El Chinese Module Marker (CMM), el índice de referencia de OPIS para los módulos TOPCon ≥600 W, subió un 1,18 % esta semana hasta alcanzar los 0,086 dólares/W franco a bordo (FOB) en China, con indicaciones de mercado entre 0,084 y 0,093 dólares/W. Desde el comienzo de la segunda mitad de 2025, los precios han registrado un aumento del 4,88 %.
Las indicaciones de la curva a plazo siguieron la tendencia al alza del mercado al contado. Los precios para las cargas del cuarto trimestre de 2025 aumentaron a 0,086 dólares/W, mientras que los del primer y segundo trimestre de 2026 se mantuvieron estables en 0,086 dólares/W. Las cargas del tercer trimestre de 2026 subieron ligeramente hasta 0,087 dólares/W.
En el mercado nacional, OPIS evaluó los precios de TOPCon en 0,690 yuanes (0,096 dólares)/W EXW China, lo que supone un aumento del 0,73 % con respecto a la semana anterior. La confianza mejoró tras una reunión liderada por el Ministerio de Industria y Tecnología de la Información (MIIT), la segunda en el segundo semestre de 2025, destinada a frenar la competencia desordenada. En comparación con la sesión de julio, la reunión de agosto fue más amplia y abordó cuatro áreas clave: una regulación más estricta, restricciones a la competencia por debajo del costo, una aplicación más estricta de la calidad y una mayor autodisciplina de la industria.
Las especulaciones del mercado se han centrado en la posibilidad de que los reguladores fijen un precio mínimo de venta nacional de 0,75 yuanes/W (0,096 dólares/W FOB China con IVA). Si se aplicara, esto supondría un alejamiento de las directrices de costos no vinculantes emitidas por la Asociación China de la Industria Fotovoltaica (CPIA) y la introducción de medidas legales exigibles. Sin embargo, muchos participantes se mantienen cautelosos y cuestionan la sostenibilidad de dichos niveles, dadas las condiciones actuales de las existencias.
La CPIA también ha pedido a los gobiernos locales que apliquen la Ley de Precios, establezcan precios mínimos de licitación y reduzcan el peso de los factores de precio en las licitaciones. La asociación hizo hincapié en una producción racional alineada con la dinámica de la oferta y la demanda, así como en la garantía de calidad y la protección de la propiedad intelectual.
Las últimas licitaciones sugieren una mejora del estado de ánimo. El Grupo Huadian adjudicó una adquisición de módulos de 20 GW para 2025-2026, con ofertas de TOPCon de una media de 0,710 yuanes/W, mientras que la licitación de 3 GW de China Resources Power registró medias superiores a 0,70 yuanes/W. Estos resultados indican una estabilización del mercado en torno a rangos de precios más altos.
En Europa, los precios de los módulos TOPCon se mantuvieron estables durante la temporada navideña, y OPIS evaluó los precios DDP Europa en 0,092 euros (0,11 dólares)/W para los módulos ≥600 W.
Sin embargo, los productos HJT de mayor eficiencia están despertando un interés creciente a pesar de su precio superior, con precios declarados de 0,095 euros/W para los módulos ≥600 W y 0,105 euros/W para los módulos ≤450 W.
El impulso de la fabricación nacional de HJT está creciendo. La empresa italiana Enel 3Sun ya opera instalaciones, mientras que la española MCPV tiene previsto construir una planta HJT de 2,5 GW. Bee Solar y la china Huasun Energy han firmado una carta de intenciones para desarrollar la fabricación integrada de HJT en Italia, con el objetivo de iniciar las operaciones en 2026.
A nivel político, algunos gobiernos están reduciendo las ayudas. Francia ha recortado el volumen de las licitaciones, mientras que Suecia tiene la intención de reducir los créditos fiscales, lo que supone un obstáculo. No obstante, siguen adelante nuevas financiaciones y proyectos: la promotora alemana Energiekontor ha lanzado un bono de 15 millones de euros para financiar proyectos solares y eólicos en toda Europa, mientras que la empresa eléctrica RWE se ha asegurado 37 MW en nuevos proyectos solares a través de una licitación federal.
En Estados Unidos, los módulos TOPCon ≥600W DDP US subieron un 1,44 % hasta 0,277 dólares/W esta semana. Los cargamentos del sudeste asiático aumentaron un 1,14 % hasta 0,267 dólares/W tras los aranceles recíprocos, mientras que los cargamentos indios cayeron un 1,86 % hasta 0,317 dólares/W en medio de una débil demanda relacionada con las investigaciones sobre derechos antidumping y compensatorios (AD/CVD).
Los contratos a plazo sugieren precios para el primer trimestre de 2026 de 0,276 dólares/W. Los módulos ensamblados en EE. UU. que utilizan celdas importadas se cotizan generalmente entre 0,30 y 0,40 dólares/W, mientras que los que utilizan celdas de contenido nacional alcanzan entre 0,40 y 0,50 dólares/W, con cotizaciones ocasionales superiores a 0,60 dólares/W.
Sigue habiendo incertidumbre en torno a la política comercial y fiscal. Las normas de refugio fiscal actualizadas por el Tesoro de EE. UU. eliminaron la opción de gasto del 5 %, pero no se aplicaron con carácter retroactivo, lo que calmó las preocupaciones del mercado. Los promotores se apresuran a cerrar acuerdos de refugio fiscal antes de la fecha límite de septiembre, lo que mantiene firme la demanda a corto plazo.
Mientras tanto, según se informa, las existencias de los ensambladores estadounidenses están disminuyendo, y un gran proveedor solo tiene unos 100 MW. Se espera que las restricciones que se avecinan en 2026 para los proveedores de entidades extranjeras de interés (FEOC) creen una bifurcación de precios entre los módulos que cumplen con la normativa y los que no. Por ahora, se observan aumentos de precios oportunistas vinculados a los nuevos aranceles, mientras que los productores chinos estudian trasladar la producción de celdas a África para eludir las restricciones.
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