Taille et analyse des parts du marché solaire photovoltaïque (PV) en Amérique du Nord - Tendances de croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché solaire photovoltaïque (PV) en Amérique du Nord

Investissement au titre de la loi sur la réduction de l'inflation (IRA) et incitations ITC prolongées

Le crédit d'impôt à l'investissement (ITC) de base de 30 %, prolongé jusqu'en 2032, sous-tend l'économie des projets sur le marché solaire photovoltaïque en Amérique du Nord. Les développeurs peuvent cumuler 10 points de pourcentage supplémentaires pour la conformité au contenu national et encore 10 points pour l'implantation dans d'anciennes communautés dépendantes des combustibles fossiles, portant le crédit effectif à 50 % pour les projets éligibles. Plus de 50 milliards USD d'annonces de nouvelles fabrications aux États-Unis depuis 2022 reflètent cette conception, notamment un engagement de prêt de 1,45 milliard USD du Département de l'Énergie qui portera le complexe de Qcells en Géorgie à 8,4 GW de capacité entièrement intégrée.^{[1]Qcells, "Annonce de l'engagement de prêt du Département de l'Énergie," qcells.com} Le bonus de contenu national exige 100 % d'acier d'origine américaine et au moins 55 % de coût de produit national, incitant à l'intégration en amont dans la production de polysilicium et de tranches de silicium. Les compléments pour les communautés à faibles revenus orientent la production distribuée vers des secteurs de recensement historiquement mal desservis, favorisant une adoption équitable et élargissant le marché adressable résidentiel.

Déclin du coût actualisé de l'énergie (LCOE) pour le solaire à grande échelle utilitaire

Le coût actualisé de l'énergie non subventionné du solaire à grande échelle utilitaire est tombé à 46 USD par MWh pour les projets de millésime 2024, et l'ITC le ramène à 31 USD par MWh, soit un prix inférieur d'environ 20 % à celui de la nouvelle capacité de cycle combiné au gaz. Des efficacités de modules supérieures à 24 % pour les conceptions TOPCon et à hétérojonction, combinées à des trackers à axe unique sur 85 % des nouvelles constructions, augmentent les facteurs de capacité nets et réduisent les coûts d'équilibre du système. Les modules bifaciaux représentent désormais plus de 60 % des achats aux États-Unis et apportent un gain d'énergie de 5 % à 10 % sur les sites à haute albédo.^{[2]Laboratoire national des énergies renouvelables, "Performance sur le terrain des modules bifaciaux," nrel.gov} Les coûts en capital ont atteint en moyenne 1,43 USD par watt-courant alternatif en 2024, permettant aux développeurs au Texas et dans le Sud-Ouest de signer des accords d'achat d'énergie inférieurs à 30 USD par MWh qui supplantent les retraites du charbon et reportent la construction de centrales à gaz de pointe.

Accords d'achat d'énergie (PPA) d'entreprise et engagements de neutralité carbone

Les entreprises nord-américaines ont contracté plus de 15 GW d'accords d'achat d'énergie renouvelable en 2024, le solaire représentant près de 60 % du volume. L'accord d'approvisionnement en modules de 12 GW sur 8 ans conclu par Microsoft avec Qcells a marqué un glissement des accords d'achat d'énergie au niveau des projets vers l'approvisionnement en modules en amont, qui verrouille le prix et la conformité au contenu national des années avant la mise en service. Les acheteurs dans le secteur des centres de données et de la fabrication associent les contrats solaires à du stockage colocalisé pour satisfaire aux obligations de charge horaire, généralement avec une prime de 10 % à 15 % par rapport aux contrats solaire uniquement. L'Alliance des acheteurs d'énergie renouvelable (Renewable Energy Buyers Alliance) indique que les trois quarts des entreprises du classement Fortune 500 ayant des objectifs de neutralité carbone exigent désormais un approvisionnement en énergie propre correspondant à l'heure, stimulant la demande de certificats d'énergie sans carbone 24h/24 et 7j/7.

Adoption des onduleurs formateurs de réseau

Les onduleurs formateurs de réseau qui synthétisent la tension et la fréquence de manière autonome passent des projets pilotes aux normes de marché à mesure que la pénétration solaire dépasse 30 % de la charge en Californie, au Texas et à Hawaï. L'ordonnance 2023 de la Commission fédérale de réglementation de l'énergie (FERC) impose que les nouvelles demandes de raccordement au réseau démontrent une capacité de formation de réseau ou une contribution équivalente à la solidité du système, accélérant l'adoption de la norme IEEE 2800. La file d'attente 2024 de l'opérateur du réseau électrique de Californie (California ISO) répertorie plus de 40 GW de projets solaire-plus-stockage équipés de commandes formafrices de réseau, une configuration qui peut raccourcir les délais de raccordement de 12 à 18 mois en réduisant les besoins de mise à niveau des lignes de transmission. À l'échelle résidentielle, la série de microonduleurs IQ9 d'Enphase intègre des fonctionnalités de formation de réseau, permettant aux systèmes installés sur les toits de fournir un soutien de tension lors d'événements perturbateurs.

Goulets d'étranglement liés au raccordement au réseau et à la transmission

La file d'attente régionale de raccordement au réseau a dépassé 2 600 GW en 2024, le solaire représentant 1 086 GW, mais historiquement, seulement 15 % à 20 % de la capacité en file d'attente atteint l'exploitation.^{[3]Laboratoire national Lawrence Berkeley, "Queued Up : Tendances de raccordement au réseau 2025," lbl.gov} Le délai médian en file d'attente s'est allongé à 5 ans, contre 2 ans en 2015. Les études par grappes imposées par l'ordonnance 2023 de la FERC sont conçues pour rationaliser les examens, mais les retards de mise en œuvre ont laissé les développeurs supporter des expositions à des dépôts élevés dans l'attente des résultats des études. Dans le Midwest et le Mid-Atlantique, les coûts de mise à niveau du réseau dépassent 100 USD par kW, érodant les marges des projets et orientant les porteurs de projets vers des solutions de niveau distribution ou hors réseau qui contournent les contraintes du réseau de transport. Seulement 12 % des lignes de transmission américaines ajoutées depuis 2010 ont été construites de manière proactive avant la production, créant un goulot d'étranglement structurel qui reporte chaque année 20 à 30 GW de capacité autrement viable.

Hausse des coûts de financement liée à la montée des taux d'intérêt

Le coût moyen pondéré du capital pour le solaire à grande échelle utilitaire est passé de 4,2 % en 2021 à 7,1 % en 2024, réduisant les taux de rendement internes non endettés de 150 à 200 points de base. Les rendements des fonds propres fiscaux ont grimpé à 8 % à 9 %, réduisant la valeur actuelle nette des crédits monétisables. Les projets exposés au marché libre dans l'ERCOT font face à un risque de base plus élevé, compliquant la certitude des revenus et incitant les prêteurs à exiger des réserves supplémentaires. Les structures de dette construction-permanente cèdent la place à des prêts-relais qui ajoutent 50 à 75 points de base au coût, une charge particulièrement aiguë pour les actifs de taille intermédiaire inférieurs à 100 MW en courant alternatif. Les pressions financières incitent les porteurs de projets à renégocier les prix d'exercice des accords d'achat d'énergie et à regrouper la capacité de stockage qui se qualifie pour l'ITC autonome introduit en 2024, compensant partiellement les vents contraires liés aux taux.

*Nos prévisions mises à jour traitent les impacts des moteurs et des freins comme directionnels et non additifs. Les prévisions d’impact révisées reflètent la croissance de base, les effets de mix et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par type de réseau : le hors réseau progresse rapidement face à la congestion des files d'attente

Les systèmes hors réseau ont enregistré la croissance la plus rapide, se développant à un TCAC de 21,30 % jusqu'en 2031, les mines, les exploitations agricoles et les opérateurs de télécommunications adoptant des conceptions hybrides solaire-plus-stockage pour éviter les retards de raccordement. La taille du marché solaire photovoltaïque en Amérique du Nord pour les actifs hors réseau devrait croître à partir d'une base modeste pour atteindre 30,52 GW d'ici 2031, tandis que les installations raccordées au réseau maintiennent leur dominance numérique. Les opérations minières éloignées au Nevada, en Arizona et dans le nord du Canada associent des installations solaires de 5 à 20 MW à des groupes électrogènes diesel, réduisant la consommation de carburant de 40 % à 60 % et ramenant les périodes de remboursement à 4 à 6 ans. Les producteurs agricoles de la vallée centrale de Californie et des Hautes Plaines du Texas ont déployé plus de 1 200 systèmes d'irrigation alimentés à l'énergie solaire en 2024, limitant les charges de demande de pointe qui dépassent souvent 20 USD par kW.

La dynamique est renforcée par les programmes de subventions fédéraux et provinciaux qui subventionnent jusqu'à 50 % des coûts en capital pour les installations renouvelables rurales. Les opérateurs de télécommunications, confrontés à des exigences de disponibilité plus strictes, équipent les tours de téléphonie cellulaire dans les régions sujettes aux ouragans de kits solaire-stockage de 10 à 50 kW, réduisant les trajets de ravitaillement en diesel lors des pannes de réseau. Alors que les prix des batteries lithium-fer-phosphate sont tombés en dessous de 150 USD par kWh en 2024, les contrôleurs de microréseaux ont mûri, permettant un équilibrage autonome des charges qui maintient les coûts totaux du système compétitifs par rapport aux alternatives d'extension du réseau. Bien que les projets raccordés au réseau conservent 96,12 % de la capacité installée en 2025, le segment hors réseau offre des marges plus élevées et des cycles de développement plus courts, une combinaison qui attire des financiers spécialisés et des entreprises d'ingénierie, approvisionnement et construction (EPC) dans ce créneau.

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

Par utilisateur final : les centrales électriques virtuelles (VPP) résidentielles surpassent la grande échelle utilitaire

Les projets à grande échelle utilitaire ont capturé 72,45 % des déploiements de 2025, soutenus par des centrales de plusieurs centaines de mégawatts au Texas, en Californie et en Floride qui exploitent les économies d'échelle et les accords d'achat d'énergie de qualité investissement. Néanmoins, le secteur résidentiel devrait croître à un TCAC de 19,15 % jusqu'en 2031, propulsé par l'agrégation de centrales électriques virtuelles (VPP), les modèles de propriété par des tiers et les mandats solaires au niveau des États. Le code du bâtiment de la Californie, qui impose le solaire sur les toits des nouvelles maisons, ajoute environ 80 000 installations par an, tandis que les incitations NY-Sun de New York stimulent une demande soutenue. Les agrégations résidentielles enrollent déjà 2,5 GW de capacité soutenue par le stockage, et l'ordonnance 2222 de la Commission fédérale de réglementation de l'énergie (FERC) ouvre la voie aux actifs distribués pour enchérir sur les marchés de gros.

Les acheteurs commerciaux et industriels accélèrent également leur adoption dans les États à coût élevé où les tarifs dépassent 0,15 USD par kWh. Les opérateurs d'entrepôts qui électrifient leurs flottes de véhicules installent des panneaux solaires sur les toits pour se prémunir contre les coûts énergétiques et obtenir des crédits renouvelables qui sous-tendent leurs engagements de durabilité. Malgré la montée en puissance rapide du secteur résidentiel, les centrales à grande échelle utilitaire fourniront toujours l'essentiel des ajouts de capacité absolus, mais les goulets d'étranglement de raccordement et les oppositions à l'utilisation des terres créent des opportunités pour les actifs derrière le compteur qui peuvent être construits en 12 mois plutôt qu'en 5 ans. Le financement adossé à la propriété pour les énergies propres et les règles de transfert de prêts réduisent les obstacles liés au score de crédit, élargissant le pool de clients éligibles et faisant basculer la courbe d'adoption vers le haut.

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Analyse géographique

Les États-Unis représentaient 90,65 % de la capacité installée en 2025, ancrés par l'ITC prolongé de la loi sur la réduction de l'inflation (IRA), les normes d'énergie renouvelable des États et les retraites du charbon qui libèrent de la marge de transmission. Le Texas a mené les ajouts avec 8,5 GW en 2024 grâce au raccordement rationalisé de l'ERCOT et aux terres abondantes dans l'ouest du Texas et le Panhandle. La Californie a mis en service 6,2 GW, soutenue par son mandat de 60 % d'énergies renouvelables d'ici 2030 et une demande robuste d'accords d'achat d'énergie d'entreprise concentrée dans les pôles technologiques. Les services publics réglementés de Floride ont avancé un pipeline de 12 GW à grande échelle utilitaire dans le cadre de plans de ressources intégrés qui favorisent le solaire pour se prémunir contre la volatilité des combustibles. Bien que les structures fiscales fédérales donnent aux États-Unis un avantage de financement, la congestion de la transmission dans le MISO, le PJM et le SPP reporte chaque année 20 à 30 GW de projets, incitant les développeurs à mettre l'accent sur les raccordements au niveau de la distribution et les solutions de microréseaux modulaires.

Le Mexique est la géographie à la croissance la plus rapide avec un TCAC de 14,08 % jusqu'en 2031, portée par la délocalisation à proximité de la fabrication qui exige une énergie renouvelable à prix compétitif. Les entreprises automobiles et électroniques s'implantant dans le Nuevo León, le Coahuila et le Chihuahua adoptent le solaire sur site pour compenser les tarifs industriels supérieurs à 0,12 USD par kWh. Une réforme énergétique de 2024 a rouvert l'investissement privé dans la production distribuée inférieure à 500 kW, permettant aux clients commerciaux de contourner le monopole du service public fédéral et de réaliser des économies d'énergie de 20 % à 30 %. Les États à haute irradiation comme le Sonora et le Chihuahua attirent des porteurs de projets à grande échelle utilitaire qui cherchent un potentiel d'exportation transfrontalier vers des zones de charge en Arizona et en Californie. Bien que l'accès aux fonds propres fiscaux de type américain reste limité, une base de clients industriels captifs et des mandats de durabilité clairs sous-tendent des flux de revenus bancables même à un coût du capital plus élevé.

Le Canada ajoute un volume régulier sous les objectifs provinciaux d'énergies renouvelables et un crédit d'impôt à l'investissement (ITC) fédéral de 2024 qui reproduit la structure américaine. L'Alberta a installé 1,2 GW en 2024 grâce à des appels d'offres concurrentiels alignés sur les retraites de centrales à charbon. Le marché de la production distribuée de l'Ontario a mis en ligne 300 MW de projets sur les toits et en petites installations au sol dans le cadre d'une structure de tarif de rachat ajustée. Des tarifs de détail plus bas de 0,08 à 0,10 USD par kWh allongent les périodes de remboursement, mais les régimes provinciaux de tarification du carbone et la demande de certificats renouvelables d'entreprise soutiennent le flux de projets. Les réseaux à dominante hydroélectrique du Québec et de la Colombie-Britannique affichent une adoption prudente du solaire, bien que les opérateurs miniers et de pâtes et papiers pilotent des hybrides solaire-stockage pour répondre aux valorisations carbone internes croissantes. La collaboration fédérale-provinciale sur les crédits d'impôt et l'amortissement accéléré devrait réduire les différentiels de coûts avec les États-Unis et soutenir une croissance continue au-delà de 2025.

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