Le polysilicium attend le plan de la réunion sur les coûts, les prix des modules se stabilisent, soutenus par la volonté de protéger les bénéfices [Revue hebdomadaire SMM]

Polysilicium : Cette semaine, l’indice des prix du polysilicium s’établissait à 31,65 yuan/kg, le polysilicium de type N pour recharge était coté entre 30,8 et 33 yuan/kg, et le polysilicium granulaire entre 30,5 et 32 yuan/kg. Les prix sont restés relativement stables dans l’ensemble, l’ambiance de cotation du marché demeurant morose et le niveau moyen des offres baissant légèrement, principalement en raison des baisses de prix en aval et du sentiment. Les producteurs de polysilicium n’ont pas procédé à des ajustements de prix notables, mais l’annonce en début de semaine d’une réunion sur les coûts prévue vendredi a nettement alimenté un sentiment d’attentisme, le marché attendant le plan de coûts détaillé. La production de polysilicium en août devrait connaître une hausse relativement importante, portée par la montée en puissance de la production au Sichuan et en Mongolie-Intérieure. Parallèlement, des annonces de maintenance ont émergé de certaines bases du Xinjiang.

Wafer : Les prix des wafers ont continué de baisser cette semaine, les wafers de type N de 183 mm étant proposés entre 0,8 et 0,824 yuan/pièce, les wafers 210R entre 0,895 et 0,925 yuan/pièce, et les wafers de 210 mm entre 1,099 et 1,125 yuan/pièce. La principale raison de cette baisse est la pression des stocks qui a contraint plusieurs entreprises à réduire leurs prix pour écouler leurs stocks. À l’heure actuelle, hormis deux acteurs de premier plan qui maintiennent encore leurs prix, de nombreux autres ont déjà ramené leurs prix proches du bas de la fourchette. Sur la base des prix de vente départ usine actuels des wafers, toutes les tailles de wafers accusent des pertes de coût cash d’environ 0,01 à 0,02 yuan/pièce. Pourtant, malgré cela, certaines entreprises prévoient encore d’augmenter leur production en août, et les réductions de production combinées ne restent qu’à environ 2 GW. Si les entreprises s’appuient trop sur les ajustements de politiques à moyen et long terme en négligeant l’équilibre offre-demande à court terme, les prix des wafers pourraient encore avoir du mal à cesser de baisser et à se stabiliser.

Cellule solaire : Cette semaine, le marché des cellules solaires a affiché une divergence structurelle accentuée, tandis que l’ensemble du marché restait morose. Les schémas d’offre et de demande divergeaient nettement selon les formats, et la pression des stocks sur l’ensemble de la filière est restée élevée, rendant difficile un renversement de la tendance baissière des prix à court terme. Côté prix, les tendances divergeaient clairement par format. Grâce au report de la politique ALMM de l’Inde et à un manque de soutien des stocks, les cargaisons de format 183 étaient tendues, poussant la fourchette de transactions à 0,27-0,275 yuan/W, et les prix continuaient de se renforcer. Dans le même temps, la série 210, plombée par des stocks élevés, a continué de s’affaiblir, la fourchette de transactions du 210R reculant à 0,255-0,26 yuan/W. Des transactions à bas prix étaient déjà apparues sur le marché, même si le centre de transactions se maintenait à 0,26 yuan/W. Le centre de transactions du 210N s’est replié à 0,26 yuan/W, la fourchette de prix s’ajustant à 0,259-0,263 yuan/W, et le niveau de 0,265 yuan/W a largement disparu. Actuellement, la demande d’approvisionnement en modules en Chine n’a montré aucune croissance notable et, combinée à la pression de déstockage de fin de mois des producteurs, les approvisionnements à bas prix en 210R et 210N devraient continuer de se propager, rendant la tendance baissière des prix difficile à inverser à court terme. La production réelle de l’industrie en juillet a dépassé celle de juin, maintenant une offre globale élevée. Les plans préliminaires de production pour août ont été fixés, le programme global de l’industrie étant légèrement inférieur à celui de juillet, principalement grâce à la mise en œuvre des réductions de production chez certains producteurs. À l’avenir, il sera nécessaire de suivre continuellement le rythme d’application de ces réductions pour confirmer l’ampleur de la contraction de l’offre. Les stocks de l’ensemble de l’industrie ont augmenté en glissement mensuel cette semaine, affichant une divergence structurelle prononcée. Le surstockage était aigu pour les modules 210R et 210N, pesant constamment sur les rebonds de prix. Seuls les modules de format 183 conservaient des stocks bas, apportant un soutien efficace au marché. Le déséquilibre général entre l’offre et la demande n’a pas été substantiellement atténué et a continué de freiner la reprise des contrats à terme.

Modules chinois : Les prix des modules chinois ont montré des signes de stabilisation cette semaine. Les tensions financières de mi-année et les pertes persistantes dans certaines entreprises ont érodé le sentiment antérieur de se concurrencer en baissant les prix. L’accent est passé de la précipitation des expéditions à la préservation des bénéfices, permettant aux prix des modules de se stabiliser. Néanmoins, des commandes à bas prix persistaient sur le marché en raison du taux d’écoulement des modules à faible rendement, et les prix du segment distribué restaient très divergents. Du côté des projets centralisés, les appels d’offres récents étaient limités, la demande se rétablissant plus lentement que prévu. À ce jour, les prix des modules Topcon de 182 mm (distribué) étaient de 0,71-0,718 yuan/W ; les modules Topcon de 210 mm (distribué) de 0,72-0,736 yuan/W ; les modules Topcon de 210R (distribué) de 0,714-0,728 yuan/W. Pour les projets centralisés, les prix des modules 182 mm étaient de 0,694-0,722 yuan/W, ceux des modules 210 mm de 0,704-0,732 yuan/W et ceux des modules 210R de 0,697-0,725 yuan/W. Côté stocks, les stocks de modules ont légèrement augmenté cette semaine. La demande finale était atone, mais le début des livraisons pour des projets antérieurs a limité l’accumulation des stocks chez les fabricants.

Exportations de modules FOB : Les prix à l’exportation des modules sont restés globalement en phase de stabilisation à bas niveau cette semaine, bien que les prix de certains produits aient continué de glisser. Malgré les efforts de certains producteurs pour maintenir les prix voire les augmenter, la majorité a continué de privilégier l’obtention de commandes en offrant des remises. Cela s’expliquait par une demande finale limitée et une concurrence féroce. L’écart de prix entre les modules TOPCon 3.0 et TOPCon 2.0 s’est creusé, reflétant des stratégies de prix divergentes. À ce jour, les prix à l’exportation FOB étaient de 0,104-0,109 $/W pour les modules TOPCon-182 mm, de 0,106-0,11 $/W pour les modules TOPCon-210 mm, et de 0,106-0,11 $/W pour les modules TOPCon-210R. L’écart entre les modules TOPCon 3.0 et TOPCon 2.0 s’est élargi à environ 0,003-0,012 $/W. Côté demande, les nouvelles commandes de modules TOPCon standard étaient limitées, et la demande globale de modules de haute puissance restait relativement restreinte. Les expéditions de modules BC, en revanche, faisaient preuve d’une résilience relative, soutenues par la demande distribuée hors de Chine. Par segment, les prix du marché distribué se maintenaient à des niveaux bas, quelques fournisseurs vendant à bas prix sous la pression des stocks et des expéditions. Les prix du marché centralisé divergeaient notablement : certaines entreprises proposaient des prix plus compétitifs adossés à d’importantes commandes, tandis que d’autres maintenaient des prix relativement stables, tenant compte des anticipations de hausse des coûts et des prix des modules après l’entrée en vigueur de nouvelles normes nationales.

Modules CIF Asie du Sud-Est : Cette semaine, le marché d’Asie du Sud-Est a connu des fluctuations limitées, des commandes à bas prix pour des modules de faible puissance apparaissant sur certains marchés sensibles aux prix. À ce jour, les prix CIF Malaisie des modules TOPCon étaient de 0,109–0,116 $/W pour le 182 mm, de 0,111–0,117 $/W pour le 210 mm et de 0,111–0,116 $/W pour le 210R ; les prix CIF pour les modules TOPCon en toiture en Indonésie étaient de 0,109–0,114 $/W. Actuellement, il existe encore une certaine demande pour les commandes à bas prix en Malaisie, tandis que le marché indonésien se concentre principalement sur la libération des quotas gouvernementaux au second semestre. En outre, les tarifs globaux du fret maritime restent à un niveau élevé, ce qui augmente dans une certaine mesure le coût à l’arrivée des modules.

Modules indiens : Cette semaine, le marché indien des modules a continué d’afficher une tendance divergente. Les modules DCR, soutenus par l’accès réglementaire, les coûts locaux des cellules et la demande des projets gouvernementaux, ont conservé une prime significative par rapport aux modules non-DCR. Au 24 juillet, les prix des modules TOPCon DCR domestiques en Inde étaient de 0,232–0,253 $/W, tandis que les prix des modules TOPCon non-DCR étaient de 0,132–0,149 $/W. La liste ALMM II ayant accordé des exemptions limitées pour certains projets, les modules non-DCR ont suscité une certaine demande d’achat ; toutefois, en raison du champ d’application limité des projets et de la demande finale, les prix globaux sont restés au plus bas. Côté expéditions, à ce jour, les expéditions de modules DCR indiens en juillet étaient d’environ 1,6 GW, en baisse d’environ 30,4 % par rapport aux 2,3 GW de juin, ce qui reflète un ralentissement à la fois de l’acceptation par les utilisateurs finaux et du rythme d’achat des projets pour les modules à prix élevés.

Modules européens : Cette semaine, le marché européen des modules a continué d’évoluer à des niveaux bas, la concurrence des stocks des entrepôts et des prix de marché mettant constamment sous pression les cotations. Au 24 juillet, les prix EXW droits acquittés de l’entrepôt de Rotterdam pour les modules TOPCon étaient les suivants : modules distribués 450–475 W à 0,1099–0,1197 €/W, modules 620–640 W à 0,1030–0,1126 €/W ; modules centralisés 620–640 W à 0,1010–0,1107 €/W, et modules 710–730 W à 0,1018–0,1114 €/W. En raison de coûts au watt relativement plus élevés, les modules distribués 450–475 W étaient tarifés au-dessus des autres segments de puissance, tandis que la demande estivale d’électricité en Europe apportait un certain soutien au marché distribué ; le marché centralisé est progressivement entré dans la saison creuse de la demande, les achats actuels consistant principalement en un réapprovisionnement périodique. Affectés par les coûts de transbordement secondaire et d’entreposage, les prix dans les entrepôts en Grèce et au Portugal étaient environ 1,7 %–2,4 % plus élevés qu’à Rotterdam.

Utilisation finale : Cette semaine, les modules photovoltaïques ont enregistré à la fois des hausses de prix et une croissance des volumes. Selon les statistiques de SMM, du 20 au 26 juillet 2026, les entreprises chinoises se sont vu adjuger 41 projets de modules PV, avec un prix moyen pondéré hebdomadaire de 0,75 yuan/W, en hausse de 0,03 yuan/W par rapport à la période précédente. La capacité totale attribuée s’est élevée à 3 567,35 MW, soit une augmentation de 2 084,93 MW par rapport à la période précédente.

Selon l’analyse de SMM, la principale capacité attribuée pendant la période se situait dans la fourchette de 500 MW–1 000 MW, représentant 82,41 % de la capacité totale attribuée divulguée. Les détails par tranche de capacité sont les suivants :

Tranche 0 MW–1 MW : 10 projets, représentant 0,12 % de la capacité, prix moyen de 0,778 yuan/W ;

Tranche 1 MW–6 MW : 8 projets, 0,52 % de la capacité, prix moyen de 0,733 yuan/W ;

Tranche 6 MW–50 MW : 3 projets, 1,18 % de la capacité, prix moyen de 0,71 yuan/W ;

Tranche 50 MW–100 MW : 2 projets, 5,61 % de la capacité, prix moyen de 0,771 yuan/W ;

Tranche 100 MW–200 MW : 3 projets, 10,16 % de la capacité, prix moyen de 0,745 yuan/W ;

Tranche 500 MW–1 000 MW : 3 projets, 82,41 % de la capacité, prix moyen non divulgué.

Selon l’analyse de SMM, le prix moyen pondéré pour la période était de 0,75 yuan/W, en hausse de 0,03 yuan/W par rapport à la semaine précédente.

En termes de capacité totale attribuée, la semaine a enregistré 3 567,35 MW, soit une augmentation de 2 084,93 MW par rapport à la période précédente.

En termes de répartition régionale, la région affichant le plus de capacité attribuée cette semaine était la région autonome ouïghoure du Xinjiang, avec 82,41 % de la capacité totale, suivie par la région autonome de Mongolie-Intérieure, avec 5,95 % du total.

Au cours de la période statistique (du 20 au 26 juillet), les principales informations sur les attributions sont les suivantes :

Dans le cadre du « Projet de base PV intégré Shima Bingdi de PowerChina Zhongxinjian (2 GW) – Projet EPC général de Manasi Jieyun (098 GW) – Modules PV (lot 1) », Tongwei Co., Ltd. a remporté l’appel d’offres pour 980 MW de modules PV.

Dans le cadre du « Projet de base PV intégré Shima Bingdi de PowerChina Jiangxi Institute Zhongxinjian (2 GW) – Projet EPC général de Manasi Jieyun (098 GW) – Modules PV (lot 2) », Xinjiang Tianfu Tianyao New Energy Technology Co., Ltd. a remporté l’appel d’offres pour 980 MW de modules PV.

Verre photovoltaïque : Cette semaine, les cotations locales du verre PV ont enregistré de légères hausses, principalement en raison de l’accélération soudaine des réductions de production en juillet. Parallèlement, les plans de réduction de production ultérieurs des entreprises ont été finalisés lors d’une conférence antérieure sur le verre. On s’attend à ce qu’au second semestre 2026, l’offre de verre poursuive sa tendance baissière. Avec des signes de reprise de la demande, la surcapacité d’offre de verre qui en résultera connaîtra une atténuation significative, voire un retournement, et les niveaux de stocks ont commencé à baisser, les prix du verre étant prêts à rebondir. À l’heure actuelle, les transactions courantes pour un revêtement monocouche de 2,0 mm en Chine s’établissent à 9 yuans/m².

Film : Cette semaine, les prix contractuels du film variaient de 25 500 à 25 800 yuans/tonne métrique, sans ajustement pour le moment. Les producteurs de film et les fabricants de modules ont entamé une nouvelle série de négociations mensuelles. La hausse des prix de la résine EVA de qualité PV en amont a continué d’augmenter les coûts de production du film, incitant les producteurs à proposer des hausses de prix dans les négociations. Cependant, les fabricants de modules en aval subissent des pressions sur leurs bénéfices et peinent à accepter des augmentations significatives, de sorte que les parties amont et aval restent engagées dans un bras de fer. Le prix de transaction mensuel officiel devrait être arrêté demain, et cette série de prix pourrait légèrement augmenter en glissement mensuel.

EVA : Cette semaine, la fourchette de transactions courantes pour la résine EVA de qualité PV au comptant est montée à 10 200-10 300 yuans/tonne, avec une marge de hausse qui se réduit. Du côté des coûts, la récente hausse de l'éthylène a ralenti, rendant difficile une nouvelle augmentation des coûts de production de l'EVA. Côté offre, certaines unités pétrochimiques ont orienté leur production vers le grade PV, ce qui a atténué dans une certaine mesure les tensions antérieures. Les cotations des cargaisons au comptant des négociants n'ont pas connu d'ajustements majeurs cette semaine, tandis que l'acceptation des hausses de prix par les utilisateurs en aval est restée limitée. À court terme, le rythme des hausses des prix de l'EVA de qualité PV devrait ralentir.

POE : Les prix livrés en Chine pour le POE se sont établis à 12 000-12 100 yuans/tonne, en légère hausse. Les fluctuations antérieures du pétrole brut ont fait grimper les coûts des matières premières, augmentant les coûts de production du POE ; associé au récent renforcement des prix de l'EVA de qualité PV, qui apporte un soutien en chaîne, les cotations du POE ont suivi la tendance haussière. Cependant, la croissance de la demande de POE en aval reste limitée à ce stade, et l'acceptation des hausses de prix par le marché demeure faible. À court terme, cette vague de tests de prix manque de soutien solide de la demande, laissant peu de marge pour les fluctuations des prix du POE.

Sable de quartz de haute pureté : Cette semaine, les prix du sable de quartz sont restés globalement stables. Les cotations actuelles du marché sont les suivantes : sable de couche interne à 40 000-46 000 yuans/tonne, sable de couche intermédiaire à 21 000-24 000 yuans/tonne, sable de couche externe à 14 000-18 000 yuans/tonne, et commandes au comptant de sable importé à 50 000-53 500 yuans/tonne. Pour les creusets : les creusets de 33 pouces étaient à 6 000-6 100 yuans/pièce ; les creusets de 36 pouces à 6 500-6 800 yuans/pièce. Récemment, le niveau moyen des prix de transaction pour le sable de couche intermédiaire et interne domestique a légèrement augmenté, principalement parce que, suite aux nouvelles normes nationales, les fabricants de creusets ont ajusté leurs ratios d'utilisation des sables pour garantir que le rendement unitaire et la durée de vie des creusets répondent aux exigences d'achat des entreprises de plaquettes. En revanche, le sable de couche externe, affecté par une offre excédentaire structurelle, a vu ses prix passer sous la ligne de coût, créant une « divergence haut de gamme / bas de gamme » dans l'ensemble de l'industrie du sable de quartz.

Recyclage de modules : La semaine dernière, les prix du marché domestique du recyclage des modules photovoltaïques ont légèrement baissé.

Les modules de petit format initiaux avec cadres ont baissé d'environ 0,5 yuan/pièce, les prix monofaciaux de première main se situant dans la fourchette de 89 à 95 yuans/pièce ; les modèles sans cadre ont chuté de 23 à 25 yuans/mt, les prix monofaciaux de première main tombant dans la fourchette de 2 001 à 2 098 yuans/pièce. Au-delà des modules de petite taille initiaux, les prix des grands formats ont également reculé — les modèles encadrés ont baissé d'environ 0,5 yuan/pièce, tandis que ceux sans cadre ont diminué d'environ 18 à 25 yuans/mt.

Cette baisse de prix a été influencée par le repli des prix au comptant des principaux métaux recyclés. La semaine dernière, l'argent au comptant a dérivé à la baisse, tandis que les prix de l'aluminium sont restés fluctuants. Selon le prix au comptant de l'argent 1# SMM, il est passé de 14 589 yuan/kg le 22 juillet à 14 038 yuan/kg le 29 juillet ; les prix de l'aluminium A00 se sont consolidés à des niveaux élevés, fluctuant de 23 170 yuan/mt le 22 juillet à 23 400 yuan/mt le 29 juillet.