Taille et part du marché des énergies renouvelables en Chine - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché des énergies renouvelables en Chine

Mandat gouvernemental de neutralité carbone d'ici 2060 et incitations politiques

L'objectif juridiquement contraignant de neutralité carbone d'ici 2060 en Chine exige que les énergies non fossiles fournissent 80 % de la consommation primaire totale d'ici 2060, contre 17 % en 2023. Les objectifs provinciaux découlent de cet engagement national, le Jiangsu visant 70 GW de nouvelles capacités solaires et éoliennes d'ici 2027 et le Guangdong s'engageant à 50 GW d'éolien offshore d'ici 2030. Les services publics d'État retirent leurs actifs charbon sous-critiques avant le calendrier prévu et réorientent leurs capitaux vers des clusters d'énergies renouvelables à l'échelle du gigawatt. Les nouvelles réglementations sur le commerce du carbone introduites en 2025 ont étendu la conformité aux producteurs émettant plus de 26 000 t de CO₂ par an, augmentant les coûts d'exploitation des combustibles fossiles. L'accès aux obligations vertes et aux prêts concessionnels dépend désormais du respect de la comptabilisation des gaz à effet de serre selon la norme ISO 14064, poussant les développeurs à accélérer les projets bas carbone et approfondissant le marché des énergies renouvelables en Chine.^{[1]China Dialogue, "La Chine étend le commerce du carbone à davantage de producteurs," chinadialogue.net}

Baisse rapide du coût nivelé de l'énergie pour le photovoltaïque solaire et l'éolien terrestre

Le coût nivelé de l'énergie du solaire à grande échelle est tombé à 0,03-0,04 USD par kWh en 2025, sous-cotant la production au charbon dans 22 provinces.^{[2]Agence internationale pour les énergies renouvelables, "Coûts de production d'électricité renouvelable 2025," irena.org} La surabondance de polysilicium, dont la capacité nationale a atteint 1,9 million de tonnes en 2024, combinée aux rendements des cellules TOPCon et à hétérojonction supérieurs à 24 %, entraîne ces réductions.^{[3]PV Magazine, "Les prix du polysilicium s'effondrent à leur plus bas niveau en cinq ans," pv-magazine.com} Le coût nivelé de l'énergie de l'éolien terrestre a chuté à 0,035 USD par kWh après le déploiement de turbines de 6 MW dotées de rotors de 170 m de diamètre. Les offres compétitives aux appels d'offres dans le Gansu et le Xinjiang à 0,18 CNY par kWh illustrent le nouveau plancher. Une compression supplémentaire des coûts est attendue une fois que les modules tandem pérovskite-silicium et les turbines terrestres de 10 MW arriveront à maturité, soutenant une expansion durable du marché des énergies renouvelables en Chine.

Politiques de parité réseau et libéralisation des échanges d'électricité verte

Le Document 136 de l'Administration nationale de l'énergie, publié en février 2025, a supprimé les barrières interprovinciales qui obligeaient auparavant les fabricants à acheter de l'électricité au charbon dans leur province. Les échanges volontaires de certificats verts ont bondi à 180 TWh en 2025, les multinationales cherchant à atteindre leurs objectifs d'émissions de portée 2. Les installations solaires captives fournissent désormais de l'électricité à 0,25 CNY par kWh, bien en dessous des tarifs industriels de 0,60 CNY par kWh. Les règles de priorité de distribution adoptées en 2025 obligent les opérateurs de réseau à écrêter les actifs thermiques avant les énergies renouvelables lors des fenêtres de bas prix, incitant au stockage flexible. Ces mesures renforcent la certitude des revenus, élargissent les options de financement et consolident la trajectoire de croissance du marché des énergies renouvelables en Chine.

Essor des approbations de projets hybrides énergies renouvelables-stockage

Les directives publiées en 2025 exigent que tous les nouveaux projets éoliens et solaires de plus de 100 MW ajoutent des batteries couvrant 15 à 20 % de la capacité avec au moins deux heures de stockage. Les approbations de projets hybrides ont atteint 45 GW cette année-là, principalement dans le Qinghai, le Gansu et la Mongolie intérieure. Les prix des batteries lithium-fer-phosphate à 85 USD par kWh et les paiements pour services auxiliaires de 0,50 CNY par kWh sous-tendent une économie attractive. Les projets intégrant le stockage bénéficient d'un taux d'utilisation de 98 % contre 85 % pour le solaire autonome, limitant la volatilité des revenus et renforçant la confiance des investisseurs dans le marché des énergies renouvelables en Chine.

Écrêtement du réseau et goulets d'étranglement de transmission

Malgré 500 milliards de CNY de lignes à très haute tension (THT) mises en service entre 2020 et 2025, la production maximale d'énergies renouvelables dépasse encore la capacité de transmission de 30 GW lors des journées venteuses et ensoleillées. L'écrêtement a atteint en moyenne 6,6 % pour le solaire dans le Qinghai et 4,1 % pour l'éolien dans le Gansu au cours du premier semestre 2025. Les développeurs perdent 150 à 200 points de base dans les TRI des projets lorsque les facteurs de capacité effectifs diminuent. Huit corridors THT supplémentaires prévus pour être mis en service d'ici 2028 devraient soulager la pression, mais les goulets d'étranglement restent un frein structurel pour le marché des énergies renouvelables en Chine jusqu'à cette date.

Volatilité de la chaîne d'approvisionnement en matières premières

Les prix au comptant du polysilicium ont chuté de 30 USD par kg en 2022 à 6-8 USD par kg en 2024-2025, semant la confusion dans les contrats EPC et forçant des renégociations. Les métaux de terres rares utilisés dans les turbines à aimants permanents ont vu le dysprosium bondir de 350 USD par kg en 2023 à 520 USD par kg en 2025 à la suite des restrictions d'exportation du Myanmar. Chaque turbine offshore de 16 MW nécessite environ 2 t d'aimants, de sorte que les hausses des prix des intrants ajoutent plus de 1 million USD par machine, comprimant les marges. Les équipementiers recherchent des formulations sans dysprosium, mais des solutions commerciales sont peu probables avant 2027, maintenant le risque de coût dans le marché des énergies renouvelables en Chine.

*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par technologie : Le solaire domine la base installée tandis que l'énergie océanique progresse rapidement

Le solaire représentait 51,5 % de la capacité installée en 2025, soit 1 204 GW, soutenu par des méga-parcs dans le Qinghai et la Mongolie intérieure qui exploitent un ensoleillement supérieur à 1 800 kWh/m² par an. L'éolien suivait, avec 73 GW de capacité offshore et 380 GW terrestre, bénéficiant de la montée en puissance des turbines à 6 MW terrestres et 16 MW marines. L'hydroélectricité a conservé son rôle d'ancrage dans les provinces du sud-ouest, fournissant 120 GW dans le Sichuan et le Yunnan et amortissant l'intermittence via le pompage-turbinage. L'énergie océanique devrait croître à un CAGR de 71,9 %, portant la taille du marché des énergies renouvelables en Chine pour ce segment de niche vers 150 MW d'ici 2031.^{[4]Association chinoise de l'énergie océanique, "Mise à jour des progrès en matière d'énergie marémotrice et houlomotrice 2025," coea.cn}

La poursuite des baisses de coûts des modules à hétérojonction, TOPCon de type N et tandem pérovskite devrait améliorer l'utilisation du photovoltaïque. L'éolien offshore bénéficie de mises à niveau portuaires soutenues par des politiques et de règles de contenu local qui réduisent les dépenses logistiques, ramenant le coût nivelé de l'énergie à 0,055 USD par kWh pour les turbines de 16 MW dans les eaux du Jiangsu. Les grands projets de pompage-turbinage tels que l'installation de 3,6 GW de Fengning améliorent la flexibilité du système, permettant une plus grande pénétration du solaire et de l'éolien. La part du marché des énergies renouvelables en Chine détenue par le solaire pourrait se réduire modestement à mesure que les pilotes d'énergie marémotrice et houlomotrice arrivent à maturité, mais le solaire reste l'épine dorsale jusqu'en 2031.

Par utilisateur final : Les services publics en tête, mais le secteur commercial et industriel accélère

Les services publics détenaient 82,4 % de la capacité en 2025, tirant parti de leur solidité bilancielle et du financement des banques politiques pour construire des parcs à l'échelle du gigawatt. Le segment commercial et industriel progresse à un CAGR de 14,0 %, soutenu par les obligations de toiture dans quatre mégapoles et par les multinationales imposant la conformité aux émissions de portée 2 à leurs fournisseurs chinois. Les contrats d'achat d'électricité à long terme tarifés à 0,35-0,40 CNY par kWh garantissent des flux de trésorerie stables, débloquant des prêts sans recours.

Les parcs industriels du Shandong et du Hebei déploient des installations de 50 à 200 MW qui écrêtent les tarifs de pointe. Les centres de données du Guizhou et les fonderies du Yunnan combinent l'hydroélectricité avec le solaire pour stabiliser les profils de charge. Bien que l'adoption résidentielle reste modérée avec un CAGR estimé à 8 % en raison de la propriété collective des toits, des ajustements de subventions et des modèles de location standardisés pourraient débloquer une croissance supplémentaire. Le contrôle des services publics sur la transmission et la distribution leur assure de conserver une participation majoritaire, mais leur part du marché des énergies renouvelables en Chine devrait diminuer progressivement à mesure que les actifs distribués se développent.

Analyse géographique

Les provinces côtières de l'est dominent l'éolien offshore. Le Jiangsu exploitait 22 GW de turbines marines en 2025 et vise 40 GW d'ici 2030, soutenu par des subventions provinciales de 0,05 CNY par kWh pour les projets mis en ligne avant 2027. L'ambition du Guangdong atteint 50 GW, avec 8 GW déjà en fonctionnement dans les eaux de Yangjiang. La planification spatiale maritime accélérée et les plateaux continentaux peu profonds raccourcissent les délais de réalisation des projets à 24 mois, stimulant le marché des énergies renouvelables en Chine dans l'est.

Les provinces occidentales riches en ressources stimulent le solaire et l'éolien terrestre. Le parc solaire de Hainan dans le Qinghai atteint 16 GW, relié via une ligne THT à ±800 kV au Henan, exportant 25 TWh par an. La Mongolie intérieure dépasse 45 GW d'éolien mais écrête 8 % de sa production en raison de lignes insuffisantes vers l'est. Le Xinjiang combine 10 GW de solaire avec 6 GW d'éolien pour une production complémentaire, lissant les profils et réduisant les besoins en stockage. Les projets ici ancrent l'horizon d'approvisionnement à long terme pour le marché des énergies renouvelables en Chine.

Les bastions hydroélectriques du sud-ouest complètent les énergies renouvelables variables. Les 120 GW de grande hydraulique du Sichuan couvrent la charge de base et la régulation de fréquence, permettant au Chongqing voisin d'augmenter les parts du solaire sans problèmes de stabilité. Le Yunnan a exporté 120 TWh d'électricité propre vers le Guangdong en 2025, facilité par le réseau dorsal 500 kV de China Southern Power Grid. Les provinces centrales comme le Henan se tournent vers le solaire en toiture, installant 18 GW dans les zones industrielles et couvrant 12 % de la demande locale. Ensemble, ces dynamiques régionales diversifient et réduisent les risques du marché des énergies renouvelables en Chine.