Preços da Eletricidade Fotovoltaica em Turbulência: Dezesseis Anos de Reforma Chegando a um Salto Crítico?

Em 9 de fevereiro, a Comissão Nacional de Desenvolvimento e Reforma (NDRC) e a Administração Nacional de Energia emitiram conjuntamente um documento anunciando que o setor de novas energias da China encerrou a era do "preço fixo da eletricidade" e entrou plenamente no período de precificação de eletricidade orientada pelo mercado.

Olhando para a história, as mudanças nas políticas de precificação de eletricidade também refletem o processo de desenvolvimento da indústria. Desde o lançamento das usinas comerciais em 2008, a China passou por várias etapas, incluindo preços fixos de eletricidade, preços de referência, preços orientadores combinados com precificação competitiva, tarifas de paridade na rede e total mercantilização. Ao longo de mais de uma década, as tarifas de energia fotovoltaica (PV) na rede caíram de 4 yuan/kWh para paridade, preços baixos e até mesmo sendo totalmente orientadas pelo mercado.

Como um indicador importante para o investimento em usinas, durante essa transformação significativa na política de precificação de eletricidade, a Polaris revisou os diferentes estágios históricos de desenvolvimento das tarifas de energia fotovoltaica na rede.

01. Período de Aprovação e Precificação Competitiva (2008–2010)

No início da aplicação comercial das usinas fotovoltaicas na China, em 2008, a NDRC aprovou quatro projetos fotovoltaicos em lotes. Durante esse período, o governo incentivou principalmente a construção de usinas fotovoltaicas por meio de altos preços de eletricidade, com preços aprovados chegando a 4 yuan/kWh.

Para estimular ainda mais o mercado, de 2008 a 2010, a China lançou dois lotes de projetos fotovoltaicos por concessão, adotando uma abordagem de licitação de baixo preço. Durante o período de concessão de 25 anos subsequente, as usinas fotovoltaicas implementaram o preço da licitação vencedora como a tarifa unificada na rede.

Entre eles, a CGN garantiu o primeiro projeto de concessão da China — o projeto fotovoltaico de 10 MW em Dunhuang — a um preço de 1,09 yuan/kWh, enquanto a SDIC Huajing Power Holdings construiu outro projeto de 10 MW em Dunhuang pelo mesmo preço. O segundo lote de projetos fotovoltaicos por concessão incluiu 13 projetos distribuídos por oito províncias no oeste da China, com uma capacidade total de 280 MW. Na época, 50 empresas apresentaram propostas variando de 0,7288 a 0,9907 yuan/kWh.

Enquanto isso, em 2009, o governo lançou o Projeto de Demonstração Golden Sun, organizando 294 projetos de demonstração com uma capacidade total de 642 MW, todos incluídos em subsídios nacionais. No entanto, nenhuma tarifa unificada na rede foi especificada. Devido a lacunas na política e falta de supervisão, os subsídios foram posteriormente encerrados e cancelados.

02. Período de Preço de Referência da Eletricidade (2011–2018)

Em 2011, a China entrou no período de tarifa de referência na rede para usinas fotovoltaicas. Usando julho de 2011 como ponto de corte, a tarifa na rede foi uniformemente fixada em 1,15 yuan/kWh e 1 yuan/kWh (excluindo o Tibete). Anteriormente, os projetos de licitação por concessão continuaram a implementar o preço da licitação vencedora, mas não podiam exceder a tarifa de referência, enquanto os projetos subsidiados seguiam a tarifa local de eletricidade gerada por carvão na rede.

Três anos depois, a China começou a implementar tarifas de referência na rede por zonas. Com base nas horas equivalentes anuais de utilização de diferentes regiões, o país foi dividido em três zonas de recursos solares. Para usinas conectadas à rede após janeiro de 2014, as tarifas iniciais de referência para as três zonas foram fixadas em 0,9 yuan, 0,95 yuan e 1 yuan, respectivamente.

No entanto, as tarifas de referência para as três zonas foram reduzidas anualmente. Em 2018, o governo emitiu a nova política "531", e as tarifas na rede passaram por dois ajustes, estabelecendo-se finalmente em 0,5 yuan, 0,6 yuan e 0,7 yuan. A redução significativa nas tarifas apertou severamente o espaço de sobrevivência para pequenas e médias empresas fotovoltaicas dependentes de subsídios.

03. Período de Preço Orientador + Precificação Competitiva (2019–2020)

Após o impacto da "531", a China ajustou novamente sua política de precificação de eletricidade fotovoltaica. De 2019 a 2020, o país entrou em um novo período de preços orientadores combinados com precificação competitiva. Após a NDRC definir as tarifas de referência para as três zonas, novos projetos (excluindo projetos de alívio da pobreza e domésticos) tiveram que determinar os preços por meio de competição de mercado, com propostas não excedendo o preço orientador para a respectiva zona de recursos.

Posteriormente, as tarifas na rede tornaram-se a principal condição competitiva para projetos fotovoltaicos. O governo determinou a lista de subsídios com base em classificações de acordo com os valores dos subsídios. Relata-se que houve 4.355 projetos de licitação competitiva em 2019 e 2020, com uma capacidade total de quase 50 GW. As tarifas mais baixas na rede foram de 0,2795 yuan/kWh e 0,2427 yuan/kWh, respectivamente.

Vale notar que, em comparação com usinas centralizadas montadas no solo, a energia fotovoltaica distribuída sempre recebeu tratamento mais favorável. Em 2013, o governo primeiro esclareceu um subsídio de 0,42 yuan/kWh para energia fotovoltaica distribuída, que foi reduzido para 0,32 yuan em 2018. Após 2019, a energia fotovoltaica distribuída foi dividida em categorias de autoconsumo e doméstica, com subsídios de 0,1 yuan e 0,18 yuan, respectivamente. Em 2020, esses subsídios foram reduzidos para 0,05 yuan e 0,08 yuan.

04. Período de Paridade Total + Precificação Baseada no Mercado (2021–2024)

Em 2021, a indústria fotovoltaica entrou no "primeiro ano" de tarifas de paridade na rede. O governo estipulou que novos projetos a partir de 2021 seguiriam o preço de referência local da eletricidade gerada por carvão e incentivou a participação no mercado. Novos projetos não receberiam mais subsídios, exceto novos projetos domésticos, que mantiveram um subsídio de 0,03 yuan. Em 2022, a política de tarifas de paridade na rede continuou, mas os subsídios para energia fotovoltaica doméstica e projetos de demonstração de energia solar térmica foram cancelados, marcando a entrada plena da indústria fotovoltaica da China na era de tarifas de paridade na rede.

Após 2023, a receita dos preços da eletricidade de novas energias em várias regiões vem principalmente da compra garantida (horas) e de transações baseadas no mercado. A parte da compra garantida segue o preço local da eletricidade gerada por carvão, enquanto a parte baseada no mercado flutua com as condições do mercado. No entanto, algumas regiões ainda fornecem certos subsídios para a parte de transações baseadas no mercado.

De fato, à medida que a capacidade instalada de novas energias aumenta, um único mecanismo de precificação de eletricidade não pode mais refletir plenamente a oferta e demanda do mercado. Após alcançar tarifas de paridade na rede, as horas compradas a preços de eletricidade gerada por carvão foram gradualmente reduzidas em várias regiões, e as transações baseadas no mercado para eletricidade de novas energias na rede tornaram-se um consenso.

Os dados mostram que, em 2022, a proporção de eletricidade de novas energias negociada no mercado em relação à geração total de energia atingiu 38%. Em 2023, essa proporção subiu para 47,3%. De janeiro a outubro de 2024, a proporção de eletricidade de novas energias negociada no mercado em relação à geração total de novas energias foi de quase 50%.

Com o objetivo de estabelecer um sistema de mercado nacional unificado de eletricidade até 2030 e alcançar a plena participação de novas energias no mercado, as províncias estão acelerando o processo de integração de novas energias no mercado. Nos planos de negociação de eletricidade de 2024 divulgados por várias províncias, 17 províncias esclareceram a proporção de participação de novas energias no mercado e as horas de compra garantida para novas energias.

Um gráfico resumo das regras de negociação de mercado de eletricidade para projetos de novas energias em 17 províncias é fornecido no final do artigo.

05. Período de Preço de Eletricidade por Mecanismo (2025–)

Em 9 de fevereiro, a NDRC emitiu o "Aviso sobre o Aprofundamento da Reforma Orientada pelo Mercado das Tarifas de Novas Energias na Rede para Promover o Desenvolvimento de Alta Qualidade das Novas Energias", especificando que todos os projetos de novas energias devem participar plenamente do mercado, com tarifas na rede determinadas por meio de transações de mercado. Novos e existentes projetos serão implementados separadamente. Embora a plena participação no mercado já fosse esperada há muito tempo, ainda impacta significativamente os nervos sensíveis do mercado.

O que mais chamou a atenção foi a introdução do conceito de preços de eletricidade por mecanismo nesta reforma. De acordo com a política, após a participação de novas energias em transações de mercado, será estabelecido um mecanismo de liquidação diferencial fora do mercado. Com base na diferença entre o preço médio de transação de mercado e o preço de eletricidade por mecanismo, será implementada uma abordagem de "mais reembolso, menos suplemento". Se o preço de mercado for inferior ao preço de eletricidade por mecanismo, a empresa de rede elétrica compensará a diferença; caso contrário, o excedente será deduzido. Os custos para liquidação diferencial pelas empresas de rede elétrica virão das taxas locais de operação do sistema.

Atualmente, há várias opiniões na indústria sobre o método de liquidação para preços de eletricidade por mecanismo. Acredita-se que a possibilidade de os projetos receberem subsídios diferenciais depende das condições reais do mercado de eletricidade local.

Então, como são determinados os preços de eletricidade por mecanismo? Para novos projetos, eles geralmente são definidos com base no maior preço de oferta dos projetos selecionados, não excedendo o limite de oferta. Para projetos existentes, os preços de eletricidade por mecanismo seguem os preços locais atuais, mas não podem exceder o preço de referência do carvão. Além disso, a proporção de eletricidade sujeita à precificação por mecanismo para projetos existentes não deve exceder o nível do ano anterior e é incentivada a participar ativamente da competição de mercado.

Essencialmente, os preços de eletricidade por mecanismo podem ser entendidos como uma ferramenta de equilíbrio entre estabilizar investimentos e aprofundar reformas. Eles atuam como uma forma de "seguro", visando fornecer um amortecimento para as empresas durante a fase inicial de plena participação no mercado por novas energias, garantindo um "pouso suave" e evitando quedas significativas de receita causadas por flutuações nos preços de mercado.

Claro, a política tem uma certa temporalidade. Embora ofereça proteção positiva para empresas que participam plenamente das reformas orientadas pelo mercado, a implementação real dependerá das políticas específicas emitidas pelos governos locais no futuro.

A plena participação no mercado de energia fotovoltaica e outras novas energias, juntamente com o compartilhamento justo dos custos de ajuste do sistema, significa que a indústria amadureceu. A longo prazo, os mecanismos de mercado orientarão o desenvolvimento coordenado de novas energias com fontes de energia reguladoras e o planejamento da rede elétrica, fornecendo forte suporte para a construção de um novo tipo de sistema de energia.