Tamanho e Participação do Mercado de Energia Solar na China - Tendências de Crescimento e Previsão (2026 - 2031)

Tendências e Perspectivas do Mercado de Energia Solar na China

Preços Recordes de Módulos em Baixa Impulsionam a Competitividade do LCOE

Os preços dos módulos caíram para RMB 0,75/W no início de 2024, após a capacidade de fabricação da China ter se expandido para 861 GW frente a uma demanda global de 600 GW.^{[1]Equipe Editorial da PV Magazine, "Preços de módulos na China atingem mínima histórica," pv-magazine.com} A liderança em custos levou o LCOE solar abaixo do carvão em mais de 25 províncias, levando os desenvolvedores a acelerar projetos em escala de gigawatts sem subsídios. A consolidação do setor é inevitável, porém empresas líderes como LONGi e JinkoSolar se beneficiam de linhas TOPCon do tipo N que preservam as margens.

Metas do 14º Plano Quinquenal Aceleram a Expansão da Capacidade

O 14º Plano Quinquenal estabeleceu uma meta de 1.200 GW de energia renovável até 2025, com a energia solar esperada para adicionar mais de 600 GW, estimulando cotas provinciais de 50 GW em Shandong, 40 GW em Henan e 35 GW em Jiangsu. Os mandatos de agrupamento que exigem que cada 1 GW de energia solar seja acompanhado de 200 MW de carvão ou 100 MW de armazenamento elevam os custos de capital dos projetos em até 20%, canalizando a participação de mercado para desenvolvedores verticalmente integrados capazes de internalizar os principais insumos.

O Mercado de Acordos de Compra de Energia Corporativos Transforma a Aquisição de Energia

O volume de transações no mercado de certificados de eletricidade verde da China quadruplicou para 446 milhões de unidades em 2024, com 59.000 compradores corporativos liderados por multinacionais como Apple e BMW. Os preços médios dos certificados de CNY 50 (USD 7) por MWh aumentaram as taxas internas de retorno dos projetos em 1 a 2 pontos percentuais e permitiram que fabricantes costeiros adquirissem energia renovável virtualmente de geradores do Noroeste, mitigando os gargalos físicos de transmissão.

Políticas Obrigatórias de Energia Fotovoltaica em Coberturas Impulsionam o Crescimento Distribuído

O código de construção GB 55015-2021 exige painéis solares em novas estruturas públicas e comerciais com mais de 2.000 m², com o objetivo de atingir 100 GW de capacidade integrada a edifícios até 2030. A conformidade atingiu 65% em 2024 nas cidades de Nível 1, onde os alvarás de ocupação dependem do comissionamento do sistema, e os fornecedores de inversores lançaram linhas de micro-inversores adequados a geometrias complexas de telhados, capturando 40% deste segmento.

O Congestionamento da Rede Limita a Utilização da Capacidade no Noroeste

O curtailment diminuiu nacionalmente, mas permanece acima de 5% em partes de Xinjiang e Gansu.^{[2]Correspondente da Reuters, "China enfrenta dificuldades com curtailment nas províncias do noroeste," reuters.com} O corredor UHVDC de ±800 kV Qinghai-Henan evacuou 8 GW de energia limpa em seu primeiro ano, mas registrou uma utilização média de apenas 60% porque as redes receptoras saturam durante a demanda fora do pico. O armazenamento obrigatório de duas horas para cada 10 MW de nova capacidade acrescenta USD 0,015 por kWh, comprimindo os retornos dos projetos em regiões onde os preços no atacado ao meio-dia caem abaixo de USD 0,03 por kWh.

Barreiras Comerciais Externas a Módulos Chineses

Mais de 1.000 remessas de módulos foram retidas pela Alfândega dos EUA em 2024 sob a Lei de Prevenção do Trabalho Forçado Uigur, criando atrasos de 4 a 6 semanas e forçando os desenvolvedores a trocar de fornecedores. O inquérito antisubsídio da Comissão Europeia pode impor tarifas de até 30% em meados de 2025, e a taxa aduaneira básica de 40% da Índia efetivamente fechou um mercado que absorveu 15 GW de exportações em 2023. Os produtores chineses responderam instalando 30 GW de montagem final no Vietnã, Tailândia e Malásia, porém as revisões anticircunvenção podem em breve estender as tarifas a esses locais.

*Nossas previsões tratam os impactos dos impulsionadores e restrições como direcionais, e não aditivos. As previsões de impacto refletem o crescimento de base, os efeitos de composição e as interações entre variáveis.

Análise de Segmentos

Por Tecnologia: Células do Tipo N Impulsionam a Dominância Fotovoltaica

O tamanho do mercado de energia solar na China para a tecnologia fotovoltaica atingiu 1.223,24 GW em 2025, equivalendo a 99,45% da capacidade instalada total, enquanto a energia solar concentrada alcançou 6.760,76 MW. As variantes do tipo N, TOPCon e heterojunção expandiram sua participação nas remessas domésticas de 25% em 2023 para 45% em 2024, incentivadas pela eficiência de célula líder mundial de 27,09% da LONGi e pelo marco de 26,5% da Trina. A energia solar concentrada está prevista para crescer a um CAGR de 18,95%, sustentada por um prêmio tarifário de CNY 1,5 (USD 0,21) por kWh que amortece seu custo de capital três vezes maior em comparação.

As células tandem de perovskita-silício atingiram 33,9% de eficiência laboratorial em 2024, e as linhas piloto com meta de produção em massa até 2027 sugerem futura paridade de custos com as unidades monocristalinas atuais. Projetos híbridos de energia solar concentrada e fotovoltaica em construção em Qinghai, combinando 200 MW de armazenamento térmico com 1 GW de energia fotovoltaica, prometem despacho de quatro horas após o pôr do sol e taxas internas de retorno 2 pontos percentuais mais altas em comparação com a energia fotovoltaica isolada. A energia fotovoltaica fora da rede permanece abaixo de 9% das adições anuais, mas atende a nichos estratégicos como estações base de telecomunicações e vigilância de fronteiras, onde o deslocamento do diesel justifica preços premium.

Por Tipo de Conexão: A Paridade de Rede Consolida a Supremacia Conectada à Rede

A capacidade conectada à rede representou 90,62% do mercado de energia solar na China em 2025 e tem previsão de crescer a um CAGR de 15,62% até 2031, à medida que quase 455 GW de projetos baseados em desertos avançam. Os preços de liquidação em leilões entre USD 0,025 e 0,035 por kWh superam o carvão em 20 províncias, consolidando a energia solar como a fonte de geração marginal. As regras de tramitação acelerada permitiram que as empresas de rede de Jiangsu e Zhejiang aprovassem 95% dos pedidos de conexão à rede em 90 dias, enquanto os sistemas fora da rede frequentemente aguardam meio ano para inspeções de conformidade.

As instalações fora da rede estão se expandindo a 12,5% ao ano em comunidades de difícil acesso no Tibete, Sichuan e Yunnan. O financiamento é frequentemente respaldado pelo Banco Asiático de Investimento em Infraestrutura, cuja facilidade de USD 500 milhões visa eletrificar 2 milhões de residências, mas depende de tarifas subsidiadas limitadas a USD 0,10 por kWh para manter a acessibilidade. As baterias de fosfato de ferro e lítio, agora com preço de USD 150 por kWh, oferecem cinco horas de autonomia, mas requerem substituição após oito anos, afetando o custo total de propriedade.

Por Usuário Final: Coberturas Comerciais e Industriais Superam o Crescimento de Serviços Públicos

Os projetos de escala de serviços públicos representaram 69,85% da capacidade agregada em 2025, refletindo 180 GW sob os portfólios de grandes empresas estatais como a Corporação de Investimento em Energia Elétrica do Estado e a China Three Gorges. No entanto, as coberturas comerciais e industriais têm projeção de avançar a um CAGR de 16,32%, com retornos de quatro a seis anos em Jiangsu, onde a eletricidade tem média acima de USD 0,10 por kWh. Zhejiang melhora a economia pagando CNY 0,3 (USD 0,04) por kWh para excedentes exportados, enquanto Guangdong isenta as instalações em coberturas de impostos sobre uso do solo, reduzindo o custo de capital em 10%.

Os sistemas residenciais contribuíram com 12% das adições de 2024. Os programas de "condado inteiro" em Shandong conectaram 1,2 milhão de residências, atingindo 8% de penetração e apoiando a renda familiar por meio de créditos de medição líquida fixados em 90% das tarifas de varejo. O crédito mais generoso de Xangai incentiva ainda mais o pareamento com baterias, embora a proporção de 50% de Hebei reduza a adoção.

Análise Geográfica

As províncias do Noroeste, Xinjiang, Mongólia Interior e Qinghai, adicionaram mais de 40% da nova energia fotovoltaica de escala de serviços públicos em 2024, aproveitando a insolação solar acima de 1.200 kWh/m² e a utilização no primeiro ano acima de 900 horas. No entanto, a distância dos centros de demanda exige linhas UHVDC de alta capacidade, como o corredor de ±800 kV Gansu-Zhejiang, que transmitirá 40 bilhões de kWh anualmente após a conclusão em 2027.

As províncias costeiras do leste, incluindo Jiangsu, Zhejiang e Guangdong, superaram coletivamente 100 GW de capacidade distribuída graças a centros de carga densos, robusto estoque de coberturas e esquemas favoráveis de faturamento líquido. As redes locais de Shandong têm dificuldade em absorver os excedentes do meio-dia, desencadeando reforços direcionados e incentivos de armazenamento que mitigam o curtailment. Essas iniciativas diversificam o crescimento no mercado de energia solar chinês, ao mesmo tempo em que equilibram as disparidades regionais de recursos.

A Rede Elétrica do Noroeste entregou 100,5 bilhões de kWh de energia renovável entre províncias em 2024, representando mais de 60% dos fluxos nacionais de energia verde de longa distância. O planejamento proativo de interconexão sustenta as ambições nacionais de neutralidade de carbono e integra iniciativas de armazenamento em grande escala, como a energia solar concentrada com sal fundido em hubs desérticos. À medida que os projetos de transmissão entram em operação, o balanceamento de portfólio intrarregional deverá desbloquear reservas de capacidade latentes, elevando a utilização geral no mercado de energia solar chinês.