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Desde o início de agosto, o mercado chinês de células solares passou por uma forte reversão. Os preços das células TOPCon atingiram o piso no final de julho e se recuperaram rapidamente. Em comparação com as mínimas observadas entre o final de julho e o início de agosto, os preços predominantes em 18 de agosto haviam subido mais de 20% nos principais formatos, com ganhos em algumas especificações se aproximando de 30%. A alta foi inicialmente sustentada por um piso de custos em elevação. Desde meados de agosto, no entanto, o ritmo dos aumentos de preços superou claramente o que pode ser explicado apenas pela recuperação de custos. Após o anúncio das medidas da Seção 232 dos EUA, intensificaram-se as expectativas de compras antecipadas nas cadeias de suprimentos que atendem ao mercado norte-americano. Os comercializadores tornaram-se cada vez mais compradores marginais de células mais caras, ampliando ainda mais os ganhos no mercado à vista. Em contrapartida, os fabricantes nacionais de módulos seguem relutantes em aceitar os atuais preços elevados das células. Isso significa que, embora o mercado esteja sendo sustentado pela janela regulatória e pela formação de estoques ligada à exportação, a capacidade de a alta evoluir de um movimento de curto prazo para uma tendência de alta mais sustentável dependerá, em última análise, de os custos mais altos das células serem repassados aos preços dos módulos e de a demanda interna conseguir assumir o protagonismo quando a janela de exportação impulsionada por políticas começar a se fechar. Mercado atual: recuperação de custos estabelece o piso, formação de estoques para exportação amplia a alta O mercado começou a reverter rapidamente em agosto. Segundo dados da SMM, em 18 de agosto, as faixas de preços predominantes das células TOPCon G12R, M10 e G12 haviam subido para RMB 0,316-0,367/W, RMB 0,316-0,367/W e RMB 0,319-0,352/W, respectivamente. Ofertas de algumas células G12R e M10 atingiram brevemente cerca de RMB 0,38/W. Os custos forneceram a base inicial para a recuperação. Desde o final de julho, expectativas mais fortes de alta nos preços do polissilício, uma recuperação rápida nos preços dos wafers e custos crescentes de pasta de prata e outros materiais auxiliares elevaram conjuntamente o piso de custos das células solares e fortaleceram a disposição dos produtores em manter ofertas firmes. No entanto, os movimentos de custos explicam em grande parte por que os preços conseguiram se recuperar de níveis baixos; eles não explicam totalmente o ritmo dos ganhos desde meados de agosto. O fator mais forte por trás da aceleração tem sido o aumento rápido das expectativas de compras antecipadas após o anúncio das medidas da Seção 232 dos EUA. Em 6 de agosto, os Estados Unidos anunciaram formalmente medidas da Seção 232 abrangendo polissilício e seus derivados. As medidas estabelecem preços mínimos de importação de US$ 0,22/W para células solares e US$ 0,38/W para módulos solares. Elas entrarão em vigor às 00h01, horário do Leste dos EUA, em 4 de dezembro de 2026, para produtos abrangidos que sejam introduzidos para consumo ou retirados de armazém para consumo. Certos derivados de polissilício listados no anúncio também estarão sujeitos a direitos ad valorem adicionais. O período de transição entre o anúncio e a implementação impulsionou compras antecipadas e formação de estoques na cadeia solar asiática que atende ao mercado dos EUA. Com base nos padrões atuais de transações, essa demanda incremental está se tornando um impulsionador marginal cada vez mais importante no mercado à vista. Segundo o retorno dos comercializadores da cadeia de suprimentos consultados pela SMM, o mercado pode registrar cerca de 15-20 GW de demanda por formação de estoques de células solares durante a janela regulatória, com os comercializadores também se tornando compradores-chave de parte do material com preços mais altos. É importante destacar que o número de 15-20 GW continua sendo uma estimativa de pesquisa do setor e uma expectativa de mercado. Ele não representa volumes já contratados, pré-pagos, com cronogramas de embarque definidos ou exportados. Somente se uma parte substancial dessa demanda esperada for efetivamente convertida em pedidos de compra reais é que ela afetará substancialmente os fluxos de embarque de células no curto prazo e os estoques no mercado à vista. Fabricantes de módulos: a demanda interna pode assumir o protagonismo, mas a aceitação de preços elevados das células continua limitada Em comparação com os comercializadores, os fabricantes nacionais de módulos seguem cautelosos quanto à compra de células com preços elevados. Por um lado, espera-se uma melhora na demanda de projetos internos no 4T, o que pode apoiar uma recuperação sequencial dos cronogramas de produção de módulos e das compras de células. Por outro lado, os produtores de módulos continuam limitados pelos preços de licitações no mercado final, retornos dos projetos e suas próprias posições de estoque. No momento, os fabricantes de módulos geralmente consideram RMB 0,33-0,35/W como uma faixa de compra mais aceitável para células solares. Em termos de repasse de custos, as células solares responderam relativamente rápido na atual rodada de aumentos de preços, mas ainda é incerto se os preços dos módulos poderão subir em conjunto. Se os preços de venda dos módulos não absorverem o aumento dos custos das células, os produtores de módulos tenderão a adiar compras, reduzir estoques de segurança, priorizar células produzidas internamente ou ajustar cronogramas de produção, em vez de continuar buscando fornecimento externo mais caro. Isso deve levar a uma maior segmentação de mercado. Produtores de células com pedidos de exportação bem garantidos podem conseguir manter ofertas mais firmes, enquanto pedidos internos padrão e formatos com oferta mais abundante podem continuar sujeitos à pressão de preços por parte dos fabricantes de módulos. Como resultado, a alta atual tem maior probabilidade de permanecer estrutural do que de se transformar em um aumento sincronizado em todos os formatos e produtores. Por que meados de outubro podem se tornar um ponto de virada importante? Vale observar que as medidas da Seção 232 não oferecem uma janela sem restrições para importações antes da implementação. A proclamação presidencial dos EUA também afirma que, se o Secretário do Comércio determinar que uma empresa tenha formado estoques de polissilício ou seus derivados antes de as medidas entrarem em vigor, o departamento pode coordenar-se com a Alfândega e Proteção de Fronteiras dos EUA para impor restrições às importações. Portanto, as compras antecipadas dos comercializadores não devem ser vistas como uma antecipação isenta de riscos. A forma como as autoridades dos EUA distinguirem entre preparação normal de estoques e formação de estoques para contornar a política, bem como o rigor com que a disposição for aplicada, também pode afetar os fluxos reais de embarques. As medidas da Seção 232 devem entrar em vigor em 4 de dezembro de 2026. Segundo o retorno dos comercializadores, organizar embarques a partir da China ou de outros importantes polos de produção asiáticos, concluir o frete marítimo e realizar o desembaraço aduaneiro nos EUA geralmente exigem pelo menos cerca de 40-45 dias. Calculando retroativamente a partir da data de implementação, embarques destinados a entrar nos EUA antes de as novas medidas entrarem em vigor podem precisar partir até meados de outubro para proporcionar uma margem logística mais confortável. Sob a perspectiva de compras, quanto mais próximo o mercado chegar de meados de outubro, menos tempo restará para organizar novos pedidos de exportação, o que pode reduzir gradualmente a disposição dos comercializadores de buscar preços mais altos. Se não houver mudanças importantes nas condições logísticas, nos padrões de compra dos comercializadores ou nas regras subsequentes de implementação dos EUA, o mercado pode seguir um padrão básico no qual a formação de estoques ligada à exportação continua a sustentar pedidos e preços ao longo de agosto e setembro. À medida que a janela de embarque disponível se estreita e os riscos de conformidade aumentam em outubro, novas consultas podem diminuir gradualmente. Se as compras incrementais para exportação enfraquecerem significativamente entre meados e o final de outubro, os produtores nacionais de módulos poderão voltar a ter mais influência na formação de preços das células solares. Perspectiva para o 4T: a demanda interna pode oferecer sustentação, mas os riscos de correção aumentam após outubro Sob a perspectiva de oferta e demanda, o mercado de células solares pode ter duas fases distintas de demanda no 4T. A primeira fase é de compras concentradas ligadas a exportações antecipadas. Esses pedidos tendem a ser liberados rapidamente e são altamente sensíveis ao prazo de entrega. Os comercializadores podem estar dispostos a pagar certo prêmio para garantir produto dentro da janela regulatória disponível, ajudando a reduzir estoques dos produtores de células e fornecendo suporte contínuo aos preços. A segunda fase dependeria mais fortemente da demanda interna. As entregas de projetos no 4T podem elevar os cronogramas de produção de módulos e, em teoria, aumentar o consumo de células solares. No entanto, os produtores nacionais de módulos são muito mais sensíveis a custos do que os comercializadores que compram em uma janela de exportação com prazo limitado. Suas compras estão mais ligadas às necessidades imediatas de produção e eles têm menos disposição para absorver preços elevados. Em outras palavras, uma demanda interna mais forte pode oferecer sustentação, mas pode não ser suficiente para manter os preços altos criados durante a janela de compras impulsionada pela exportação. Com base nessa lógica, a SMM espera que os preços das células solares permaneçam relativamente firmes em agosto e setembro, enquanto o ímpeto de alta pode enfraquecer gradualmente ao entrar em outubro. Se novos pedidos de exportação começarem a cair a partir do início de outubro, enquanto os produtores de módulos continuam resistindo a preços mais altos, a probabilidade de queda nos preços das transações aumentará entre meados e o final de outubro. A magnitude de qualquer correção dependerá do volume efetivamente comprado pelos comercializadores, da produção incremental dos fabricantes de células e da força da demanda interna por módulos. Ao mesmo tempo, se uma parte substancial da demanda esperada de 15-20 GW por formação de estoques for convertida em compras de comercializadores, mas o consumo a jusante ficar, em última análise, atrás do ritmo da formação anterior de estoques, a pressão de estoques pode aumentar quando a janela regulatória se fechar. Se parte do material permanecer em estoques de comercializadores ou em armazéns no exterior, a demanda subsequente de reposição de canais pode ter sido efetivamente antecipada, podendo enfraquecer ainda mais os pedidos de exportação em novembro e dezembro. Três indicadores a acompanhar Primeiro, mudanças no volume e nos preços das compras de células solares pelos fabricantes de módulos. Se transações com preços mais altos continuarem concentradas entre comercializadores, enquanto os fabricantes de módulos continuarem comprando apenas em base de baixo estoque e just-in-time, a alta ainda carecerá de suporte sustentado a jusante. Segundo, estoques dos produtores de células e cronogramas de produção. Se os fabricantes aumentarem rapidamente a produção em resposta a pedidos de exportação mais fortes, mas a produção adicional encontrar demanda de exportação mais fraca após outubro, os estoques podem voltar a se acumular e ampliar a pressão de baixa sobre os preços. Terceiro, divergência de pedidos entre diferentes formatos de células. Produtos de alta eficiência e formatos mais adequados à demanda de exportação podem permanecer relativamente firmes, enquanto produtos com oferta mais abundante e voltados principalmente ao mercado interno podem sentir pressão de preços por parte dos fabricantes de módulos mais cedo. De modo geral, o impacto do atual mercado impulsionado pela Seção 232 sobre o setor de células solares da China pode ser resumido como “redução de estoques liderada pelas exportações no curto prazo, mudança dos impulsionadores de demanda por volta de outubro e retorno aos fundamentos internos no 4T”. Com os comercializadores ainda impulsionando uma parcela significativa das compras com preços elevados e os produtores de módulos ainda sem aceitar amplamente os atuais preços das células, a alta continua sendo claramente cíclica e estrutural por natureza. À medida que a janela de antecipação se estreita após meados de outubro, o risco de correção nos preços das células solares tende a aumentar significativamente.

O panorama global de fabricação de baterias de íons de lítio passa por um padrão distinto de realocação de capacidade guiada pela demanda. Em vez de uma migração estrutural, o setor vive uma alternância flexível de produção entre sistemas de armazenamento de energia (ESS) e baterias de tração para veículos elétricos (EV) — impulsionada por incentivos de políticas públicas, ciclos de demanda e pelas diferentes economias de cada segmento. Em 2025, a produção global de baterias de íons de lítio superou 2.100 GWh, com baterias de tração se aproximando de 1.500 GWh e a produção de baterias para armazenamento de energia perto de 550 GWh. Em 2026, projeta-se que a produção total de baterias de lítio cresça cerca de 56% ano a ano, para mais de 3.300 GWh, com a produção de baterias de lítio para armazenamento de energia devendo ultrapassar 1.000 GWh. Nesse mercado em rápida expansão, a capacidade produtiva não é estática — ela flui entre segmentos em resposta a pulsos de demanda pontuais, acionados por janelas de políticas e prazos regulatórios. Vetores e cronograma da alternância O padrão de alternância de capacidade observado ao longo de 2025–2026 é impulsionado por sinais de demanda discretos: janelas de políticas, prazos regulatórios e picos específicos de cada segmento. 2º–3º tri. de 2025: ESS → mudança para veículos comerciais elétricos O segmento global de veículos comerciais registrou um salto de demanda, com as vendas de veículos comerciais de nova energia chegando perto de 1 milhão de unidades em 2025 — cerca de 60% de crescimento ano a ano e taxa de penetração em torno de um quarto. Dentro disso, os caminhões pesados de nova energia tiveram crescimento explosivo. Somado a uma política de isenção total do imposto de compra, esse pico de demanda redirecionou capacidade de produção de ESS para baterias de tração de veículos comerciais. 4º tri. de 2025: reversão de veículos comerciais elétricos → ESS A janela concentrada de entregas no fim do ano para projetos de armazenamento de energia — impulsionada principalmente por prazos anuais de conexão à rede na China — fez a capacidade voltar a fluir para ESS. 1º sem. de 2026: continuidade das entregas de armazenamento + mudança para ESS residencial O primeiro semestre de 2026 teve entregas sustentadas de projetos de armazenamento, junto a uma desaceleração marginal da demanda por veículos comerciais elétricos. Enquanto isso, a demanda por ESS residencial fora da China se recuperou, apoiada por incentivos em mercados selecionados — com destaque para a Austrália, que direcionou parte da capacidade de tração para o segmento de armazenamento residencial. O que mudou e a que custo A realocação de capacidade operou por dois caminhos distintos, cada um envolvendo diferentes modelos de célula: Caminho 1: Alternância de células grandes dentro de baterias de tração (324Ah & 588Ah). Células de maior formato — principalmente 324Ah e 588Ah — migram entre linhas de baterias de tração para veículos comerciais e para veículos de passeio. Quando a demanda por veículos comerciais dispara (como ocorreu em 2025 com caminhões pesados), essas linhas podem ser redirecionadas para atender o segmento de veículos de passeio, de maior volume, e vice-versa. Ambas as aplicações estão no lado de baterias de tração do setor, portanto a alternância é intra-segmento. Caminho 2: Conversão de linha de tração para ESS (120Ah). Células menores de 120Ah ficam na fronteira entre aplicações de tração e de armazenamento de energia. Linhas que produzem células de 120Ah podem ser convertidas de baterias de tração para ESS — ou redirecionadas de volta — dependendo de qual segmento oferece melhor economia no curto prazo. Essa é a alternância entre segmentos que conecta as duas metades do mercado de baterias. Custo e prazo de alternância: Em média, reequipar uma linha de produção para um modelo de célula diferente leva de duas a quatro semanas e custa cerca de US$ 140.000 por alternância. Esse é o atrito básico que torna a realocação de capacidade uma decisão ponderada, e não um fluxo contínuo — e é por isso que a tecnologia de processo se torna decisiva, como explica a próxima seção. A tecnologia de processo determina a flexibilidade de alternância Nem todas as linhas de produção conseguem alternar com a mesma facilidade. O processo subjacente de fabricação de células define a elasticidade da realocação de capacidade: Processo de enrolamento: Nessa abordagem, os eletrodos são enrolados em torno de uma agulha de enrolamento. Restrições físicas — comprimento da agulha e raio de curvatura — limitam a produção a modelos fixos de célula. Alternar para modelos diferentes exige trocar a agulha de enrolamento, gerando altos custos de retrofit e longos prazos. Como resultado, linhas de enrolamento de 324Ah só conseguem alternar entre ESS e células de tração para veículos comerciais do mesmo modelo. Processo de empilhamento: Eletrodos e separadores são empilhados camada a camada, sem as restrições de agulha e raio do enrolamento. Ao ajustar o comprimento do eletrodo e o número de camadas empilhadas, linhas de empilhamento podem produzir células de qualquer capacidade. Isso permite alternância flexível entre todos os modelos de célula. A BYD é o principal player com capacidade de empilhamento em larga escala — sua linha Blade Battery é produzida integralmente com o processo de empilhamento. Direção da alternância Tipo de célula / processo Características do processo ESS ⇄ Veículo comercial 324Ah（Enrolamento) Limitado pelo tamanho do mandril de enrolamento; a linha do mesmo modelo pode alternar nos dois sentidos ESS ⇄ Veículo comercial Empilhamento, não específico por modelo Sem restrição de mandril/curvatura; número de camadas de eletrodo ajustável livremente, alternância flexível entre todos os modelos de célula Tração ⇄ Armazenamento residencial Célula de armazenamento residencial 120Ah Redirecionamento de capacidade de células de tração para armazenamento residencial para maximizar a captura de subsídios Conclusão A capacidade do setor de baterias de íons de lítio de realocar flexivelmente a capacidade produtiva entre armazenamento de energia e tração para EV reflete tanto a escala de sua base manufatureira quanto a responsividade de sua cadeia de suprimentos. À medida que o armazenamento de energia mantém sua rápida ascensão — com a produção de baterias de íons de lítio para armazenamento em 2026 projetada para crescer mais de 90% ano a ano — e com a aceleração contínua do processo de eletrificação de veículos comerciais, essa dinâmica de alternância guiada pela demanda tende a persistir. No entanto, o grau de flexibilidade varia significativamente conforme a tecnologia de processo. Fabricantes baseados em empilhamento, como a BYD, estão posicionados para responder a mudanças de demanda com atrito mínimo, enquanto players baseados em enrolamento enfrentam custos de alternância mais altos e menor margem de opções.

No 1º semestre de 2026, o desempenho das empresas listadas na cadeia de suprimentos de baterias de estado sólido mostrou forte divergência. Fornecedores tradicionais de materiais para baterias de lítio obtiveram grande crescimento de lucros (Tinci Materials +>900%) devido à recuperação de preços, enquanto start-ups no exterior permaneceram no vermelho (prejuízo líquido da QuantumScape de US$ 199 milhões)