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

VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ

Aperçu et indicateurs clés de Marché de l'énergie solaire au Portugal Marché

Période d'étude	2021 - 2031
Période de Données Prévisionnelles	2026 - 2031
Taille du marché de l'année de base (2025)	6.81 gigawatt
Volume du Marché (2026)	8.19 gigawatt
Volume du Marché (2031)	20.65 gigawatt
Taux de croissance (2026 - 2031)	20.31 %
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
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• Arabie saoudite
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• Trinité-et-Tobago
• Turquie
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• Vietnam

Tendances et Analyses du Marché

Appels d'offres gouvernementaux et objectif solaire du Plan national Énergie et Climat 2030

L'objectif de 20,8 GW d'ici 2030 nécessite des ajouts annuels moyens de 2,5 GW, ce qui est bien supérieur au record de 2024. Les appels d'offres entre 2020 et 2023 ont permis de contracter 2,2 GW à certaines des offres les plus basses d'Europe, renforçant le leadership en matière de coûts à long terme. Cependant, le report de l'appel d'offres de 2024 a révélé des goulots d'étranglement dans les raccordements au réseau, poussant les développeurs à se tourner vers des contrats d'achat d'électricité bilatéraux qui échangent la certitude des appels d'offres contre un risque de contrepartie. Les mises à niveau des postes électriques en Alentejo accusent un retard de mise en service allant jusqu'à 18 mois, soulignant le décalage entre l'ambition politique et la disponibilité des infrastructures. Le marché de l'énergie solaire au Portugal dépend donc du renforcement du réseau en temps voulu pour maintenir intacte sa courbe de croissance.

Baisse des prix des modules et réduction du coût nivelé de l'énergie

L'excédent d'offre en polysilicium a fait chuter les prix des modules à 0,10-0,12 USD par W en 2024, comprimant les coûts nivelés de l'énergie à 20-30 EUR par MWh dans les zones à fort ensoleillement, rendant ainsi le solaire moins cher que l'éolien terrestre pour la première fois au Portugal.⁽¹⁾ Les développeurs spécifient désormais des modules bifaciaux et des suiveurs à axe unique qui augmentent les rendements jusqu'à 20 %, mais les marges ultra-faibles des fabricants pourraient inverser la tendance à la baisse des prix si des mesures commerciales ou des fermetures de capacités surviennent. Les projets verrouillés jusqu'en 2025 sont protégés, mais les livraisons de 2026 pourraient faire face à de nouvelles pressions sur les coûts, soulignant le risque lié au calendrier d'approvisionnement pour le marché de l'énergie solaire au Portugal.

Dynamique des contrats d'achat d'électricité d'entreprise

Plus de 800 MW d'engagements d'achat ont été conclus au travers de dix contrats en 2024, avec des prix contractuels compris entre 40 et 50 EUR par MWh, soit environ la moitié du prix de gros moyen de 2024. Les acheteurs vont des céramistes aux groupements du secteur public, diversifiant l'exposition au risque de crédit. Le contrat d'achat d'électricité phare de 166 MW avec le secteur public via eSPap offre une preuve de concept pour les structures de demande groupée, même si leur réplication dans le secteur privé reste complexe. Cette vague de contrats d'achat d'électricité ancre les revenus des projets marchands et protège le marché de l'énergie solaire au Portugal contre les retards d'appels d'offres.

Essor de l'autoconsommation UPAC

Les avantages du comptage net ont porté les installations UPAC à 192 000 d'ici fin 2024, compte tenu des tarifs de détail à 0,18 EUR par kWh et de l'exemption des files d'attente pour l'accès au réseau. Le passage de la TVA de 6 % à 23 % en juillet 2025 augmentera le coût d'un système de toiture de 5 kW de 600 EUR et prolongera la période de retour sur investissement au-delà de sept ans, réduisant probablement la demande résidentielle. Les toitures commerciales évitent l'impact de la TVA mais font face à des contraintes structurelles, car seulement 35 % des toits industriels à Lisbonne et Porto répondent aux critères d'aptitude pour le photovoltaïque. Néanmoins, l'autoconsommation reste une soupape de sécurité cruciale qui maintient la diversification du marché de l'énergie solaire au Portugal.

Congestion du réseau et lenteur des procédures d'autorisation

Les files d'attente de raccordement dans la région de l'Alentejo ont dépassé 18 mois, et le plan d'investissement de 1,5 à 1,7 milliard EUR de REN n'allégera pas entièrement les retards avant 2027. Les réformes administratives réduisent la charge administrative, mais des goulots d'étranglement physiques persistent, forçant les développeurs à accepter le risque de bridage ou à investir dans des mises à niveau de postes électriques. Les examens environnementaux peuvent ajouter six à neuf mois près des zones protégées, et le marché de l'énergie solaire au Portugal pourrait connaître un plateau à mi-décennie si le renforcement est retardé.

Environnement de financement à taux d'intérêt élevés

Les baisses de taux de la Banque centrale européenne ont commencé, mais les coûts de la dette pour le solaire portugais restent à 4-6 %, soit le double des niveaux de 2021, réduisant les taux de rendement interne marchands de 200 à 300 points de base.⁽²⁾ Les banques exigent désormais un ratio de couverture du service de la dette de 1,4x, réduisant la marge des petits sponsors qui manquent de solidité bilancielle. À moins que les taux ne s'assouplissent davantage, les vents contraires du financement continueront de peser sur le marché de l'énergie solaire au Portugal jusqu'à mi-2025.

*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 photovoltaïque solaire a capté 100,00 % de la capacité installée en 2025 et devrait conserver cette position, croissant à un TCAC de 20,31 % au sein du marché de l'énergie solaire au Portugal. La convergence des coûts des modules et du polysilicium a élargi l'avantage du photovoltaïque sur la concentration solaire thermodynamique, dont les exigences en rayonnement direct normal dépassent le profil de rayonnement diffus du Portugal. Les modules bifaciaux représentent déjà 60 % des expéditions et, associés à des suiveurs à axe unique, offrent des gains de rendement de 15 à 20 % qui compensent le risque de bridage modéré dans le réseau saturé de l'Alentejo. Les cellules TOPCon et à jonction hétérogène poussent les rendements de conversion au-delà de 24 %, et associées à des onduleurs centraux offrant des fonctions de services auxiliaires, elles sous-tendent la prochaine vague d'efficacité. Les hybrides avec stockage, comme la batterie de 17 MW d'EDP à Alqueva, illustrent les voies émergentes de valorisation empilée qui atténuent le risque de contrainte de réseau et ancrent la compétitivité à long terme dans le secteur de l'énergie solaire au Portugal.

L'emprise absolue du photovoltaïque façonne la dynamique des approvisionnements : les développeurs visent à maintenir les coûts d'investissement totaux en dessous de 500 000 EUR par MW et à bloquer l'approvisionnement en modules à des prix négatifs avant que d'éventuelles mesures commerciales ne réinitialisent les coûts. La concentration solaire thermodynamique reste à l'écart, et aucun projet pilote n'est prévu jusqu'en 2030, ce qui indique que le marché de l'énergie solaire au Portugal restera probablement exclusivement photovoltaïque en l'absence d'un changement significatif dans l'économie de la concentration solaire thermodynamique.

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

Les systèmes connectés au réseau représentaient 95,90 % du marché de l'énergie solaire au Portugal en 2025, bénéficiant d'un généreux comptage net et du stockage sur réseau. La capacité hors réseau, bien que faible, affiche un TCAC de 23,20 % alors que les territoires insulaires et les exploitations agricoles isolées adoptent des microréseaux solaires couplés à des batteries lorsque les coûts d'extension du réseau dépassent 50 000 USD par km. Le Décret-Loi 15/2022 a simplifié les procédures d'autorisation pour les systèmes de moins de 100 kW, catalysant l'adoption chez les vignobles et les oliveraies qui utilisent le solaire pour alimenter les pompes d'irrigation. Les solutions hybrides diesel-photovoltaïque aux Açores remplacent jusqu'à 70 % du carburant importé, validant l'économie hors réseau, où les coûts évités du diesel s'élèvent à 0,22 USD par kWh.

Les autoconsommateurs connectés au réseau stockent leur production excédentaire pendant 12 mois, utilisant effectivement le réseau comme stockage gratuit, mais la révision tarifaire 2025 de l'ERSE pourrait introduire des charges de capacité qui réduiraient les économies de 10 à 15 %. Les adopteurs hors réseau font face à des coûts d'investissement en batteries plus élevés mais évitent le risque politique. Par conséquent, le marché de l'énergie solaire au Portugal devrait connaître une diversification progressive vers le hors réseau qui atténue les variations politiques en matière de comptage net.

Les actifs à grande échelle utilitaire contrôlaient 84,50 % de la capacité installée en 2025 ; cependant, le segment résidentiel se développe à un TCAC de 24,30 % et devrait ajouter une part disproportionnée de mégawatts supplémentaires au marché de l'énergie solaire au Portugal d'ici 2031. Les propriétaires monétisent les tarifs de détail près de deux fois plus que les prix de gros, et la capacité à contourner les files d'attente de réseau renforce la proposition de valeur. Des études d'aptitude des toitures montrent que Lisbonne et Porto sont en tête de l'adoption, aidées par des subventions municipales couvrant environ 30 % du coût initial. La prochaine hausse de TVA prolongera les délais de retour sur investissement au-delà de sept ans, tempérant une partie de la demande, mais laissant les toitures commerciales et les installations au sol commerciales et industrielles largement intactes.

Les systèmes d'entreprise et industriels bénéficient de l'alignement de la charge diurne et de structures de contrats d'achat d'électricité qui atténuent le risque de revenu des projets. En 2024, les installations commerciales et industrielles ont augmenté de 26,6 % avec des taux d'autoconsommation typiques de 70 à 90 %, et les contrats d'achat d'électricité de Vidrala et Sakthi illustrent comment l'engagement industriel soutient la croissance. Les constructions à grande échelle utilitaire restent l'ancre de capacité, avec 1,2 GW mis en service en 2024 ; pourtant, la production décentralisée capture une part croissante des investissements, consolidant un modèle à double moteur qui sous-tend le marché de l'énergie solaire au Portugal.

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

Analyse géographique

La région de l'Alentejo accueille 54,20 % des ajouts à grande échelle utilitaire grâce à son fort ensoleillement, proche de 1 800 kWh/m², et à ses faibles coûts fonciers, compris entre 5 000 et 10 000 EUR par hectare. Cependant, le poste électrique de Ferreira do Alentejo a atteint 95 % d'utilisation en 2024, contraignant les développeurs à financer des mises à niveau coûtant jusqu'à 10 millions EUR chacune. L'Algarve a ajouté 280 MW mais fait face à des conflits d'utilisation des terres avec le tourisme et les zones protégées qui couvrent 40 % de sa superficie. Lisbonne et Porto dominent l'autoconsommation, hébergeant ensemble 120 000 systèmes UPAC. Les remises municipales ont semé l'élan en 2024 et devraient se poursuivre en 2025.

Les Beiras émergent comme une frontière de croissance, portée par le solaire flottant, notamment le projet Cabril de 47,77 MW de Voltalia, qui contourne le déplacement agricole. Aux Açores et à Madère, les installations hybrides diesel-solaire réduisent les importations annuelles de carburant d'une valeur de 150 millions EUR, justifiant des coûts de stockage plus élevés. Les régions du nord, avec un ensoleillement plus faible, attirent des projets pilotes agrivoltaïques qui combinent pâturage et production, créant des sources de revenus doubles pour les agriculteurs tout en contribuant des mégawatts supplémentaires au marché de l'énergie solaire au Portugal.

Paysage réglementaire

Le Portugal continue de réglementer le déploiement solaire via un système de licences piloté par la DGEG et une supervision du marché par l'ERSE, l'agenda politique étant lié au Plan national énergie et climat mis à jour (PNEC 2030). En 2026, la Loi n.o 29/2026 (23 juin 2026) a mis à jour le cadre juridique des contrats d'utilisation des énergies renouvelables et introduit une approche d'approbation tacite pour l'octroi de licences d'autoconsommation (UPAC), incluant un délai maximal de 90 jours pour l'octroi de licences d'autoconsommation basée sur les renouvelables afin de réduire les frictions administratives pour le photovoltaïque distribué.

La réforme des autorisations a également progressé pour les projets à plus grande échelle. Le Décret-loi n.o 130/2026 (29 juin 2026) a transposé les dispositions de l'UE relatives aux zones d'accélération des énergies renouvelables (ZAER), permettant la désignation de zones, y compris en mer ou dans les eaux intérieures, où l'octroi de licences est simplifié. Pour le photovoltaïque flottant déjà engagé dans des processus soutenus par le gouvernement, le Despacho n.o 126/MAEN/2026 (juin 2026) a accordé une prolongation de 14 mois des délais du programme d'enchères pour le solaire flottant, tandis que la Portaria n.o 233/2026/1 (26 mai 2026) a fixé un tarif de rémunération basé sur le marché pour les centrales photovoltaïques après la fin des périodes de subvention initiales, excluant explicitement les primes supplémentaires.

Opportunités de marché et perspectives d'avenir

Les procédures accélérées de sélection de sites et d'autorisation créent des espaces d'opportunité à court terme pour les projets à grande échelle capables d'obtenir un accès au réseau sans délais administratifs pluriannuels. La mise en œuvre en juin 2026 du Décret-loi n.o 130/2026 sur les zones d'accélération des énergies renouvelables (ZAER), ainsi que le processus concurrentiel de juin 2026 visant à identifier plus de 1 000 zones éoliennes et solaires proches des infrastructures de réseau existantes, renforce la capacité des développeurs à aligner le choix des terrains sur la faisabilité de raccordement, un goulot d'étranglement récurrent dans l'Alentejo.

L'hybridation et les nouveaux modèles de construction élargissent également l'ensemble investissable au-delà du photovoltaïque au sol conventionnel. Des initiatives annoncées telles que le Cluster Alqueva-Portel proposé par Chint Solar dans l'Alentejo (1,25 GW solaire avec 895 MW de stockage par batterie) et de grands systèmes derrière le compteur comme le projet de mine de Neves-Corvo de 49 MWp développé par Boliden Somincor, EDP et Greenvolt (achèvement prévu au second semestre 2026) indiquent une évolution vers des projets à grande échelle adossés au stockage et des systèmes distribués plus importants. Côté déploiement distribué et régional, BNZ a inauguré la centrale de Muro de 28,37 MWp à Trofa en juin 2026 et a communiqué un plan plus large de déploiement de neuf centrales solaires dans le cadre d'un programme d'investissement de 600 millions d'EUR, ce qui indique une marge de manœuvre continue pour des portefeuilles multi-sites au-delà des nœuds les plus congestionnés du sud.