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

Tendances et perspectives du marché de l'énergie solaire en Corée du Sud

Objectifs agressifs du Standard de portefeuille renouvelable (RPS) jusqu'en 2030

Le Standard de portefeuille renouvelable révisé relève l'obligation minimale d'achat d'énergie renouvelable pour les producteurs de plus de 500 MW de 12,5 % en 2025 à 25 % en 2026, créant un plancher immédiat et exécutoire pour la demande solaire. Les services publics risquent des pénalités supérieures aux coûts d'approvisionnement en énergie renouvelable, de sorte que la contractualisation à terme pour les certificats solaires s'est intensifiée. Le marché de l'énergie solaire en Corée du Sud en bénéficie parce que la demande de conformité est basée sur le volume, non sur le prix, ce qui protège les projets planifiés de la volatilité des prix des matières premières. Le onzième Plan de base s'engage en outre à atteindre 77,2 GW de solaire d'ici 2038, encourageant les promoteurs à accélérer les calendriers de construction pour capter des prix de certificats d'énergie renouvelable attractifs bien avant l'année cible.^{[1]"Long-Term Electricity Supply and Demand Basic Plan (11th Draft)", Enerdata, enerdata.net} Les gouvernements provinciaux de Gyeonggi et Jeolla lancent déjà des appels d'offres compétitifs alignés sur la trajectoire du RPS, faisant de ces régions des points chauds de croissance à cycle court.

Demande RE100 des entreprises du secteur des semi-conducteurs et des exportateurs de batteries

Les industries orientées vers l'exportation lient désormais l'accès aux marchés à l'approvisionnement en énergie renouvelable, et Samsung Electronics à lui seul consomme chaque année plus d'énergie que la totalité de la production renouvelable nationale de 2024. Huit filiales du groupe SK ont formalisé des engagements RE100 en 2025, signalant que l'approvisionnement en énergie renouvelable est devenu une condition de participation à la chaîne d'approvisionnement plutôt qu'une initiative de responsabilité sociale des entreprises.^{[2]"Progrès du RE100 et entreprises sud-coréennes signataires", RE100, there100.org} Les équipementiers européens, notamment BMW et Volvo, imposent la conformité RE100 aux fournisseurs de pièces, et le marché de l'énergie solaire en Corée du Sud répond avec une demande en forte hausse pour les Garanties d'origine d'énergie renouvelable de Corée (K-REGO). Les contrats d'achat d'électricité directs permettent aux entreprises de contourner le mécanisme tarifaire réglementé et de sécuriser des actifs solaires sur site ou à proximité qui satisfont aux protocoles mondiaux d'audit climatique, consolidant un segment premium de contrats d'approvisionnement à long terme.

Baisse du LCOE des modules mono-PERC et TOPCon

Les prix de vente moyens des modules mono-PERC et TOPCon ont chuté à la suite de la surproduction de polysilicium en 2024, et les fabricants sud-coréens ont profité des conversions de lignes de production compatibles qui réduisent les coûts au watt à 0,44 CNY/W sans nouvelle dépense d'investissement. Des prix de modules plus bas compriment les budgets globaux des projets, réduisent le coût nivelé de l'électricité et élargissent les seuils de taux de rendement interne, ce qui à son tour attire de nouveaux fonds de capital de retraite national. Les promoteurs de projets regroupent désormais des installations en toiture et des ombrières de stationnement avec des systèmes de batteries en autoconsommation pour répondre à des profils de charge complexes, démontrant que les baisses de coûts se traduisent par une plus grande diversité d'applications ainsi que par des prix de gros plus bas.

Commercialisation des cellules tandem pérovskite-silicium (avantage en R&D local)

Hanwha Q cells a annoncé un rendement de conversion validé de 28,6 % sur une cellule tandem commercialement évolutive, augmentant la production potentielle de 15 % par rapport aux modules mono-PERC conventionnels. Une ligne pilote à Jincheon vise une production de masse en 2026, et le Ministère du commerce, de l'industrie et de l'énergie coordonne le financement entre les instituts de recherche publics et les fournisseurs pour sécuriser des avantages en matière de propriété intellectuelle. Les fabricants nationaux considèrent les cellules tandem comme essentielles pour préserver leur compétitivité à l'exportation face au leadership en matière de coûts de la Chine dans les produits en silicium standard. Le marché de l'énergie solaire en Corée du Sud dispose ainsi d'un levier technologique capable de réduire l'intensité foncière, un avantage vital compte tenu de la résistance nationale à l'utilisation des terres et des ordonnances de recul.

Réglementations foncières de ' distanciation solaire ' (reculs de 300 à 1 000 m)

Les ordonnances locales introduites en 2024 imposent des reculs de 300 à 1 000 m entre les projets solaires et la résidence la plus proche, éliminant 17 000 km² de sites potentiels et réduisant les terres exploitables de 69,6 %.^{[3]S. Kim, "Municipal Setbacks Reduce Solar Developable Area by 70 %", Solutions for Our Climate, sfo.or.kr} Le Ministère du commerce, de l'industrie et de l'énergie n'a constaté aucun impact négatif sur la santé ou l'environnement des installations PV, pourtant 112 des 229 municipalités appliquent les règles, souvent influencées par des préoccupations d'impact visuel plutôt que scientifiques. Les promoteurs doivent compléter des études d'impact environnemental supplémentaires et négocier des référendums locaux, ajoutant six à neuf mois aux délais d'obtention des permis et augmentant les coûts indirects. Des recours constitutionnels sont en cours, et une éventuelle résolution juridique pourrait débloquer la capacité contrainte, mais les calendriers à court terme restent à risque.

Déficit tarifaire de la KEPCO limitant les améliorations du réseau

Les tarifs de détail réglementés n'ont pas entièrement reflété les hausses de prix des combustibles fossiles en 2024, laissant la Korea Electric Power Corporation avec des pertes d'exploitation record de 13,1 billions de KRW. Le service public peine désormais à financer les mises à niveau de la transmission à 500 kV essentielles pour évacuer la production solaire des provinces sud-ouest riches en ressources. Les producteurs d'énergie renouvelable reçoivent actuellement des avis de délestage dans les provinces de Jeolla et Chungcheong chaque fois que la pénétration solaire dépasse 20 % de la demande de midi, un scénario qui s'est déjà produit lors de 42 jours de printemps en 2024. Sans une voie prévisible vers des tarifs reflétant les coûts, les dépenses d'investissement pour l'expansion du réseau devraient rester en retard par rapport au déploiement des énergies renouvelables.

*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 : hégémonie du photovoltaïque au milieu de l'essor des cellules tandem

Les systèmes photovoltaïques représentaient la totalité de la taille du marché de l'énergie solaire en Corée du Sud en 2025 et sont appelés à se développer à un CAGR de 9,55 % jusqu'en 2031. L'énergie solaire concentrée reste absente car l'irradiance normale directe est en moyenne de seulement 3,8 kWh/m²/jour, bien en dessous du seuil de viabilité de 5,5 kWh. Les modules mono-PERC représentaient 38 % des expéditions en 2024, tandis que la technologie TOPCon a atteint 62 % avec une efficacité de cellule de 22,5 % et une forte réponse bifaciale. Hanwha Q CELLS et OCI pilotent des lignes de produits tandem pérovskite-silicium avec une commercialisation ciblée pour 2027. Les solutions en couche mince détiennent moins de 1 % de part, entravées par une efficacité plus faible et des chaînes d'approvisionnement locales limitées.

Le solaire flottant est le sous-segment remarquable. Le projet Saemangeum utilise des flotteurs en polyéthylène haute densité dimensionnés pour résister à des tempêtes cinquantennales et prévoit l'achèvement total de ses 2,1 GW d'ici 2026, suffisant pour alimenter 1,2 million de foyers. La production sur réservoirs gagne 8 % à 12 % grâce au refroidissement des modules, tandis que les conceptions bifaciales captent 18 % d'albédo supplémentaire. Les tours agrophotovoltaïques montées à 3 m au-dessus des cultures ont produit 600 kWh par kW installé et ont conservé 85 % du rendement maraîcher lors des essais menés dans la province de Chungcheong, illustrant une voie à double usage autour des codes fonciers restrictifs.

Par type de réseau : suprématie du raccordé au réseau avec un élan de niche hors réseau

Les installations raccordées au réseau représentaient 99,44 % de la capacité de 2025, ancrées par de grands parcs de services publics et des toitures commerciales monétisant des crédits d'injection. Les installations hors réseau, seulement 0,56 % aujourd'hui, progressent à un CAGR de 13,3 % alors que les îles échangent le diesel contre des microréseaux solaires-batteries qui atteignent un LCOE d'environ 120 KRW par kWh (0,09 USD par kWh) contre 250 KRW par kWh pour le diesel. Le microréseau de 8 MW d'Ulleungdo a réduit la consommation de diesel de 72 % et réduit les tarifs des résidents de 38 % après sa mise en service en février 2025. Les bases militaires dans la province de Gangwon ont ajouté 12 MW de PV en toiture en mode îloté en 2024 pour assurer une alimentation ininterrompue lors des pannes de réseau.

Les conversions de tours de télécommunication étendent l'économie hors réseau : SK Telecom et KT ont rénové 1 200 sites distants en 2024, réduisant les coûts d'exploitation de 18 millions de KRW (13 500 USD) par tour. Le financement reste difficile pour les projets inférieurs à 5 MW, c'est pourquoi la Banque de développement de Corée a ouvert une fenêtre de prêts verts de 500 milliards de KRW à 2,5 % pour dérisquer les microréseaux ruraux.

Par utilisateur final : dominance des services publics à grande échelle, rattrapage commercial et industriel

Les parcs à l'échelle des services publics détenaient 85,15 % de la capacité en 2025 et sont prévus à un CAGR de 10,2 % jusqu'en 2031, car la conformité au RPS contraint les exploitants de centrales au charbon à s'approvisionner en électricité verte. La ferme de 500 MW de Yeongam utilise des suiveurs à axe unique pour augmenter le rendement de 18 % et vend dans le cadre d'un contrat d'achat d'électricité de 20 ans à 92 KRW par kWh (0,07 USD par kWh), en dessous de la parité réseau. Les compléments de stockage de quatre heures sont éligibles à un bonus de capacité de 15 KRW par kWh, portant le taux de rendement interne à près de 9 %.

Les toitures commerciales et industrielles (C&I) prennent de l'élan en raison des besoins de conformité RE100. La méga-fab de Samsung à Pyeongtaek a mis en service 50 MW de panneaux bifaciaux en mars 2025, couvrant 12 % de sa charge interne. SK Hynix a sécurisé 2 GW d'approvisionnement solaire via des contrats d'achat d'électricité en novembre 2024 à 95 KRW par kWh (0,07 USD par kWh). Le transit direct est encore interdit, mais la plateforme pilote du MOTIE à Gyeonggi pourrait ouvrir une voie autour de la surtaxe administrative de la KEPCO. L'adoption résidentielle est à la traîne, limitée par un plafond de comptage net de 10 kW qui rémunère au prix de gros, environ 40 % en dessous du prix de détail, et prolonge le retour sur investissement à environ 12 ans.

Analyse géographique

Les provinces de Jeolla et Chungcheong représentent plus de 38 % de la production solaire cumulée car les anciennes terres plates des marais salants offrent des terrains peu coûteux, mais elles souffrent désormais des taux de délestage les plus élevés du pays pendant les mois de transition printanière. Le marché de l'énergie solaire en Corée du Sud répond par le déploiement de batteries co-localisées dans les nouvelles fermes solaires, une stratégie soulignée par les appels d'offres provinciaux qui récompensent les projets proposant au moins 20 % de capacité de stockage par rapport au solaire. L'île de Jeju accueille un banc d'essai technologique où la Korea Electric Power Corporation démontre des plateformes de système de gestion de l'énergie automatisées capables d'un contrôle du taux de variation en temps réel, fournissant un modèle pour l'adoption continentale en 2027.

Les provinces de Gyeonggi et Incheon, cœur industriel de la Corée du Sud, affichent peu de terres vacantes mais une forte demande en énergie des entreprises. Les systèmes en toiture et les ombrières de stationnement attachés aux fabs de semi-conducteurs et aux centres logistiques dominent les nouveaux ajouts de capacité, complétés par des contrats d'achat d'électricité virtuels qui tirent des électrons de centrales terrestres distantes. Le gouvernement métropolitain de Séoul a adopté un ' code de construction favorable au solaire ' en 2024 qui impose des toitures prêtes pour le PV sur tous les nouveaux bâtiments publics, une politique qui devrait ajouter 500 MW de capacité à l'échelle intermédiaire d'ici 2028. Le marché de l'énergie solaire en Corée du Sud intègre ces mesures urbaines dans les prévisions de demande à long terme, reconnaissant que l'adoption en toiture compense partiellement le ralentissement des approbations de centrales terrestres rurales.

Les régions côtières telles que Saemangeum et le Sud de Jeolla évoluent vers des installations solaires flottantes. Le projet de 2,1 GW de Saemangeum est prévu pour une mise en service complète en 2025 et alimentera des acheteurs commerciaux situés à des centaines de kilomètres à l'intérieur des terres via des liaisons à courant continu à haute tension. La centrale de 3 MW de K-water sur le lac Cheongpung fournit des données de surveillance à distance prouvant que les accélérations induites par les vagues restent dans les limites mécaniques des modules, une condition préalable à la montée en puissance vers des projets en gigawatts. Les projets pilotes agrophotovoltaïques dans la province de Chungbuk révèlent un impact négligeable sur le rendement des variétés de raisin tolérantes à l'ombre, suggérant que 20 000 hectares de terres agricoles pourraient accueillir des installations à double usage d'ici 2030. Collectivement, ces initiatives régionales soulignent la diversification géographique spécifique nécessaire pour atteindre l'objectif solaire de 77,2 GW du onzième Plan.