Polisilício Aguarda Plano de Reunião de Custos, Preços dos Módulos se Estabilizam com Apoio da Vontade de Proteger os Lucros [SMM Revisão Semanal]

Polisilício: Esta semana, o índice de preço do polisilício situou-se em 31,65 yuan/kg, o polisilício de recarga tipo N foi cotado a 30,8-33 yuan/kg e o polisilício granular foi cotado a 30,5-32 yuan/kg. Os preços ficaram relativamente estáveis no geral, com o ambiente de cotações do mercado sem negócios e o centro das cotações em ligeira queda, principalmente devido aos cortes de preços a jusante e ao sentimento. As fábricas de polisilício não fizeram ajustes de preço significativos, mas a notícia de uma reunião de custos marcada para sexta-feira surgiu no início da semana, alimentando notavelmente um sentimento de espera enquanto o mercado aguardava o plano de custos detalhado. A produção de polisilício em agosto deve registrar um aumento relativamente expressivo impulsionado pelo ramp-up da produção em Sichuan e na Mongólia Interior. Enquanto isso, surgiram notícias de manutenção em algumas bases de Xinjiang.

Wafer: Os preços dos wafers continuaram caindo esta semana, com wafers de 183 mm tipo N cotados a 0,8-0,824 yuan/peça, wafers 210R cotados a 0,895-0,925 yuan/peça e wafers de 210 mm cotados a 1,099-1,125 yuan/peça. O principal motivo da queda foi a pressão de estoque forçando várias empresas a reduzir preços e liquidar estoque. Até o momento, exceto duas grandes empresas que ainda mantêm os preços firmes, muitas outras já reduziram seus preços para próximo do limite inferior da faixa. Com base nos preços atuais de venda na fábrica, wafers de todos os tamanhos registraram perdas de custo caixa de cerca de 0,01-0,02 yuan/peça. Mesmo assim, algumas empresas ainda planejam aumentar a produção em agosto, e os cortes combinados de produção permanecem em apenas cerca de 2 GW. Se as empresas dependerem demais de ajustes de políticas de médio e longo prazo e negligenciarem o equilíbrio de oferta e demanda no curto prazo, os preços dos wafers talvez ainda tenham dificuldade para parar de cair e se estabilizar.

Célula Solar: Esta semana, o mercado de células solares apresentou uma divergência estrutural intensificada, enquanto o mercado geral permaneceu estagnado. Os padrões de oferta e demanda divergiram significativamente entre os diferentes tamanhos, e a pressão de estoque em toda a indústria manteve-se alta, dificultando a reversão da pressão geral de preços no curto prazo. Em termos de preços, as tendências divergiram claramente por tamanho. Graças ao adiamento da política ALMM da Índia e à falta de suporte de estoque, a carga de tamanho 183 ficou escassa, elevando a faixa de transação para 0,27-0,275 yuan/W, com os preços continuando a se fortalecer. Enquanto isso, a série 210, pressionada pelo alto estoque, continuou a enfraquecer, com a faixa de transação do 210R recuando para 0,255-0,26 yuan/W. Negócios de baixo custo já surgiram no mercado, embora o centro de transação agora se mantenha em 0,26 yuan/W. O centro de transação do 210N deslocou-se para baixo, para 0,26 yuan/W, com a faixa de preço ajustando-se para 0,259-0,263 yuan/W, e o ponto de preço de 0,265 yuan/W praticamente desapareceu. Atualmente, a demanda de aquisição de módulos da China não mostrou crescimento notável e, combinada com o impulso dos produtores para reduzir estoques no final do mês, é provável que a oferta de baixo custo de 210R e 210N continue a se espalhar, tornando o padrão de pressão de preços difícil de melhorar no curto prazo. A produção real da indústria em julho excedeu a de junho, mantendo a oferta geral elevada. Os planos preliminares de programação de produção para agosto foram agora definidos, com a programação geral da indústria sendo ligeiramente reduzida em relação a julho, principalmente graças aos planos de corte de produção que começaram a fazer efeito em alguns produtores. Daqui para frente, é necessário acompanhar continuamente o ritmo de aplicação desses cortes de produção para confirmar a magnitude da contração da oferta da indústria. O estoque geral da indústria subiu em relação ao mês anterior esta semana, mostrando uma divergência estrutural pronunciada. O excesso de estoque foi agudo para os módulos 210R e 210N, pesando persistentemente sobre as recuperações de preços. Apenas os módulos de tamanho 183 mantiveram estoque baixo, fornecendo suporte eficaz ao mercado. O descompasso mais amplo entre oferta e demanda não foi materialmente aliviado e continuou a suprimir a recuperação dos futuros.

Módulos da China: Os preços dos módulos da China mostraram sinais de estabilização esta semana. A pressão financeira de meados do ano e as perdas sustentadas em algumas empresas corroeram o sentimento anterior de competir para vender através de cortes de preços. O foco mudou de despachar remessas rapidamente para preservar lucros, permitindo que os preços dos módulos se estabilizassem. Ainda assim, pedidos baratos persistiram no mercado devido à taxa de liquidação de módulos de baixa eficiência, e os preços distribuídos permaneceram altamente divergentes. No lado centralizado, as licitações de projetos recentes foram limitadas, com a recuperação da demanda mais lenta do que o esperado. Até agora, os preços do módulo Topcon-182mm (distribuído) da China eram de 0,71-0,718 yuan/W; os preços do módulo Topcon-210mm (distribuído) eram de 0,72-0,736 yuan/W; os preços do módulo Topcon-210R (distribuído) eram de 0,714-0,728 yuan/W. Para projetos centralizados, os preços do módulo de 182mm eram de 0,694-0,722 yuan/W, com módulos de 210mm a 0,704-0,732 yuan/W e módulos de 210R a 0,697-0,725 yuan/W. Do lado do estoque, o estoque de módulos aumentou ligeiramente esta semana. A demanda de uso final estava fraca, mas o início das entregas para projetos anteriores manteve o acúmulo de estoque nas empresas de módulos contido.

Exportação de Módulos FOB: Os preços dos módulos de exportação permaneceram em uma fase de estabilização de baixo nível no geral esta semana, embora alguns preços de produtos tenham continuado a cair. Apesar dos esforços de certos produtores para manter os preços firmes ou até mesmo aumentá-los, a maioria continuou priorizando a garantia de pedidos oferecendo descontos. Isso foi impulsionado pela liberação limitada da demanda de uso final e pela competição acirrada no mercado. A diferença de preço entre os módulos TOPCon 3.0 e TOPCon 2.0 aumentou, refletindo estratégias de preços corporativos divergentes. Até hoje, os preços de exportação FOB eram de $0,104-0,109/W para módulos TOPCon-182mm, $0,106-0,11/W para módulos TOPCon-210mm e $0,106-0,11/W para módulos TOPCon-210R. A diferença entre os módulos TOPCon 3.0 e TOPCon 2.0 ampliou-se para cerca de $0,003-0,012/W. Do lado da demanda, novos pedidos para módulos TOPCon padrão foram limitados, e a demanda geral por módulos de alta potência também foi relativamente contida. As remessas de módulos BC, no entanto, mostraram relativa resiliência, apoiadas pela demanda distribuída fora da China. Por segmento de mercado, as cotações do mercado distribuído mantiveram-se em níveis baixos, com alguns fornecedores vendendo barato sob pressão de estoque e remessa. Os preços do mercado centralizado divergiram notavelmente: algumas empresas ofereceram cotações mais competitivas apoiadas por grandes pedidos, enquanto outras mantiveram cotações relativamente estáveis, considerando as expectativas de custos e preços de módulos mais altos após a implementação de novas normas nacionais.

Módulo CIF Sudeste Asiático: Esta semana, o mercado do Sudeste Asiático experimentou flutuações limitadas, com pedidos de baixo preço para módulos de baixa potência surgindo em alguns mercados sensíveis a preço. Até hoje, para os preços CIF Malásia de módulos TOPCon, 182mm era $0,109–0,116/W, 210mm era $0,111–0,117/W, e 210R era $0,111–0,116/W; os preços CIF para módulos TOPCon de telhado na Indonésia eram de $0,109–0,114/W. Atualmente, ainda há alguma demanda por pedidos de baixo preço na Malásia, enquanto o mercado indonésio está focado principalmente na liberação de cotas governamentais no segundo semestre. Além disso, as taxas gerais de frete marítimo permanecem em um nível alto, elevando o custo de desembarque dos módulos até certo ponto.

Módulo Indiano: Esta semana, o mercado indiano de módulos continuou a mostrar uma tendência divergente. Os módulos DCR, apoiados pelo acesso à política, custos locais de células solares e demanda de projetos governamentais, mantiveram um prêmio significativo sobre os módulos não DCR. Até 24 de julho, os preços domésticos de módulos DCR TOPCon na Índia eram de $0,232–0,253/W, enquanto os preços dos módulos TOPCon não DCR eram de $0,132–0,149/W. Como a Lista-II ALMM forneceu isenções limitadas para alguns projetos, os módulos não DCR tiveram alguma demanda de compra; no entanto, devido ao escopo limitado de projetos aplicáveis e demanda de uso final, os preços gerais permaneceram no fundo. Na frente de remessas, até hoje, as remessas de módulos DCR indianos em julho foram de aproximadamente 1,6 GW, uma queda de cerca de 30,4% em relação aos 2,3 GW em junho, refletindo que tanto a aceitação do usuário final quanto o ritmo de aquisição de projetos para módulos de alto preço desaceleraram.

Módulo Europeu: Esta semana, o mercado europeu de módulos continuou a operar em níveis baixos, com o estoque em armazéns europeus e a competição de preços de mercado continuamente pressionando as cotações. Até 24 de julho, os preços EXW com impostos pagos no armazém de Roterdã para TOPCon eram os seguintes: módulos distribuídos de 450–475W a €0,1099–0,1197/W, módulos de 620–640W a €0,1030–0,1126/W; módulos centralizados de 620–640W a €0,1010–0,1107/W, e módulos de 710–730W a €0,1018–0,1114/W. Devido aos custos por watt relativamente mais altos, os módulos distribuídos de 450–475W foram precificados acima de outros segmentos de potência, enquanto a demanda de eletricidade no verão europeu forneceu algum suporte ao mercado distribuído; o mercado centralizado entrou gradualmente na baixa temporada de demanda, com as aquisições atuais consistindo principalmente em reabastecimento periódico. Afetados por custos como transbordo secundário e armazenagem, os preços nos armazéns na Grécia e em Portugal foram cerca de 1,7%–2,4% mais altos do que em Roterdã.

Uso Final: Esta semana, os módulos fotovoltaicos tiveram aumentos de preço e crescimento de volume. De acordo com as estatísticas da SMM, de 20 a 26 de julho de 2026, as empresas chinesas ganharam licitações para um total de 41 projetos de módulos fotovoltaicos, com um preço médio semanal ponderado de 0,75 yuan/W, um aumento de 0,03 yuan/W em relação ao período estatístico anterior. A capacidade total de aquisição adjudicada foi de 3.567,35 MW, um aumento de 2.084,93 MW em relação ao período estatístico anterior.

De acordo com a análise da SMM, a principal capacidade adjudicada no período estatístico atual ficou dentro da faixa de 500MW–1.000MW, representando 82,41% da capacidade total adjudicada divulgada. Os detalhes por faixa de capacidade são os seguintes:

Seções de 0MW–1MW: 10 projetos, representando 0,12% da capacidade, com um preço médio de 0,778 yuan/W;

Seções de 1MW–6MW: 8 projetos, representando 0,52% da capacidade, com um preço médio de 0,733 yuan/W;

Seções de 6MW–50MW: 3 projetos, representando 1,18% da capacidade, com um preço médio de 0,71 yuan/W;

Seções de 50MW–100MW: 2 projetos, representando 5,61% da capacidade, com um preço médio de 0,771 yuan/W;

Seções de 100MW–200MW: 3 projetos, representando 10,16% da capacidade, com um preço médio de 0,745 yuan/W;

Seções de 500MW–1.000MW: 3 projetos, representando 82,41% da capacidade, com o preço médio não divulgado.

De acordo com a análise da SMM, o preço médio ponderado para o período estatístico atual foi de 0,75 yuan/W, um aumento de 0,03 yuan/W em relação à semana anterior.

Em termos de capacidade total de aquisição adjudicada, a semana registrou 3.567,35MW, um aumento de 2.084,93MW em relação ao período estatístico anterior.

Em termos de distribuição regional, a região com a maior capacidade adjudicada esta semana foi a Região Autônoma Uigur de Xinjiang, representando 82,41% da capacidade total, seguida pela Região Autônoma da Mongólia Interior, representando 5,95% do total.

Durante o período estatístico (20 a 26 de julho), as principais informações de adjudicação são as seguintes:

No projeto "PowerChina Zhongxinjian Shima Bingdi Integration 2GW PV Base Project (Manasi Jieyun 098GW) EPC General Contracting Project PV Module (Section 1)", a Tongwei Co., Ltd. ganhou a licitação para 980MW de módulos fotovoltaicos.

No projeto "PowerChina Jiangxi Institute Zhongxinjian Shima Bingdi Integration 2GW PV Base Project (Manasi Jieyun 098GW) EPC General Contracting Project PV Module (Section 2)", a Xinjiang Tianfu Tianyao New Energy Technology Co., Ltd. ganhou a licitação para 980MW de módulos fotovoltaicos.

Vidro Fotovoltaico: Esta semana, as cotações do mercado local de vidro fotovoltaico tiveram pequenos ajustes para cima, principalmente devido à súbita aceleração dos cortes de produção em julho. Enquanto isso, os planos de corte de produção subsequentes para as empresas foram finalizados em uma conferência anterior sobre vidro. Espera-se que no segundo semestre de 2026, a oferta de vidro continue sua tendência de queda. Com sinais de recuperação no lado da demanda, o excesso de oferta subsequente de vidro sofrerá um alívio significativo ou até mesmo uma reviravolta, e os níveis de estoque de vidro começaram a diminuir, com os preços do vidro prontos para se recuperar. Até agora, as transações convencionais para revestimento de camada única de 2,0mm na China estão em 9 yuan/m².

Filme: Esta semana, os preços de contrato do filme variaram de 25.500 a 25.800 yuan/tm, sem ajustes ainda. Produtores de filme e fabricantes de módulos iniciaram uma nova rodada de negociações mensais de preços. O aumento dos preços da resina de EVA de grau fotovoltaico upstream continuou a elevar os custos de produção de filme, levando os produtores de filme a propor aumentos de preços nas negociações. No entanto, os fabricantes de módulos downstream enfrentam pressão de lucro e têm dificuldade em aceitar aumentos significativos de preços, então os lados upstream e downstream permanecem em um jogo de disputa. Espera-se que o preço oficial de transação mensal seja definido amanhã, e esta rodada de precificação pode subir ligeiramente em relação ao mês anterior.

EVA: Nesta semana, a faixa de transação principal da resina EVA spot de grau fotovoltaico subiu para 10.200–10.300 yuan/t, com espaço limitado para novas altas. Pelo lado dos custos, a recente alta do etileno desacelerou, dificultando novos aumentos nos custos de produção do EVA. Pelo lado da oferta, algumas unidades petroquímicas redirecionaram a produção para material de grau fotovoltaico, aliviando em parte a escassez anterior. As cotações spot dos traders não tiveram grandes ajustes nesta semana, enquanto a aceitação dos aumentos pelos compradores foi limitada. No curto prazo, espera-se que o ritmo de alta dos preços do EVA fotovoltaico desacelere.

POE: Os preços de entrega na China para POE situaram-se em 12.000–12.100 yuan/t, em leve alta. As oscilações anteriores do petróleo elevaram os custos das matérias‑primas, aumentando os custos de produção do POE; somado ao recente fortalecimento dos preços do EVA fotovoltaico, que oferece suporte correlacionado, as cotações do POE acompanharam a tendência de alta. No entanto, o crescimento da demanda downstream por POE é limitado neste estágio, e a aceitação dos aumentos de preços pelo mercado permanece baixa. No curto prazo, esta rodada de tentativas de alta carece de respaldo substancial da demanda, deixando espaço limitado para oscilações nos preços do POE.

Areia de quartzo de alta pureza: Nesta semana, os preços da areia de quartzo permaneceram geralmente estáveis. As cotações atuais de mercado são as seguintes: areia para camada interna a 40.000–46.000 yuan/t, areia para camada intermediária a 21.000–24.000 yuan/t, areia para camada externa a 14.000–18.000 yuan/t e pedidos spot de areia importada cotados a 50.000–53.500 yuan/t. Para cadinhos: cadinhos de 33 polegadas foram negociados a 6.000–6.100 yuan/peça; cadinhos de 36 polegadas a 6.500–6.800 yuan/peça. Recentemente, o centro de preços de transação da areia nacional para camada intermediária e interna subiu levemente, principalmente porque, após novos padrões nacionais, os fabricantes de cadinhos ajustaram as proporções de uso de areia para garantir que o rendimento unitário e a vida útil dos cadinhos atendam às exigências de compra das empresas de wafer. Em contrapartida, a areia para camada externa, afetada por um excesso estrutural de oferta, viu os preços caírem abaixo da linha de custo, criando uma “divergência entre alto e baixo” em toda a indústria de areia de quartzo.

Reciclagem de módulos: Na semana passada, os preços do mercado doméstico de reciclagem de módulos fotovoltaicos caíram ligeiramente.

Módulos iniciais de pequeno formato com moldura caíram cerca de 0,5 yuan/peça, com preços monofaciais de primeira mão se estabelecendo na faixa de 89-95 yuan/peça; os modelos sem moldura caíram 23-25 yuan/t, com preços monofaciais de primeira mão recuando para a faixa de 2.001-2.098 yuan/peça. Além dos módulos de tamanho pequeno iniciais, os preços dos formatos grandes também recuaram — os modelos com moldura caíram cerca de 0,5 yuan/peça, enquanto os sem moldura recuaram cerca de 18-25 yuan/t.

Essa queda de preços foi influenciada pelo recuo nos preços à vista dos principais metais reciclados. Na semana passada, a prata à vista recuou, enquanto os preços do alumínio mantiveram tendência de flutuação. De acordo com o preço à vista da prata SMM 1#, recuou de 14.589 yuan/kg em 22 de julho para 14.038 yuan/kg em 29 de julho; os preços do alumínio A00 se consolidaram em altas, variando de 23.170 yuan/t em 22 de julho para 23.400 yuan/t em 29 de julho.