O Brasil possui um dos maiores potenciais solares do mundo. Segundo o Balanço Energético Nacional 2025, a geração de eletricidade a partir da fonte solar alcançou 70,7 TWh no ano passado, representando um crescimento de 39,6% em relação aos 50,6 TWh registrados em 2023. Apesar desse potencial elevado, a irradiância solar varia consideravelmente entre as regiões, influenciada pela estação do ano e o comportamento atmosférico regional.
A condição favorável para geração solar no Brasil se deve sobretudo à sua posição geográfica. O país possui a maior extensão territorial dentro da faixa tropical do planeta, o que implica em mais horas de insolação e irradiação solar mais intensa. Isso faz com que variáveis importantes para a geração solar como a irradiância global horizontal e a irradiância no painel, por exemplo, sejam altas ao longo de todo ano, mesmo que haja um ciclo anual natural no qual o período de primavera e verão se sobressaem, devido à inclinação do eixo de rotação da Terra.
No entanto, a intensidade da radiação solar varia conforme a região, a estação do ano e fatores atmosféricos locais. Uma das principais métricas usadas para medir essa radiação é a irradiância solar global horizontal (GHI), que indica a energia solar recebida por metro quadrado de superfície horizontal.
Comparando duas cidades com bom potencial solar, Janaúba (MG) apresenta média anual de GHI de 5,86 kWh/m²·dia, superior a Presidente Epitácio (SP), que registra 5,38 kWh/m²·dia, ambas acima da média nacional. Esses dados foram obtidos pela plataforma TOK Solar, da Tempo OK, que oferece informações detalhadas sobre a variabilidade anual da irradiância solar para qualquer ponto do Brasil. Por meio dela, é possível consultar também o desvio padrão, além dos valores máximos e mínimos históricos.
Na cidade de Janaúba, as menores médias mensais acontecem entre maio e julho, período que compreende o final do outono e grande parte do inverno meteorológico. De setembro a fevereiro, os valores são todos maiores, mas nota-se que as médias diminuem entre novembro e dezembro, o que está associado à maior cobertura de nuvens, normalmente ocasionadas por corredores de umidade que se posicionam com mais frequência na região nesta época. O mínimo histórico de novembro é inclusive menor que os mínimos da época de inverno.
Já em Presidente Epitácio, o pico de irradiação ocorre entre novembro e janeiro, com destaque para dezembro (6,57 kWh/m²·dia). As menores médias são registradas entre maio e julho, com o mínimo em junho (3,85 kWh/m²·dia), quando o ângulo solar mais baixo reduz significativamente a disponibilidade de radiação.
Apesar das condições amplamente favoráveis, as características locais impactam diretamente a viabilidade e o desempenho de projetos solares. Mesmo que Janaúba (MG), por exemplo, tenha a alta média anual de irradiância como destaque, a sazonalidade das chuvas e da cobertura de nuvens faz com que a primavera e o verão tenham períodos com céu nublado mais frequentes.
Na região Norte, a alta nebulosidade em grande parte do ano pode comprometer a performance das usinas, mesmo em áreas com bom potencial teórico. Em contraste, o Sertão Nordestino, com seu clima mais seco, apresenta índices mais constantes e elevados de irradiância, favorecendo grandes empreendimentos de geração centralizada.
Essa heterogeneidade exige que operadores e investidores considerem dados detalhados de irradiância, como os fornecidos por plataformas especializadas, a exemplo da TOK Solar (www.tempook.com/solar) para avaliar o desempenho esperado das usinas ao longo do ano. Assim, é possível ajustar o dimensionamento dos sistemas, prever períodos de menor geração e planejar estratégias de complementação energética.
A crescente participação da energia solar na matriz elétrica brasileira reflete essa importância. Segundo o Plano Energético do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a participação conjunta da fonte solar fotovoltaica e da micro e minigeração distribuída (MMGD) — composta quase totalmente por painéis solares — foi de 22,2% da matriz elétrica em dezembro de 2024, com projeção de alcançar 33% até o fim de 2029.
Atualmente, considerando também a MMGD, a fonte solar já ocupa a segunda posição em capacidade instalada no Sistema Interligado Nacional (SIN).
Por isso, entender quando, onde e quanto se pode gerar tornou-se estratégico para operadores, reguladores e investidores, que buscam otimizar seus projetos e garantir previsibilidade em um setor cada vez mais relevante para o futuro da matriz energética brasileira.
Por Paulo Lombardi, meteorologista da Tempo OK
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