Taille ET Analyse Des Parts Du Marché De L'énergie Solaire Au Canada - Tendances De Croissance ET Prévisions (2025 - 2030)

Tendances et perspectives du marché de l'énergie solaire au Canada

Accélération des RPS provinciaux et des enchères d'énergie propre

Les normes de portefeuille d'énergies renouvelables associées aux enchères compétitives offrent une visibilité à long terme qui réduit le risque de revenus et stimule la découverte de prix bénéfique aux contribuables. L'appel d'offres d'Hydro-Québec en 2024 un attribué 1 550 MW d'éolien à 0,078 CAD/kWh, confirmant l'avantage coût des approvisionnements à grande échelle. L'appel d'offres 2024 de l'Ontario - le plus important de la province à ce jour - invite 2,5 GW de capacité non émettrice, signalant des volumes d'approvisionnement plus élevés jusqu'en 2030.^{[1]Gouvernement de l'Ontario, ' Avis d'appel d'offres à long terme 2024 ', ontario.ca} La Colombie-Britannique un attribué des accords d'achat d'électricité de 30 ans à neuf projets éoliens dirigés par des Autochtones qui mobilisent ensemble 5 à 6 milliards CAD de capital privé et institutionnalisent les objectifs de réconciliation dans la conception des approvisionnements. Ces programmes transfèrent le risque de développement aux soumissionnaires privés, stimulent les avancées technologiques telles que les éoliennes à rotor plus grand et rationalisent le séquençage d'interconnexion grâce à des calendriers d'étapes prédéfinis. Alors que les prix d'exercice des enchères continuent de baisser, les régulateurs provinciaux gagnent une marge fiscale pour étendre les incitations à l'électrification pour le transport et les bâtiments, rebouclant la nouvelle demande vers le marché des énergies renouvelables au Canada.

Mandat de déplacement accéléré charbon vers renouvelables

Le Règlement fédéral sur l'électricité propre fixe des limites d'intensité d'émissions intérimaires qui excluent le charbon au-delà du milieu de la décennie, créant une demande immédiate de remplacement. La dernière centrale au charbon de l'Alberta un fermé en 2024, réduisant sa part de production au charbon de 80 % en 2001 à 0 %, et créant un écart d'approvisionnement de 3 400 MW réservé aux solutions renouvelables ou hybrides.^{[2]Institut Pembina, ' Fin du charbon en Alberta ', pembina.org} Les corridors de transport existants et les sites d'anciennes centrales raccourcissent les délais et réduisent les coûts d'interconnexion pour les installations solaires de remplacement. La Saskatchewan et la Nouvelle-Écosse suivent des calendriers d'élimination comparables, ajoutant de l'urgence aux calendriers d'approvisionnement des services publics. Les opérateurs de réseau ont accéléré les demandes de co-localisation de stockage, et les promoteurs intègrent de plus en plus des batteries de quatre heures dans leurs offres. Collectivement, les fermetures de charbon à court terme ajoutent 1,8 % au TCAC prévu du marché des énergies renouvelables au Canada.

LCOE en baisse des modules PV bifaciaux et TOPCon

Les panneaux TOPCon 2.0 de Canadian Solar atteignent 24,4 % d'efficacité à 660 Wp, réduisant le coût nivelé de l'énergie de 5 % par rapport à la référence mono-PERC de l'année dernière.^{[3]Canadian Solar, ' Fiche technique TOPCon 2.0 ', canadiansolar.com} Les conceptions bifaciales récoltent régulièrement une amélioration de 25-30 % de l'albédo de la neige pendant l'hiver, compensant la baisse d'insolation saisonnière du Canada et rehaussant les hypothèses de facteur de capacité dans les modèles de prêteurs. Ces modules, couplés à des suiveurs automatisés et des onduleurs à chaîne haute tension, débloquent des projets économiquement viables à des latitudes nordiques autrefois jugées marginales. La trajectoire de coût descendante de la courbe technologique incite les administrateurs d'enchères à fixer des plafonds de prix plus agressifs, renforçant l'élan d'adoption à travers le marché des énergies renouvelables au Canada.

PPA corporatifs des secteurs centres de données et minier

Les secteurs énergivores s'empressent vers un approvisionnement zéro carbone pour couvrir le risque de conformité et de réputation. Le cadre PPA mondial de 10,5 GW de Microsoft avec Brookfield découpe une tranche canadienne dimensionnée à 500 MW, sous-tendant des constructions solaires multi-provinces. La demande d'électricité des centres de données devrait doubler d'ici 2026, et les mineurs font face à la pression des actionnaires pour décarboner leurs émissions de portée 2. Les PPA allant de 15 à 25 ans réduisent la volatilité des flux de trésorerie pour les développeurs, satisfont les seuils de bancabilité et accélèrent l'atteinte de la clôture financière. Alors que plus d'entreprises verrouillent des contrats renouvelables à prix fixe, l'exposition marchande dans le marché des énergies renouvelables au Canada diminue, renforçant l'émission d'obligations de qualité investissement.

Congestion de la file d'interconnexion en Alberta et Ontario

Plus de 118 projets représentant 33 milliards CAD ont stagné pendant la pause des renouvelables de l'Alberta en 2023, exposant les développeurs à des dépassements de coûts de portage et des glissements d'horaire.^{[4]CBC News, ' L'Alberta suspend les approbations renouvelables ', cbc.ca} Des goulots d'étranglement similaires dans les corridors West of London et Toronto de l'Ontario ont repoussé les délais d'achèvement au-delà de 2027 pour plusieurs projets contractés. Les études et mises à niveau ajoutent 2-3 années supplémentaires d'incertitude, réduisant les ajouts de capacité à court terme et retranchant 0,8 point de pourcentage du TCAC sur cinq ans du marché des énergies renouvelables au Canada.

Décalage d'irradiance saisonnière affectant les facteurs de capacité

La production solaire chute à 20-30 % de la production estivale pendant le milieu de l'hiver, contraignant les ratios de couverture du service de la dette à moins d'être complétée par du stockage ou des profils éoliens hybrides. Les territoires nordiques connaissent des oscillations encore plus prononcées, et les prêteurs appliquent des coussins DSCR plus élevés, augmentant le coût du capital et réduisant la viabilité économique pour le PV autonome. Le décalage persiste à long terme, soustrayant 0,6 % de la croissance prévue.

Analyse par segment

Par technologie : La dominance du solaire PV s'accélère

Le solaire PV représentait 100 % de la capacité installée en 2024 et devrait croître à un TCAC de 9 %, confortablement au-dessus de la croissance totale du marché. Avec les modules bifaciaux augmentant la génération hivernale et les cellules TOPCon poussant l'efficacité de conversion au-delà de 24 %, les projets livrent une VAN plus élevée que les conceptions héritées. La taille du marché des énergies renouvelables au Canada pour le PV à l'échelle des services publics devrait grimper de 3 800 MW en 2025 à 5 900 MW d'ici 2030, soulignant la confiance des développeurs dans le segment. L'absence d'énergie solaire concentrée réduit la fragmentation technologique, permettant à la chaîne d'approvisionnement de se spécialiser et de réduire davantage les coûts. Canadian Solar, Heliene et Silfab ont annoncé des expansions d'usines qui pourraient collectivement alimenter deux tiers de la demande domestique, minimisant les goulots d'étranglement logistiques. Alors que les prix des composants chutent, l'intensité d'utilisation du sol tombe à 3,5 acres par MW, facilitant les obstacles de zonage dans les zones périurbaines. L'intégration de batteries de quatre heures à 15-30 % de la capacité nominale PV devient standard alors que les marchés évoluent vers des mécanismes d'adéquation des ressources basés sur la capacité. Sur la fenêtre de prévision, le marché des énergies renouvelables au Canada continuera à pivoter autour des innovations PV en sciences des matériaux et automatisation d'usine.

L'Ontario, l'Alberta et la Saskatchewan ont augmenté les tailles de système autorisées pour la facturation nette, propulsant davantage l'adoption de toitures commerciales. Les intégrateurs PV regroupent des logiciels de gestion d'actifs qui utilisent la télémétrie d'irradiance en temps réel pour signaler la sous-performance en heures plutôt qu'en semaines. Alors que la parité des coûts avec l'alimentation du système en vrac converge, les portefeuilles PV attirent le capital des fonds de pension cherchant des flux de trésorerie indexés sur l'inflation. Pendant ce temps, les contrôles avancés au niveau de l'installation fournissent un support réseau essentiel, du passage de tension à l'inertie synthétique, positionnant le PV pour capturer des revenus de services auxiliaires autrefois limités aux machines tournantes. L'avantage économique et politique décisif signifie que le marché des énergies renouvelables au Canada continuera d'être synonyme de solaire PV jusqu'en 2030.

Note: Parts de segments de tous les segments individuels disponibles à l'achat du rapport

Par application : Le leadership à l'échelle des services publics fait face à l'accélération résidentielle

Les projets à l'échelle des services publics détenaient 58 % de la capacité 2024 et conserveront probablement la dominance jusqu'en 2030 ; cependant, le segment résidentiel est prêt pour la croissance la plus rapide à un TCAC de 12 %. Les enchères compétitives et les PPA à long terme sous-tendent la construction à l'échelle des services publics, offrant une certitude de revenus et l'accès à la dette notée. La taille du marché des énergies renouvelables au Canada allouée aux déploiements à l'échelle des services publics devrait atteindre 5 600 MW en 2030, tandis que le résidentiel grimpera de 540 MW à 950 MW. Les provinces affinent les cadres de facturation nette en passant des règlements annuels aux mensuels, augmentant les économies de facture et comprimant le retour sur investissement en dessous de 10 ans pour les ménages typiques. En parallèle, les programmes solaires communautaires permettent aux locataires et propriétaires de condos de s'abonner à des réseaux partagés, élargissant le marché adressable au-delà des propriétaires.

Pour les services publics, les économies d'échelle maintiennent les coûts nivelés en dessous de 55 CAD/MWh, permettant des offres en dessous des seuils de coût évité provinciaux même après factorisation des ajouts de stockage optionnels. Les grands projets incorporent de plus en plus l'équité autochtone, avec certaines Premières Nations sécurisant des participations de 50 %, favorisant la licence sociale et accélérant l'obtention de permis. Les prêteurs au détail stimulent également l'adoption résidentielle en offrant des prêts non garantis à moins de 5 % d'intérêt, ciblant les installations de toiture. Les installateurs pivotent vers des packages d'énergie domestique intégrés qui regroupent panneaux, batteries et chargeurs VE, approfondissant la part de portefeuille. Au fil du temps, les baisses de prix capex ralentiront, mais la création de valeur se déplacera vers les services numériques qui optimisent les actifs derrière le compteur et les agrègent pour les revenus de centrale électrique virtuelle.

Par composant : La dominance des modules cède à l'innovation des onduleurs

Les modules ont conservé 61 % de la part de revenus en 2024, mais la demande d'onduleurs devrait croître à un TCAC remarquable de 16 % jusqu'en 2030. L'adoption généralisée d'architectures 1 500 Vdc réduit les coûts de câblage et élève le dimensionnement des blocs d'alimentation, alimentant les ventes d'onduleurs. La part de marché des énergies renouvelables au Canada pour les fabricants d'onduleurs devrait s'étendre alors que les codes de réseau adoptent les dispositions IEEE 1547-2018 mandatant des fonctions avancées telles que le contrôle volt-VAR et le passage. Les onduleurs centraux activés par IA équipés de détection harmonique en temps réel sont maintenant exigés par les services publics en Ontario et Alberta, conduisant un changement vers l'électronique à marge plus élevée. La taille du marché des énergies renouvelables au Canada liée aux onduleurs devrait passer de 180 millions USD en 2025 à 380 millions USD en 2030.

Les modules continuent de baisser en prix de 2-4 % annuellement mais font face à des vents contraires tarifaires potentiels qui pourraient temporairement inverser la tendance. Pendant ce temps, les composants d'équilibre du système bénéficient de patins préfabriqués et de harnais de câblage plug-and-play, tranchant la main-d'œuvre d'installation jusqu'à 20 %. Les fournisseurs de suiveurs introduisent des conceptions pour climat froid avec des tubes de couple renforcés pour résister aux charges de glace et neige communes dans les provinces des Prairies. À l'avenir, la valeur migrera des modules commoditisés vers les onduleurs riches en firmware et les plateformes de gestion d'actifs numériques qui étendent le temps de fonctionnement et monétisent les capacités de service réseau.

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Analyse géographique

L'Alberta mène les nouvelles installations avec la part majoritaire de capacité ajoutée en 2024, soutenue par un marché de gros ouvert et une irradiance solaire robuste. La sortie rapide du charbon de la province et le paysage marchand compétitif ont encouragé les investisseurs mondiaux, comme en témoigne l'acquisition par TotalEnergies de 800 MW de projets locaux au début de 2025. Les PPA défrichés aux enchères sont tarifés près de 45 CAD/MWh, faisant de l'Alberta la référence de coût bas pour le marché des énergies renouvelables au Canada. Les réglementations émergentes de stockage réseau permettent aux installations hybrides solaire-plus-batterie d'empiler les revenus énergétiques et auxiliaires, augmentant les TRI de projet de 150-200 points de base.

Le Québec exploite les réservoirs hydroélectriques comme ressource d'équilibrage à coût quasi nul, permettant une pénétration éolienne plus élevée que toute autre province. L'appel d'offres éolien de 1 550 MW d'Hydro-Québec un attiré des prix 15 % en dessous des niveaux de 2022, grâce au stockage hydro associé qui lisse la variabilité. Le service public cartographie 10 GW d'ajouts éoliens supplémentaires d'ici 2035, positionnant la province comme le plus grand acheteur unique d'électricité renouvelable dans le marché des énergies renouvelables au Canada. Un prochain appel pour 300 MW de solaire de toiture urbaine diversifiera l'approvisionnement et revigorera les réseaux d'installateurs locaux.

L'Ontario équilibre la fiabilité du réseau grâce à un approvisionnement diversifié, incluant 1,6 GW de remise à neuf hydroélectrique et 2,5 GW de nouvelles renouvelables. La demande des centres de fabrication VE à Windsor et Oshawa sous-tend l'achat PPA à long terme. Cependant, les retards d'interconnexion dans la région West of London mettent en évidence les lacunes d'infrastructure. L'Opérateur indépendant du système électrique accélère les mises à niveau de transport sur corridor, mais un décalage multi-années persiste, tempérant légèrement la contribution de la province au marché total des énergies renouvelables au Canada jusqu'en 2027.

La Colombie-Britannique se différencie par des modèles de partenariat autochtone, livrant 9 projets éoliens avec un minimum de 25 % de propriété des Premières Nations. Ces structures accélèrent les évaluations environnementales et sécurisent la licence sociale tout en s'alignant avec les objectifs provinciaux de réconciliation. Les contrats coût-plus de BC Hydro réduisent le risque marchand mais limitent la hausse ; néanmoins, une vague d'investissement de 5-6 milliards CAD ajoutera 4 TWh de génération annuelle d'ici 2030. Pendant ce temps, la Saskatchewan et la Nouvelle-Écosse poursuivent des renouvelables diversifiées pour compenser la dépendance au charbon et au mazlourd, mais des bases de charge plus petites et des structures de services publics intégrées ralentissent le rythme d'approvisionnement. Les territoires nordiques pilotent des micro-réseaux hybrides solaire-diesel pour réduire les importations de diesel jusqu'à 30 %, offrant des modèles reproductibles pour les communautés éloignées. Ensemble, ces stratégies provinciales soulignent les moteurs hétérogènes mais complémentaires qui pousseront le marché des énergies renouvelables au Canada au-delà de la marque de 9 500 MW d'ici 2030.