Taille et analyse des parts du marché de l'énergie solaire - Tendances de croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives mondiales du marché de l'énergie solaire

Parité des coûts du photovoltaïque à l'échelle des services publics accélérant les achats en Asie

Les appels d'offres de référence en Inde et en Chine ont été attribués en dessous de 0,03 USD par kilowattheure en 2024, sous-cotant les tarifs charbonniers historiques jusqu'à 30 %. Des ajouts annuels records de 330 GW en Chine et de 18 GW en Inde en 2024 témoignent de cette poussée portée par l'économie. Les opérateurs de réseaux provinciaux ont répondu en accélérant les corridors de transmission à très haute tension reliant les pôles de ressources de l'ouest aux centres de charge de l'est. Les planificateurs d'Asie du Sud-Est ont annulé 12 GW de projets charbonniers durant 2024-2025 après que les coûts nivelés du solaire sont tombés en dessous des prix réglementés de l'énergie thermique, réorientant davantage les capitaux vers les projets hybrides photovoltaïques-batteries.

Essor de la fabrication nationale aux États-Unis porté par l'IRA

Les crédits de production de la section 45X de l'IRA accordent 0,04 USD par watt pour les cellules et 0,07 USD par watt pour les modules finis, faisant pencher la courbe des coûts en faveur de la fabrication locale. Fin 2024, la capacité de modules aux États-Unis a quadruplé pour atteindre 42 GW répartis sur 110 projets, et Qcells a obtenu une garantie de prêt fédérale de 1,45 milliard USD pour développer la première ligne entièrement intégrée polysilicium-module en Amérique depuis plus d'une décennie. First Solar a agrandi son complexe de l'Ohio à 6 GW et a posé la première pierre d'une usine de 3,5 GW en Alabama qui exploite des modules au tellurure de cadmium exempts des goulets d'étranglement du polysilicium. Bien que la production nationale de polysilicium n'ait couvert qu'un quart de la demande de modules en 2024, les dépenses en capital engagées avant l'expiration du crédit en 2032 devraient réduire cet écart.

Demande de PPA d'entreprises liée à l'IA et aux centres de données en Europe et en Amérique du Nord

Les opérateurs hyperscale ont conclu plus de 25 GW de PPA solaires en 2024, les charges de travail liées à l'intelligence artificielle ayant fait augmenter la consommation électrique des centres de données de 40 %. L'accord-cadre de 10,5 GW de Microsoft avec Brookfield Asset Management et le programme de construction-transfert de 2 GW de Google au Nevada et au Texas illustrent un pivot du marché vers des engagements multi-gigawatts et pluriannuels qui réduisent l'exposition marchande. Les développeurs structurent désormais des projets hybrides solaires-batteries offrant une fourniture assortie 24h/24 et 7j/7 pour satisfaire des objectifs granulaires de neutralité carbone, éclipsant l'intérêt pour la capacité photovoltaïque purement marchande.^{[1]Brookfield Asset Management, "Microsoft et Brookfield signent un PPA d'énergie renouvelable record," brookfield.com}

Projets hybrides photovoltaïques-batteries débloquant de nouveaux modèles d'empilement de revenus

Les centrales hybrides ont atteint 49 GW de photovoltaïque associés à 11,1 GWh de batteries sur 469 sites fin 2024. Les systèmes co-implantés captent des marges d'arbitrage énergétique et des redevances de régulation de fréquence tout en réduisant l'écrêtement de 85 % dans les réseaux à forte pénétration, selon des mesures de terrain en laboratoire.^{[2]Laboratoire national des énergies renouvelables, "Performance des systèmes hybrides photovoltaïques-batteries dans les réseaux à forte pénétration," nrel.gov} Aux États-Unis, 72 % des installations de stockage stationnaire en 2024 étaient associées au solaire, reflétant la structure de double crédit d'impôt qui récompense les actifs intégrés. La Grande Batterie Victorienne de 300 MW en Australie et les attributions de l'appel d'offres Innovation de 2,5 GW en Allemagne confirment que ce modèle de revenus empilés est transposable et finançable.

Dépendance excessive de la chaîne d'approvisionnement au polysilicium et aux tranches chinois

La Chine représente 80 à 90 % de la production de polysilicium et 95 % de la production de tranches, le Xinjiang fournissant 45 % de la capacité mondiale. La loi sur la prévention du travail forcé des Ouïghours a retenu plus de 3 800 cargaisons solaires dans les ports américains jusqu'en 2024, créant des délais de livraison de 8 à 12 semaines.^{[3]Douanes et protection des frontières des États-Unis, "Statistiques de la loi sur la prévention du travail forcé des Ouïghours," cbp.gov} Des enquêtes tarifaires européennes ont suivi en 2024, ajoutant davantage d'incertitude. Les prix au comptant du polysilicium se sont effondrés de 35 USD par kg en 2022 à 6 à 8 USD par kg en 2024 avec l'arrivée de nouvelles capacités chinoises, écrasant les marges de nombreux fabricants de modules de premier rang. Les efforts de diversification occidentaux, notamment la ligne de polysilicium de QCells en Géorgie et le redémarrage de REC Silicon dans l'État de Washington, ne couvriront encore que moins de 15 % de la demande hors Chine d'ici 2027.

Congestion du réseau et écrêtement dans les provinces à forte pénétration

L'écrêtement national en Chine est resté proche de 3 % en 2024, mais le Xinjiang et le Gansu ont dépassé 8 % en raison du retard du développement des réseaux de transport par rapport à la production. L'Espagne a écrêté 1 200 GWh d'énergies renouvelables en 2024 après que les permis d'interconnexion en Andalousie et en Estrémadure ont bloqué plus de 5 GW de projets.^{[4]Red Eléctrica de España, "Écrêtement des énergies renouvelables 2024," ree.es} Aux États-Unis, la Californie a écrêté 2,4 millions de MWh de solaire en 2024, et les délais d'attente dans la file d'attente au Texas ont dépassé quatre ans, poussant les développeurs vers la co-implantation de batteries pour protéger les rendements.

Analyse des segments

Par technologie : la domination du photovoltaïque stimule l'innovation

Le photovoltaïque solaire représentait 99,7 % des parts du marché de l'énergie solaire en 2025. La baisse des coûts nivelés, en recul de 4,6 % en 2024, place le photovoltaïque devant les centrales à gaz de pointe et l'éolien terrestre dans de nombreuses régions. Le segment devrait croître à un CAGR de 19,92 % jusqu'en 2030, porté par des gains d'efficacité tels que les cellules tandem pérovskite-silicium atteignant 31,6 % de performance en laboratoire. Les conceptions multi-jonctions pourraient pousser les taux de conversion au-delà de 40 %, ouvrant des niches de toitures à superficie limitée et d'intégration aux véhicules. L'énergie solaire concentrée a conservé une empreinte marginale car les hybrides solaires-batteries atteignent désormais la moitié de son coût nivelé dans les régions à fort ensoleillement.

La trajectoire des coûts du silicium continue d'éroder l'espace adressable pour les projets de tours thermiques et de capteurs paraboliques, bien que l'énergie solaire concentrée serve encore des niches de chaleur industrielle. Le secteur de l'énergie solaire continue de canaliser la R&D vers l'amincissement des tranches, les contacts sans métallisation et les architectures à contact arrière pour rapprocher les rendements de 25 % sur les gammes de produits grand public.

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

Par type de réseau : progression du hors réseau dans les régions émergentes

Les actifs connectés au réseau représentaient 89,3 % de la capacité en 2025, mais les systèmes hors réseau devraient se développer à un CAGR de 22,2 % jusqu'en 2031, les gouvernements ciblant un accès universel. Le Kenya seul a déployé 2,5 millions de kits à paiement à la consommation d'ici 2024, et le Nigeria a ajouté plus de 300 MW de mini-réseaux solaires contournant les coûteuses extensions de transport. Les institutions de financement du développement ont accordé 1,2 milliard USD à des programmes de mini-réseaux dans 15 pays en 2024, le stockage par batteries étant désormais standard pour une fourniture 24 heures sur 24. La hausse des tarifs d'électricité dans certaines parties de l'Asie du Sud oriente davantage les nouvelles capacités vers le solaire à l'échelle communautaire plutôt que vers le diesel.

Par utilisateur final : la croissance résidentielle dépend de la certitude des politiques

Les projets à l'échelle des services publics détenaient 52,9 % du marché 2025 grâce à des achats pilotés par appels d'offres à des coûts inférieurs à 0,03 USD par kWh. Les installations résidentielles, bien que malmenées par les taux élevés en 2024, devraient tout de même atteindre un CAGR de 21,5 % jusqu'en 2031 à mesure que le financement s'assouplit et que les règles d'autoconsommation arrivent à maturité dans les marchés émergents. Les toitures commerciales et industrielles ont fait preuve de résilience, progressant de 17 % en 2024, les acheteurs d'entreprises ayant monétisé à la fois les économies d'énergie et les flux de revenus issus des certificats d'énergie renouvelable.

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Analyse géographique

L'Asie-Pacifique a conservé 64,5 % de la capacité installée en 2025. Le parc cumulé de la Chine a dépassé 800 GW après l'ajout de 330 GW en 2024, le Shandong, le Henan et le Jiangsu enregistrant les totaux provinciaux les plus élevés. L'Inde a atteint 90 GW, catalysée par des incitations à la fabrication nationale qui ont soutenu 40 GW de nouveaux engagements d'usines. Le Japon, la Corée du Sud et l'Australie ont collectivement ajouté 35 GW supplémentaires, les modèles flottants, agrivoltaïques et hybrides compensant la pénurie de terres et les goulets d'étranglement du réseau.

Le marché de l'énergie solaire au Moyen-Orient et en Afrique devrait enregistrer un CAGR de 22,7 % jusqu'en 2031. Le projet NEOM de 4 GW en Arabie Saoudite, le projet Al Dhafra de 2 GW aux Émirats arabes unis et le pipeline du canal de Suez de 3,6 GW en Égypte ancrent cette progression, complétés par une montée en puissance des kits hors réseau africains qui ont dépassé 5 millions de foyers d'ici 2024.

L'Amérique du Nord a installé 35 GW en 2024, dominée par 32 GW aux États-Unis, où les incitations de l'IRA et les normes de portefeuille d'énergies renouvelables des États ont convergé. Le Texas a mené avec 8,5 GW, tandis que la Californie a suivi avec 6,2 GW malgré un écrêtement croissant. L'ajout de 2,8 GW du Canada s'est appuyé sur le marché marchand de l'Alberta. Les progrès du Mexique ont stagné à 1,2 GW dans un contexte d'incertitude réglementaire.

L'Europe a ajouté 62 GW en 2024. L'Allemagne a mené avec environ 15 GW, l'Espagne a suivi avec près de 9 GW mais a dû faire face à des retards d'interconnexion, et la Pologne a installé 6 GW portés par les petits prosommateurs. La loi sur l'industrie zéro émission nette de l'UE a fixé un objectif de 30 GW de fabrication localisée d'ici 2030 ; cependant, seuls 8 GW de projets avaient démarré les travaux fin 2024.