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

VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ

Aperçu et indicateurs clés de Marché de l'énergie solaire en Grèce Marché

Période d'étude	2020 - 2031
Période de Données Prévisionnelles	2026 - 2031
Taille du marché de l'année de base (2025)	11.25 gigawatt
Volume du Marché (2026)	12.64 gigawatt
Volume du Marché (2031)	22.66 gigawatt
Taux de croissance (2026 - 2031)	12.37 %
Concentration du Marché	Moyen
Acteurs majeurs *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier Image © Mordor Intelligence. La réutilisation nécessite une attribution sous CC BY 4.0.

• Afrique du Sud
• Allemagne
• Arabie saoudite
• Argentine
• Asie du Sud-Est
• Autriche
• Bangladesh
• Belgique
• Brésil
• Bulgarie
• Canada
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• Chine
• Colombie
• Corée du Sud
• Danemark
• Égypte
• Émirats arabes unis
• Équateur
• Espagne
• États-Unis
• France
• Ghana
• Inde
• Indonésie
• Iran
• Israël
• Italie
• Japon
• Koweït
• Malaisie
• Mexique
• Nouvelle-Zélande
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• Pays-Bas
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• Roumanie
• Slovaquie
• Suède
• Suisse
• Tchéquie
• Thaïlande
• Trinité-et-Tobago
• Turquie
• Venezuela
• Vietnam

Tendances et Analyses du Marché

Objectifs d'énergies renouvelables 2030 portés par le PNEC

La révision du PNEC de 2023 impose 82 % d'électricité renouvelable d'ici 2030 et vise 13,4 GW de solaire, soit presque le double des 7,1 GW installés fin 2023. Le retrait du lignite en 2028 libère de la capacité réseau et des financements de transition de l'UE ; le cluster de 940 MW d'Amynteo de Meton Energy a obtenu 127,7 millions EUR de subventions NextGenerationEU et a atteint la clôture financière début 2024. Les réglementations contraignantes de l'UE signifient que les retards de déploiement pourraient déclencher des sanctions pour infraction, offrant une protection contre les risques baissiers aux investisseurs.

Soutien par appels d'offres/tarif de rachat UE et national

Les appels d'offres compétitifs ont remplacé les tarifs de rachat, réduisant les prix d'exercice et accordant une certitude de revenus. La loi 5095/2024 accorde une priorité absolue d'interconnexion aux projets soutenus par des AAE, créant un marché à deux niveaux. Entre 2023 et 2024, trois appels d'offres de stockage ont attribué 700 MW avec des primes indexées. Par ailleurs, la BEI a prêté 390 millions EUR à DEPA Commercial pour un portefeuille solaire de 800 MW à des taux inférieurs à 4 %.^[2]

Baisse rapide du coût en capital des modules

Les prix des modules européens ont chuté à 0,10 EUR/Wc au troisième trimestre 2024, ramenant le coût en capital à l'échelle utilitaire à 600-700 EUR/kW et permettant des offres d'appels d'offres inférieures à 50 EUR/MWh avec des TRI en fonds propres dépassant 8 %. Les coûts des systèmes résidentiels ont baissé à 1 200-1 500 EUR/kWc, maintenant la viabilité des toitures malgré le passage à la facturation nette.

Dynamique des AAE d'entreprise

La loi 5037/2023 a ouvert la voie aux AAE directs ; la capacité contractée a atteint 0,95 GW fin 2023. Meton Energy a sécurisé des AAE de 10 ans pour le cluster d'Amynteo, et EDF a signé des accords pluriannuels avec Axpo. Les utilisateurs industriels se sont couverts contre les prix de l'électricité de décembre 2023 à 0,24 EUR/kWh.

Congestion du réseau et écrêtements

L'OITE a écrêté 900 GWh d'énergies renouvelables en 2024 et a temporairement déconnecté l'ensemble du parc en mai 2024 pour stabiliser le réseau. Les liaisons à courant continu haute tension vers la Crète (dont la mise en service est prévue mi-2025) et le Dodécanèse (prévue pour 2028) atténueront les goulets d'étranglement régionaux ; cependant, les développeurs sans stockage font face à des plafonds de revenus de 50 % sur les clauses d'écrêtement.

Volatilité des politiques : transition vers la facturation nette

La loi 5106/2024 a remplacé le comptage net par la facturation nette, réduisant la valeur du solaire en toiture de 15 à 20 %. Un vide politique de quatre mois a bloqué les installations jusqu'à ce que la subvention ' Photovoltaïque à domicile ' de 250 millions EUR relance la demande, mais les délais de remboursement se sont étirés à 8-10 ans.^[3]

*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

Le marché grec de l'énergie solaire est essentiellement photovoltaïque, le PV solaire détenant 100,00 % de la part du marché de l'énergie solaire grecque et dont les prévisions reproduisent le TCAC global de 12,37 % jusqu'en 2031. Les grands parcs spécifient de plus en plus des modules bifaciaux, TOPCon ou à hétérojonction d'une puissance supérieure à 600 W afin de réduire les coûts du reste du système. L'adoption des modules à hétérojonction devrait s'accélérer une fois les incitations au contenu local dans le cadre du règlement européen sur l'industrie zéro émission nette mises en œuvre, bien que 98 % des modules de 2024 aient été des importations chinoises, reflétant l'approvisionnement au moindre coût. Les cellules tandem pérovskite-silicium restent des curiosités de laboratoire, tandis que la ligne pilote de Brite Solar positionne la Grèce sur la carte des modules avancés.

La déflation rapide des prix des modules pousse la taille du marché de l'énergie solaire en Grèce vers des clusters à l'échelle utilitaire dépassant 50 MW, où un coût en capital de 600-700 EUR/kW permet des offres inférieures à 50 EUR/MWh. Des développeurs tels que Juwi Hellas ont sécurisé 204 MW d'approvisionnement en modules bifaciaux auprès de JinkoSolar pour exploiter les sols à fort albédo de la Grèce. L'énergie solaire à concentration (CSP) reste sous-exploitée en Grèce en raison de la géographie fragmentée du pays et d'un rayonnement direct normal relativement modeste, ce qui défavorise généralement les technologies thermiques.

Les projets connectés au réseau représentaient 95,40 % du marché grec de l'énergie solaire en 2025 et s'étendent à un TCAC de 12,85 %, portés par l'agenda d'interconnexion de l'OITE. Le Grand Interconnecteur marin, dont la mise en service est prévue mi-2025, connectera les 500 MW de puissance solaire diesel de la Crète au réseau national, effaçant ainsi son statut antérieur hors réseau. Des dynamiques similaires se dérouleront dans le Dodécanèse une fois que la liaison de 1 GW sera mise en service en 2028.

Les micro-réseaux hors réseau restent un marché de niche, représentant seulement 4,60 % de la capacité totale. Le parc photovoltaïque-plus-batterie de 800 kW/2,4 MWh de l'île de Tilos illustre l'autonomie là où les liaisons sous-marines ne sont pas rentables. Pourtant, à mesure que davantage d'îles se connectent, la demande hors réseau se déplacera vers l'agriculture, les télécommunications à distance et les éco-resorts touristiques qui exigent une indépendance énergétique.

Les services publics contrôlaient 66,90 % de la capacité installée en 2025, stimulant la croissance du marché de l'énergie solaire en Grèce grâce à des clusters à l'échelle du gigawatt en Macédoine-Occidentale et en Grèce centrale. Les toitures résidentielles, bien que plus modestes en termes absolus, affichent le TCAC le plus rapide à 15,26 % grâce à une subvention de 250 millions EUR et à la simplification des procédures d'autorisation prévues par la loi 5106/2024.

Les utilisateurs commerciaux et industriels (C&I), exposés à des tarifs d'électricité de 0,24 EUR/kWh fin 2023, installent des panneaux photovoltaïques sur site et signent des AAE adossés pour se couvrir contre la volatilité des prix. Le passage de l'Aéroport international d'Athènes à 100 % d'énergie solaire-plus-stockage sur site illustre la parité des coûts avec l'électricité du réseau. Les communautés énergétiques mutualisent plusieurs toitures, détenant 14 MW en 2023 avec 50 MW en cours d'autorisation, franchissant ainsi les obstacles liés à la propriété individuelle.

Analyse géographique

La Macédoine-Centrale ancre le portefeuille de projets, portée par le cluster de 940 MW d'Amynteo de Meton Energy qui a capté 127,7 millions EUR de fonds européens. Les anciennes mines de lignite accélèrent les procédures d'autorisation et bénéficient d'une acceptation sociale à mesure que les emplois charbonniers disparaissent. La Thessalie offre une excellente irradiation mais fait face à des conflits fonciers ; des interdictions locales ont mis en attente environ 300 MW malgré une bonne proximité au réseau.

Le Péloponnèse bénéficie d'une faible densité de population et de nombreux postes de transformation, permettant à des projets tels que le parc de 160 MW de Juwi à Phthiotide et Larissa d'avancer avec une résistance minimale. Les zones de transition de Macédoine-Occidentale reproduisent le modèle d'Amynteo, combinant subventions européennes et accès accéléré au réseau.

L'interconnexion de la Crète mi-2025 réduit de moitié le risque d'écrêtement et libère 500 MW d'actifs de pipeline solaire-plus-stockage. La liaison haute tension du Dodécanèse, budgétisée à 1,42 milliard EUR, devrait intégrer Rhodes et Kos d'ici 2028, libérant 300 à 400 MW supplémentaires. Des îles plus petites, comme Tilos, prouvent la viabilité des micro-réseaux, tandis que le plan de 5,5 milliards EUR de l'OITE renforcera les nœuds continentaux qui alimentent le couloir de demande de l'Attique.

Une étude de faisabilité menée par l'OITE et le Réseau national d'Arabie Saoudite examine une liaison sous-marine pour exporter l'excédent solaire vers les marchés du Moyen-Orient après 2035, laissant entrevoir des options de revenus transfrontaliers une fois la saturation domestique atteinte.

Paysage réglementaire

Le cadre réglementaire du solaire en Grèce repose sur la supervision par la RAAEY des règles du marché de l'énergie et des cadres relatifs aux SER, les procédures d'octroi de licences et de permis étant gérées par le ministère de l'Environnement et de l'Énergie (YPEN). Les réformes récentes visent à accélérer l'exécution tout en renforçant les contraintes d'implantation. La loi 5299/2026, publiée le 5 mai 2026, introduit les zones d'accélération des énergies renouvelables (REAA) et des délais contraignants pour les étapes clés de l'octroi des licences, ce qui devrait améliorer la prévisibilité des projets pour les développeurs qui sécurisent des sites conformes et un accès au réseau.

Parallèlement, YPEN a lancé en mai 2026 une consultation publique concernant une révision du cadre spatial spécial pour les sources d'énergie renouvelables. La proposition ajoute des exclusions horizontales qui restreignent le solaire dans les zones sensibles, y compris les zones NATURA 2000 et d'autres catégories protégées, et introduit des exigences de filtrage supplémentaires, telles que des études d'impact visuel à proximité des sites culturels et historiques. Pour la production distribuée, le programme Photovoltaics on the Roof est régi par la décision ministérielle conjointe YPEN/DAPEEK/52494/954/2026 (publiée le 18 mai 2026), qui soutient le déploiement en toiture selon des règles d'éligibilité et de mise en œuvre définies, à mesure que le marché s'adapte à l'environnement post-comptage net.

Opportunités de marché et perspectives d'avenir

Le solaire à grande échelle continue d'ouvrir des espaces de croissance en Grèce grâce à la reconversion de sites miniers et au développement en clusters, où la disponibilité des terrains, la familiarité avec les procédures de permis et les corridors de réseau existants peuvent réduire les frictions d'exécution. Cela est visible dans le nord de la Grèce, où PPC Group a achevé en avril 2026 un portefeuille solaire photovoltaïque de 2,13 GW, et en Macédoine occidentale, où RWE et PPC ont annoncé l'achèvement d'un cluster solaire de 930 MW en juillet 2026. Ces développements accroissent la demande en EPC, exploitation et maintenance, fourniture de composants et solutions d'hybridation conçues pour gérer les risques d'écrêtement et de capture des prix, le stockage étant de plus en plus considéré comme faisant partie intégrante de la solvabilité des projets plutôt que comme un simple ajout.

Au niveau des politiques et des programmes, la loi 5299/2026 et l'introduction des zones d'accélération des énergies renouvelables (REAA) créent une voie d'investissement pour les projets situés dans des zones éligibles et alignés sur des délais administratifs contraignants. Le projet de mai 2026 de cadre spatial spécial pour les SER oriente davantage les opportunités vers des réserves foncières mieux filtrées, des concepts compatibles avec l'agrivoltaïsme, les toitures et les friches industrielles aménagées, grâce à de nouvelles zones d'exclusion et à un plafond de couverture territoriale au niveau de l'unité régionale. Concernant la production distribuée, le programme Photovoltaics on the Roofs de mai 2026, associé au recentrage du financement de relance Greece 2.0 vers des installations de plus petite échelle, soutient la demande pour les toitures résidentielles et agricoles, tandis que la facturation nette accentue l'importance des conceptions axées sur l'autoconsommation, la gestion de l'énergie et les configurations prêtes pour le stockage.