Shandong divulgou recentemente três importantes documentos de política relacionados à integração de energia renovável.
O primeiro é o Aviso sobre Consulta Pública de Certos Parâmetros de Preço do Mercado Spot de Eletricidade, emitido pela Comissão Provincial de Desenvolvimento e Reforma de Shandong. A proposta reduziria o piso de oferta de energia de RMB -80/MWh para RMB -120/MWh e o piso de preço de compensação de RMB -100/MWh para RMB -140/MWh.
O segundo é a Carta sobre Otimização Adicional do Mecanismo de Tarifação por Tempo de Uso, emitida conjuntamente pela Comissão Provincial de Desenvolvimento e Reforma de Shandong, pelo Escritório Regulador de Energia de Shandong e pela Administração de Energia de Shandong. A State Grid Shandong divulgou posteriormente os períodos ajustados de tarifa por tempo de uso, que entrarão em vigor em 1º de outubro de 2026.
O terceiro é o Aviso sobre Aceleração do Desenvolvimento de Alta Qualidade do Armazenamento de Energia Colocalizado com Estações de Energia Renovável, emitido pela Administração de Energia de Shandong. O documento esclarece ainda mais os limites de potência de armazenamento, a alocação de capacidade de acesso à rede, a licitação conjunta renovável-armazenamento e os requisitos de carga e descarga.
Os três documentos operam em diferentes níveis do mercado. Os parâmetros de preço do mercado spot afetam a compensação no atacado, as tarifas por tempo de uso influenciam principalmente os consumidores industriais e comerciais, enquanto a diretriz de armazenamento rege as operações do lado da usina. No entanto, todos os três respondem à mesma questão estrutural: à medida que a capacidade instalada de energia fotovoltaica de Shandong continua a crescer, o meio-dia está se tornando cada vez mais um período de excedente de eletricidade e pressão de queda nos preços.
Para os projetos fotovoltaicos, o foco, portanto, está mudando de se a eletricidade pode ser gerada para quanto essa eletricidade vale quando chega ao mercado. O pacote de políticas mais recente de Shandong está empurrando o setor para além de um modelo baseado em volume, rumo a uma gestão mais próxima do momento de geração e do valor da eletricidade.
212 Horas Adicionais de Fora de Ponta Profunda Ampliam a Janela de Consumo do Meio-Dia
Os períodos revisados de tarifa por tempo de uso de Shandong entrarão em vigor em 1º de outubro de 2026. Sob o novo cronograma, o total anual de horas fora de ponta aumentará de 2.185 para 2.520, um acréscimo de 335 horas. As horas de fora de ponta profunda subirão de 819 para 1.031, um aumento de 212 horas.
Os períodos adicionais de fora de ponta estão concentrados em torno das horas de forte produção solar. De março a junho, a janela de fora de ponta será das 08:00 às 15:00, incluindo um período de fora de ponta profunda das 10:00 às 14:00. De setembro a novembro, a janela de fora de ponta começará às 09:00, com tarifação de fora de ponta profunda aplicada das 11:00 às 14:00.
Combinado com ajustes tarifários de 70% abaixo da tarifa fixa durante os períodos fora de pico e 90% abaixo da tarifa fixa durante os períodos de pico profundo, o novo cronograma envia um sinal de preço de varejo mais claro para que consumidores industriais e comerciais desloquem parte de sua demanda de eletricidade para o meio do dia.
Os efeitos mais imediatos serão no lado da demanda. A produção industrial, os sistemas de refrigeração e aquecimento, as instalações de carregamento de veículos elétricos, o armazenamento atrás do medidor e as usinas virtuais de energia podem todos ajustar seus cronogramas operacionais em resposta aos períodos tarifários revisados. Se a demanda do meio-dia aumentar de acordo, isso criará efetivamente um reservatório maior no lado da demanda para a geração solar.
No entanto, as tarifas por tempo de uso para industriais e comerciais não devem ser equiparadas aos preços spot de atacado recebidos pelas usinas fotovoltaicas. As primeiras alteram o custo da eletricidade para os usuários finais, enquanto os últimos determinam o resultado da liquidação para os geradores que participam do mercado atacadista. A ligação entre os dois ainda depende de contratos de varejo, resposta da demanda e compensação do mercado spot. Um aumento nas horas de pico profundo não melhorará automaticamente as receitas das usinas fotovoltaicas.
Uma redução de RMB 40/MWh estende a cauda inferior de preços
Ao mesmo tempo em que amplia a janela de demanda do meio-dia, Shandong também propõe alargar a faixa inferior permitida de seu mercado spot.
Pela proposta de consulta, o piso de oferta de energia cairia para RMB -120/MWh e o piso de compensação para RMB -140/MWh, representando uma redução de RMB 40/MWh em ambos os casos. Os tetos de preço de oferta e compensação permaneceriam inalterados em RMB 1.300/MWh e RMB 1.500/MWh, respectivamente.
Dados horários de 1º de janeiro a 7 de setembro de 2026 mostram que tanto os preços spot do dia seguinte quanto os em tempo real de Shandong já seguem um padrão pronunciado de vale ao meio-dia e pico à noite. O preço médio do dia seguinte caiu para RMB 103,52/MWh às 13h antes de subir para RMB 460,83/MWh às 19h, criando um spread intradiário de RMB 357,31/MWh. O preço médio em tempo real também atingiu sua mínima diária às 13h, a RMB 112,55/MWh, antes de aumentar para RMB 457,58/MWh às 19h.
Esses números não significam que as médias horárias de preço cairão de forma generalizada após a redução dos pisos de preço. As médias horárias atuais permanecem positivas, enquanto o piso de preço restringe principalmente os resultados extremos de preço durante períodos de excesso severo de oferta. O ajuste, portanto, tem mais probabilidade de afetar a profundidade dos preços negativos, o tempo gasto no piso e o formato da distribuição inferior de preços do que de empurrar mecanicamente toda a curva de preço médio para baixo.
Essa distinção é fundamental ao avaliar o impacto sobre os geradores fotovoltaicos. Durante períodos de excesso de oferta ao meio-dia, os preços terão mais espaço para cair até que o mercado alcance o equilíbrio. O baixo custo marginal da geração renovável pode ser refletido de forma mais completa na ordem de lances e despacho, mas os volumes fotovoltaicos expostos ao mercado também enfrentarão uma cauda de preços negativos mais profunda.
A eletricidade coberta pelo mecanismo de precificação de energia renovável conta com certo grau de proteção de receita por meio de liquidação no estilo contrato por diferença. Em contrapartida, os volumes fora do mecanismo e a eletricidade incremental vendida diretamente no mercado estão mais expostos às variações do preço à vista. À medida que a participação da eletricidade baseada no mercado aumenta, gerar mais eletricidade não se traduzirá necessariamente em maior receita.
Limite de Potência de Armazenamento Fotovoltaico Elevado para 50%—Mas Não É uma Relação Obrigatória
No contexto de maior exposição à queda de preços, as regras atualizadas de Shandong para armazenamento de energia associado a usinas de energia renovável ganham maior relevância.
Sob a nova diretriz, o limite de potência de armazenamento para projetos fotovoltaicos foi aumentado de 30% para 50%, enquanto o limite para projetos eólicos permanece em 30%. O ajuste permite que usinas fotovoltaicas incorporem sistemas de armazenamento maiores na operação conjunta. No entanto, o limite de 50% é uma relação de potência máxima permitida, não um requisito obrigatório de armazenamento. Não deve ser interpretado como exigência de que todo projeto fotovoltaico instale armazenamento equivalente a 50% de sua capacidade de geração.
A “relação fotovoltaico-eólico de 4:1” especificada na política também está sujeita a interpretações equivocadas. Não se trata de uma relação de capacidade renovável-armazenamento nem de um requisito para que projetos fotovoltaicos instalem armazenamento na proporção de 1:4. Em vez disso, é um peso de alocação usado quando a capacidade disponível de acesso à rede para armazenamento associado é insuficiente.
Nessas condições, a capacidade de acesso será alocada com base na escala ponderada dos projetos de energia renovável associados. Projetos fotovoltaicos recebem peso quatro, enquanto projetos eólicos recebem peso um. Para dois projetos renováveis de igual capacidade, o valor ponderado do projeto fotovoltaico seria, portanto, quatro vezes o do projeto eólico.
A política não exige diretamente que projetos fotovoltaicos instalem armazenamento, mas confere aos projetos fotovoltaicos um peso maior quando a capacidade limitada de acesso ao armazenamento é alocada. A lógica do sistema é clara: a geração fotovoltaica é altamente concentrada em torno do meio-dia e, portanto, tem maior probabilidade do que a geração eólica de criar excedentes simultâneos de oferta e pressão de queda nos preços. O armazenamento pode deslocar parte dessa eletricidade para o pico do final da tarde e da noite.
Mais importante ainda, Shandong está posicionando o armazenamento colocalizado como um recurso operacional e comercial, e não simplesmente como um requisito de desenvolvimento de projetos. A diretriz permite que a geração renovável e o armazenamento associado participem de licitações e operações conjuntas. As estações precisarão coordenar previsões de produção, preços à vista e estado de carga das baterias ao preparar os cronogramas de mercado.
Exceto quando despachado pela rede ou em outras circunstâncias especificadas, o armazenamento colocalizado geralmente deve carregar a partir de seu projeto de energia renovável associado. Seu valor, portanto, dependerá cada vez mais de previsões, estratégias de carga e descarga e gestão de risco de desvios, e não apenas da conclusão da construção do armazenamento.
As Três Políticas Apontam para uma Coordenação Mais Forte entre Solar e Armazenamento?
Vistas separadamente, a proposta de piso de preço à vista é uma reforma do mercado atacadista, o ajuste da tarifa por tempo de uso é uma medida do lado da demanda, e a diretriz de armazenamento é um marco operacional para estações de energia renovável. Em conjunto, porém, elas formam uma via de transmissão relativamente clara.
Pisos mais baixos no mercado à vista permitem que o excesso severo de oferta se reflita em preços negativos mais profundos. Mais horas de vale profundo ao meio-dia incentivam consumidores industriais e comerciais a aumentar o consumo de eletricidade quando a geração solar é abundante. Limites mais altos de armazenamento fotovoltaico e regras revisadas de alocação de acesso à rede dão aos operadores de usinas mais espaço para deslocar a eletricidade do meio-dia para horas posteriores.
Shandong está, portanto, enviando um sinal mais forte a favor da coordenação entre solar e armazenamento, mas isso não equivale a um retorno ao armazenamento imposto administrativamente. Em vez disso, os preços de mercado e as regras operacionais estão aumentando o custo de permanecer totalmente exposto aos preços de energia do meio-dia sem flexibilidade.
Os spreads de preço potenciais do armazenamento também podem se ampliar. De um lado, o piso do mercado à vista está se movendo para baixo; de outro, os preços à vista da noite permanecem em níveis intradiários relativamente altos, enquanto os períodos de varejo de vale profundo e de pico crítico estão aumentando.
Uma faixa de preços permitida mais ampla, no entanto, não garante retornos mais fortes do armazenamento. A economia do projeto continuará a depender da frequência de preços negativos, dos preços de pico da noite, da eficiência de ida e volta, da degradação da bateria, das condições de acesso à rede e da estratégia de negociação.
De Gerar Mais Eletricidade a Vendê-la no Momento Certo
O pacote de políticas mais recente de Shandong não fornece uma resposta única sobre quanto armazenamento um projeto fotovoltaico deve instalar. Ele, no entanto, muda as perguntas que os desenvolvedores e operadores de projetos precisam responder.
Para volumes fotovoltaicos sem mecanismo, o principal risco pode deixar de ser o corte total de geração e passar a ser a entrega de eletricidade liquidada a preços persistentemente baixos. Para o armazenamento de energia, o valor deixará de vir principalmente do cumprimento de um requisito de desenvolvimento, passando a vir do deslocamento da eletricidade de baixo valor do meio-dia para os períodos noturnos de maior valor.
De pisos mais baixos no mercado à vista e períodos de baixa profunda ampliados ao meio-dia até um teto maior de armazenamento fotovoltaico, Shandong está gradualmente convertendo a pressão de integração de energia renovável em sinais de preço observáveis e restrições operacionais.
A competitividade de um projeto fotovoltaico dependerá, em última análise, não apenas da capacidade instalada e das horas anuais de utilização, mas também da sua capacidade de gerir o momento da geração, a exposição ao preço de mercado e o valor da eletricidade em diferentes horas.
As políticas não prescrevem quanto armazenamento cada projeto fotovoltaico deve instalar. O mercado, porém, está enviando uma mensagem cada vez mais direta: a eletricidade fotovoltaica sem capacidade de deslocamento temporal pode encontrar dificuldade progressivamente maior para garantir preços atrativos.
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