Custos sobem, compradores resistem: os preços dos módulos solares podem se recuperar fora da China? [Análise SMM]

O mercado fotovoltaico fora da China não conseguiu sustentar uma recuperação generalizada de preços no terceiro trimestre de 2026. A demanda fraca e a liquidação de estoques pressionaram os preços para baixo em julho. O aumento dos custos de materiais a montante e de produção de módulos na China levou os fabricantes a elevar as orientações de preço e a recuar de alguns pedidos de baixo preço em agosto. Em setembro, as férias de verão na Europa haviam terminado e os compradores em alguns mercados se preparavam para projetos de fim de ano. No entanto, o aumento das consultas não se traduziu em um crescimento amplo de novos pedidos, deixando os ganhos de preço concentrados em mercados, especificações e transações específicas.

De acordo com os levantamentos de mercado da SMM, os preços FOB da China para módulos TOPCon padrão se recuperaram das mínimas de agosto, mas permaneceram abaixo dos níveis do início de julho no final de setembro. Os preços CIF do Sudeste Asiático também se recuperaram modestamente, com a Indonésia relativamente fraca. Os preços de armazém na Europa se recuperaram brevemente antes que o estoque de baixo preço e a economia dos projetos voltassem a exercer pressão. A Índia manteve segmentos distintos de preços DCR e não DCR, com os preços não DCR registrando um aumento modesto no trimestre.

A principal mudança no terceiro trimestre, portanto, não foi o repasse integral dos custos, mas uma menor disposição dos fabricantes em cortar preços de forma generalizada. O poder de negociação dos compradores permaneceu intacto. Os custos moldaram os preços pedidos pelos fornecedores; os retornos dos projetos, a composição dos estoques e a elegibilidade às políticas determinaram o que os compradores realmente pagariam.

FOB China: uma recuperação tímida deixa uma lacuna entre a orientação de preços e as transações

Os preços de exportação de módulos da China permaneceram sob pressão em julho. A desaceleração do verão na Europa, os pedidos incrementais limitados dos mercados emergentes e a interrupção geopolítica em algumas entregas no Oriente Médio fizeram com que os fabricantes dependessem de descontos para manter os embarques. Os produtos padrão ofereciam diferenciação limitada, enquanto os grandes compradores de escala utility mantinham considerável poder de barganha. As tentativas dos fabricantes chineses de segurar os preços não aceleraram materialmente as compras no exterior.

Os preços FOB padrão TOPCon atingiram uma mínima de curto prazo no início de agosto. O preço médio da SMM para módulos 210R caiu de US$ 0,1090/W em 1º de julho para US$ 0,1055/W no início de agosto, antes de se recuperar para US$ 0,1075/W em 30 de setembro. O preço de fechamento ficou cerca de 1,9% acima da mínima, mas ainda 1,4% abaixo do início de julho. Os preços dos módulos de 182 mm e 210 mm caíram aproximadamente 0,9% e 2,3%, respectivamente, no mesmo período. A recuperação, portanto, recuperou apenas parte da queda anterior, em vez de estabelecer uma tendência trimestral sustentada de alta.

A média das avaliações diárias publicadas resulta em preços 210R de aproximadamente US$ 0,1083/W em julho, US$ 0,1061/W em agosto e US$ 0,1068/W em setembro. Setembro ficou cerca de 0,6% acima de agosto, mas permaneceu abaixo de julho. Alguns fabricantes elevaram as ofertas no exterior e as orientações de preço em aproximadamente US$ 0,003–0,0045/W entre meados e o final de agosto. A recuperação mais lenta nas transações reais destacou os limites que a demanda do usuário final impôs ao repasse de custos.

Os principais fabricantes tornaram-se mais dispostos a retirar ofertas excepcionalmente baixas em setembro, mas a oferta de preços baixos não desapareceu. Alguns fornecedores de segunda linha continuaram a conceder descontos em pedidos selecionados, enquanto distribuidores liquidaram módulos de 610–625 W e outras especificações menos procuradas. Custos mais altos para módulos recém-produzidos coexistiram, assim, com estoques legados com desconto, impedindo um aumento uniforme de preços em todo o mercado.

O mix de produtos também influenciou os preços. Módulos TOPCon de alta potência e de contato traseiro (BC) mantiveram prêmios, mas estes não se ampliaram de forma consistente. Entre 17 de agosto e 30 de setembro, o preço médio do 210R de alta potência caiu de US$ 0,114/W para US$ 0,113/W. Os preços do BC 210R chegaram brevemente a US$ 0,119/W antes de retornarem a US$ 0,121/W no fim do trimestre, enquanto o preço do formato BC de 54 células subiu de US$ 0,136/W para US$ 0,137/W. Eficiência, adequação do formato e demanda de geração distribuída sustentaram produtos diferenciados. Ainda assim, os fornecedores tiveram de ajustar os prêmios de alta potência em relação aos módulos padrão para garantir pedidos: o progresso tecnológico não se traduziu automaticamente em maior poder de precificação.

Sudeste Asiático: expectativas políticas mais fortes encontram pedidos pequenos e sensíveis a preço

Os preços dos módulos no Sudeste Asiático caíram de forma generalizada, estabilizaram-se e depois se recuperaram parcialmente durante o terceiro trimestre, embora as diferenças entre os mercados tenham persistido. Os baixos preços FOB da China limitaram o potencial de alta das ofertas entregues, enquanto os custos de frete e entrega deram algum suporte aos preços CIF. Os fornecedores buscaram repassar custos mais altos em agosto, mas as transações permaneceram concentradas em necessidades imediatas de projetos, pequenos pedidos de baixo preço e reposição de estoque dos distribuidores.

A Malásia teve um suporte de demanda relativamente mais firme. O progresso em projetos de escala de utilidade pública e no programa Large Scale Solar 6 (LSS6) melhorou as expectativas de médio prazo, enquanto as instalações próximas ao fim do ano geraram algumas consultas e compras. O preço médio CIF para módulos 210R caiu de US$ 0,1150/W em 3 de julho para US$ 0,1115/W no início de agosto, antes de se recuperar para US$ 0,1135/W no final de setembro. Ainda assim, permaneceu abaixo do nível do início do trimestre. Os pipelines de projetos e o progresso das licitações atraíram interesse sem ainda gerar aquisições em escala suficiente para sustentar aumentos de preço.

A Tailândia e o Vietnã também se recuperaram das mínimas de agosto. As aquisições na Tailândia foram influenciadas pelo progresso em direção à certificação do Instituto de Normas Industriais da Tailândia (TISI) e pelas expectativas em torno do acesso ao mercado. À medida que mais fornecedores obtêm a certificação, as restrições temporárias de oferta devem diminuir. No entanto, o estoque antecipado em meio a uma transição de certificação não equivale a um crescimento sustentado na demanda de instalação. O Vietnã dependeu mais fortemente de projetos comerciais, industriais e de autoconsumo, com as aquisições ainda moldadas por aprovações, conexões à rede e cronogramas de execução. Os preços em todos os tamanhos de módulos em ambos os mercados se moveram dentro de faixas estreitas, e os preços baixos permaneceram um critério-chave de compra.

A Indonésia ficou mais fraca. O preço médio CIF para módulos TOPCon de geração distribuída caiu de US$ 0,1150/W em 3 de julho para US$ 0,1110/W em 25 de setembro, uma queda de aproximadamente 3,5%. O mercado ainda aguardava as cotas de projetos do governo para o segundo semestre do ano, juntamente com detalhes das aquisições pela concessionária estatal PLN e a proposta inicial de licitação solar de 30 GW. A incerteza sobre cotas e implementação manteve os desenvolvedores cautelosos, impedindo que as expectativas políticas se traduzissem em grandes pedidos de importação. Os requisitos de conteúdo local TKDN restringiram ainda mais os projetos acessíveis a módulos importados, limitando o crescimento da demanda no curto prazo.

Na segunda quinzena de setembro, alguns distribuidores do Sudeste Asiático intensificaram a liquidação de módulos com potência de 620 W ou inferior. Mesmo onde os fabricantes elevaram as orientações para produtos padrão e de alta potência, o estoque de menor potência ofereceu uma alternativa para compradores sensíveis a preço. Uma recuperação adicional dos preços regionais dependerá não apenas do tamanho dos pipelines de projetos, mas de quando os pedidos forem feitos, da rapidez com que o estoque legado for liquidado e se os requisitos de eficiência e entrega justificarem preços mais altos.

Europa: o fim das férias de verão não resolve a fraca economia dos projetos

A Europa registou algumas das pressões de preços mais claras no terceiro trimestre. As férias de verão abrandaram a atividade dos projetos e as aquisições a partir de julho, enquanto o stock prontamente disponível nos armazéns e a pressão sobre os inventários dos distribuidores empurraram os preços dos módulos standard para baixo. O reabastecimento para projetos de geração distribuída e a procura de alguns produtos de alta eficiência revelaram-se mais resilientes, mas foram insuficientes para compensar a oferta abundante de módulos TOPCon standard e os descontos agressivos.

Entre 3 de julho e 25 de setembro, o preço médio no armazém de Roterdão para módulos TOPCon de geração distribuída de 450–475 W caiu de 0,1197 €/W para 0,1127 €/W, uma descida de aproximadamente 5,8%. O preço de geração distribuída de 620–640 W diminuiu de 0,1097 €/W para 0,1067 €/W, ou cerca de 2,7%. Os preços à escala de utilidade pública de 620–640 W e 710–730 W caíram aproximadamente 3,4% e 4,5%, respetivamente. Apesar de recuperações intermitentes, as quatro avaliações terminaram abaixo dos níveis do início do trimestre.

A pressão sobre os custos levou os fabricantes a testar ofertas europeias mais elevadas em agosto, elevando brevemente alguns preços de geração distribuída. Após a pausa de verão, porém, a atividade de setembro consistiu inicialmente sobretudo em entregas atrasadas, reabastecimento urgente e pequenas compras de distribuidores. Os novos projetos e as grandes encomendas à escala de utilidade pública ainda não tinham registado uma expansão material. Os envios para entrega antes do Natal também estavam em curso, mas cumpriam em grande parte contratos existentes. Alguns projetos à escala de centenas de megawatts com entrega prevista para o próximo ano ainda garantiram descontos dos fornecedores, deixando um suporte de preços limitado por parte da nova procura.

As tarifas baixas dos contratos de compra de energia (PPA) constituíram um grande constrangimento. Alguns projetos adjudicados já tinham fixado preços de venda de eletricidade baixos e margens reduzidas. Preços mais elevados dos módulos aumentariam o investimento inicial e reduziriam ainda mais as taxas internas de rentabilidade. Os promotores preferiram, por isso, negociar descontos, dividir as aquisições em fases ou adiar compromissos em vez de aceitar aumentos de preços dos fornecedores. Os custos de financiamento e os atrasos nas ligações à rede prolongaram os períodos de retorno e enfraqueceram ainda mais o incentivo para acelerar as compras de equipamento.

Os preços negativos da eletricidade também pesaram sobre as expectativas de investimento. Os preços baixos ou negativos frequentes durante os picos de geração solar ao meio-dia em partes da Europa reduziram os preços de captura solar realizados e aumentaram os riscos de redução da produção e de volatilidade das receitas. Os investidores tornaram-se mais cautelosos com projetos com exposição significativa ao mercado ou sem receitas garantidas de longo prazo, restringindo a aquisição de equipamentos.

A implantação de armazenamento está a acelerar, mas as aprovações de rede, os modelos de receita, o financiamento e os prazos de construção continuam a limitar a rapidez com que pode aliviar os constrangimentos de integração da energia solar nos picos. Sem investimento atempado em armazenamento e na rede, a economia dos projetos não pode melhorar suficientemente rápido para acomodar os custos crescentes dos módulos. A liquidação contínua de inventário de menor potência também dá aos compradores alavancagem e alternativas mais baratas.

O crescente interesse em TOPCon de alta potência não significa que todos os produtos de alta eficiência possam obter preços mais elevados. Os compradores continuam a comparar os retornos do sistema, os prémios dos módulos e os requisitos de instalação. Os fornecedores devem demonstrar que um preço mais elevado do módulo proporciona o correspondente valor ao sistema. A questão de a Europa ultrapassar a concorrência de preços no quarto trimestre dependerá, portanto, de novos contratos e da redução de inventário, e não simplesmente de uma procura mais forte após as férias de verão.

Índia: uma janela mais curta para antecipar envios para os EUA ameaça a procura não-DCR e aumenta os riscos de retorno

A Índia manteve dinâmicas de preços separadas para módulos que cumprem os requisitos de conteúdo doméstico (DCR) e módulos não-DCR no terceiro trimestre. As regras de conteúdo local, o custo das células fabricadas na Índia e a aquisição para projetos apoiados por políticas sustentaram o prémio DCR. Os preços não-DCR estiveram mais expostos aos custos das células importadas, à procura de projetos elegíveis e a alterações nas encomendas de exportação.

As avaliações semanais da SMM mostram que o preço médio DCR caiu de 0,2485 dólares/W em 3 de julho para 0,2425 dólares/W no final de julho, recuperou para 0,2450 dólares/W no final de agosto e depois permaneceu estável. Terminou o período cerca de 1,4% mais baixo. Os preços não-DCR começaram em 0,1410 dólares/W, desceram para 0,1405 dólares/W no final de julho, subiram para 0,1455 dólares/W no final de agosto e depois recuaram para 0,1435 dólares/W em setembro, onde estabilizaram. O aumento líquido foi de aproximadamente 1,8%, deixando o prémio DCR em cerca de 70,7% no final do trimestre.

A política indiana também influenciou as duas séries de preços. As disposições transitórias limitadas ao abrigo da Lista II da Lista Aprovada de Modelos e Fabricantes (ALMM) preservaram uma janela de aquisição temporária para produtos não-DCR elegíveis em determinados projetos de medição líquida e de acesso aberto, desviando algumas encomendas de produtos DCR. Os requisitos de conteúdo local da DCR e as regras de elegibilidade da ALMM continuaram a ser aplicados separadamente.

Do lado das exportações, a formação de estoques nos EUA antes da implementação da Seção 232 foi uma importante fonte de suporte para os pedidos indianos não-DCR no terceiro trimestre. A pesquisa da SMM indica que alguns importadores norte-americanos anteciparam compras e entregas para formar estoque antes que as novas tarifas e os preços mínimos de importação entrassem em vigor em 4 de dezembro. Esse acúmulo de estoque impulsionado por políticas, combinado com custos mais altos a montante, sustentou os pedidos e preços indianos não-DCR em agosto. Isso não implicou um aumento correspondente na demanda de instalação nos EUA.

Desde então, os EUA restringiram essa janela para embarques acelerados. Os controles antiacumulação em vigor de 22 de setembro a 3 de dezembro limitam os novos importadores registrados na Alfândega dos EUA em ou após 6 de agosto de 2026 a 55 módulos relevantes e 2.000 células por semana, a menos que obtenham uma isenção aprovada pelo Departamento de Comércio dos EUA. Importadores estabelecidos enfrentam escrutínio de volumes anormalmente altos e podem ter novas importações suspensas se os embarques excederem substancialmente os níveis históricos. Os limites semanais se aplicam a novos importadores específicos, não a uma cota nacional única compartilhada por todos os importadores dos EUA.

Os preços não-DCR já haviam recuado de seu pico na primeira quinzena de setembro, à medida que a corrida inicial de compras esfriava e os compradores resistiam a ofertas mais altas. Os controles antiacumulação do final de setembro reduziram ainda mais o escopo para embarques concentrados por meio de novos importadores, expondo a demanda de formação de estoque nos EUA impulsionada por políticas a uma desaceleração acentuada. Se a demanda regular de projetos e as importações aprovadas não oferecerem suporte suficiente, os fabricantes indianos poderão enfrentar menos pedidos subsequentes, cronogramas de entrega revisados e pressão sobre os preços não-DCR.

Cargas já em trânsito também enfrentam possíveis interrupções. Se as restrições impedirem um importador de liberar as mercadorias conforme planejado e a aprovação necessária não for obtida, alguns módulos poderão ser retidos no porto, desviados ou devolvidos à origem. Isso aumentaria os custos de armazenagem e logística e imobilizaria capital de giro. Quaisquer cargas devolvidas que reentrem na Índia, ou módulos destinados aos EUA redirecionados para outros mercados, poderiam aumentar a oferta e intensificar a concorrência de preços não-DCR.

Enquanto isso, as determinações finais de direitos antidumping e compensatórios dos EUA sobre células e módulos de silício cristalino indianos adicionaram incerteza aos pedidos destinados aos EUA; as ordens de direitos subsequentes permanecem dependentes da determinação de dano. Produtos não-DCR enfrentam tanto custos tarifários prospectivos quanto limites em embarques acelerados, enquanto a demanda DCR permanece principalmente atrelada a projetos apoiados por políticas e entregas de fim de ano na Índia. Os dois segmentos, portanto, mantêm fatores de demanda distintos.

Estoques: a redução de células na Índia não foi acompanhada pelos módulos

Os estoques reforçam o ponto de que preços estáveis não significam que a pressão de oferta e demanda tenha se dissipado. Dados diários da SMM mostram os estoques indianos de módulos DCR subindo de 13,16 GW em 20 de agosto para 13,48 GW em 30 de setembro. Apesar de reduções intermitentes, os estoques permaneceram elevados. Os estoques de células, em contraste, caíram acentuadamente no final de setembro, para 3,62 GW no fechamento do mês.

A redução de estoques de células ainda não se traduziu em uma redução simultânea e sustentada nos estoques de módulos. A queda de células pode refletir uma combinação de embarques, aquisições e ajustes de produção, em vez de apenas uma demanda mais forte do usuário final. Os preços DCR ganhariam suporte de demanda mais firme no quarto trimestre somente se as aquisições de projetos crescessem de forma consistente e os estoques de módulos também diminuíssem.

Revisão de políticas do terceiro trimestre: os EUA restringem o acúmulo de estoques, enquanto projetos asiáticos e regras de acesso ao mercado moldam as aquisições

As políticas afetaram os mercados do terceiro trimestre por três canais principais: compras antecipadas, execução de projetos e elegibilidade de fornecedores. Os EUA anunciaram ajustes nas importações da Seção 232 em agosto, incentivando algumas aquisições antes da implementação em 4 de dezembro. As determinações finais antidumping e de direitos compensatórios de setembro, abrangendo Índia, Indonésia e Laos, seguidas por controles antiacumulação, impuseram restrições adicionais às compras antecipadas. O impulso temporário de pedidos criado pela janela política agora corre o risco de desaparecer, deixando os planos de exportação mais dependentes da demanda real de projetos e de arranjos de importação em conformidade.

Os mercados asiáticos foram mais fortemente influenciados pelos pipelines de projetos locais e pelos requisitos de acesso ao mercado. O esclarecimento da Índia em julho sobre os arranjos transitórios do ALMM preservou uma janela temporária para pedidos não-DCR elegíveis. O programa LSS6 da Malásia e os projetos de armazenamento associados expandiram o pipeline de médio prazo. A proposta inicial de licitação de 30 GW da Indonésia elevou as expectativas, mas as cotas governamentais, os pacotes de licitação específicos e as regras de TKDN continuaram a moldar os pedidos de importação. Na Tailândia, testes de produtos, auditorias de fábrica e certificação TISI afetaram a elegibilidade dos fornecedores e os cronogramas de entrega, enquanto os arranjos obrigatórios de implementação permaneceram sujeitos às regulamentações finais.

Esses desdobramentos não produziram uma reposição de estoques sincronizada. Em vez disso, a demanda tornou-se mais diferenciada entre compras em janelas de política, entregas programadas de projetos e estoques formados antes de mudanças de certificação. No quarto trimestre, a execução real dos projetos e a liberação de cotas, as importações em conformidade e o escoamento de estoques de baixo preço terão influência mais direta sobre as aquisições de módulos e os preços de transação do que apenas as metas políticas principais.

Perspectiva da SMM: preços do quarto trimestre dependem de novos pedidos e do ritmo de escoamento dos estoques legados

A SMM vê o terceiro trimestre como uma mudança de descontos persistentes para negociações mais firmes em níveis baixos de preço, e não uma reversão completa no equilíbrio entre oferta e demanda. Custos mais altos reduziram a disposição dos fabricantes de cortar preços de forma ampla. Produtos de alta eficiência e demanda selecionada de projetos deram suporte, mas retornos limitados dos projetos, estoques legados e concorrência continuaram a limitar os ganhos nos preços de transação.

A primeira prioridade no quarto trimestre é a qualidade dos novos pedidos, não simplesmente o volume de consultas. A durabilidade da recuperação dependerá de a reposição europeia evoluir para aquisições de novos projetos, de o avanço dos projetos no Sudeste Asiático e em outros mercados gerar pedidos consideráveis e de a demanda de fim de ano da Índia sustentar a redução contínua dos estoques de módulos. Embarques maiores para entrega antes do Natal e no fim do ano também devem ser diferenciados de um aumento nos novos pedidos, pois parte dos volumes cumprirá contratos existentes.

Para os módulos indianos não DCR, o ritmo em que a demanda antecipada dos EUA diminuir será decisivo. Limites semanais e um escrutínio mais rigoroso de volumes excepcionalmente grandes podem reduzir de forma significativa a formação concentrada de estoques. Se os projetos indianos elegíveis e outros destinos de exportação não absorverem a oferta deslocada, as vendas redirecionadas para a Índia, os embarques desviados para outros lugares e possíveis cargas devolvidas poderão intensificar a pressão sobre os preços. A demanda DCR permanecerá mais ligada às aquisições de projetos indianos e ao escoamento de estoques, preservando a divergência entre os dois segmentos.

A composição dos estoques também determinará a rapidez com que produtos individuais se recuperam. Vendas contínuas com desconto de estoques legados, incluindo módulos de 610–625 W, manteriam a pressão competitiva sobre os produtos padrão. Se a oferta de baixo preço diminuir e os projetos estiverem dispostos a pagar por eficiência, certificação e confiabilidade, os produtos de alta potência e diferenciados poderão recuperar primeiro a vantagem de preço. Mesmo os módulos TOPCon de alta potência tiveram descontos modestos no fim do trimestre, mostrando que as vantagens técnicas ainda precisam se refletir na disposição dos compradores em pagar.

Para pedidos com entrega prevista para 2027, as expectativas de mudanças nos requisitos de qualidade do produto e nos custos de conformidade podem continuar incentivando ofertas futuras mais altas. Os aumentos de custos previstos não elevarão automaticamente as transações à vista. Os cronogramas de aquisição, a liquidação de estoques antigos e a viabilidade econômica dos projetos precisam estar alinhados para que a orientação de preços se converta em vendas realizadas. Se a demanda decepcionar, fabricantes e distribuidores podem intensificar novamente a competição de preços por um conjunto limitado de pedidos.

No geral, os preços dos módulos no exterior provavelmente continuarão diferenciados por região, tecnologia e tipo de pedido, em vez de simplesmente acompanhar a alta dos preços dos materiais upstream na China. A lição mais clara do terceiro trimestre é que as ofertas podem se mover primeiro; novos pedidos e a liquidação de estoques determinarão se os preços se manterão no quarto trimestre.

Escrito por:

Ryan Tey Tze Yang | Analista de PV da SMM

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