Qué dijo la dirección de First Solar, Inc. en la llamada del Q3 2025

Un trimestre récord en volumen, pero con sombras en márgenes y cartera

First Solar entregó un volumen récord de 5,3 gigavatios de módulos en el tercer trimestre de 2025 y reportó una ganancia de 4,24 dólares por acción diluida, cifra que quedó ligeramente por encima del punto medio de su propia guía. Las ventas netas ascendieron a 1.600 millones de dólares, impulsadas por el perfil cargado hacia la segunda mitad del año. Sin embargo, el margen bruto retrocedió al 38% desde el 46% del trimestre anterior, presionado por una menor proporción de módulos fabricados en Estados Unidos —que se benefician del crédito fiscal 45X—, costes de subutilización en el Sudeste Asiático y una ruptura temporal en el suministro de vidrio para su planta de Alabama, que recortó la producción en aproximadamente 0,2 gigavatios. La posición de caja bruta mejoró hasta 2.000 millones de dólares, apoyada en pagos anticipados de clientes antes de la entrada en vigor de la nueva normativa de inicio de construcción.

El hecho más disruptivo del trimestre fue la cancelación de 6,6 gigavatios de contratos por parte de filiales de BP —identificado como "un gran grupo europeo de petróleo y gas"— tras incumplimientos reiterados de obligaciones de pago. First Solar rescindió los contratos y presentó una demanda reclamando aproximadamente 324 millones de dólares en pagos de terminación pendientes, además de otros importes por módulos ya entregados. La compañía reconoció 61 millones de dólares provenientes de depósitos ya cobrados. El cartera contratada vigente se situó en 54,5 gigavatios al cierre de la llamada.

Nuevas inversiones y ajuste de guía para el año completo

La dirección anunció la construcción de una nueva instalación de acabado de módulos en Estados Unidos con una capacidad de 3,7 gigavatios. La fábrica procesará la producción semielaborada iniciada en las plantas internacionales de Serie 6, con inicio de producción previsto para finales de 2026 y rampa durante el primer semestre de 2027. El coste directo total del programa se estima en unos 330 millones de dólares, de los cuales 260 millones serán CapEx. La compañía espera que estos módulos califiquen para los créditos fiscales 45X de ensamblaje de módulos y aporten puntos de contenido doméstico a sus clientes. La ubicación exacta de la planta aún está sujeta a negociaciones finales.

Para el conjunto de 2025, First Solar ajustó su guía: ventas netas de entre 4.950 y 5.200 millones de dólares, margen bruto en torno al 42% y beneficio por acción de entre 14 y 15 dólares. El recorte en el extremo superior de la guía de BPA —1,50 dólares— se atribuye en partes aproximadamente iguales al problema de suministro de vidrio en Alabama (unos 0,60 dólares), a la rescisión de BP (otros 0,60 dólares) y a una combinación de menores ventas en India, mayores costes de arranque y gastos de garantía (los 0,30 restantes). La guía de CapEx para el año completo se eleva a un rango de 900 a 1.200 millones de dólares.

Turno de preguntas: precios, solidez de la cartera y litigios con BP

Los analistas se centraron en tres focos. El primero fue la estrategia de precios para reasignar el volumen liberado por BP. Widmar indicó que la compañía adoptará una postura paciente y que, con los complementos variables de la tecnología CuRe, los contratos recientes alcanzan niveles cercanos a 0,365 dólares por vatio, cifra que señaló como objetivo de referencia. Subrayó que los contratos fijos ya vigentes no contemplan ajustes por nuevos aranceles —como los que podría generar la investigación 232 sobre el silicio—, y que la compañía se atiene a esas obligaciones del mismo modo que exige su cumplimiento a los clientes.

El segundo foco fue la solidez del resto de la cartera. Widmar mencionó explícitamente el riesgo de que otras grandes empresas europeas de energía —citó a EDF, Enel y NatGrid como ejemplos de grupos que han revisado su exposición al mercado estadounidense— pudieran seguir una senda similar a la de BP. Reconoció que también existen riesgos en proyectos específicos de desarrolladores locales por problemas de permisos y transmisión, aunque matizó que no percibe un riesgo estructural de la magnitud del caso BP. El tercer tema fue la demanda judicial. Bradley aclaró que BP no tenía cláusula de salida voluntaria en sus contratos y que la compañía confía en recuperar los pagos de terminación pendientes, en parte apoyándose en la doctrina de los tribunales de Nueva York favorable al demandante en situaciones similares.