Coûts en hausse, acheteurs réticents : les prix des modules solaires peuvent-ils se redresser hors de Chine ? [Analyse SMM]

Le marché photovoltaïque hors Chine n'a pas réussi à maintenir une reprise généralisée des prix au troisième trimestre 2026. La faiblesse de la demande et la liquidation des stocks ont fait baisser les prix en juillet. La hausse des coûts des matériaux en amont et de production des modules en Chine a ensuite incité les fabricants à relever leurs indications de prix et à se retirer de certaines commandes à bas prix en août. En septembre, les vacances d'été en Europe étaient terminées et les acheteurs de certains marchés se préparaient aux projets de fin d'année. Pourtant, l'augmentation des demandes de renseignements ne s'est pas traduite par une hausse généralisée des nouvelles commandes, laissant les gains de prix concentrés sur des marchés, des spécifications et des transactions particuliers.

Selon les données de marché de SMM, les prix FOB Chine des modules TOPCon standard se sont redressés par rapport à leurs plus bas d'août, mais restaient inférieurs aux niveaux de début juillet à la fin septembre. Les prix CAF en Asie du Sud-Est se sont également légèrement redressés, l'Indonésie étant relativement faible. Les prix des entrepôts européens ont brièvement rebondi avant que les stocks à bas prix et l'économie des projets ne réexercent une pression. L'Inde a conservé des segments de prix DCR et non-DCR distincts, les prix non-DCR affichant une légère hausse sur le trimestre.

Le principal changement au troisième trimestre n'a donc pas été une répercussion intégrale des coûts, mais une moindre volonté des fabricants de réduire les prix de manière généralisée. Le pouvoir de négociation des acheteurs est resté intact. Les coûts ont façonné les prix demandés par les fournisseurs ; les rendements des projets, la composition des stocks et l'éligibilité aux politiques ont déterminé ce que les acheteurs étaient réellement prêts à payer.

FOB Chine : une reprise timide laisse un écart entre les indications de prix et les transactions

Les prix à l'exportation des modules chinois sont restés sous pression en juillet. Le ralentissement estival en Europe, les commandes supplémentaires limitées des marchés émergents et les perturbations géopolitiques affectant certaines livraisons au Moyen-Orient ont contraint les fabricants à recourir à des remises pour maintenir leurs expéditions. Les produits standard offraient une différenciation limitée, tandis que les grands acheteurs de projets à grande échelle conservaient un pouvoir de négociation considérable. Les tentatives des fabricants chinois de maintenir les prix n'ont pas accéléré de manière significative les achats à l'étranger.

Les prix FOB des modules TOPCon standard ont atteint un plus bas à court terme début août. Le prix moyen SMM des modules 210R est passé de 0,1090 $US/W le 1er juillet à 0,1055 $US/W début août, avant de remonter à 0,1075 $US/W le 30 septembre. Le prix de clôture était environ 1,9 % au-dessus du creux, mais toujours 1,4 % en dessous du niveau de début juillet. Les prix des modules 182 mm et 210 mm ont baissé d'environ 0,9 % et 2,3 %, respectivement, sur la même période. Le rebond n'a donc récupéré qu'une partie de la baisse antérieure, sans établir de tendance haussière trimestrielle soutenue.

En moyenne des évaluations quotidiennes publiées, les prix 210R s'établissent à environ 0,1083 $US/W en juillet, 0,1061 $US/W en août et 0,1068 $US/W en septembre. Septembre était environ 0,6 % au-dessus d'août, mais restait inférieur à juillet. Certains fabricants ont relevé les offres à l'étranger et les indications de prix d'environ 0,003 à 0,0045 $US/W entre la mi-août et la fin août. La reprise plus lente des transactions réelles a mis en évidence les limites que la demande des utilisateurs finaux imposait à la répercussion des coûts.

Les grands fabricants sont devenus plus disposés à retirer les offres exceptionnellement basses en septembre, mais l'offre à bas prix n'a pas disparu. Certains fournisseurs de second rang ont continué à accorder des remises sur des commandes sélectionnées, tandis que les distributeurs écoulaient les modules 610-625 W et d'autres spécifications moins recherchées. Les coûts plus élevés des modules nouvellement produits ont donc coexisté avec des stocks anciens à prix réduit, empêchant une hausse uniforme des prix sur le marché.

La gamme de produits a également influencé les prix. Les modules TOPCon haute puissance et à contact arrière (BC) ont conservé des primes, mais celles-ci ne se sont pas systématiquement élargies. Entre le 17 août et le 30 septembre, le prix moyen des 210R haute puissance est passé de 0,114 $US/W à 0,113 $US/W. Les prix des BC 210R ont brièvement atteint 0,119 $US/W avant de revenir à 0,121 $US/W en fin de trimestre, tandis que le prix du format BC 54 cellules est passé de 0,136 $US/W à 0,137 $US/W. Le rendement, l'adéquation du format et la demande de production décentralisée ont soutenu les produits différenciés. Malgré cela, les fournisseurs devaient encore ajuster les primes de haute puissance par rapport aux modules standard pour obtenir des commandes : le progrès technologique ne se traduisait pas automatiquement par un plus grand pouvoir de fixation des prix.

Asie du Sud-Est : des attentes politiques plus fortes face à des commandes petites et sensibles aux prix

Les prix des modules en Asie du Sud-Est ont globalement baissé, se sont stabilisés puis ont partiellement repris au troisième trimestre, bien que des différences entre les marchés aient persisté. Les bas prix FOB en Chine ont plafonné la hausse des offres livrées, tandis que les coûts de fret et de livraison ont apporté un certain soutien aux prix CIF. Les fournisseurs ont cherché à répercuter des coûts plus élevés en août, mais les transactions sont restées concentrées sur les besoins immédiats des projets, les petites commandes à bas prix et le réapprovisionnement des distributeurs.

La Malaisie a bénéficié d'un soutien de la demande relativement plus ferme. Les progrès des projets à grande échelle et du programme Large Scale Solar 6 (LSS6) ont amélioré les perspectives à moyen terme, tandis que les installations de fin d'année ont généré quelques demandes et achats. Le prix CAF moyen des modules 210R est passé de 0,1150 $US/W le 3 juillet à 0,1115 $US/W début août, avant de remonter à 0,1135 $US/W fin septembre. Il est néanmoins resté inférieur à son niveau de début de trimestre. Les pipelines de projets et l'avancement des appels d'offres ont suscité de l'intérêt sans encore générer des achats à une échelle suffisante pour soutenir des hausses de prix.

La Thaïlande et le Vietnam se sont également redressés par rapport à leurs creux d'août. Les achats en Thaïlande ont été influencés par les progrès vers la certification de l'Institut thaïlandais des normes industrielles (TISI) et les attentes concernant l'accès au marché. À mesure que davantage de fournisseurs obtiennent la certification, les contraintes d'approvisionnement temporaires devraient s'atténuer. Cependant, le stockage avant une transition de certification n'équivaut pas à une croissance soutenue de la demande d'installation. Le Vietnam s'est appuyé davantage sur les projets commerciaux et industriels, ainsi que sur l'autoconsommation, les achats restant conditionnés par les approbations, les raccordements au réseau et les calendriers d'exécution. Les prix des modules de toutes tailles sur les deux marchés ont évolué dans des fourchettes étroites, et les prix bas sont restés un critère d'achat clé.

L'Indonésie a été plus faible. Le prix CAF moyen des modules TOPCon pour la production décentralisée est passé de 0,1150 $US/W le 3 juillet à 0,1110 $US/W le 25 septembre, soit une baisse d'environ 3,5 %. Le marché attendait encore les quotas de projets gouvernementaux pour le second semestre, ainsi que les détails des achats de l'entreprise publique PLN et le premier appel d'offres solaire proposé de 30 GW. L'incertitude sur les quotas et la mise en œuvre a incité les développeurs à la prudence, empêchant les attentes politiques de se traduire par d'importantes commandes d'importation. Les exigences de contenu local TKDN ont encore restreint les projets accessibles aux modules importés, limitant la croissance de la demande à court terme.

Au cours de la seconde moitié de septembre, certains distributeurs d'Asie du Sud-Est ont intensifié l'écoulement des modules d'une puissance de 620 W et moins. Même lorsque les fabricants ont relevé leurs prévisions pour les produits standard et haute puissance, les stocks de moindre puissance ont offert une alternative aux acheteurs sensibles aux prix. Une nouvelle reprise des prix dans la région dépendra non seulement de la taille des pipelines de projets, mais aussi du moment où les commandes sont passées, de la rapidité avec laquelle les stocks existants s'écoulent et de la capacité des exigences d'efficacité et de livraison à justifier des prix plus élevés.

Europe : la fin des vacances d'été ne résout pas la faible rentabilité des projets

L'Europe a connu certaines des pressions sur les prix les plus nettes au troisième trimestre. Les vacances d'été ont ralenti l'activité des projets et les achats à partir de juillet, tandis que les stocks d'entrepôt facilement disponibles et la pression sur les stocks des distributeurs ont fait baisser les prix des modules standards. Le réapprovisionnement pour les projets de production décentralisée et la demande de certains produits à haut rendement se sont montrés plus résilients, mais n'ont pas suffi à compenser l'offre abondante de modules TOPCon standards et les remises agressives.

Entre le 3 juillet et le 25 septembre, le prix moyen des modules TOPCon de 450–475 W pour la production décentralisée à l'entrepôt de Rotterdam est passé de 0,1197 €/W à 0,1127 €/W, soit une baisse d'environ 5,8 %. Le prix des modules de 620–640 W pour la production décentralisée a reculé de 0,1097 €/W à 0,1067 €/W, soit environ 2,7 %. Les prix des modules à grande échelle de 620–640 W et de 710–730 W ont baissé d'environ 3,4 % et 4,5 % respectivement. Malgré des reprises intermittentes, les quatre évaluations ont terminé en dessous de leurs niveaux du début du trimestre.

La pression sur les coûts a incité les fabricants à tester des offres européennes plus élevées en août, relevant brièvement certains prix de la production décentralisée. Après la pause estivale, l'activité de septembre a toutefois d'abord consisté principalement en livraisons retardées, réapprovisionnements urgents et petits achats de distributeurs. Les nouveaux projets et les grandes commandes à grande échelle n'avaient pas encore connu d'expansion significative. Les expéditions pour livraison avant Noël étaient également en cours, mais remplissaient surtout des contrats existants. Certains projets de plusieurs centaines de mégawatts prévus pour livraison l'année prochaine ont encore obtenu des remises fournisseurs, laissant un soutien limité des prix par la nouvelle demande.

Les tarifs bas des contrats d'achat d'électricité (PPA) constituaient une contrainte majeure. Certains projets attribués avaient déjà verrouillé des prix de vente d'électricité bas et des rendements minces. Des prix de modules plus élevés augmenteraient l'investissement initial et réduiraient davantage les taux de rendement interne. Les développeurs préféraient donc négocier des remises, diviser les achats en étapes ou reporter leurs engagements plutôt que d'accepter des hausses de prix des fournisseurs. Les coûts de financement et les retards de raccordement au réseau ont allongé les délais de récupération et affaibli davantage l'incitation à accélérer les achats d'équipements.

Les prix négatifs de l'électricité ont également pesé sur les anticipations d'investissement. Les prix fréquemment bas ou négatifs pendant les pics de production solaire de midi dans certaines parties de l'Europe ont réduit les prix de capture réalisés du solaire et accru les risques d'écrêtement et de volatilité des revenus. Les investisseurs sont devenus plus prudents à l’égard des projets fortement exposés aux prix de marché ou sans revenus sécurisés à long terme, ce qui freine l’achat d’équipements.

Le déploiement du stockage s’accélère, mais les autorisations de raccordement, les modèles de revenus, le financement et les délais de construction continuent de limiter la rapidité avec laquelle il peut atténuer les contraintes d’intégration du solaire en période de pointe. Sans investissement rapide dans le stockage et les réseaux, la rentabilité des projets ne peut pas s’améliorer assez vite pour absorber la hausse des coûts des modules. La liquidation continue des stocks de moindre puissance donne aussi aux acheteurs un levier et des alternatives moins chères.

L’intérêt croissant pour le TOPCon haute puissance ne signifie pas que tous les produits à haut rendement peuvent imposer des prix plus élevés. Les acheteurs comparent toujours les rendements système, les primes des modules et les exigences d’installation. Les fournisseurs doivent démontrer qu’un prix de module plus élevé apporte une valeur système correspondante. La question de savoir si l’Europe sortira de la concurrence par les prix au quatrième trimestre dépendra donc des nouveaux contrats et de l’écoulement des stocks, et non d’une simple hausse des demandes après les vacances d’été.

Inde : une fenêtre plus étroite pour anticiper les expéditions vers les États-Unis menace la demande non DCR et accroît les risques de rendement

L’Inde a conservé au troisième trimestre des dynamiques de prix distinctes entre les modules conformes aux exigences de contenu domestique (DCR) et les modules non DCR. Les règles de contenu local, le coût des cellules fabriquées en Inde et les achats pour les projets soutenus par les politiques publiques ont maintenu la prime DCR. Les prix non DCR étaient davantage exposés au coût des cellules importées, à la demande des projets éligibles et aux variations des commandes à l’exportation.

Les évaluations hebdomadaires de SMM montrent que le prix DCR moyen est passé de 0,2485 $US/W le 3 juillet à 0,2425 $US/W fin juillet, est remonté à 0,2450 $US/W fin août, puis est resté stable. Il a terminé la période en baisse d’environ 1,4 %. Les prix non DCR ont débuté à 0,1410 $US/W, ont fléchi à 0,1405 $US/W fin juillet, sont montés à 0,1455 $US/W fin août, puis ont reculé à 0,1435 $US/W en septembre, où ils se sont stabilisés. La hausse nette a été d’environ 1,8 %, laissant la prime DCR à environ 70,7 % en fin de trimestre.

La politique indienne a également influencé les deux séries de prix. Les dispositions transitoires limitées prévues par la liste II de l’Approved List of Models and Manufacturers (ALMM) ont maintenu une fenêtre d’achat temporaire pour les produits non DCR éligibles dans certains projets de comptage net et d’accès ouvert, détournant une partie des commandes des produits DCR. Les exigences de contenu local DCR et les règles d'éligibilité ALMM ont continué de s'appliquer séparément.

Du côté des exportations, la constitution de stocks aux États-Unis avant la mise en œuvre de la Section 232 a constitué un soutien important pour les commandes indiennes non DCR au troisième trimestre. Les recherches de SMM indiquent que certains importateurs américains ont anticipé les achats et les livraisons afin de constituer des stocks avant l'entrée en vigueur des nouveaux droits de douane et des prix minimaux à l'importation le 4 décembre. Cette constitution de stocks motivée par les politiques, combinée à la hausse des coûts en amont, a soutenu les commandes et les prix indiens non DCR en août. Elle n'a pas impliqué d'augmentation correspondante de la demande d'installations aux États-Unis.

Les États-Unis ont depuis resserré cette fenêtre d'expéditions accélérées. Les contrôles anti-stockage en vigueur du 22 septembre au 3 décembre limitent les nouveaux importateurs enregistrés auprès des douanes américaines le 6 août 2026 ou après à 55 modules concernés et 2 000 cellules par semaine, sauf s'ils obtiennent une dérogation approuvée par le département du Commerce des États-Unis. Les importateurs établis font l'objet d'un examen des volumes anormalement élevés et peuvent voir leurs importations suspendues si les expéditions dépassent sensiblement les niveaux historiques. Les limites hebdomadaires s'appliquent aux nouveaux importateurs désignés, et non à un quota national unique partagé par tous les importateurs américains.

Les prix non DCR s'étaient déjà repliés par rapport à leur pic de la première quinzaine de septembre, la ruée initiale vers les achats s'étant calmée et les acheteurs résistant aux offres plus élevées. Les contrôles anti-stockage de fin septembre ont encore réduit la possibilité d'expéditions concentrées par l'intermédiaire de nouveaux importateurs, exposant la demande de constitution de stocks américaine motivée par les politiques à un ralentissement prononcé. Si la demande régulière des projets et les importations approuvées n'apportent pas un soutien suffisant, les fabricants indiens pourraient faire face à une diminution des commandes ultérieures, à des calendriers de livraison révisés et à des pressions sur les prix non DCR.

Les cargaisons déjà en transit sont également exposées à des perturbations potentielles. Si les restrictions empêchent un importateur de dédouaner les marchandises comme prévu et que l'approbation nécessaire n'est pas obtenue, certains modules pourraient être retenus au port, détournés ou renvoyés à l'origine. Cela augmenterait les coûts de stockage et de logistique et immobiliserait le fonds de roulement. Toute cargaison renvoyée réintégrant l'Inde, ou tout module destiné aux États-Unis redirigé vers d'autres marchés, pourrait accroître l'offre et intensifier la concurrence sur les prix non DCR.

Parallèlement, les déterminations finales des droits antidumping et compensateurs américains sur les cellules et modules indiens en silicium cristallin ont ajouté de l'incertitude aux commandes destinées aux États-Unis ; les ordonnances de droits ultérieures restent subordonnées à la détermination du préjudice. Les produits non DCR sont confrontés à la fois à des coûts tarifaires prospectifs et à des limites sur les expéditions accélérées, tandis que la demande DCR reste principalement liée aux projets soutenus par les politiques publiques et aux livraisons de fin d'année en Inde. Les deux segments conservent donc des moteurs de demande distincts.

Stocks : la réduction des cellules en Inde n'a pas été suivie par les modules

Les stocks renforcent le constat que des prix stables ne signifient pas que la pression offre-demande s'est dissipée. Les données quotidiennes de SMM montrent que les stocks de modules DCR indiens sont passés de 13,16 GW le 20 août à 13,48 GW le 30 septembre. Malgré des réductions intermittentes, les stocks sont restés élevés. Les stocks de cellules, en revanche, ont fortement diminué fin septembre pour atteindre 3,62 GW en fin de mois.

Le déstockage des cellules ne s'est pas encore traduit par une réduction simultanée et durable des stocks de modules. La baisse des stocks de cellules peut refléter une combinaison d'expéditions, d'approvisionnements et d'ajustements de production plutôt qu'une demande accrue des utilisateurs finaux. Les prix DCR ne bénéficieraient d'un soutien plus ferme de la demande au quatrième trimestre que si les achats de projets augmentent de manière constante et si les stocks de modules diminuent également.

Bilan politique du T3 : les États-Unis freinent la constitution de stocks tandis que les projets asiatiques et les règles d'accès au marché façonnent les achats

La politique a influencé les marchés du T3 par trois canaux principaux : les achats anticipés, l'exécution des projets et l'éligibilité des fournisseurs. Les États-Unis ont annoncé des ajustements des droits d'importation au titre de la section 232 en août, encourageant certains achats avant la mise en œuvre du 4 décembre. Les déterminations finales de septembre en matière de droits antidumping et compensateurs couvrant l'Inde, l'Indonésie et le Laos, suivies de contrôles anti-stockage, ont imposé des contraintes supplémentaires sur les achats anticipés. Le coup de pouce temporaire créé par la fenêtre politique risque désormais de s'estomper, laissant les plans d'exportation davantage dépendants de la demande réelle des projets et d'arrangements d'importation conformes.

Les marchés asiatiques ont été plus fortement influencés par les portefeuilles de projets locaux et les exigences d'accès au marché. La clarification par l'Inde en juillet des dispositions transitoires de l'ALMM a préservé une fenêtre temporaire pour les commandes non DCR éligibles. Le programme LSS6 de la Malaisie et les projets de stockage associés ont élargi le portefeuille à moyen terme. L'appel d'offres initial proposé par l'Indonésie de 30 GW a relevé les attentes, mais les quotas gouvernementaux, les lots d'appel d'offres spécifiques et les règles TKDN ont continué de façonner les commandes d'importation. En Thaïlande, les tests de produits, les audits d'usine et la certification TISI ont affecté l'éligibilité des fournisseurs et les calendriers de livraison, tandis que les modalités de mise en œuvre obligatoires restaient soumises aux réglementations finales.

Ces évolutions n'ont pas produit de réapprovisionnement synchronisé. La demande s'est au contraire différenciée entre achats liés aux fenêtres politiques, livraisons de projets planifiées et stocks constitués en prévision des changements de certification. Au T4, l'exécution réelle des projets et les libérations de quotas, les importations conformes et l'écoulement des stocks à bas prix auront une incidence plus directe sur les achats de modules et les prix de transaction que les seuls objectifs politiques globaux.

Perspectives SMM : les prix du T4 dépendent des nouvelles commandes et du rythme d'écoulement des stocks anciens

SMM considère le T3 comme un passage d'une décote persistante à des négociations plus fermes à bas niveaux de prix, plutôt qu'un retournement complet de l'équilibre offre-demande. La hausse des coûts a réduit la propension des fabricants à baisser largement les prix. Les produits à haut rendement et certaines demandes de projets ont apporté un soutien, mais la rentabilité limitée des projets, les stocks anciens et la concurrence ont continué de plafonner les gains de prix de transaction.

La première priorité au T4 est la qualité des nouvelles commandes, et non le simple volume de demandes. La durabilité de la reprise dépendra de la transformation du réapprovisionnement européen en achats pour de nouveaux projets, de la progression des projets en Asie du Sud-Est et sur d'autres marchés générant des commandes importantes, et du soutien de la demande indienne de fin d'année au déstockage durable des modules. Les expéditions accrues pour les livraisons avant Noël et en fin d'année doivent également être distinguées d'une hausse des nouvelles commandes, car certains volumes honoreront des contrats existants.

Pour les modules indiens non DCR, le rythme d'atténuation de la demande anticipée américaine sera déterminant. Les plafonds hebdomadaires et un contrôle plus strict des volumes anormalement élevés pourraient réduire sensiblement le stockage concentré. Si les projets indiens éligibles et les autres destinations d'exportation ne parviennent pas à absorber l'offre déplacée, les ventes redirigées vers l'Inde, les expéditions détournées ailleurs et les éventuelles cargaisons retournées pourraient intensifier la pression sur les prix. La demande DCR restera plus étroitement liée aux achats de projets indiens et à l'écoulement des stocks, préservant la divergence entre les deux segments.

La composition des stocks déterminera également la rapidité de reprise des différents produits. La poursuite des ventes à prix réduits de stocks anciens, y compris les modules de 610 à 625 W, maintiendrait une pression concurrentielle sur les produits standard. Si l'offre à bas prix diminue et que les projets sont prêts à payer pour l'efficacité, la certification et la fiabilité, les produits à haute puissance et différenciés pourraient regagner en premier un levier de prix. Même les modules TOPCon de forte puissance ont connu de modestes remises en fin de trimestre, ce qui montre toutefois que les avantages techniques doivent encore se refléter dans la disposition à payer des acheteurs.

Pour les commandes dont la livraison est prévue en 2027, les anticipations de changements dans les exigences de qualité des produits et les coûts de conformité pourraient continuer à encourager des offres à terme plus élevées. Les hausses de coûts anticipées ne se traduiront pas automatiquement par des transactions au comptant. Les calendriers d'approvisionnement, l'écoulement des stocks existants et la rentabilité des projets doivent s'aligner pour que les indications de prix se concrétisent en ventes réalisées. Si la demande déçoit, les fabricants et les distributeurs pourraient à nouveau intensifier la concurrence par les prix pour un volume limité de commandes.

Dans l'ensemble, les prix des modules à l'étranger devraient rester différenciés selon la région, la technologie et le type de commande, plutôt que de simplement suivre la hausse des prix des matériaux en amont en Chine. La leçon la plus claire du troisième trimestre est que les offres peuvent évoluer en premier ; les nouvelles commandes et l'écoulement des stocks détermineront si les prix se maintiennent au quatrième trimestre.

Rédigé par :

Ryan Tey Tze Yang | Analyste PV chez SMM

+60 127179370 | ryan.tey@metal.com