Taille et part du marché de l'énergie solaire au Canada - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2026 - 2031)

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

Accélération des normes de portefeuille renouvelable provinciales et des enchères d'énergie propre

Les appels d'offres concurrentiels en Alberta, en Saskatchewan et en Ontario continuent de faire baisser les prix soumissionnés en dessous de 50 CAD par MWh et offrent aux développeurs une certitude de revenus à long terme qui réduit les coûts d'emprunt jusqu'à 50 points de base. Les calendriers d'enchères publiés deux ans à l'avance permettent aux fournisseurs de verrouiller les contrats de modules tôt, ce qui réduit le risque de construction et accélère les engagements de bilan des investisseurs institutionnels.^{[1]Opérateur indépendant du système d'électricité, « Plan d'approvisionnement en ressources 2026 », ieso.ca} Les mécanismes de tarification indexée, où les tarifs évoluent avec l'inflation mais plafonnent l'escalade annuelle, protègent davantage les flux de trésorerie pour les financiers des fonds de pension.

Mandat accéléré de remplacement du charbon par les énergies renouvelables

Les réglementations fédérales qui mettent fin à la production d'électricité au charbon d'ici 2030 contraignent les services publics en Alberta et en Saskatchewan à mettre en service des installations solaires et de stockage de remplacement plus rapidement que prévu. Les sites de centrales au charbon mis hors service fournissent des couloirs de transmission existants, réduisant les coûts de raccordement jusqu'à 200 millions CAD par GW. Les nouvelles fermes solaires déployées à proximité des unités déclassées accèdent à des postes électriques préexistants, réduisant les délais de projet de neuf à douze mois et augmentant les taux de rendement interne d'environ deux points de pourcentage pour des promoteurs tels que TransAlta et Capital Power.

Baisse du coût nivelé de l'énergie des modules photovoltaïques bifaciaux et TOPCon

La production nationale de modules TOPCon bifaciaux avec une efficacité de 24,5 % a débuté en Ontario fin 2024, ramenant les prix des modules en dessous de 0,16 USD par watt après les incitations fédérales. Un rendement plus élevé porte les facteurs de capacité au-delà de 20 % dans le sud de l'Alberta, permettant au solaire de concurrencer directement les centrales à gaz de pointe qui ont été liquidées sur le marché à énergie seule de l'Alberta à une moyenne de 87 CAD par MWh en 2025. Les coûts du bilan de système baissent de 10 % par watt installé car moins de modules sont nécessaires pour atteindre la même production.

Accords d'achat d'électricité d'entreprise des secteurs des centres de données et des mines

Les opérateurs hyperscale ont réservé 2,3 GW de contrats solaires à long terme d'ici fin 2025, avec AWS et Microsoft signant chacun des accords de plus de 200 MW à des prix inférieurs à 50 CAD par MWh. Ces accords stabilisent les flux de trésorerie, permettant aux projets d'obtenir des prêts sans recours à des taux 100 points de base moins chers que les centrales marchandes. Dans les mines éloignées, Teck Resources a démontré qu'un système solaire couplé au stockage de 20 MW peut éliminer 12 millions de litres de diesel annuellement et réduire les dépenses d'exploitation de 18 millions CAD.

Congestion de la file d'attente d'interconnexion en Alberta et en Ontario

Les études d'impact sur le système s'étendent jusqu'à 18 mois en Alberta et 24 mois en Ontario, retardant les flux de trésorerie des projets et érodant les rendements des développeurs.^{[2]Opérateur du système électrique de l'Alberta, « Étude d'intégration solaire 2025 », aeso.ca} Les voies d'accélération pour les projets de moins de 50 MW raccourcissent les délais à neuf mois, mais les actifs à grande échelle utilitaire qui représentent 58 % des ajouts de capacité provinciale restent soumis à de longues révisions. Les projets pilotes d'études groupées qui évaluent plusieurs projets ensemble pourraient réduire les coûts par projet de 30 %, mais un déploiement complet est peu probable avant 2027.

Inadéquation saisonnière de l'irradiance affectant les facteurs de capacité

Le profil à haute latitude du Canada crée un déséquilibre de production de six mois qui oblige les opérateurs de réseau à maintenir des centrales à gaz de pointe pour les pics de demande hivernale, ajoutant jusqu'à 12 CAD par MWh aux coûts du système. Les batteries lithium-ion de quatre heures peuvent couvrir les rampes quotidiennes mais sont insuffisantes lors de périodes de faible ensoleillement d'une semaine. Les développeurs répondent en associant le solaire à l'éolien, qui culmine en hiver, portant les facteurs de capacité combinés au-dessus de 38 % dans des projets hybrides tels que le projet Apuiat de 150 MW de Boralex.

Analyse des segments

Par technologie : le photovoltaïque domine, l'énergie solaire concentrée absente

Les systèmes photovoltaïques représentaient l'intégralité de la base installée en 2025 et resteront la seule technologie commerciale jusqu'en 2031, se développant en parallèle avec le marché global de l'énergie solaire au Canada. Les avancées dans les cellules TOPCon bifaciales ont porté l'efficacité des modules à 24,5 %, réduisant les coûts installés à 1 200 CAD par kW pour les centrales à grande échelle utilitaire. Les projets à inclinaison fixe cèdent la place aux suiveurs à axe unique qui augmentent le rendement énergétique annuel de 20 %, un gain qui compense les pertes d'irradiance hivernale.

Les indicateurs de coût et de performance rendent l'énergie solaire concentrée économiquement non viable car l'irradiance normale directe est en moyenne de seulement 1 300 kWh par mètre carré, comparé au seuil de 2 000 kWh requis pour la compétitivité de l'énergie solaire concentrée.^{[3]Ressources naturelles Canada, « Performance photovoltaïque au Canada », nrcan.gc.ca} Les formats de cellules à découpe, les interconnexions multi-barres et les onduleurs de chaîne améliorent encore l'efficacité de production tout en réduisant les dépenses de maintenance.

Note: Les parts de segment de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Par type de réseau : le hors réseau progresse dans les régions éloignées

Les installations connectées au réseau maintenaient 67,1 % de la capacité en 2025, portées par les pipelines d'enchères en Alberta et en Ontario. Pourtant, les systèmes hors réseau progressent à un TCAC de 9,9 % à mesure que les communautés situées au nord du 60e parallèle remplacent le diesel qui coûte 0,45 CAD par kWh. Ressources naturelles Canada a financé 18 microréseaux totalisant 35 MW en 2025, chacun associant des batteries de 4 à 8 heures à des installations photovoltaïques dimensionnées entre 500 kW et 5 MW.

Les économies de diesel se traduisent par des périodes de retour sur investissement de six à neuf ans, même avant les crédits de tarification du carbone. Des opérateurs miniers tels qu'Agnico Eagle ont validé l'économie en réduisant de 8 millions de litres de carburant annuellement sur le site de Meadowbank au Nunavut, confirmant un modèle désormais reproduit au Yukon et dans les Territoires du Nord-Ouest.

Par utilisateur final : le résidentiel dépasse la croissance à grande échelle utilitaire

Les installations à grande échelle utilitaire détenaient encore 57,6 % de la capacité totale en 2025, mais le segment résidentiel connaît la croissance la plus rapide à un TCAC de 10,2 %. Les réformes du comptage net adoptées en Ontario et en Colombie-Britannique permettent aux ménages de stocker la production excédentaire jusqu'à un an, réduisant les périodes de retour sur investissement à six ans pour un système de 5 kW au prix d'environ 2,50 CAD par watt.

Les clients commerciaux et industriels suivent de près, motivés par les tarifs à l'utilisation qui peuvent varier de 0,12 CAD par kWh entre les fenêtres de pointe et hors pointe. Des intégrateurs tels que Saturn Power regroupent le photovoltaïque en toiture avec des batteries de 2 heures et des logiciels de réponse à la demande, créant de nouveaux flux de revenus dans les marchés d'enchères de capacité et de services auxiliaires de l'Ontario.

Note: Les parts de segment de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Analyse géographique

L'Alberta commandait 42 % de la capacité solaire nationale en 2025 grâce à un ensoleillement supérieur et à un marché à énergie seule qui récompense les actifs flexibles lors des heures à prix élevé. La levée de la pause d'autorisation de 2024-2025 a libéré 2 GW de projets prêts à être construits, et la province prévoit que les ajouts solaires représenteront 35 % à 40 % de toute nouvelle production d'ici 2030. L'Ontario suivait avec 28 %, soutenu par un appel d'offres de capacité propre de 2 GW qui pourrait allouer la moitié du volume attribué à des actifs solaires couplés au stockage prévus pour un démarrage en 2028.

La Saskatchewan progresse rapidement à partir d'une base plus petite alors que l'appel d'offres de 300 MW de SaskPower cible des sites en friche sur des centrales au charbon en cours de déclassement où la transmission est déjà en place, réduisant les coûts d'interconnexion jusqu'à 50 %.^{[4]SaskPower, « Appel d'offres solaire 2025 », saskpower.com} La Colombie-Britannique et le Québec se sont historiquement appuyés sur l'hydroélectricité, mais connaissent désormais une adoption plus rapide des toitures solaires après les révisions du comptage net en 2025 qui ont élargi les règles de report de crédit pour les ménages et les opérateurs de centres de données.

Les territoires nordiques éloignés déploient des microréseaux solaires couplés au stockage pour remplacer le diesel importé. Dix-huit projets financés totalisant 35 MW se sont appuyés sur l'Initiative autochtone de remplacement du diesel de Ressources naturelles Canada, produisant des économies de carburant allant jusqu'à 75 % et réduisant les coûts de production de 0,30 CAD par kWh. Les provinces de l'Atlantique sont en retard en raison d'une irradiance plus faible et d'une transmission limitée, bien que l'appel d'offres de 100 MW de Nova Scotia Power annoncé en 2025 suggère un élan précoce alors que la dernière unité au charbon sera mise hors service en 2030.