Los costos suben, los compradores se resisten: ¿Pueden recuperarse los precios de los módulos solares fuera de China? [Análisis de SMM]

El mercado fotovoltaico fuera de China no logró sostener una recuperación generalizada de precios en el tercer trimestre de 2026. La débil demanda y la liquidación de inventarios empujaron los precios a la baja en julio. El aumento de los costos de materiales y de producción de módulos en China llevó luego a los fabricantes a elevar sus precios de referencia y a retirarse de algunos pedidos de bajo precio en agosto. Para septiembre, las vacaciones de verano en Europa habían terminado y los compradores de algunos mercados se preparaban para los proyectos de fin de año. Sin embargo, el mayor interés no se tradujo en un aumento generalizado de nuevos pedidos, por lo que las subas de precios se concentraron en mercados, especificaciones y transacciones particulares.

Según los datos de mercado de SMM, los precios FOB de China para módulos TOPCon estándar se recuperaron de sus mínimos de agosto, pero a fines de septiembre seguían por debajo de los niveles de principios de julio. Los precios CIF del sudeste asiático también se recuperaron levemente, con Indonesia relativamente débil. Los precios de almacén en Europa repuntaron brevemente antes de que el inventario de bajo precio y la economía de los proyectos volvieran a ejercer presión. India mantuvo segmentos de precios diferenciados DCR y no DCR, y los precios no DCR registraron un aumento moderado durante el trimestre.

El principal cambio en el tercer trimestre no fue, por tanto, un traslado total de costos, sino una menor disposición de los fabricantes a recortar precios de forma generalizada. El poder de negociación de los compradores se mantuvo intacto. Los costos determinaron los precios de venta de los proveedores; la rentabilidad de los proyectos, la composición del inventario y la elegibilidad normativa determinaron lo que los compradores estaban realmente dispuestos a pagar.

FOB China: una recuperación tentativa deja una brecha entre los precios de referencia y las transacciones

Los precios de exportación de módulos de China siguieron bajo presión en julio. La desaceleración estival en Europa, los limitados pedidos incrementales de los mercados emergentes y las perturbaciones geopolíticas en algunas entregas a Oriente Medio hicieron que los fabricantes dependieran de descuentos para mantener los envíos. Los productos estándar ofrecían una diferenciación limitada, mientras que los grandes compradores de proyectos a escala de servicios públicos conservaban un considerable poder de negociación. Los intentos de los fabricantes chinos por mantener los precios no aceleraron de forma significativa las compras en el extranjero.

Los precios FOB de los módulos TOPCon estándar alcanzaron un mínimo a corto plazo a principios de agosto. El precio medio de SMM para los módulos 210R cayó de 0,1090 USD/W el 1 de julio a 0,1055 USD/W a principios de agosto, antes de recuperarse a 0,1075 USD/W el 30 de septiembre. El precio de cierre fue aproximadamente un 1,9 % superior al mínimo, pero aún un 1,4 % inferior al de principios de julio. Los precios de los módulos de 182 mm y 210 mm cayeron aproximadamente un 0,9 % y un 2,3 %, respectivamente, durante el mismo período. Por lo tanto, el repunte solo recuperó parte de la caída anterior, en lugar de establecer una tendencia alcista trimestral sostenida.

El promedio de las evaluaciones diarias publicadas da precios de 210R de aproximadamente 0,1083 US$/W en julio, 0,1061 US$/W en agosto y 0,1068 US$/W en septiembre. Septiembre estuvo alrededor de un 0,6 % por encima de agosto, pero se mantuvo por debajo de julio. Algunos fabricantes aumentaron las ofertas en el extranjero y las guías de precios en aproximadamente 0,003–0,0045 US$/W entre mediados y finales de agosto. La recuperación más lenta en las transacciones reales puso de relieve los límites que la demanda de los usuarios finales imponía a la transferencia de costos.

Los fabricantes líderes se mostraron más dispuestos a retirar ofertas excepcionalmente bajas en septiembre, pero el suministro a bajo precio no desapareció. Algunos proveedores de segundo nivel continuaron descontando pedidos seleccionados, mientras que los distribuidores liquidaron módulos de 610–625 W y otras especificaciones menos demandadas. Los mayores costos de los módulos recién producidos coexistieron así con el inventario heredado con descuento, lo que impidió un aumento uniforme de precios en todo el mercado.

La combinación de productos también influyó en los precios. Los módulos TOPCon de alta potencia y de contacto posterior (BC) mantuvieron primas, pero estas no se ampliaron de manera constante. Entre el 17 de agosto y el 30 de septiembre, el precio promedio de los 210R de alta potencia cayó de 0,114 US$/W a 0,113 US$/W. Los precios de los BC 210R alcanzaron brevemente 0,119 US$/W antes de volver a 0,121 US$/W al final del trimestre, mientras que el precio del formato BC de 54 celdas subió de 0,136 US$/W a 0,137 US$/W. La eficiencia, la idoneidad del formato y la demanda de generación distribuida respaldaron los productos diferenciados. Aun así, los proveedores todavía tuvieron que ajustar las primas de alta potencia en relación con los módulos estándar para asegurar pedidos: el progreso tecnológico no se tradujo automáticamente en un mayor poder de fijación de precios.

Sudeste Asiático: expectativas de políticas más sólidas se topan con pedidos pequeños y sensibles al precio

Los precios de los módulos en el Sudeste Asiático cayeron en general, se estabilizaron y luego se recuperaron parcialmente durante el tercer trimestre, aunque persistieron diferencias entre mercados. Los bajos precios FOB de China limitaron el alza de las ofertas entregadas, mientras que los costos de flete y entrega brindaron cierto soporte a los precios CIF. Los proveedores intentaron trasladar los mayores costos en agosto, pero las transacciones siguieron concentradas en requisitos inmediatos de proyectos, pedidos pequeños de bajo precio y reposición de inventario de los distribuidores.

Malasia contó con un respaldo de demanda relativamente más firme. El avance de los proyectos a escala de servicio público y del programa Large Scale Solar 6 (LSS6) mejoró las expectativas a mediano plazo, mientras que las instalaciones de fin de año generaron algunas consultas y compras. El precio promedio CIF de los módulos 210R cayó de 0,1150 USD/W el 3 de julio a 0,1115 USD/W a principios de agosto, antes de recuperarse a 0,1135 USD/W a finales de septiembre. No obstante, se mantuvo por debajo del nivel de principios de trimestre. La cartera de proyectos y el avance de las licitaciones atrajeron interés sin generar aún compras a una escala suficiente para sostener aumentos de precios.

Tailandia y Vietnam también se recuperaron de sus mínimos de agosto. Las compras en Tailandia estuvieron influidas por el avance hacia la certificación del Instituto de Normas Industriales de Tailandia (TISI) y las expectativas en torno al acceso al mercado. A medida que más proveedores obtengan la certificación, las restricciones temporales de suministro deberían aliviarse. Sin embargo, acumular existencias antes de una transición de certificación no equivale a un crecimiento sostenido de la demanda de instalación. Vietnam dependió más de proyectos comerciales e industriales y de autoconsumo, con compras aún condicionadas por aprobaciones, conexiones a la red y cronogramas de ejecución. Los precios en todos los tamaños de módulo en ambos mercados se movieron dentro de rangos estrechos, y los precios bajos siguieron siendo un criterio de compra clave.

Indonesia se mostró más débil. El precio promedio CIF de los módulos TOPCon de generación distribuida cayó de 0,1150 USD/W el 3 de julio a 0,1110 USD/W el 25 de septiembre, una disminución de aproximadamente el 3,5 %. El mercado seguía a la espera de las cuotas gubernamentales de proyectos para el segundo semestre del año, junto con los detalles de las compras de la empresa estatal PLN y la propuesta de licitación solar inicial de 30 GW. La incertidumbre sobre las cuotas y la implementación mantuvo la cautela entre los promotores, impidiendo que las expectativas de política se tradujeran en grandes pedidos de importación. Los requisitos de contenido local TKDN restringieron aún más los proyectos accesibles para módulos importados, limitando el crecimiento de la demanda a corto plazo.

En la segunda quincena de septiembre, algunos distribuidores del sudeste asiático intensificaron la liquidación de módulos de 620 W o menos. Incluso cuando los fabricantes elevaron las previsiones para productos estándar y de alta potencia, las existencias de menor potencia ofrecieron una alternativa para compradores sensibles al precio. Una mayor recuperación de los precios regionales dependerá no solo del tamaño de la cartera de proyectos, sino de cuándo se realicen los pedidos, de la rapidez con que se liquide el inventario heredado y de si los requisitos de eficiencia y entrega justifican precios más altos.

Europa: el fin de las vacaciones de verano no resuelve la débil economía de los proyectos

Europa experimentó una de las presiones de precios más claras en el tercer trimestre. Las vacaciones de verano ralentizaron la actividad de proyectos y las compras desde julio, mientras que el stock de almacén fácilmente disponible y la presión de inventario de los distribuidores empujaron a la baja los precios de los módulos estándar. La reposición para proyectos de generación distribuida y la demanda de algunos productos de alta eficiencia resultaron más resistentes, pero fueron insuficientes para compensar la amplia oferta de TOPCon estándar y los agresivos descuentos.

Entre el 3 de julio y el 25 de septiembre, el precio medio de almacén en Róterdam para módulos TOPCon de generación distribuida de 450–475 W cayó de 0,1197 €/W a 0,1127 €/W, un descenso de aproximadamente el 5,8 %. El precio de generación distribuida de 620–640 W bajó de 0,1097 €/W a 0,1067 €/W, alrededor del 2,7 %. Los precios a escala de servicio público de 620–640 W y 710–730 W cayeron aproximadamente un 3,4 % y un 4,5 %, respectivamente. A pesar de recuperaciones intermitentes, las cuatro evaluaciones terminaron por debajo de sus niveles de principios de trimestre.

La presión de costes llevó a los fabricantes a probar ofertas europeas más altas en agosto, elevando brevemente algunos precios de generación distribuida. Sin embargo, tras la pausa estival, la actividad de septiembre consistió inicialmente sobre todo en entregas retrasadas, reposición urgente y pequeñas compras de distribuidores. Los nuevos proyectos y los grandes pedidos a escala de servicio público aún no se habían expandido de forma significativa. Los envíos para entrega antes de Navidad también estaban en marcha, pero en gran medida cumplían contratos existentes. Algunos proyectos de cientos de megavatios previstos para el próximo año seguían obteniendo descuentos de los proveedores, lo que dejaba un apoyo limitado de los precios por parte de la nueva demanda.

Las bajas tarifas de los acuerdos de compra de energía (PPA) fueron una limitación importante. Algunos proyectos adjudicados ya habían fijado precios de venta de electricidad bajos y márgenes reducidos. Unos precios de módulos más altos elevarían la inversión inicial y reducirían aún más las tasas internas de retorno. Por ello, los promotores preferían negociar descuentos, dividir las compras en fases o aplazar compromisos antes que aceptar subidas de precios de los proveedores. Los costes de financiación y los retrasos en la conexión a la red alargaron los periodos de amortización y debilitaron aún más el incentivo para acelerar las compras de equipos.

Los precios negativos de la electricidad también pesaron sobre las expectativas de inversión. Los frecuentes precios bajos o negativos durante los picos de generación solar del mediodía en partes de Europa redujeron los precios de captación solar realizados y aumentaron los riesgos de vertido y de volatilidad de los ingresos. Los inversores se mostraron más cautelosos ante proyectos con una exposición significativa al mercado mayorista o sin ingresos asegurados a largo plazo, lo que limitó la adquisición de equipos.

El despliegue del almacenamiento se está acelerando, pero las aprobaciones de red, los modelos de ingresos, la financiación y los plazos de construcción siguen limitando la rapidez con la que puede aliviar las restricciones de integración de la energía solar en horas punta. Sin una inversión oportuna en almacenamiento y red, la rentabilidad de los proyectos no puede mejorar lo suficientemente rápido como para absorber el aumento de los costes de los módulos. La continua liquidación de inventario de menor potencia también otorga ventaja a los compradores y ofrece alternativas más baratas.

El creciente interés por los módulos TOPCon de alta potencia no significa que todos los productos de alta eficiencia puedan imponer precios más altos. Los compradores siguen comparando la rentabilidad del sistema, las primas de los módulos y los requisitos de instalación. Los proveedores deben demostrar que un precio más alto del módulo aporta un valor de sistema equivalente. Por tanto, que Europa supere la competencia por precios en el cuarto trimestre dependerá de los nuevos contratos y de la liquidación de inventario, no simplemente de una mayor demanda tras las vacaciones de verano.

India: una ventana más estrecha para adelantar los envíos a EE. UU. amenaza la demanda no DCR y eleva los riesgos de rentabilidad

India mantuvo dinámicas de precios diferenciadas en el tercer trimestre para los módulos que cumplen los requisitos de contenido nacional (DCR) y los módulos no DCR. Las normas de contenido local, el coste de las células fabricadas en India y las compras para proyectos respaldados por políticas sostuvieron la prima DCR. Los precios no DCR estuvieron más expuestos a los costes de las células importadas, a la demanda de proyectos elegibles y a los cambios en los pedidos de exportación.

Las evaluaciones semanales de SMM muestran que el precio medio DCR cayó de 0,2485 US$/W el 3 de julio a 0,2425 US$/W a finales de julio, se recuperó hasta 0,2450 US$/W a finales de agosto y luego se mantuvo estable. Terminó el periodo aproximadamente un 1,4 % más bajo. Los precios no DCR comenzaron en 0,1410 US$/W, bajaron a 0,1405 US$/W a finales de julio, subieron a 0,1455 US$/W a finales de agosto y luego se moderaron hasta 0,1435 US$/W en septiembre, donde se estabilizaron. El aumento neto fue de aproximadamente el 1,8 %, dejando la prima DCR en torno al 70,7 % al cierre del trimestre.

La política india también influyó en las dos series de precios. Las limitadas disposiciones transitorias de la Lista II de la Lista Aprobada de Modelos y Fabricantes (ALMM) preservaron una ventana temporal de adquisición para productos no DCR elegibles en determinados proyectos de medición neta y acceso abierto, desviando algunos pedidos de productos DCR. Los requisitos de contenido local DCR y las normas de elegibilidad ALMM siguieron aplicándose por separado.

En el lado de las exportaciones, la acumulación de existencias en EE. UU. antes de la implementación de la Sección 232 fue una fuente importante de apoyo para los pedidos indios no DCR en el tercer trimestre. La investigación de SMM indica que algunos importadores estadounidenses adelantaron compras y entregas para acumular inventario antes de que los nuevos aranceles y precios mínimos de importación entren en vigor el 4 de diciembre. Esta acumulación impulsada por políticas, combinada con mayores costos de insumos, respaldó los pedidos y precios indios no DCR en agosto. No implicó un aumento correspondiente en la demanda de instalación en EE. UU.

Desde entonces, EE. UU. ha reducido esa ventana para envíos acelerados. Los controles antiacaparamiento vigentes del 22 de septiembre al 3 de diciembre limitan a los nuevos importadores registrados en la Aduana de EE. UU. a partir del 6 de agosto de 2026 a 55 módulos relevantes y 2.000 celdas por semana, salvo que obtengan una exención aprobada por el Departamento de Comercio de EE. UU. Los importadores establecidos enfrentan escrutinio por volúmenes inusualmente altos y pueden ver suspendidas sus importaciones si los envíos superan sustancialmente los niveles históricos. Los límites semanales se aplican a nuevos importadores específicos, no a una cuota nacional única compartida por todos los importadores estadounidenses.

Los precios no DCR ya habían bajado desde su pico en la primera quincena de septiembre, a medida que se enfriaba la fiebre inicial de compras y los compradores rechazaban ofertas más altas. Los controles antiacaparamiento de finales de septiembre redujeron aún más el margen para envíos concentrados a través de nuevos importadores, exponiendo la demanda de acumulación de existencias en EE. UU. impulsada por políticas a una desaceleración pronunciada. Si la demanda regular de proyectos y las importaciones aprobadas no brindan suficiente apoyo, los fabricantes indios podrían enfrentar menos pedidos posteriores, calendarios de entrega revisados y presión sobre los precios no DCR.

Los cargamentos ya en tránsito también enfrentan posibles interrupciones. Si las restricciones impiden que un importador despache las mercancías según lo previsto y no se obtiene la aprobación necesaria, algunos módulos podrían quedar retenidos en puerto, desviados o devueltos a origen. Esto aumentaría los costos de almacenamiento y logística y inmovilizaría capital de trabajo. Cualquier cargamento devuelto que reingrese a la India, o módulos con destino a EE. UU. redirigidos a otros mercados, podría aumentar la oferta e intensificar la competencia de precios no DCR.

Mientras tanto, las determinaciones finales de derechos antidumping y compensatorios de EE. UU. sobre celdas y módulos de silicio cristalino indios han añadido incertidumbre a los pedidos con destino a EE. UU.; las órdenes de derechos posteriores siguen dependiendo de la determinación de daño. Los productos no DCR enfrentan tanto posibles costos arancelarios como límites en los envíos acelerados, mientras que la demanda DCR sigue vinculada principalmente a proyectos respaldados por políticas y a las entregas de fin de año dentro de la India. Por lo tanto, los dos segmentos mantienen impulsores de demanda distintos.

Inventarios: la reducción de existencias de celdas en la India no ha ido acompañada por los módulos

Los inventarios refuerzan la idea de que los precios estables no significan que la presión entre oferta y demanda haya desaparecido. Los datos diarios de SMM muestran que las existencias de módulos DCR en la India aumentaron de 13,16 GW el 20 de agosto a 13,48 GW el 30 de septiembre. A pesar de reducciones intermitentes, los inventarios se mantuvieron elevados. Las existencias de celdas, por el contrario, disminuyeron marcadamente a finales de septiembre hasta 3,62 GW al cierre del mes.

La reducción de existencias de celdas aún no se ha traducido en una reducción sostenida y simultánea de los inventarios de módulos. La disminución de celdas puede reflejar una combinación de envíos, adquisiciones y ajustes de producción, más que una mayor demanda de los usuarios finales por sí sola. Los precios DCR solo obtendrían un respaldo de demanda más firme en el cuarto trimestre si las adquisiciones de proyectos crecen de manera constante y los inventarios de módulos también disminuyen.

Revisión de políticas del tercer trimestre: EE. UU. frena la acumulación de existencias mientras los proyectos asiáticos y las normas de acceso al mercado condicionan las adquisiciones

La política afectó a los mercados del tercer trimestre a través de tres canales principales: compras anticipadas, ejecución de proyectos y elegibilidad de proveedores. EE. UU. anunció ajustes a las importaciones en virtud de la Sección 232 en agosto, lo que alentó algunas adquisiciones antes de la entrada en vigor el 4 de diciembre. Las determinaciones finales de derechos antidumping y compensatorios de septiembre, que abarcan a la India, Indonesia y Laos, seguidas de controles contra la acumulación de existencias, impusieron más restricciones a las compras anticipadas. El impulso temporal de pedidos creado por la ventana de política ahora corre el riesgo de desvanecerse, dejando los planes de exportación más dependientes de la demanda real de proyectos y de acuerdos de importación conformes.

Los mercados asiáticos se vieron más influidos por las carteras de proyectos locales y los requisitos de acceso al mercado. La aclaración de la India en julio sobre los arreglos transitorios del ALMM preservó una ventana temporal para pedidos no DCR elegibles. El programa LSS6 de Malasia y los proyectos de almacenamiento asociados ampliaron la cartera a mediano plazo. La propuesta inicial de licitación de 30 GW de Indonesia elevó las expectativas, pero las cuotas gubernamentales, los paquetes de licitación específicos y las normas TKDN siguieron condicionando los pedidos de importación. En Tailandia, las pruebas de productos, las auditorías de fábrica y la certificación TISI afectaron la elegibilidad de los proveedores y los calendarios de entrega, mientras que los arreglos obligatorios de implementación siguieron sujetos a las regulaciones finales.

Estos acontecimientos no produjeron una reposición sincronizada. En cambio, la demanda se diferenció más entre compras dentro de ventanas de política, entregas programadas de proyectos e inventario acumulado antes de cambios en la certificación. En el cuarto trimestre, la ejecución real de proyectos y la liberación de cuotas, las importaciones conformes y la liquidación de existencias a bajo precio tendrán una incidencia más directa en la adquisición de módulos y en los precios de transacción que los objetivos de política por sí solos.

Perspectiva de SMM: los precios del cuarto trimestre dependen de los nuevos pedidos y del ritmo de liquidación del inventario heredado

SMM considera el tercer trimestre como un cambio de los descuentos persistentes hacia negociaciones más firmes en niveles de precios bajos, más que una inversión total del equilibrio entre oferta y demanda. Los mayores costes redujeron la disposición de los fabricantes a bajar los precios de forma generalizada. Los productos de alta eficiencia y la demanda de proyectos seleccionados brindaron apoyo, pero los rendimientos limitados de los proyectos, el inventario heredado y la competencia siguieron limitando las ganancias en los precios de transacción.

La primera prioridad en el cuarto trimestre es la calidad de los nuevos pedidos, no simplemente el volumen de consultas. La durabilidad de la recuperación dependerá de si la reposición europea se convierte en adquisición para nuevos proyectos, de si el avance de los proyectos en el sudeste asiático y otros mercados genera pedidos considerables, y de si la demanda de fin de año de la India respalda una reducción sostenida de existencias de módulos. Los mayores envíos para la entrega antes de Navidad y de fin de año también deben distinguirse de un aumento de los nuevos pedidos, ya que algunos volúmenes cumplirán contratos existentes.

Para los módulos indios no DCR, el ritmo al que se desvanezca la demanda anticipada de Estados Unidos será fundamental. Los límites semanales y un escrutinio más estricto de volúmenes inusualmente grandes podrían reducir materialmente la acumulación concentrada de existencias. Si los proyectos indios elegibles y otros destinos de exportación no logran absorber la oferta desplazada, las ventas redirigidas a la India, los envíos desviados a otros lugares y las posibles cargas devueltas podrían intensificar la presión sobre los precios. La demanda DCR seguirá estando más vinculada a la adquisición de proyectos indios y a la liquidación de inventario, preservando la divergencia entre los dos segmentos.

La composición del inventario también determinará la rapidez con la que se recuperen los productos individuales. Las ventas continuas con descuento de existencias heredadas, incluidos los módulos de 610–625 W, mantendrían la presión competitiva sobre los productos estándar. Si la oferta a bajo precio disminuye y los proyectos están dispuestos a pagar por eficiencia, certificación y fiabilidad, los productos de alta potencia y diferenciados podrían recuperar primero la capacidad de fijar precios. Incluso los módulos TOPCon de alta potencia registraron descuentos moderados al cierre del trimestre, lo que demuestra que las ventajas técnicas aún deben reflejarse en la disposición a pagar de los compradores.

Para los pedidos programados para entrega en 2027, las expectativas de cambios en los requisitos de calidad del producto y en los costes de cumplimiento pueden seguir impulsando ofertas a plazo más elevadas. Los aumentos de costes previstos no elevarán automáticamente las transacciones al contado. Los calendarios de adquisición, la liquidación de inventarios heredados y la viabilidad económica de los proyectos deben alinearse para que las indicaciones de precios se traduzcan en ventas efectivas. Si la demanda decepciona, los fabricantes y distribuidores podrían intensificar de nuevo la competencia de precios por un conjunto limitado de pedidos.

En general, es probable que los precios de los módulos en el extranjero sigan diferenciándose por región, tecnología y tipo de pedido, en lugar de limitarse a seguir el aumento de los precios de los materiales de la cadena inicial en China. La lección más clara del tercer trimestre es que las ofertas pueden moverse primero; los nuevos pedidos y la liquidación de inventarios determinarán si los precios se mantienen en el cuarto trimestre.

Redactado por:

Ryan Tey Tze Yang | Analista fotovoltaico de SMM

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