Economia fotovoltaica

O crescimento mundial da energia fotovoltaica tem sido uma curva exponencial entre 1992-2017. Durante esse período, a energia fotovoltaica (PV), também conhecida como solar PV, evoluiu de um nicho de mercado de aplicações de pequena escala para uma fonte de eletricidade convencional. Quando os sistemas solares fotovoltaicos foram reconhecidos pela primeira vez como uma promissora tecnologia de energia renovável, programas, como as tarifas feed-in, foram implementados por vários governos para fornecer incentivos econômicos para investimentos. Durante vários anos, o crescimento foi impulsionado principalmente pelo Japão e pelos países europeus pioneiros. Como conseqüência, o custo da energia solar diminuiu significativamente devido aos efeitos da curva de experiência, como melhorias na tecnologia e economias de escala.

Curvas de experiência descrevem que o preço de uma coisa diminui com a soma total já produzida. O crescimento fotovoltaico aumentou ainda mais rapidamente quando a produção de células solares e módulos começou a crescer nos EUA com o seu projeto Million Solar Roofs, e quando as energias renováveis ​​foram adicionadas ao plano quinquenal de 2011 da China para a produção de energia. Desde então, a instalação de energia fotovoltaica ganhou força em escala mundial, particularmente na Ásia, mas também na América do Norte e outras regiões, onde a energia solar fotovoltaica até 2015-17 estava competindo cada vez mais com fontes convencionais de energia, já que a paridade da rede já foi alcançada em cerca de 30 países.

Projeções para o crescimento fotovoltaico são difíceis e sobrecarregadas com muitas incertezas. Órgãos oficiais, como a Agência Internacional de Energia, aumentaram consistentemente suas estimativas ao longo dos anos, mas ainda ficaram aquém da implantação real.

Historicamente, os Estados Unidos lideravam a energia fotovoltaica instalada há muitos anos e sua capacidade total chegava a 77 megawatts em 1996 – mais do que qualquer outro país do mundo na época. Então, o Japão foi o líder mundial de eletricidade solar produzida até 2005, quando a Alemanha assumiu a liderança e em 2016 tinha uma capacidade de mais de 40 gigawatts. No entanto, em 2015, a China tornou-se o maior produtor mundial de energia fotovoltaica e, em 2017, tornou-se o primeiro país a ultrapassar os 100 GW de capacidade fotovoltaica instalada acumulada. Espera-se que a China seja a líder em capacidade fotovoltaica instalada e, juntamente com a Índia e os EUA, prevê-se que seja o maior mercado para instalações fotovoltaicas solares na próxima década.

Até o final de 2016, a capacidade fotovoltaica acumulada atingiu cerca de 302 gigawatts (GW), estimados como suficientes para suprir entre 1,3% e 1,8% da demanda global de eletricidade. A Solar contribuiu com 8%, 7,4% e 7,1% para o respectivo consumo doméstico anual na Itália, Grécia e Alemanha. A Associação da Indústria Fotovoltaica Europeia, um grupo comercial da indústria solar, afirma que a capacidade mundial instalada irá mais do que duplicar ou até triplicar para mais de 500 GW entre 2016 e 2020; até 2050, afirma que a energia solar se tornará a maior fonte de eletricidade do mundo. Tal conquista exigiria que a capacidade do PV aumentasse para 4.600 GW, dos quais mais da metade estava previsto para ser implantado na China e na Índia.

Status atual
A capacidade da placa de identificação indica a potência de pico das usinas em watt unitário, prefixada como conveniente, por exemplo, quilowatt (kW), megawatt (MW) e gigawatt (GW). Como a saída de energia para fontes renováveis ​​variáveis ​​é imprevisível, no entanto, usar a capacidade da placa de identificação como uma métrica exagera significativamente a geração média de uma fonte. Assim, a capacidade é tipicamente multiplicada por um fator de capacidade adequado, que leva em conta condições variadas – clima, noite, latitude, manutenção, etc. – para dar aos planejadores de energia uma idéia do valor de uma fonte para o público. Além disso, dependendo do contexto, a potência de pico indicada pode ser anterior a uma conversão subsequente para corrente alternada, por exemplo, para um único painel fotovoltaico, ou incluir essa conversão e sua perda para uma estação de energia fotovoltaica conectada à rede. Em todo o mundo, o fator de capacidade fotovoltaica média é de 11%.

A energia eólica tem características diferentes, por exemplo, um fator de capacidade mais alto e cerca de quatro vezes a produção de eletricidade solar de 2015. Em comparação com a energia eólica, a produção de energia fotovoltaica correlaciona-se bem com o consumo de energia para ar condicionado em países quentes. A partir de 2017, um punhado de utilitários começou a combinar instalações fotovoltaicas com bancos de baterias, obtendo assim várias horas de geração dispatchable para ajudar a mitigar os problemas associados à curva do pato após o pôr do sol.

Para um histórico completo de implantação nas últimas duas décadas, consulte também a seção Histórico da implantação.

No mundo todo
Em 2016, a capacidade fotovoltaica aumentou em, pelo menos, 75 GW, com um crescimento de 50% em relação ao ano anterior de novas instalações. A capacidade instalada acumulada atingiu pelo menos 302 GW até o final do ano, suficiente para fornecer 1,8% do consumo total de eletricidade do mundo.

Regiões
Em 2014, a Ásia foi a região que mais cresceu, com mais de 60% das instalações globais. Somente a China e o Japão representaram 20 GW ou metade da implantação mundial. A Europa continuou a declinar e instalou 7 GW ou 18% do mercado fotovoltaico global, três vezes menos do que no ano recorde de 2011, quando 22 GW foram instalados. Pela primeira vez, a América do Norte e a América do Sul juntas representaram pelo menos tanto quanto a Europa, cerca de 7,1 GW ou cerca de 18% do total global. Isto deveu-se ao forte crescimento nos Estados Unidos, apoiado pelo Canadá, Chile e México.

Em termos de capacidade acumulada, a Europa ainda era a região mais desenvolvida com 88 GW ou metade do total global de 178 GW. A energia solar fotovoltaica cobriu 3,5% e 7% da demanda européia de eletricidade e pico de demanda de eletricidade, respectivamente em 2014. A região Ásia-Pacífico (APAC), que inclui países como Japão, Índia e Austrália, foi a segunda e respondeu por cerca de 20% capacidade mundial. A China ficou em terceiro com 16%, seguida pelas Américas, com cerca de 12%. A capacidade cumulativa na região do MEA (Médio Oriente e África) e ROW (resto do mundo) representou apenas cerca de 3,3% do total global.

Países
O crescimento mundial da energia fotovoltaica é extremamente dinâmico e varia fortemente de país para país. Os principais instaladores de 2016 foram a China, os Estados Unidos e a Índia. Existem mais de 24 países em todo o mundo com uma capacidade acumulada de PV de mais de um gigawatt. Áustria, Chile e África do Sul cruzaram a marca de um gigawatts em 2016. A capacidade solar fotovoltaica disponível em Honduras agora é suficiente para fornecer 12,5% da energia elétrica do país, enquanto a Itália, Alemanha e Grécia podem produzir entre 7% e 8 % de seu consumo interno de eletricidade.

As principais implantações PV em 2016 foram a China (34,5 GW), os Estados Unidos (14,7 GW), o Japão (8,6 GW), a Índia (4 GW) e o Reino Unido (2 GW).

Previsão
Previsão para 2017
Em 19 de dezembro de 2016, a IHS Markit previu que as novas instalações globais atingiriam 79 GW, representando um crescimento de 3%. Em julho de 2017, a Associação SolarPower Europe previu capacidade instalada de 80,5 GW (cenário médio) com um spread variando de 58,5 GW (cenário baixo) a 103,6 GW (cenário alto). Em 21 de agosto de 2017, a Greentech Media previu que o mercado global de energia solar crescerá cerca de 4% em 2017, atingindo 81,1 GW, após 2016 ter um total de 77,8 GW. Em 14 de setembro de 2017, a EnergyTrend previu que o mercado global de energia solar em 2017 atingirá 100,4 GW, um aumento de cerca de 26% em relação ao ano anterior.

Previsão global de curto prazo
Em agosto de 2017, a GTM Research previu que, até 2022, a capacidade fotovoltaica global instalada acumulada provavelmente atingirá 871 gigawatts.

Previsão global de longo prazo (2050)
Em 2014, a Agência Internacional de Energia (IEA) divulgou sua última edição do relatório Roadmap de Tecnologia: Energia Solar Fotovoltaica, exigindo sinais claros, confiáveis ​​e consistentes dos formuladores de políticas. A AIE também reconheceu ter subestimado a implantação de PV e reavaliado suas metas de curto e longo prazo.

Relatório da IEA Roteiro Tecnológico: Energia Solar Fotovoltaica (setembro de 2014) –

Muito aconteceu desde o nosso roteiro de tecnologia para energia fotovoltaica de 2010 da IEA. O PV foi implantado mais rapidamente do que o previsto e até 2020 provavelmente atingirá o dobro do nível esperado anteriormente. Desdobramento rápido e custos decrescentes têm impulsionado o outro. Este progresso, juntamente com outras mudanças importantes no panorama energético, nomeadamente no que se refere ao estado e ao progresso da energia nuclear e da CAC, levaram a AIE a reavaliar o papel da energia solar fotovoltaica na mitigação das alterações climáticas. Esse roteiro atualizado prevê que a participação do PV na eletricidade global aumente para 16% até 2050, em comparação com 11% no roteiro de 2010.
O cenário de longo prazo da IEA para 2050 descreveu como a capacidade solar fotovoltaica (PV) e a solar térmica concentrada (CSP) em todo o mundo atingiriam 4.600 GW e 1.000 GW, respectivamente. Para alcançar a projeção da IEA, a implantação de PV de 124 GW e investimentos de US $ 225 bilhões foram exigidos anualmente. Este foi cerca de três e dois níveis de tempos naquele tempo, respectivamente. Até 2050, o custo nivelado de eletricidade (LCOE) gerado pela energia solar fotovoltaica custaria entre 4 e 16 centavos de dólar por quilowatt-hora (kWh), ou por segmento e, em média, 5,6 centavos de dólar por kWh para usinas elétricas de porte de 4 ¢ a 9,7 ¢) e de 7,8 ¢ por kWh para sistemas de telhado solar (variação de 4,9 ¢ a 15,9 ¢) 24 Essas estimativas foram baseadas em um custo médio ponderado de capital (WACC) de 8%. O relatório observou que quando o WACC excede 9%, mais da metade do LCOE do PV é feito de despesas financeiras, e que premissas mais otimistas de um WACC mais baixo reduziriam significativamente o LCOE de energia solar fotovoltaica no futuro. – 25 O IEA também enfatizou que esses novos números não eram projeções, mas sim cenários que acreditam que ocorreriam se as condições econômicas, regulatórias e políticas subjacentes se desenrolassem.

Em 2015, o Fraunhofer ISE realizou um estudo encomendado pelo think tank alemão renovável, Agora Energiewende, e concluiu que a maioria dos cenários fundamentalmente subestima o papel da energia solar nos futuros sistemas de energia. O estudo de Fraunhofer (ver resumo de suas conclusões abaixo) diferiu significativamente do relatório do roteiro da IEA sobre a tecnologia solar fotovoltaica, apesar de ter sido publicado com apenas alguns meses de intervalo. O relatório previa que a capacidade fotovoltaica instalada em todo o mundo chegaria a 30.700 GW até 2050. Até então, a Fraunhofer esperava que a LCOE para usinas solares de escala pública atingisse € 0,02 a € 0,04 por kilowatt-hora, ou cerca de metade do que a Agência Internacional de Energia estava projetando (4 ¢ a 9,7 ¢). Os custos do sistema chave na mão diminuiriam em mais de 50%, para € 436 / kWp, a partir de atualmente € 995 / kWp. Isso também é digno de nota, já que o roteiro da IEA publicou estimativas significativamente mais altas de US $ 1.400 a US $ 3.300 por kWp para oito grandes mercados em todo o mundo (veja tabela abaixo dos preços típicos do sistema PV). No entanto, o estudo concordou com o relatório do roadmap da IEA, enfatizando a importância do custo de capital (WACC), que depende fortemente dos regimes regulatórios e pode até mesmo superar as vantagens locais da maior insolação solar. 53 No estudo, um WACC de 5%, 7,5% e 10% foi usado para calcular o custo nivelado projetado de eletricidade para energia solar fotovoltaica em escala pública em 18 diferentes mercados em todo o mundo.

Fraunhofer ISE: Custo Atual e Futuro da Energia Fotovoltaica. Cenários de longo prazo para desenvolvimento de mercado, preços de sistemas e LCOE de sistemas fotovoltaicos de escala de serviços públicos. Estude em nome da Agora Energiewende (fevereiro de 2015) –

A energia solar fotovoltaica já é hoje uma tecnologia de energia renovável de baixo custo. O custo da energia de instalações fotovoltaicas de grande escala na Alemanha caiu de mais de 40 ct / kWh em 2005 para 9 cts / kWh em 2014. Mesmo os preços mais baixos foram relatados em regiões mais ensolaradas do mundo, uma vez que uma grande parte dos componentes de custo é comercializada mercados globais.
A energia solar será em breve a forma mais barata de eletricidade em muitas regiões do mundo. Mesmo em cenários conservadores e sem grandes avanços tecnológicos, o fim da redução de custos não está à vista. Dependendo do sol anual, o custo de energia de 4-6 cts / kWh é esperado até 2025, chegando a 2-4 ct / kWh até 2050 (estimativa conservadora).
Ambientes financeiros e regulatórios serão fundamentais para reduzir custos no futuro. O custo do hardware proveniente de mercados globais diminuirá independentemente das condições locais. No entanto, regimes regulatórios inadequados podem aumentar o custo da energia em até 50% por meio do custo mais alto das finanças. Isso pode até compensar o efeito de melhores recursos solares locais.
A maioria dos cenários subestima fundamentalmente o papel da energia solar nos futuros sistemas de energia. Com base em estimativas de custo desatualizadas, a maioria dos cenários que modelam futuros sistemas de energia nacionais, regionais ou globais prevê apenas uma pequena contribuição da energia solar. Os resultados da nossa análise indicam que é necessária uma revisão fundamental das vias do sistema de energia com custo otimizado.

Previsões Regionais

China
Em outubro de 2015, a China planejava instalar 150 GW de energia solar até 2020, um aumento de 50 GW em relação à meta anunciada em outubro de 2014, quando a China planejava instalar 100 GW de energia solar – junto com 200 GW de energia eólica. , 350 GW de hidrelétrica e 58 GW de energia nuclear.
No geral, a China aumentou consistentemente suas metas anuais e de curto prazo. No entanto, as estimativas, as metas e a implantação real diferiram substancialmente no passado: em 2013 e 2014, esperava-se que a China continuasse a instalar 10 GW por ano. Em fevereiro de 2014, a NDRC da China atualizou sua meta de 2014 de 10 GW para 14 GW (posteriormente ajustada para 13 GW) e acabou instalando uma estimativa de 10,6 GW devido a deficiências no setor fotovoltaico distribuído.

Índia
O país planejava instalar 100 GW de capacidade de energia solar até 2022, um aumento de cinco vezes em relação à meta anterior.

Japão
O Japão tem uma meta de 53 GW de capacidade solar fotovoltaica até 2030, e 10% da demanda interna de energia primária doméstica atendeu a energia solar fotovoltaica até 2050. A meta para 2030 foi atingida em 2018.

Europa
Em 2020, a Associação Europeia da Indústria Fotovoltaica (EPIA) esperava que a capacidade fotovoltaica passasse de 150 GW. Constatou que os planos nacionais de ação para energias renováveis ​​sob supervisão da CE (PANER) eram conservadores demais, já que a meta de 84 GW de energia solar fotovoltaica até 2020 já havia sido superada em 2014 – os números preliminares representavam cerca de 88 GW até o final de 2014. Para 2030, a EPIA originalmente previu que a energia solar fotovoltaica atingiria entre 330 e 500 GW, suprindo 10 a 15% da demanda de eletricidade da Europa. No entanto, as reavaliações posteriores foram mais pessimistas e representam uma participação de 7% a 11%, se nenhuma mudança política importante for empreendida.

Economia
No mundo, o mercado fotovoltaico foi criado pelas necessidades de eletrificação de sistemas isolados da rede, como satélites, barcos, caravanas e outros objetos móveis (relógios, calculadoras …), ou locais isolados e instrumentação. O progresso das técnicas de produção de células fotovoltaicas levou, desde a década de 1990, a uma queda nos preços, o que possibilitou vislumbrar, com vários subsídios estatais, uma produção em massa para a rede elétrica, uma produção que poderia ser estendida a autoconsumo. produção integrada em redes inteligentes, de paredes e telhados e na perspectiva de energia limpa e descentralizada, através de serviços possivelmente compartilhados como aqueles defendidos por Jeremy Rifkin em seu conceito de terceira revolução industrial.

Empregos
A indústria fotovoltaica empregou diretamente cerca de 435.000 pessoas em todo o mundo em 2012, incluindo 265.000 pessoas na Europa, de acordo com a EPIA; quase um milhão de empregos dependem indiretamente desse setor, incluindo 700.000 na instalação, manutenção e reciclagem de sistemas fotovoltaicos; Os cenários de EPIA preveem até 1 milhão de criações de emprego na Europa até 2020. A produção de um MWC induz a criação de 3 a 7 empregos diretos equivalentes em tempo integral e de 12 a 20 empregos indiretos.

O setor fotovoltaico representaria entre 20.000 e 35.000 empregos na França, localizados “abaixo da cadeia de valor (desenvolvimento de projetos, instalação …)” e não na parte mais inovadora (pesquisa, fabricação). Um estudo da diretoria da SIA, um emprego em fotovoltaicos custaria 10 a 40% mais caro do que a remuneração de um desempregado. A moratória fotovoltaica na França, que durou de dezembro de 2010 a março de 2011, poderia levar a mais de 5.000 cortes de empregos.

História do desenvolvimento do mercado

Preços e custos (1977 – presente)
O preço médio por watt caiu drasticamente para as células solares nas décadas anteriores a 2017. Enquanto em 1977 os preços das células de silício cristalino estavam em torno de US $ 77 por watt, os preços médios em agosto de 2018 foram tão baixos quanto US $ 0,13 por watt ou quase 600 vezes menos de quarenta anos atrás. Os preços das células solares de película fina e dos painéis solares c-Si estavam em torno de US $ 0,60 por watt. Os preços dos módulos e das células diminuíram ainda mais após 2014 (consulte cotações de preços na tabela).

Essa tendência de preço foi vista como evidência que apóia a lei de Swanson (uma observação similar à famosa Lei de Moore) que afirma que o custo por watt das células solares e painéis cai 20% para cada duplicação da produção fotovoltaica acumulada. Um estudo de 2015 mostrou que o preço / kWh caiu 10% ao ano desde 1980, e previu que a energia solar poderia contribuir com 20% do consumo total de eletricidade até 2030.

Em sua edição de 2014 do Technology Roadmap: Relatório de Energia Solar Fotovoltaica, a Agência Internacional de Energia (IEA) publicou preços para sistemas fotovoltaicos residenciais, comerciais e de serviços públicos para oito grandes mercados a partir de 2013 (ver tabela abaixo). No entanto, o relatório da Iniciativa SunShot do DOE indica preços mais baixos do que o relatório da AIE, embora ambos os relatórios tenham sido publicados ao mesmo tempo e referidos ao mesmo período. Depois de 2014 os preços caíram ainda mais. Para 2014, a Iniciativa SunShot modelou os preços do sistema norte-americano na faixa de US $ 1,80 a US $ 3,29 por watt. Outras fontes identificaram faixas de preço similares de US $ 1,70 a US $ 3,50 para os diferentes segmentos de mercado nos EUA. No mercado alemão altamente penetrado, os preços dos sistemas residenciais e comerciais de até 100 kW caíram para US $ 1,36 por watt (€ 1,24 / W) por no final de 2014. Em 2015, o Deutsche Bank estimou os custos de sistemas residenciais de cobertura nos EUA em cerca de US $ 2,90 por watt. Os custos para sistemas em escala de utilidade pública na China e na Índia foram estimados em US $ 1,00 por watt. Em maio de 2017, um sistema residencial de 5 kW na Austrália custava, em média, US $ 1,25 por watt.

Tecnologias (1990 – presente)
Houve avanços significativos na tecnologia convencional de silício cristalino (c-Si) nos anos anteriores a 2017. A queda do custo do polissilício desde 2009, que se seguiu após um período de escassez severa (ver abaixo) de matéria-prima de silício, a pressão aumentou fabricantes de tecnologias fotovoltaicas comerciais de filmes finos, incluindo silício amorfo de filme fino (a-Si), telureto de cádmio (CdTe) e disseleneto de cobre e índio-gálio (CIGS), levaram à falência de várias empresas de filmes finos altamente elogiado. O setor enfrentou a concorrência de preços dos fabricantes chineses de módulos e células de silício cristalino, e algumas empresas, juntamente com suas patentes, foram vendidas abaixo do custo.

Em 2013, as tecnologias de película fina foram responsáveis ​​por cerca de 9% da implantação mundial, enquanto 91% foram detidos por silício cristalino (mono-Si e multi-Si). Com 5% do mercado total, o CdTe detinha mais da metade do mercado de filmes finos, deixando 2% para cada CIGS e silício amorfo.

Tecnologia CIGS
O seleneto de cobre e índio gálio (CIGS) é o nome do material semicondutor no qual a tecnologia é baseada. Um dos maiores produtores de energia fotovoltaica do CIGS em 2015 foi a empresa japonesa Solar Frontier, com uma capacidade de produção na escala de gigawatts. Sua tecnologia de linha CIS incluiu módulos com eficiências de conversão de mais de 15%. A empresa lucrou com o mercado japonês em expansão e tentou expandir seus negócios internacionais. No entanto, vários fabricantes proeminentes não conseguiram acompanhar os avanços da tecnologia convencional de silício cristalino. A empresa Solyndra cessou toda a atividade comercial e entrou com pedido de concordata em 2011, e a Nanosolar, também fabricante CIGS, fechou suas portas em 2013. Embora ambas as empresas tenham produzido células solares CIGS, foi apontado que a falha não foi devida. para a tecnologia, mas sim por causa das próprias empresas, usando uma arquitetura defeituosa, como, por exemplo, os substratos cilíndricos da Solyndra.

Tecnologia CdTe
A empresa norte-americana First Solar, fabricante líder de CdTe, construiu várias das maiores usinas solares do mundo, como a Fazenda Solar do Sol Nascente e a Fazenda Solar Topaz, ambas no deserto californiano com capacidade de 550 MW cada, bem como 102 MWAC Nyngan Solar Plant na Austrália (a maior central fotovoltaica no hemisfério sul da época) comissionada em meados de 2015. A empresa foi reportada em 2013 para produzir com sucesso painéis de CdTe com uma eficiência cada vez maior e um custo decrescente por watt. 19 CdTe foi o menor tempo de retorno de energia de todas as tecnologias fotovoltaicas produzidas em massa, e pode ser tão curto quanto oito meses locais favoráveis. A empresa Abound Solar, também fabricante de módulos de telureto de cádmio, faliu em 2012.

tecnologia a-Si
Em 2012, a ECD solar, antes uma das principais fabricantes mundiais de tecnologia de silício amorfo (a-Si), entrou com pedido de falência em Michigan, nos Estados Unidos. A Swiss OC Oerlikon vendeu sua divisão solar que produziu células tandem a-Si / μc-Si para a Tokyo Electron Limited. Em 2014, a empresa japonesa de eletrônicos e semicondutores anunciou o fechamento de seu programa de desenvolvimento de tecnologia de micromorfos. Outras empresas que deixaram o mercado de filmes finos de silício amorfo incluem a DuPont, BP, Flexcell, Inventux, Pramac, Schuco, Sencera, EPV Solar, NovaSolar (anteriormente OptiSolar) e Suntech Power que pararam de fabricar módulos a-Si em 2010 para focar em cristalinas. painéis solares de silício. Em 2013, a Suntech entrou com pedido de falência na China.

Escassez de silício (2005-2008)
No início dos anos 2000, os preços do polissilício, matéria-prima para as células solares convencionais, eram de apenas US $ 30 por quilo e os fabricantes de silício não tinham incentivo para expandir a produção.

No entanto, houve uma grave escassez de silício em 2005, quando os programas governamentais causaram um aumento de 75% na implantação de energia solar fotovoltaica na Europa. Além disso, a demanda por silício de fabricantes de semicondutores estava crescendo. Como a quantidade de silício necessária para semicondutores representa uma parcela muito menor dos custos de produção, os fabricantes de semicondutores conseguiram superar as empresas de energia solar para o silício disponível no mercado.

Inicialmente, os produtores de polissilício em atividade demoraram a responder à crescente demanda por aplicações solares, devido à sua dolorosa experiência com excesso de investimento no passado. Os preços do silício subiram rapidamente para cerca de US $ 80 por quilo e chegaram a US $ 400 / kg para contratos de longo prazo e preços spot. Em 2007, as restrições ao silício tornaram-se tão severas que a indústria solar foi forçada a inutilizar cerca de um quarto de sua capacidade de fabricação de células e módulos – cerca de 777 MW da capacidade de produção então disponível. A escassez também proporcionou aos especialistas em silício tanto dinheiro quanto incentivo para desenvolver novas tecnologias e vários novos produtores entraram no mercado. As primeiras respostas da indústria solar concentraram-se em melhorias na reciclagem de silício. Quando esse potencial foi esgotado, as empresas vêm analisando com mais atenção as alternativas ao processo convencional da Siemens.

Levando cerca de três anos para construir uma nova fábrica de polissilício, a escassez continuou até 2008. Os preços das células solares convencionais permaneceram constantes ou subiram ligeiramente durante o período de escassez de silício de 2005 a 2008. Isto é notavelmente visto como um “ombro”. que se destaca na curva de aprendizado PV do Swanson e temia-se que uma escassez prolongada pudesse atrasar a energia solar se tornando competitiva com os preços da energia convencional sem subsídios.

Enquanto isso, a indústria solar reduziu o número de gramas por watt, reduzindo a espessura da pastilha e a perda de kerf, aumentando a produtividade em cada etapa de fabricação, reduzindo a perda de módulo e aumentando a eficiência do painel. Finalmente, o aumento da produção de polissilício aliviou os mercados mundiais da escassez de silício em 2009 e, posteriormente, levou a um excesso de capacidade com preços em queda acentuada na indústria fotovoltaica para os anos seguintes.

Excesso de capacidade solar (2009-2013)
À medida que a indústria de polissilício começou a construir novas capacidades de produção adicionais durante o período de escassez, os preços caíram para US $ 15 por quilo, forçando alguns produtores a suspender a produção ou a sair do setor. Os preços do silício estabilizaram em torno de US $ 20 por quilo e o crescimento do mercado de energia solar fotovoltaica ajudou a reduzir o enorme excesso de capacidade global a partir de 2009. No entanto, o excesso de capacidade no setor fotovoltaico continuou a persistir. Em 2013, a implantação recorde global de 38 GW (número atualizado da EPIA) ainda era muito menor do que a capacidade de produção anual da China de aproximadamente 60 GW. A sobrecapacidade continuada foi ainda mais reduzida ao baixar significativamente os preços dos módulos solares e, como consequência, muitos fabricantes deixaram de poder cobrir os custos ou permanecer competitivos. Como o crescimento mundial da implantação de PV continuou, a lacuna entre o excesso de capacidade e a demanda global era esperada em 2014 para fechar nos próximos anos.

A IEA-PVPS publicou em 2014 dados históricos para a utilização mundial da capacidade de produção de módulos solares fotovoltaicos que mostrou um lento retorno à normalização na fabricação nos anos anteriores a 2014. A taxa de utilização é a razão entre as capacidades de produção versus a produção real determinado ano. Uma baixa de 49% foi alcançada em 2007 e refletiu o pico da escassez de silício, que detinha uma parcela significativa da capacidade de produção do módulo. A partir de 2013, a taxa de utilização recuperou um pouco e aumentou para 63%.

Obrigações antidumping (2012 – presente)
Após a apresentação de petições antidumping e a realização de investigações, os Estados Unidos impuseram tarifas de 31% a 250% em produtos solares importados da China em 2012. Um ano depois, a UE também impôs medidas antidumping e antissubvenções importações de painéis solares da China em uma média de 47,7% por um período de dois anos.

Pouco depois, a China, por sua vez, cobrava impostos sobre as importações de polissilício dos EUA, matéria-prima para a produção de células solares. Em janeiro de 2014, o Ministério do Comércio chinês estabeleceu sua tarifa antidumping para os produtores de polissilício dos Estados Unidos, como a Hemlock Semiconductor Corporation, em 57%, enquanto outras grandes empresas produtoras de polissilício, como a alemã Wacker Chemie e a coreana OCI, foram muito menos afetadas. Tudo isso causou muita controvérsia entre proponentes e opositores e foi objeto de debate.

História da implantação
Os números de implantação em escala global, regional e nacional estão bem documentados desde o início dos anos 90. Enquanto a capacidade fotovoltaica mundial cresceu continuamente, os números de implantação por país foram muito mais dinâmicos, pois dependiam fortemente das políticas nacionais. Várias organizações lançam relatórios abrangentes sobre a implantação de PV anualmente. Eles incluem capacidade fotovoltaica implantada anual e cumulativa, normalmente fornecida em pico de watt, uma divisão pelos mercados, bem como análise aprofundada e previsões sobre tendências futuras.

Implantação anual mundial
Devido à natureza exponencial da implantação de PV, a maior parte da capacidade total foi instalada nos anos anteriores a 2017 (consulte o gráfico de pizza). Desde a década de 1990, a cada ano tem sido um ano recorde em termos de capacidade fotovoltaica recém-instalada, exceto para 2012. Ao contrário de algumas previsões anteriores, as previsões para o início de 2017 eram de 85 gigawatts em 2017. Próximo do fim do ano No entanto, os números elevaram as estimativas para 95 GW nas instalações de 2017.

Cumulativo mundial
O crescimento mundial da capacidade fotovoltaica solar foi uma curva exponencial entre 1992 e 2017. As tabelas abaixo mostram a capacidade nominal acumulativa global até o final de cada ano em megawatts, e o aumento ano a ano em porcentagem. Em 2014, a capacidade global deverá crescer 33%, de 139 para 185 GW. Isso correspondeu a uma taxa de crescimento exponencial de 29% ou cerca de 2,4 anos para que a capacidade atual de PV mundial dobrasse. Taxa de crescimento exponencial: P (t) = P0ert, onde P0 é 139 GW, taxa de crescimento r 0,29 (resulta em tempo de duplicação t de 2,4 anos).