De acordo com dados apurados pelo Canal Solar, a produção de polissilício atingiu cerca de 392.000 TM (toneladas métricas), que representam 144 GW, no 1º semestre deste ano no mundo.

Para o segundo semestre, a produção deverá atingir 482.000 TM, o correspondente a 180 GW. Ao todo, é estimado 324 GW de oferta real deste material até o final do ano, 4 GW a mais do que a previsão feita no início de 2022.

Já no que se refere ao lingote de silício, foram 424 GW de capacidade nos últimos seis meses. Espera-se que o número atinja 528 GW ainda este ano, um aumento de 53% ano após ano.

Planos de expansão dos fabricantes

Para se ter uma ideia da alta demanda por polisilício, existem 330.000 toneladas métricas de capacidade de produção anual adicionada recentemente, segundo os planos de expansão de todos os fabricantes. São eles:

  • Projeto de Fase 2 da Tongwei em Baotou, na China, com 50.000 TM de capacidade de produção anual (co-investido com a Trina Solar);
  • Projeto de polissilício granular da GCL em Xuzhou, na China, com 30.000 TM;
  • Projeto de polissilício granular da GCL em Leshan, na China, com 100.000 TM;
  • Projeto da TBEA em Baotou com 100.000 TM;
  • Projeto de Fase 1 da Lihao em Xining, na China, com 50.000 TM.

O mercado da China será muito forte em 2022. Provavelmente, 100 GW devem ser entregues, sendo 30% a 50% nos últimos seis meses”, disse Fernando Castro, Country Manager da JA Solar no Brasil.

Na visão de Castro, existem muitas expectativas para que as novas instalações de silício iniciem a produção no terceiro e quarto trimestre deste ano, aumentando a capacidade disponível total.

“Porém, acreditamos que, devido aos problemas usuais de ‘ramp up’, o aumento efetivo da disponibilidade ocorrerá apenas no segundo ou terceiro trimestre de 2023. Assim, os preços do silício de 2022 não serão reduzidos significativamente”, frisou.

Preço do polissilício

A última atualização do InfoLink, realizada nesta quarta-feira (10), destacou que a oferta real de polissilício deve atingir 72.000-73.000 TM em agosto.

Essa alta deve acontecer por conta de novas capacidades de produção entrando em operação, apesar da Daqo e da TBEA passarem por inspeções de linha, a Yongxiang enfrentar racionamento de energia em Leshan e os acidentes de fabricação, afetando diretamente o volume de produção de East Hope.

“Nesse contexto, revisamos a previsão de volume de produção feita no início deste mês. Teoricamente, eliminando as perdas, o volume mensal pode estar próximo do limite de 80.000 TM”, disse a consultoria.

“Mas na realidade as coisas permanecem em uma situação complicada. Os preços do polissilício dispararam, pois a oferta ainda está aquém da demanda do segmento de lingotes. A partir de agosto, o aperto na oferta persiste e pode diminuir até o quarto trimestre do ano”, ressaltaram.

Por exemplo, os custos continuam aumentando para polissilício monograu. Os fabricantes fecharam novos pedidos por RMB 297-308/kg, apesar de pequenas diferenças e cronogramas de assinatura de pedidos variados.

A tendência de alta dos preços certamente continuará este mês. Alguns pedidos que não sejam de longo prazo são assinados a RMB 310/kg”, relatou a companhia.

A investigação do InfoLink abrange os preços do polissilício em que os pedidos foram entregues da quinta passada (4) até esta quarta (10) e assinados recentemente.

Preço do wafer

A partir deste mês, ainda sujeito à oferta curta de polisilício, a empresa indicou que o segmento de lingotes não consegue colocar em operação toda a nova capacidade de produção, mantendo as taxas de utilização em 71-74%.

“O fornecimento limitado de polissilício reduz o volume de produção de wafer mono-Si, que chega a 26,9-27,8 GW em agosto. As lacunas entre as participações de volume de produção de diferentes formatos aumentam, com a participação do M10 crescendo mais rapidamente”, apontaram.

Ainda de acordo com o InfoLink, os preços dos wafers não devem cair no curto prazo, pois a tendência de custos a montante permanece bastante dominante, já que está sujeita a uma oferta limitada.

“No entanto, as autoridades locais iniciam cortes de energia industrial em diferentes graus em resposta às altas temperaturas na China, das quais o setor de células receberá impactos mais diretos. Portanto, a indústria agora presta atenção se o racionamento de energia afetará a demanda de wafer”, analisaram.

Diante deste cenário, a tendência futura dos preços dependerá da desaceleração da demanda e dos fabricantes de módulos reprimirem os aumentos de valores no upstream com sucesso.

Em julho, por exemplo, no dia 21, a Zhonghuan acabou elevando os preços dos wafers de 210 mm com espessura de 155 μm em RMB 0,38/peça para RMB 9,93/peça, alta de 4%.

Em 25 de julho, a LONGi anunciou ter ajustado a espessura de seus wafers M10 tipo p para 155μm e os preços subiram 4% para RMB 7,54/peça. Os preços das células M6 do tipo p com uma espessura de 160μm são marcados em 4,1% para ficar em RMB 6,33/peça.

Preço da célula

Outro ponto destacado pelo InfoLink é que as negociações comprador-vendedor continuam esta semana. O racionamento de energia em meio às ondas de calor do verão afeta a produção de alguns fabricantes. “Ainda assim, os valores se sustentam, ficando em RMB 1,28/W, RMB 1,29-1,31/W e RMB 1,27-1,28/W para células M6, M10 e G12”.

“O racionamento afeta a produção real da célula. Dada esta escassez, os custos das células não devem cair e permanecerão elevados na próxima semana”, comentaram.

Preço do módulo

De acordo com a consultoria, os preços estagnaram em meio à fraca demanda em agosto, com séria inércia do projeto, já que o mercado relata sucessivos atrasos de projeto esta semana.

Por enquanto, os módulos com vidro traseiro com potência superior a 500 W são fornecidos a RMB 1,93-2,05/W (custos de transporte terrestre excluídos) e seus equivalentes de vidro-vidro a RMB 1,95-2,08/W (custos de transporte terrestre excluídos).

Novos pedidos são poucos, selados em RMB 1,95/W por projetos montados no solo em escala centralizada e RMB 2/W por projetos de GD (geração distribuída).

No mercado externo, os valores permanecem no nível da semana passada em US$ 0,267-0,275/W (FOB) na região Ásia-Pacífico e US$ 0,27-0,285/W na Austrália. Nos EUA, os preços se mantêm em US$ 0,34-0,38/W, e US$ 0,55-0,58/W para painéis fabricados localmente.

Já na Europa, os módulos com vidro traseiro com capacidade acima de 500 W são fornecidos por US$ 0,26-0,285/W e US$ 0,285-0,29/W no mercado spot.

Tecnologia do tipo N

Esta semana, os preços se estabilizam temporariamente, pois o segmento ainda não viu muitas cotações de custos para produtos do tipo N. Espera-se que os módulos G12 HJT estejam disponíveis até o final do terceiro trimestre. No quarto, o InfoLink está decidindo se divulgará o preço spot, considerando as atividades de produção em massa de todos os fabricantes.

Com relação ao valor das células M6 HJT, por exemplo, o mesmo chega a RMB 1,39-1,5/W devido ao aumento dos custos de produção. As células M10 e G12 TOPCon não foram muito negociadas, principalmente compradas para capacidades internas, por RMB 1,32-1,41/W.

Além disso, relataram que os custos dos painéis se sustentam temporariamente esta semana, chegando a RMB 2,07-2,3/W para os módulos M6 HJT e US$ 0,29-0,33/W nos mercados estrangeiros.

“Os preços dos painéis M10 e G12 TOPCon permanecem onde estavam na semana passada, em RMB 2,07-2,12/W para os monofaciais, RMB 2,1-2,17/W para os bifaciais e cerca de US$ 0,28-0,31/W nos mercados estrangeiros”, concluiu a consultoria.

Publicado Originalmente no Canal Solar em 2022-08-12 08:00:55