TOPCon : troisième semaine de baisse pour les cellules chinoises

Les prix des cellules solaires TOPCon chinoises ont reculé pour la troisième semaine consécutive : la M10 FOB Chine perd 2,29 % à 0,0469 $/W (0,0409 €/W) et la 210R FOB Chine 1,72 % à 0,0458 $/W (0,0400 €/W), selon le rapport OPIS Global Solar Markets du 15 septembre. Le ralentissement des achats à l’export et une demande intérieure molle pèsent sur le marché.

En bref

• Cellules TOPCon M10 FOB Chine : 0,0469 $/W (−2,29 % sur une semaine) ; 210R FOB Chine : 0,0458 $/W (−1,72 %).
• Environ 12 % sous leurs sommets de fin août, mais encore 20 % et 18 % au-dessus des niveaux du 4 août.
• Production chinoise de cellules en août : 67,02 GW, soit +1,9 % sur un mois mais −12,9 % sur un an.
• Wafers M10 stables à 0,149 $/unité ; wafers 210R en recul de 1,92 % à environ 0,153 $/unité.
• Un accord de réduction de production du polysilicium, non confirmé, ramènerait les producteurs à 35 % de leur capacité nominale.

Des prix en repli, mais toujours au-dessus des niveaux de début août

La baisse est réelle sans être un effondrement. Les cellules M10 et 210R se situent désormais environ 12 % sous leurs sommets de fin août, mais restent respectivement 20 % et 18 % au-dessus de leurs niveaux du 4 août. Autrement dit, le marché rend une partie de la hausse estivale sans revenir à son point de départ.

Les achats à l’exportation ralentissent

Selon un fournisseur de premier rang, le réapprovisionnement effectué par les acheteurs étrangers avant l’entrée en vigueur, le 4 décembre, des mesures américaines prévues au titre de la section 232 continue de ralentir. Les stocks se sont accumulés dans les entrepôts situés à l’étranger : l’anticipation réglementaire a donc déjà produit son effet, et la demande qu’elle soutenait s’épuise.

La demande intérieure chinoise est elle aussi restée modérée. Une source du secteur l’attribue au passage à une tarification de l’électricité fondée sur le marché, dans le cadre de la réforme du Document 136 : les rendements attendus des projets s’en trouvent réduits par rapport au précédent système de tarifs fixes.

Une production toujours inférieure à celle de 2025

La production chinoise de cellules solaires a légèrement progressé en août, à 67,02 GW, soit une hausse d’environ 1,9 % par rapport à juillet, selon les données du Bureau national des statistiques publiées le 15 septembre. Elle reste toutefois inférieure de 12,9 % à celle d’un an plus tôt, et la production cumulée de janvier à août recule de 14,6 % sur un an, à 505,90 GW.

La source du secteur estime que les prix des cellules pourraient rester sous pression à court terme, les stocks continuant de s’accumuler dans un contexte de ralentissement des achats à l’étranger et de faiblesse persistante de la demande intérieure. Ces volumes, rapportés aux besoins mondiaux, restent suivis de près par l’Agence internationale de l’énergie.

Argent et wafers allègent les coûts de production

Du côté des coûts, la baisse des prix de l’argent a permis de réduire les dépenses de métallisation — poste sensible pour les cellules TOPCon, grandes consommatrices de pâte d’argent. Les prix du métal ont chuté jusqu’à 9 % par rapport à leur pic de fin août, avant de remonter à environ 5 % sous ce niveau.

La baisse des prix des wafers allège également la facture des fabricants de cellules. Selon OPIS, les wafers M10 FOB Chine sont restés inchangés sur une semaine à 0,149 $ l’unité (environ 0,13 €), tandis que les wafers 210R FOB Chine ont reculé de 1,92 %, à environ 0,153 $/unité (0,134 €/unité). La stabilité du M10 s’explique par une part de marché et une capacité de production limitées en Chine, ainsi que par une demande étrangère relativement soutenue.

Wafers : des stocks qui refluent, une production maintenue

Malgré des fondamentaux faibles, un acteur du secteur indique que les stocks de wafers ont commencé à diminuer, le nombre de jours de stocks des fabricants étant passé sous la barre des deux semaines de production. Les producteurs maintiennent leur cadence sans réduction observée à ce stade, tandis que leurs achats de polysilicium restent limités.

À l’approche du quatrième trimestre, le marché surveille deux scénarios opposés : soit les fabricants accélèrent les baisses de prix ou réduisent la production pour générer des liquidités et écouler les stocks — certains acteurs de deuxième rang cassent déjà les prix, et de nouvelles baisses sont attendues d’ici fin septembre —, soit ils maintiennent leurs volumes. Un autre acteur juge ainsi que la production du quatrième trimestre ne devrait pas être inférieure à celle du troisième, et pourrait même progresser mois après mois jusqu’en décembre, avant que les congés du Nouvel An lunaire ne soient avancés à janvier 2027.

Un accord sur le polysilicium encore à confirmer

Plus en amont de la chaîne de valeur, des informations circulent sur un accord de réduction de production impliquant la China Photovoltaic Industry Association et dix grands fabricants de polysilicium, qui fonctionneraient à 35 % de leur capacité nominale. L’accord n’a pas été officiellement confirmé.

S’il se vérifiait, il pourrait soutenir à court terme les prix du polysilicium et ralentir l’accumulation des stocks, augmentant du même coup la pression d’approvisionnement sur les fabricants de wafers. Mais une source travaillant pour un important producteur de wafers indique que le marché n’a pas encore réagi : la mise en œuvre de l’accord et son impact réel restent à vérifier. Les coûts d’investissement moyens du photovoltaïque, qui dépendent directement de ces prix amont, sont publiés chaque année par l’Irena.

Questions fréquentes

De combien ont baissé les cellules TOPCon cette semaine ?

Les cellules TOPCon M10 FOB Chine ont reculé de 2,29 % à 0,0469 $/W (0,0409 €/W) et les 210R FOB Chine de 1,72 % à 0,0458 $/W (0,0400 €/W), selon le rapport OPIS Global Solar Markets publié le 15 septembre. Il s’agit de la troisième semaine consécutive de baisse.

Pourquoi les prix baissent-ils ?

Pour deux raisons principales : le ralentissement des achats des clients étrangers, qui avaient anticipé l’entrée en vigueur le 4 décembre des mesures américaines au titre de la section 232 et dont les entrepôts sont désormais garnis ; et une demande intérieure chinoise modérée, la réforme du Document 136 ayant réduit les rendements attendus des projets en passant à une tarification de marché.

La production chinoise de cellules diminue-t-elle ?

Sur un an, oui. La production d’août atteint 67,02 GW, en hausse de 1,9 % par rapport à juillet mais en recul de 12,9 % sur un an. Le cumul de janvier à août s’établit à 505,90 GW, en baisse de 14,6 % par rapport à la même période de 2025.

Qu’est-ce que l’accord sur le polysilicium évoqué ?

Un accord de réduction de production qui impliquerait la China Photovoltaic Industry Association et dix grands fabricants de polysilicium, lesquels fonctionneraient à 35 % de leur capacité nominale. Il n’a pas été officiellement confirmé et le marché des wafers n’y a pas encore réagi.

En résumé — trois semaines de baisse ne signent pas un retournement : les cellules TOPCon restent nettement au-dessus de leurs niveaux du 4 août. Le marché est pris entre une demande affaiblie des deux côtés — export et Chine — et des coûts amont qui refluent, argent et wafers en tête. La variable à suivre d’ici décembre est l’accord de réduction du polysilicium : s’il se confirme, c’est toute la pression sur la chaîne qui change de sens.