A CEA previu que os preços dos módulos solares podem aumentar de cerca de US$ 0,8/W para US$ 10/W atualmente para US$ 0,11/W até o final de 2025 e provavelmente até US$ 0,13/W até 2027.
“Apesar dos controles do governo restringirem as expansões por meio do Ministério da Indústria e Tecnologia da Informação da China, que divulgou regras mais rígidas para novos investimentos em capacidade fotovoltaica e acrescentou requisitos adicionais e padrões elevados às fábricas fotovoltaicas existentes, a ação do governo não está impactando o excesso de oferta já presente no mercado”, afirmou um porta-voz da CEA à pv magazine. “Os fornecedores estão respondendo aos preços baixos, cortando custos e deixando a capacidade ociosa, mas as finanças continuam sendo uma preocupação fundamental para todos os fornecedores que buscam superar os pares do setor.”
Os analistas da CEA informaram que uma questão-chave permanece sobre quando a consolidação maciça de fornecedores e o fechamento de capacidade chegarão ao mercado. Após um ano de quedas prolongadas de preços e produção a preço de custo ou abaixo do custo, eles esperam que os fornecedores saiam do setor em 2025.
“No entanto, a disponibilidade de fornecedores de ferramentas maduros e a capacidade do mercado chinês de construir, equipar e aumentar rapidamente a nova capacidade de produção são preocupações contínuas para os fornecedores fotovoltaicos. Isso diminui as perspectivas de um aumento substancial de preços, já que muitos nós de produção têm um tempo relativamente curto para o mercado”, alertou o porta-voz. “A reativação de algumas fábricas de polissilício pode ser relativamente curta se as linhas modernas forem desativadas durante o fechamento de fornecedores e houver outra crise de preços.”
A CEA afirmou que a China tem atualmente 1.040 GW de capacidade de módulo operacional, acima dos 996 GW no final de 2024, mas abaixo de sua perspectiva de 2025 de 1.218 GW. A heterojunção (HJT) é responsável por cerca de 7% de toda a capacidade de fabricação de células, com 97 GW de fábricas operacionais, enquanto o contato traseiro (BC) – principalmente contato passivado por óxido de túnel (TOPCon) BC – representa cerca de 5%, ou 73 GW.
A CEA observou que, globalmente, essas tecnologias representam uma parcela instalada muito menor – provavelmente menos de 1% cada – devido ao longo domínio do emissor passivado e da célula traseira (PERC) nos últimos cinco a 10 anos e ao recente surgimento do TOPCon como o principal produto da indústria.
“O surgimento de HJT com preço competitivo para aplicações de geração centralizada é mais recente e, embora existam produtos de contato traseiro disponíveis para aplicação em grande escala, os casos de uso proeminentes de HJT e BC continuam sendo mercados de geração distribuída”, afirmou o porta-voz.
Em seu relatório solar do primeiro trimestre, a CEA revelou que os custos do projeto usando produtos do tipo N agora definem a linha de base, à medida que a tecnologia de emissor passivado e célula traseira (PERC) sai do mercado. Apenas mercados com barreiras comerciais à China, como os Estados Unidos, ainda usam uma mistura de PERC, tipo N e outras tecnologias.
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