Taille et part du marché solaire photovoltaïque (PV) - Tendances de croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché mondial du solaire photovoltaïque (PV)

La baisse des prix de vente moyens des modules élargit les zones de parité réseau

Les prix au comptant ont chuté à 0,082 USD par watt-crête FOB Chine en juillet 2025, soit une baisse de 32 % par rapport au début de 2024. Cette diminution a étendu la parité réseau à 142 nations où le solaire à grande échelle est désormais moins cher que la production au charbon et au gaz de 15 à 25 %. La consolidation du marché s'est accélérée, les cinq plus grands fournisseurs contrôlant 68 % des expéditions de 2025. Les seuils réglementaires d'efficacité de 21 % pour les projets de services publics et de 19 % pour les systèmes en toiture préservent les normes de performance. Les développeurs ont répondu en intégrant la production de modules et les services EPC pour récupérer les marges. Les courbes de prix à terme suggèrent une nouvelle baisse de 10 à 15 % d'ici 2027, à mesure que la technologie N-type TOPCon atteint la parité de fabrication avec la technologie PERC.

Relocalisation de la fabrication PV aux États-Unis sous l'impulsion de la loi sur la réduction de l'inflation

Les crédits de la section 45X de 0,07 USD par watt-dc pour les modules et de 0,04 USD par watt-dc pour les cellules ont stimulé 10 milliards USD d'annonces d'usines jusqu'en 2025. L'usine de First Solar en Louisiane ajoute 3,5 GW de production en couche mince en 2026. La production nationale de modules a atteint 12 GW dc en 2024, mais n'a satisfait que 8 % de la demande locale. Les directives du Trésor exigent désormais 55 % de contenu en coût américain d'ici 2027 pour bénéficier du crédit d'impôt à l'investissement de 30 %. Les chaînes d'approvisionnement intégrées verticalement ont réduit les délais de livraison à huit semaines et réduit les coûts de fret de 40 % pour les projets de la côte Est.

Les prévisions solaires basées sur l'IA réduisent les coûts d'équilibrage

Les modèles d'apprentissage automatique ont réduit les erreurs de prévision à la veille en dessous de 5 % pour le California ISO en 2025, économisant 8 à 12 USD par MWh en dépenses de services auxiliaires.^{[1]Laboratoire national des énergies renouvelables, "Expansion de la parité réseau du solaire à grande échelle," nrel.gov} Les travaux de Google DeepMind avec le National Grid ESO ont atteint une précision de prédiction de 92 % 36 heures à l'avance et ont différé 200 millions USD d'investissements en réserves tournantes. ERCOT a intégré les prévisions en temps réel dans les prix nodaux et a amélioré l'efficacité de la compensation du marché de 22 %. Les coûts de licence logicielle de 0,003 à 0,005 USD par watt-dc représentent moins de 1 % du capex du projet et offrent des TRI supérieurs à 25 %.

Demande des projets d'électrolyseurs d'hydrogène vert

Les modélisations de l'Agence internationale de l'énergie montrent que la capacité de production d'hydrogène vert de 38 millions de tonnes par an d'ici 2030 nécessitera 250 à 300 GW de solaire dédié.^{[2]Agence internationale de l'énergie, "Rapport sur l'hydrogène 2025," iea.org} Le hub NEOM de l'Arabie saoudite intègre 4 GW d'énergies renouvelables et expédie 1,2 million de tonnes par an d'ammoniac à partir de 2026. Le capex des électrolyseurs est passé de 1 200 USD par kW en 2023 à 850 USD par kW en 2025, permettant des projets marchands en dessous de 3 USD par kg d'hydrogène. Les objectifs REPowerEU de l'UE et les protocoles de certification ISO 14687 stimulent davantage les achats en Espagne, au Portugal et en Grèce.

Risques de congestion du réseau et d'écrêtement dans les régions à forte pénétration

La Californie a écrêté 2,6 millions de MWh d'électricité renouvelable en 2023, soit l'équivalent de la consommation annuelle de 385 000 foyers.^{[3]California ISO, "Rapport annuel d'écrêtement 2023," caiso.com} Les rampes du soir augmentent les coûts de cyclage des centrales à gaz de pointe de 15 à 20 USD par MWh. ERCOT prévoit 4 millions de MWh d'écrêtement par an d'ici 2028, à mesure que le solaire de l'ouest du Texas dépasse la capacité de transmission. L'Allemagne a versé 1,2 milliard EUR pour compenser les générateurs écrêtés en 2024. L'Australie-Méridionale a imposé des limites d'exportation dynamiques sur les systèmes en toiture, réduisant les revenus d'injection des ménages de 12 à 18 %. Les files d'attente d'interconnexion aux États-Unis, dépassant 2 000 GW, prolongent les délais de mise à niveau à une décennie, poussant les développeurs vers des installations en autoconsommation.

Les fortes fluctuations des prix du polysilicium compriment les marges des producteurs

Les prix ont grimpé de 35 % entre le premier trimestre et novembre 2025 pour atteindre 8,40 USD par kg après des pannes d'usines au Xinjiang et des contrôles à l'exportation. Les marges brutes des fabricants de modules non intégrés sont tombées à 9 %, forçant Yingli et Suntech à mettre des lignes à l'arrêt. Les leaders intégrés verticalement ont maintenu des marges de 14 à 16 % en sécurisant des matières premières en interne. Les nouveaux droits compensateurs américains de 2,85 à 39,37 % sur les importations d'Asie du Sud-Est ont augmenté les prix à l'arrivée jusqu'à 0,04 USD par watt-crête.^{[4]Département du commerce des États-Unis, "Droits compensateurs préliminaires sur le solaire," commerce.gov} Les contrats à terme sur la bourse de Shanghai couvrent désormais l'exposition au polysilicium pour 28 % des expéditions mondiales.

*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 : les architectures de type N défient la domination de la technologie PERC

Le silicium monocristallin a maintenu 86,1 % de la part de marché des panneaux solaires en 2025, les efficacités des cellules atteignant 27,81 %. La taille du marché des panneaux solaires pour les modules tandem et pérovskite avancés devrait croître à un TCAC de 31,1 % jusqu'en 2031, reflétant les produits commerciaux à 24,5 % d'Oxford PV et les jalons de stabilité de 10 000 heures. Le multicristallin a décliné à 8,2 % alors que les producteurs migraient vers des lignes N-type TOPCon et hétérojonction qui améliorent les performances de 1,5 à 2 points de pourcentage à des coûts comparables.

L'investissement en R&D a dépassé 1,2 milliard USD parmi les entreprises leaders en 2025, en se concentrant sur les configurations bifaciales, à demi-cellules et à barres omnibus multiples qui poussent les puissances des panneaux au-delà de 600 W. La couche mince au tellurure de cadmium a conservé une part de 4,9 %, privilégiée pour les sites de services publics en climat chaud où les coefficients de température plus faibles augmentent le rendement énergétique annuel de 3 à 5 %. La bancabilité dépend de la conformité aux normes IEC 61215 et IEC 61730, qui sous-tend les conditions de financement et réduit les marges de dette jusqu'à 50 points de base.

Par type de déploiement : le PV flottant gagne du terrain sur les marchés à contraintes foncières

Les installations au sol représentaient 75,5 % des installations en 2025, avec un capex de projet tombant à 0,75–0,95 USD par watt-dc. La taille du marché des panneaux solaires allouée aux systèmes photovoltaïques flottants est prête pour une progression à un TCAC de 30,5 %, la Chine, l'Inde et Singapour donnant la priorité à l'utilisation des plans d'eau. La centrale de 100 MW de Ramagundam en Inde a livré une production supérieure de 5 à 10 % grâce au refroidissement par évaporation.

Le système du réservoir de Tengeh à Singapour couvre 60 MW et réduit la perte annuelle d'eau de 1,2 million de m³. Les nations de l'ASEAN intègrent désormais le PV flottant avec des réservoirs hydroélectriques pour lisser les flux saisonniers et maximiser l'utilisation du réseau de transport, avec 12 projets totalisant 1,8 GW en cours. Les systèmes en toiture et intégrés aux bâtiments détenaient une part de 18,3 % en 2025, mais font face à des révisions tarifaires telles que le NEM 3.0 de Californie, qui a réduit les crédits d'exportation de 75 % et a déplacé l'économie vers l'autoconsommation couplée au stockage par batterie.

Par utilisateur final : la progression résidentielle compense la maturité à grande échelle

Les producteurs d'électricité indépendants à grande échelle ont dominé la demande à 63,2 % en 2025, ancrés par des accords d'achat d'énergie de 15 à 25 ans et des coûts d'énergie nivelés inférieurs à 0,03 USD par kWh dans les zones à fort ensoleillement. La taille du marché des panneaux solaires pour les acheteurs résidentiels devrait s'étendre à un TCAC de 22,7 % jusqu'en 2031, soutenue par la prolongation du crédit d'impôt à l'investissement américain de 30 % et la hausse des tarifs d'électricité au détail qui ont comprimé les délais de retour sur investissement à six à huit ans.

Les utilisateurs commerciaux et industriels ont revendiqué une part de 14,6 % en 2025, déployant des installations en autoconsommation de 100 kW à 5 MW pour se couvrir contre les tarifs à l'heure d'utilisation. L'Allemagne a supprimé la TVA sur les systèmes inférieurs à 30 kW, augmentant les installations résidentielles de 38 % d'une année sur l'autre. L'Inde a déboursé 18 000 crores INR en subventions pour les toitures, mais n'a atteint que 11 GW de capacité cumulée en raison des obstacles à l'interconnexion. Les acheteurs d'entreprise spécifient désormais une correspondance 24h/24 et 7j/7 qui nécessite des ajouts de stockage de 0,25 à 0,40 USD par watt-dc, mais garantit des réductions des émissions de portée 2 dépassant 90 %.

Analyse géographique

L'Asie-Pacifique a clôturé 2025 avec 64,3 % de la capacité installée mondiale, portée par les 210 GW de nouveaux projets de la Chine et la base cumulée de 85 GW de l'Inde. La réduction progressive des tarifs de rachat au Japon a ralenti la croissance des toitures, mais les accords d'achat d'énergie d'entreprise ont progressé de 62 % alors que la volatilité du GNL suscitait un intérêt pour la stabilité des prix. Les marchés de l'ASEAN ont ajouté 18 GW grâce à des financements concessionnels qui ont réduit les primes de dette de 30 à 40 points de base. La pénétration des ménages en Australie a atteint 38 %, mais les plafonds d'exportation dynamiques dans les États à forte proportion d'énergies renouvelables ont redirigé les capitaux vers le solaire à grande échelle couplé au stockage.

Le Moyen-Orient et l'Afrique sont en passe d'atteindre un TCAC de 21,5 %, soutenus par la feuille de route Vision 2030 de 58,7 GW de l'Arabie saoudite et l'expansion de 5 GW du parc de Dubaï aux Émirats arabes unis. La centrale de 1,5 GW de Sudair en Arabie saoudite a atteint un prix d'offre record de 0,0104 USD par kWh. Noor Abu Dhabi aux Émirats arabes unis couvre désormais 10 % de la demande locale et exporte vers l'interconnecteur du Golfe. L'Afrique du Sud a attribué 3,2 GW dans la fenêtre d'appel d'offres 6, mais a reporté 1,8 GW en raison de contraintes de réseau. Le Nigeria a déployé 450 MW de mini-réseaux en 2025, étendant le service à 2,8 millions de personnes.

L'Amérique du Nord représentait 12,8 % de la capacité de 2025. Les États-Unis ont ajouté 32 GW, le Texas dépassant la Californie en termes d'ajouts annuels. Le crédit d'impôt de 30 % pour l'électricité propre du Canada a stimulé 2,5 GW en Alberta et en Ontario. Le déploiement des toitures au Mexique a ralenti dans un contexte d'incertitude sur le net-metering. L'Europe a capturé une part de 9,4 % ; l'Allemagne a installé 8,5 GW et l'Espagne 6,2 GW sous la pression des prix du carbone proches de 90 EUR par tonne de CO₂. La base de production distribuée du Brésil a atteint 18 GW en 2025, conservant le crédit de détail intégral pour les exportations.