más altos de ICO. El sfv también presentó una leve interdependencia con el generador de gas. En cuanto a la demanda, la correlación fue moderada a fuerte y negativa, lo que sugiere que el ICO tiende a disminuir con el aumento de la demanda. Con base en estos datos, fue posible obtener la ecuación (4) que describe el comportamiento del sistema:
ICO = 0,899025 – 0,129712demanda + 0,000546dsoc + 0,001845gerado + 0,011725sfv + 0,150857energía (4)
El análisis de regresión, según la Tabla 1, reveló que el generador no tiene una significancia estadística relevante como variable explicativa del ICO, con un valor p de aproximadamente 0,152. La Figura 4 ilustra este comportamiento en forma de grafo, donde las líneas más azules y rojas indican niveles de correlación más débiles y más fuertes, respectivamente.Tabla 1. Tabla con los resultados individuales de las variables
| Variables | Coeficiente | Error | t | P > | t | | [ 0.025 | 0.975 ] |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Punto de corte | 0.899025 | 0.015 | 58.838 | 0.000 | 0.874 | 0.934 |
| exigencia | -0.129712 | 0.06 | -21.082 | 0.000 | -0.143 | -0.0118 |
| dsoc | 0.000546 | 0.000 | 3.193 | 0.002 | 0.000 | 0.001 |
| generador | 0.001845 | 0.00128 | 1.438 | 0.152 | -0.000685 | 0.004374 |
| sfv | 0.011725 | 0.004 | 3.297 | 0.001 | 0.005 | 0.021 |
| energía | 0.150857 | 0.010 | 15.427 | 0.000 | 0.131 | 0.170 |
Fuente: Resultados originales de la investigaciónFigura 4. Grafos de correlación de los datos de la Microrred Campusgrid para el modo aislado

Fuente: Resultados originales de la investigación
El intervalo del coeficiente del generador, según la Figura 4, pasa por cero, lo que sugiere que estadísticamente es plausible que su efecto real sea nulo, ligeramente negativo o positivo. Por lo tanto, el modelo no puede afirmar con seguridad un efecto propio de la variable explicativa del generador, que puede ser excluida de la ecuación principal, resultando en la ecuación (5):
ICO = 0,899025 – 0,129712demanda + 0,000546dsoc + 0,011725sfv + 0,150857energía (5)
El resumen del ajuste por Mínimos Cuadrados Ordinarios (OLS), presentado en la Tabla 2, demostró un rendimiento estadístico satisfactorio. El coeficiente de determinación R² indicó que aproximadamente el 77,2% de la variabilidad observada en ICO es explicada por las variables independientes, lo que sugiere un alto poder explicativo. El R² ajustado de 0,767 confirmó que el modelo mantiene capacidad explicativa, incluso después de la penalización por el número de predictores, lo que indica que las variables insertadas contribuyen de forma relevante a la explicación del ICO.Tabla 2. Tabla con los resultados de la OLS del modelo
| Variables | Coeficiente |
|---|---|
| R2 | 0,772 |
| R-cuadrado ajustado | 0,767 |
| Estadística-F | 161,0 |
| Probabilidad (Estadística-F) | 6,86 x 10-60 |
| Log-verosimilitud | 178,53 |
| AIC | – 347,1 |
| BIC | – 330,7 |
| MAE | 0,0607 |
| RMSE | 0,1032 |
Fuente: Resultados originales de la investigación
El valor de la estadística F de 161,0, asociado a un valor p de 6,86 × 10⁻⁶⁰, permitió rechazar la hipótesis nula de que todos los coeficientes angulares son simultáneamente iguales a cero. Esto significa que el conjunto de las variables explicativas posee capacidad estadísticamente significativa para explicar el comportamiento de la variable dependiente. El modelo se ajustó con las 195 observaciones de la base de datos original, resultando en 190 grados de libertad de los residuos y 4 grados de libertad para el modelo, indicando cuatro predictores explicativos. El error medio absoluto (MAE) de 0,0607 y el error cuadrático medio (RMSE) de 0,1032 indicaron que el modelo reproduce con buena aproximación el nivel de confiabilidad operacional observado, aunque la dispersión aumenta en eventos de atención parcial. La Figura 5 ilustra la relación entre el índice de confianza observado y el previsto.Figura 5. Índice de confianza observado x Índice de confianza previsto

Fuente: Resultados originales de la investigación
La Figura 5 muestra una fuerte concentración de puntos cercanos al valor unitario del índice, con mayor dispersión para valores inferiores, lo que indica que los episodios de atención parcial son más difíciles de capturar con precisión perfecta. Sin embargo, la proximidad visual de los puntos en relación con la recta de referencia sugiere que el modelo lineal múltiple mantiene una capacidad explicativa útil para el análisis y monitoreo operacional. La confiabilidad operacional está predominantemente influenciada por la relación entre la carga requerida y la energía efectivamente atendida, mientras que la generación fotovoltaica y el estado del sistema de almacenamiento actúan como soporte, y no como determinantes principales aislados. La demanda y la energía comparten una porción significativa de la información explicativa, lo cual es esperado desde el punto de vista físico, dada la relación directa con la atención de la carga.
El análisis de multicolinealidad, presentado en la Figura 6 y Tabla 3, indicó factores de inflación de la varianza (VIF) de 8,973 para energía y 7,722 para demanda, mientras que dsoc y sfv permanecieron en niveles bajos, con 1,689 y 1,177, respectivamente. A pesar de la multicolinealidad moderada a alta entre demanda y energía, los coeficientes mantuvieron signos coherentes y alta significancia estadística, justificando la permanencia de estas variables en el modelo desde el punto de vista interpretativo. Este resultado sugiere que el comportamiento del índice de confianza emerge de una interacción estrecha entre la necesidad de suministro y la capacidad efectiva de atención local, reforzando el sentido físico de la regresión estimada.Figura 6. Factor de inflación de la varianza (VIF) de las variables del modelo reducido

Fuente: Resultados originales de la investigaciónTabla 3. Valores VIF para las variables explicativas
| Variables | Valía |
|---|---|
| energía | 8,973 |
| exigencia | 7,722 |
| dsoc | 1,689 |
| sfv | 1,177 |
Fuente: Resultados originales de la investigación
Para diagnosticar la heterocedasticidad, se realizó la prueba de Breusch-Pagan. La prueba arrojó un valor LM de 21,183 con un p-valor de 0,000748, y un valor F de 4,607 con un p-valor de 0,000546. Por lo tanto, la hipótesis nula de homocedasticidad fue rechazada al nivel del 5%, lo que indica que los residuos del modelo presentan varianza no constante, como se detalla en la Tabla 4.Tabla 4. Valores para la prueba de Breusch-Pagan
| Variables | Valía |
|---|---|
| LM | 21,183 |
| valor p LM | 0,000748 |
| Estadística F | 4,606626 |
| valor p F | 0,000546 |
Fuente: Resultados originales de la investigación
Al agrupar las observaciones por franja horaria, se observó que el período de 18:00 a 00:00 horas concentró la mayor parte de los eventos con ICO menor que 1. En esta franja, la tasa de atención parcial fue de 0,3409, más del doble que en la franja de 06:00 a 12:00 horas y más de cinco veces superior a los intervalos de 00:00 a 06:00 y de 12:00 a 18:00, ambos con 0,0638. En este período nocturno, se observó el menor ICO medio (ICOm) y el mayor gap medio (GAPm) de suministro, como muestra la Tabla 5 y la Figura 7. Este resultado es consistente con la lógica de funcionamiento de la microrred, ya que al final de la tarde la contribución fotovoltaica disminuye o cesa, mientras que la demanda permanece elevada, especialmente en cargas post-expediente o al inicio del período punta. En estas condiciones, el sistema depende más de la energía almacenada y de la coordinación de los recursos disponibles.Tabla 5. Resultados de ICO por franja horaria
| Horario | Observaciones | ICO <1 | Tasa | ICOm | GAPm |
|---|---|---|---|---|---|
| 00:00-06:00 | 47 | 3 | 0,0638 | 0,9643 | 0,2178 |
| 06:00-12:00 | 57 | 10 | 0,1754 | 0,9020 | 0,3187 |
| 12:00-18:00 | 47 | 3 | 0,0638 | 0,9651 | 0,1915 |
| 18:00-00:00 | 44 | 15 | 0,3409 | 0,8115 | 1,3594 |
Fuente: Resultados originales de la investigaciónFigura 7. Frecuencia de ICO < 1 por franja horaria

Fuente: Resultados originales de la investigación
El análisis semanal, presentado en la Figura 8, reforzó este comportamiento. En los días laborables, los niveles medios más bajos de confiabilidad se observaron el viernes y el jueves, mientras que el sábado presentó el mejor desempeño y la menor tasa de atención parcial. El domingo también mostró un desempeño superior a los días laborables. Este patrón indica que la microrred responde no solo a la variabilidad intradía, sino también a cambios en el perfil de consumo a lo largo de la semana, lo que es compatible con el funcionamiento de un campus universitario, donde la intensidad de uso de la infraestructura tiende a disminuir los fines de semana.Figura 8. Frecuencia de ICO < 1 por día de la semana

Fuente: Resultados originales de la investigación
La observación exploratoria por franja horaria indicó que los eventos con ICO menor que 1 se concentraron principalmente entre las 18 y las 24 horas, sugiriendo la influencia del régimen temporal en la confiabilidad operacional. Con base en este hallazgo, se introdujeron variables dummy de franja horaria en el modelo de regresión para verificar la relevancia estadística del horario después del control de las variables eléctricas. Se consideraron cuatro categorías (madrugada, mañana, tarde y noche), con procedimiento n-1 dummies, y los resultados están en la Tabla 6.Tabla 6. Tabla con los coeficientes del modelo adaptado con dummies
| Variables | Coeficiente | Error | t | P > | t | | [ 0.025 | 0.975] |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Punto de corte | 0,916820 | 0,0163 | 56,376 | 0,000 | 0,8847 | 0,948900 |
| exigencia | -0,128049 | 0,0605 | -21,16 | 0,0014 | -0,1399 | -0,116114 |
| dsoc | 0,000590 | 0,00016 | 3,812 | 0,000 | 0,00028 | 0,000895 |
| generador | 0,002826 | 0,00129 | 2,195 | 0,0294 | -0,00028 | 0,005365 |
| sfv | 0,012682 | 0,00404 | 3,144 | 0,0019 | 0,00473 | 0,020655 |
| energía | 0,144647 | 0,0097 | 14,92 | 0,000 | 0,12553 | 0,163764 |
| mañana | -0,053940 | 0,016581 | -3,253118 | 0,001353 | -0,086648 | -0,021231 |
Fuente: Resultados originales de la investigación
Después del procedimiento stepwise, solo la variable ficticia/dummy correspondiente al período de la mañana permaneció estadísticamente significativa (β = -0,053940; p = 0,001353). El modelo adaptado presentó un R² ajustado de 0,7799, superior al modelo solo cuantitativo. Sin embargo, la prueba de Breusch-Pagan continuó siendo significativa, indicando la persistencia de la heterocedasticidad, según la Tabla 7.Tabla 7. Valores para la prueba de Breusch-Pagan para el modelo con variables ficticias/dummy
| Variables | Coeficiente |
|---|---|
| R² | 0,786 |
| R-cuadrado ajustado | 0,779 |
| AIC | – 355,9 |
| BIC | – 332,9 |
| LM | 29,70 |
| valor p LM | 0,000045 |
Fuente: Resultados originales de la investigación
El estudio demostró la viabilidad de aplicar modelos de regresión estadística múltiple para estimar el rendimiento operativo de microrredes, utilizando la CampusGrid de la UNICAMP como estudio de caso. La construcción del Índice de Confiabilidad Operacional permitió cuantificar la capacidad del sistema para satisfacer la demanda, especialmente en modo aislado. Los resultados indicaron que la demanda y la energía efectivamente entregada son los principales determinantes del rendimiento del sistema, con la generación fotovoltaica y el almacenamiento actuando como soporte. El modelo estadístico desarrollado presentó un alto poder explicativo, confirmando que las variables eléctricas internas son suficientes para proporcionar una estimación consistente del comportamiento de la microrred. El análisis temporal reveló patrones operativos importantes, como una mayor susceptibilidad a déficits de suministro durante la noche, cuando cesa la generación solar y la demanda se mantiene elevada. La incorporación de variables categóricas de franjas horarias mejoró el modelo, reforzando la influencia del perfil de consumo a lo largo del día, y el mejor rendimiento observado los fines de semana corrobora la adecuación del modelo a la dinámica de un campus universitario.
4. Conclusión
El presente estudio propuso la utilización de un modelo de regresión estadística múltiple para estimar el desempeño operacional de la microrred CampusGrid de la UNICAMP, con enfoque en la operación en modo aislado a partir de magnitudes eléctricas internas. Se verificó que el modelo desarrollado presentó un elevado poder explicativo, con un R² ajustado de 0,767, indicando que aproximadamente el 77,2% de la variabilidad del Índice de Confiabilidad Operacional (ICO) fue explicada por las variables independientes. Los resultados evidenciaron que la demanda y la energía efectivamente entregada constituyeron los principales determinantes del desempeño del sistema, mientras que la generación fotovoltaica y el estado de carga del sistema de almacenamiento actuaron como elementos de soporte esenciales para el mantenimiento del suministro. El análisis demostró que variables eléctricas internas, monitoreadas por el sistema de gestión de energía, son suficientes para proporcionar una estimación consistente del comportamiento de la microrred, ofreciendo una estructura interpretable y útil para el monitoreo y apoyo a estrategias de control.
El análisis temporal reveló patrones operativos importantes, como una mayor susceptibilidad a déficits de suministro durante el período nocturno, específicamente entre las dieciocho y veinticuatro horas, cuando cesa la generación solar y la demanda se mantiene elevada. También se observó un mejor desempeño los fines de semana, lo que corrobora la adecuación del modelo a la dinámica de un campus universitario. A pesar de las limitaciones inherentes al enfoque basado en datos, como la dependencia de la calidad de los registros históricos y la persistencia de heterocedasticidad en los residuos, el modelo de Mínimos Cuadrados Ordinarios (OLS) demostró ser una herramienta analítica transparente y de bajo costo computacional. La interpretabilidad de los coeficientes permite que operadores e investigadores comprendan las relaciones entre las variables del sistema. Se sugiere para estudios futuros la incorporación de variables meteorológicas explícitas, la exploración de técnicas de regresión no lineal o de series temporales para abordar la heterocedasticidad, y la aplicación del modelo en diferentes arquitecturas de microrredes para validar su generalización.
Referencias Bibliográficas
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Javadi, A. B.; Pong, P. A review on symbolic regression in power systems: Methods, applications, and future directions. Renewable and Sustainable Energy Reviews, v. 224, art. 116075, 2025. Disponível em: . Acesso em: 07 fev. 2026.
Kagan, N.; Oliveira, C. C. B.; Robba, E. J. Introdução aos sistemas de distribuição de energia elétrica. São Paulo: Blucher, 2005.
Khan, M. R. et al. A Comprehensive Review of Microgrid Energy Management Systems. Processes, v. 12, n. 2, 2024.
Lasseter, R. H. Microgrids and Distributed Generation. Journal of Energy Engineering, v. 133, n. 3, p. 144-149, 2007.
Liu, X. et al. Microgrid Energy Management with Energy Storage Systems. 2023.
Porawagamage, G. et al. A review of machine learning applications in power system protection and control. Frontiers in Smart Grids, 2024.
Shamarova, N. et al. Review of Battery Energy Storage Systems Modeling in Microgrids with Renewables Considering Battery Degradation. Energies, 2022.
UNICAMP – Universidade Estadual de Campinas. Unicamp y CPFL inauguran microrred de energía en el campus de Barão Geraldo. Campinas: UNICAMP, 22 nov. 2024. Disponible en: . Acceso en: 07 abr. 2026.
Artículo originario del Trabajo de Fin de Curso de la Especialización en Data Science y Analytics del MBA USP/Esalq
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