A China projeta instalar cerca de 218 GW de capacidade solar em 2026, queda de 27% frente aos 270-300 GW do ano anterior após o fim do regime de feed-in tariff (FIT) em junho de 2025.
O país migrou para leilões baseados em preços de mercado, o que reduziu previsibilidade de retorno e forçou desenvolvedores a recalcular riscos e cronogramas.
Como funciona: os projetos agora competem por cota em leilões que consideram custos reais de eletricidade; a remuneração fica atrelada ao preço spot, com bônus para entrega antecipada.
Mercado ajusta pipeline de projetos
Construtores reduzem projetos em regiões de tarifa baixa e priorizam estados com demanda firmada, como Yunnan e Qinghai.
Isso libera módulos excedentes que podem ser exportados ou redirecionados a plantas híbridas com armazenamento.
Fabricantes enfrentam oversupply doméstico
LONGi, JinkoSolar e Trina estabelecem linhas de montagem para exportação e reduzem preços internos para manter volume.
O excesso reduz margens, mas também pressiona custos globais e beneficia compradores de mercados emergentes.
O que isso significa
Para C-levels de energia: avalie contratos de PPA com indexação ao spot e renegocie cláusulas de compensação por demanda.
Para investidores: observe alocação de capital em armazenagem, pois projetos que combinam solar + storage suportam a nova remuneração.
O que observar: resultados dos leilões regionais, alertas da NEA sobre volumes aprovados e ajustes nos preços spot.
Em resumo: a China desacelera de ~300 GW para ~218 GW em 2026; a transição para preços de mercado pressiona retornos, mas gera excedente exportável e oportunidades de storage.