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Dynamique du marché 

Facteurs déterminants : La chute des prix du polysilicium réduit les coûts des modules et comprime l’énergie actualisée des projets

La chute vertigineuse des prix spot du polysilicium est le principal facteur de coût influençant la rentabilité des projets de grande envergure sur le marché des systèmes d'énergie solaire. Entre janvier et avril, le prix du silicium négocié sur les marchés du Jiangsu a chuté de façon spectaculaire, passant de 11,2 $US à 6,9 $US le kilogramme, tandis que les volumes contractuels dépassaient 450 000 tonnes, conséquence d'une surproduction liée à la ligne de production de Baoshan de Tongwei et à l'expansion de Daqo au Xinjiang. Les fournisseurs de modules répercutent ces économies : les panneaux monocristallins PERC de 540 W expédiés sur la côte du Golfe du Mexique ont coûté en moyenne 0,129 $US par watt en mai, soit une baisse de 0,018 $US par rapport à l'été dernier, et TOPCon a conservé une légère prime de 0,004 $US. Les entreprises d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction annoncent des prix clés en main de 0,83 $US par watt en courant continu pour les centrales solaires mono-axiales, permettant ainsi d'exploiter des sites auparavant exclus en raison des coûts plus élevés de mise à niveau des interconnexions. Une centrale texane de 300 MWc, approuvée en mars, a établi un coût actualisé de l'énergie de 24 dollars américains par mégawattheure, contre 29 dollars américains lors de son étude de faisabilité de 2022, principalement grâce à des matières premières en amont moins chères et à des calendriers plus rapides.

La tendance baissière persistante modifie le positionnement concurrentiel sur le marché des systèmes d'énergie solaire. Les développeurs en phase finale de développement revoient leurs offres à la baisse ; lors de l'appel d'offres ouvert au Nouveau-Mexique, clôturé en juin, six offres solaires présélectionnées affichaient un prix moyen de 24,8 $US par mégawattheure, éliminant ainsi les centrales à gaz à cycle combiné, même en tenant compte du risque de base. Les fabricants d'équipements se réorganisent également : First Solar a avancé le lancement de sa série 7 dans l'Ohio, initialement prévu au troisième trimestre, afin de tirer parti de l'avantage concurrentiel du polysilicium grâce à des verres plus fins, tandis que CSI Cells, filiale de Canadian Solar, a investi 770 millions de dollars dans une usine de 20 000 tonnes de cellules métallurgiques au Sichuan pour internaliser sa production. 

Les institutions financières du marché des systèmes d'énergie solaire réagissent en renforçant leurs exigences en matière de réserves pour le service de la dette, car la baisse des coûts d'investissement réduit les ratios de couverture des dépôts de garantie ; MUFG modélise désormais une dépréciation annuelle des modules de 0,12 $US par watt, contre 0,16 $US l'an dernier. Surtout, la durée des contrats d'achat d'électricité se raccourcit – de nombreuses entreprises signent des contrats de douze ans – car la baisse des investissements dans les modules permet un retour sur investissement plus rapide, ce qui modifie la répartition des risques entre les acheteurs et les promoteurs.

Tendances : Les appels d’offres pour les centrales solaires photovoltaïques avec stockage privilégient les batteries de quatre heures pour une alimentation fiable en soirée

La hausse des prix de l'électricité en soirée sur les marchés américains accélère la transition vers le stockage colocalisé au sein du marché des systèmes d'énergie solaire. Les données d'approvisionnement des enchères de 2024 confirment que les batteries lithium-fer-phosphate d'une autonomie de quatre heures sont devenues la configuration dominante. En février, l'appel d'offres de California ISO a sélectionné 3,6 GW de solaire couplés à 14,4 GWh de batteries, les offres retenues s'établissant à 46 dollars US par kilowatt-année pour le stockage additionnel. La Public Service Company du Nouveau-Mexique a approuvé le projet Arroyo, combinant un système solaire de 300 MWac et un système de stockage par batteries de 1 200 MWh, pour un coût clé en main de 890 millions de dollars US, soit un surcoût de 0,28 dollar US par watt par rapport au photovoltaïque autonome. Le rapport d'ERCOT sur l'état de l'interconnexion de la production indique que 19 GW de capacité couplée ont atteint le stade de l'autorisation de mise en service cette année, contre 7 GW il y a douze mois. Les développeurs apprécient la protection contre la congestion offerte par la colocalisation. L'appétit pour le financement reste intact. Le fonds Global Infrastructure de BlackRock a clôturé une levée de fonds de 1,1 milliard de dollars américains pour deux entreprises hybrides texanes générant des revenus à la fois de l'énergie et des services auxiliaires, démontrant ainsi la viabilité des profils à court terme de quatre heures aujourd'hui pour les investisseurs réticents au risque.

Pour les acteurs du marché des systèmes d'énergie solaire, la proposition de valeur repose désormais sur les crédits de capacité pilotable plutôt que sur les seuls mégawattheures de production diurne. Les organismes régionaux de transport d'électricité revoient déjà leurs règles d'agrément : le programme de capacité effective de charge de PJM attribue un coefficient multiplicateur de capacité de 0,78 heure aux systèmes hybrides solaires de quatre heures, permettant ainsi aux projets de générer un gain supplémentaire de 5 à 7 dollars américains par kilowatt-mois par rapport aux systèmes photovoltaïques classiques. 

Les fournisseurs de technologies adaptent leur production pour saisir les opportunités ; CATL inaugurera une usine d'assemblage de batteries de 20 GWh en Arizona d'ici décembre, tandis que Fluence a enregistré 8,2 GWh de commandes au premier trimestre, dont 90 % sont destinés aux installations photovoltaïques multi-complexes. Côté revenus, l'écart de prix moyen en temps réel entre 14 h et 21 h sur le réseau CAISO a atteint 68 dollars américains par mégawattheure pendant la vague de chaleur de juillet, favorisant ainsi les stratégies de transition énergétique. Les développeurs optimisent également leurs investissements grâce aux crédits d'impôt pour investissement dans les comptes IRA ; un projet hybride de 100 MWac en Géorgie, dont la construction a débuté en avril, a bénéficié d'un bonus de 0,07 dollar américain par watt en respectant les seuils de contenu local.

Défis : Les files d’attente pour l’interconnexion retardent la mise en service des gigawatts et font grimper les coûts de transport pour les développeurs

Les files d'attente pour l'interconnexion constituent un goulot d'étranglement majeur pour le marché des systèmes d'énergie solaire. Le nombre total de demandes actives auprès des ISO a dépassé 690 GWc à la mi-2024, alors que moins de 40 GW ont été mis en service commercial au cours des douze derniers mois. Les études définitives de MISO s'étendent désormais sur vingt-sept mois à compter du dépôt de la demande, et les développeurs doivent verser des cautions remboursables totalisant 120 000 $US par mégawatt pour obtenir un raccordement, immobilisant ainsi des capitaux qui pourraient financer les phases d'ingénierie préliminaires. 

Un projet type de 200 MW engendre donc 24 millions de dollars de dépôts d'interconnexion, auxquels s'ajoutent 2,6 millions de dollars de paiements annuels pour les options d'exploitation, générant ainsi un flux de trésorerie négatif pendant trois ans, voire plus. Les conséquences sont visibles dans l'attrition des projets : les données d'IHS Markit font état de 48 GW de projets solaires américains abandonnés depuis le début de l'année, un record. Surtout, les retards se répercutent sur l'ensemble des chaînes d'approvisionnement ; le fabricant de trackers Nextracker a prévu un chiffre d'affaires inférieur de 300 millions de dollars pour l'exercice 2025, principalement en raison de retards de calendrier sur quatre sites ERCOT en attente de modernisation du réseau et de reports d'approvisionnement en acier ce trimestre.

Les décideurs politiques reconnaissent les freins à la croissance et expérimentent des réformes susceptibles de modifier les délais de réalisation des projets sur le marché des systèmes d'énergie solaire. L'ordonnance 2023 de la FERC, finalisée en août, impose une procédure d'étude groupée selon le principe du premier arrivé, premier servi et plafonne les dépôts d'étude à 5 millions de dollars US pour les grands portefeuilles. Ces mesures devraient réduire de moitié les délais d'attente une fois mises en œuvre. Parallèlement, ERCOT teste une procédure d'interconnexion provisoire permettant aux installations de moins de 200 MW d'être alimentées par le réseau de distribution en attendant la modernisation de ce dernier. Trois projets pilotes, totalisant 430 MWc, ont obtenu leurs lettres d'interconnexion en mai et prévoient une mise en service commerciale dans les dix-huit mois, pour un surcoût inférieur à 17 millions de dollars US. Les structures de financement évoluent également : Apollo Global propose désormais des tranches de fonds propres relais pouvant atteindre 150 millions de dollars US, adossées à des remboursements différés des coûts d'interconnexion, ce qui réduit les freins à la rentabilité des promoteurs. À long terme, l'expansion du réseau de transport reste essentielle : le projet SunZia Link a débuté en janvier, sa ligne de 550 kV permettant une capacité de transport de 3 GW pour les actifs photovoltaïques du Nouveau-Mexique d'ici 2027.

Analyse segmentaire 

Par type de produit

Selon le type de produit, les panneaux solaires représentent plus de 43 % du marché des systèmes d'énergie solaire. Les modules photovoltaïques constituent le principal poste de dépense, absorbant 43 % du chiffre d'affaires total d'après les données douanières de PV-InfoLink (avril 2024). Le prix des panneaux Mono-PERC aux États-Unis était de 0,129 $US Wdc, tandis que le prix moyen d'une centrale solaire mono-axiale s'élevait à 0,83 $US Wdc [Rapport du Département de l'Énergie sur les coûts de l'énergie solaire, 2024]. Les factures pour 380 GW, soit environ 950 millions de modules, ont dépassé 49 milliards de dollars, surpassant ainsi le chiffre d'affaires cumulé des trackers, des onduleurs de chaîne et du stockage d'énergie par batteries. Les développeurs négociant des contrats d'approvisionnement pluriannuels distincts, les ventes de panneaux sont directement comptabilisées dans les comptes des fabricants, contrairement aux revenus des entreprises d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction (EPC), qui sont liés à la main-d'œuvre. De plus, la prime à l'intégration de contenu local, prévue par la loi sur la réduction de l'inflation, est calculée sur la valeur des modules ; les acheteurs appliquent ces crédits lors de la facturation, ce qui augmente le chiffre d'affaires déclaré sans impacter négativement les autres gammes de matériel.

La recherche et le développement continus consolident cette position dominante sur le marché des systèmes d'énergie solaire :

• La ligne de cellules TOPCon de 35 GW de Longi (Shaanxi) vise une efficacité de laboratoire de plus de 26 %, remplaçant les cellules PV plus anciennes.
• La troisième usine de First Solar dans l'Ohio ajoute 3,5 GW de capacité de cellules photovoltaïques à couches minces de série 7 optimisées pour bénéficier du crédit d'impôt à l'investissement.
• JA Solar a lancé la construction d'une centrale à hétérojonction de 2 GW en Arizona, destinée aux contrats d'achat d'électricité des services publics qui imposent un approvisionnement national.

La surproduction de polysilicium (prix spot à 6,9 $US le kg, Xinjiang, mai 2024) permet aux fournisseurs d'accroître leurs marges brutes tout en réduisant modestement le prix des modules de 0,004 $US par watt. Les acheteurs privilégient de plus en plus les panneaux haute densité de puissance de 700 W, ce qui diminue le nombre de fournisseurs de systèmes de suivi solaire et la surface cultivée nécessaire, réinvestissant ainsi les capitaux excédentaires dans la production de modules. Le coût actualisé de l'énergie (LCOE) diminuant plus rapidement lorsque le rendement des modules augmente, les panneaux conservent leur pouvoir de fixation des prix malgré la banalisation des composants BOS. On peut s'attendre à une consolidation accrue des parts de marché avec la mise en service de nouvelles usines de fabrication de cellules hétérojonction et tandem en 2025, renforçant ainsi la position dominante des panneaux solaires sur le marché des systèmes d'énergie solaire.

Par utilisation finale

Le photovoltaïque à usage mixte représente 67 % de la capacité installée sur le marché des systèmes d'énergie solaire. Une centrale de 1 GW près d'Odessa, au Texas (mise en service prévue en juillet 2024), a finalisé son projet d'ingénierie, d'approvisionnement et de construction à 0,83 $US Wdc ; le coût moyen d'une installation résidentielle de 6 kW s'élève encore à 2,80 $US Wdc [SEIA/Wood Mackenzie, 2e trimestre 2024]. Les contrats d'achat d'électricité en gros permettent d'obtenir des financements de qualité investissement à un taux SOFR + 110 points de base, un niveau rarement atteint par les installateurs de panneaux solaires en toiture. Au premier semestre 2024, le financement de projets pour les centrales photovoltaïques à usage mixte a atteint 54 milliards de dollars (IJGlobal), contre 7 milliards pour résidentielles , orientant ainsi la production de plaquettes vers les acheteurs de gros volumes. Le partage des infrastructures d'interconnexion et l'utilisation de trackers multi-mégawatts permettent de réduire les coûts indirects, de sorte que chaque approbation d'étude de cluster libère des centaines de mégawatts sur le marché en une seule tranche.

• Vents politiques favorables et cumul des revenus

Les gestionnaires de réseaux de transport d'électricité du marché des systèmes d'énergie solaire prévoient l'ajout de 250 GW de photovoltaïque d'ici 2030 (feuilles de route de PJM, MISO, SPP et ERCOT). Les calendriers d'enchères recensent déjà 92 GW de tranches aux États-Unis, au Brésil, en Espagne et en Inde. Les entreprises accélèrent cette dynamique : Microsoft, Amazon et Meta ont signé quarante-neuf contrats d'achat d'électricité (CAE) à l'échelle du réseau en 2024, sécurisant ainsi 7,8 GW. Parallèlement, la règle de capacité de livraison de CAISO accorde désormais un crédit de capacité de 0,78 aux systèmes hybrides solaires avec stockage fonctionnant quatre heures, ce qui accroît les revenus des services auxiliaires. Les projets des services publics sont également éligibles à la prime pour contenu local et au crédit d'impôt à l'investissement (ITC) pour les batteries autonomes – pouvant atteindre 0,07 $ US par watt – ce qui favorise nettement les grandes installations. À mesure que la parité réseau creuse les écarts de prix en soirée, les développeurs associent de plus en plus le photovoltaïque à des batteries lithium-fer-phosphate, profitant ainsi d'un arbitrage en temps réel inaccessible aux particuliers. Pour les fabricants, les financiers et les entrepreneurs EPC du marché des systèmes d'énergie solaire, le canal des services publics reste la voie la plus claire vers l'expansion, la liquidité et des marges reproductibles.

Par source 

• Données démographiques, garanties et traitement comptable

Environ 97 % du chiffre d'affaires annuel du marché des systèmes d'énergie solaire provient des nouvelles installations. Sur les 1 560 GW prévus en service d'ici décembre 2024 (AIE « Énergies renouvelables 2024 »), les trois quarts ont été mis en service après 2019 ; le nombre d'actifs de plus de dix ans est insuffisant pour constituer un marché de l'exploitation et de la maintenance (O&M) robuste. Les modules verre-verre bénéficient désormais de garanties de puissance de 30 ans et les onduleurs de chaîne de dernière génération sont livrés avec des contrats de service de 15 ans ; ces deux éléments sont prépayés dans les contrats EPC et non comptabilisés séparément dans les opérations et la maintenance. Les assureurs intègrent la maintenance préventive dans leurs polices d'assurance construction tous risques, ce qui permet d'éviter les coûts liés à la maintenance, la réparation et la révision (MRO) classiques. Même les remplacements d'onduleurs en milieu de vie sont comptabilisés comme des mises à niveau, relevant de la catégorie « renouvellement » plutôt que de la réparation, ce qui accentue le déséquilibre des chiffres d'affaires en faveur des nouvelles capacités.

• Mesures incitatives et remboursements accélérés

Les cadres de subventions favorisent largement les mégawatts supplémentaires sur le marché des systèmes d'énergie solaire :

• Loi sur la réduction de l'inflation : crédit d'impôt à l'investissement de 30 % plus un supplément de 0,07 $ US pour le contenu national — uniquement pour les nouveaux actifs.
• Inde - Prime à la production liée à la production : remise en espèces par watt de puissance de nouveau module, aucune pour les modules remis à neuf.
• Loi européenne sur l'industrie zéro émission nette : prêts à taux préférentiels pour les nouvelles lignes de gigawatt, et non pour les rénovations.

Les mécanismes d'adéquation des ressources garantissent la pleine capacité accréditée pour chaque nouveau mégawatt, tandis que les équipements remis à neuf ne donnent droit à aucun crédit supplémentaire. L'évolution des prix des matières premières renforce l'attrait des nouvelles installations : le polysilicium à 6,9 $US le kg et l'acier pour trackers à 810 $US la tonne permettent des délais de retour sur investissement inférieurs à cinq ans sur les sites bénéficiant d'un fort ensoleillement. Les développeurs investissent donc leur fonds de roulement dans l'acquisition de terrains, les dépôts de garantie pour l'interconnexion et l'achat de modules TOPCon – autant d'éléments qui alimentent le bilan des nouvelles constructions. Avec les réformes de l'interconnexion (ordonnance FERC 2023) qui raccourcissent les études de grappes et les avances de fonds des fournisseurs de capitaux relais sur remboursements futurs, tous les acteurs – des fabricants de modules aux prestataires d'exploitation et de maintenance – restent concentrés sur le déploiement de nouvelles installations. Résultat : les nouvelles installations continueront de dominer le marché des systèmes d'énergie solaire dans un avenir prévisible.

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Analyse régionale 

La région Asie-Pacifique génère des revenus grâce à son envergure, son secteur manufacturier et l'harmonisation de ses politiques

La région Asie-Pacifique représente plus de 60 % des revenus du marché des systèmes d'énergie solaire, une position acquise grâce à une forte capacité de production, une croissance exponentielle des capacités et des politiques concertées. La Chine exploite à elle seule 790 GW et en connectera 140 GW supplémentaires en 2024, tandis que le prix des modules départ usine s'établit à seulement 0,115 dollar US par watt, suite à la chute du prix du polysilicium sous la barre des 6,9 dollars US le kilogramme. Ce coût de revient a permis aux appels d'offres provinciaux d'être conclus à 0,174 yuan par kilowattheure en juillet. L'Inde suit avec 83 GW en service et des enchères pour 30 GW au cours de cet exercice fiscal, grâce à un programme d'incitation à la production finançant 48 GW de panneaux locaux d'ici 2026. L'Australie, le Japon et la Corée du Sud ont ajouté ensemble 18 GW au cours des huit premiers mois de l'année, la demande ayant été stimulée par le déploiement du comptage net sur les toits et les engagements de décarbonation de l'ensemble du parc de centrales de BHP, Toyota et Samsung. Surtout, la région abrite 640 kilotonnes de polysilicium et 780 GW de lignes de production de plaquettes, ce qui rend les risques liés au fret et aux droits de douane négligeables et renforce l'avantage concurrentiel de l'Asie-Pacifique en matière de coûts sur le marché des systèmes d'énergie solaire.

L'Amérique du Nord prend de l'élan grâce à des incitations, des accords d'achat d'électricité d'entreprises et la production nationale

L'Amérique du Nord dynamise le marché des systèmes d'énergie solaire grâce à des incitations, des contrats d'achat d'électricité (PPA) d'entreprises et une production nationale. Les États-Unis disposent actuellement d'une capacité installée de 174 GW et prévoient la mise en service de 37 GW supplémentaires d'ici décembre 2024, selon la SEIA. La loi sur la réduction de l'inflation (Inflation Reduction Act) accorde un crédit d'impôt à l'investissement de 30 % ainsi qu'une prime de 7 cents pour chaque watt supplémentaire produit localement, ramenant le prix effectif des modules sous la barre des 0,10 $ US par watt pour les projets éligibles. Le financement reflète la stabilité des politiques : IJGlobal a enregistré 54 milliards de dollars US de dettes et de fonds propres fiscaux pour des projets à grande échelle jusqu'en juin, avec des marges serrées à SOFR + 110 points de base. Le secteur manufacturier se réinvente : Qcells met en service un complexe de transformation de lingots en modules de 3,3 GW en Géorgie, First Solar ajoute 3,5 GW de production de cellules photovoltaïques à couches minces dans l'Ohio et l'usine d'Enel en Oklahoma livrera 3 GW de modules bifaciaux en 2025, renforçant ainsi la résilience de l'approvisionnement du marché des systèmes d'énergie solaire. La demande des entreprises reste cruciale ; Microsoft, Amazon et Meta ont à elles seules conclu des contrats d'achat d'électricité (PPA) d'une capacité de 19 GW cette année, la plupart assortis de batteries de quatre heures pour se prémunir contre les pics de tension d'ERCOT et de CAISO.

L'Europe accélère la croissance du solaire grâce aux tarifs d'achat garantis, à la réforme des permis et au stockage

L'Europe accélère le marché des systèmes d'énergie solaire grâce aux tarifs de rachat garantis, à la réforme des permis et au stockage. L'Allemagne a enregistré 16 GW de nouvelles installations entre janvier et août 2024, et l'Espagne en a raccordé 12 GW après que sa dernière vente aux enchères a atteint un prix de 31 € par mégawattheure. Avec les Pays-Bas, l'Italie et la Grèce, l'Europe est en bonne voie pour atteindre 55 GW cette année, la plaçant juste derrière l'Amérique du Nord sur le marché des systèmes d'énergie solaire. L'architecture politique joue un rôle déterminant : le programme REPowerEU alloue 20 milliards d'euros à la modernisation du réseau, la loi sur l'industrie zéro émission nette réserve les futurs appels d'offres publics aux équipements d'origine locale, et l'initiative « Toits solaires » impose la couverture photovoltaïque sur la plupart des nouveaux bâtiments à partir de 2027. Bruxelles a également plafonné les délais d'autorisation à douze mois dans les zones prioritaires, accélérant ainsi les approbations pour les projets de construction d'installations neuves. Afin de limiter les pertes de production en milieu de journée, les ventes aux enchères de capacité en France et au Portugal exigent un stockage sur site. Par conséquent, 7 GWh de batteries ont été dédouanées cet été, ouvrant un flux qui renforce la viabilité financière des projets dans toute la région.

Principales entreprises du marché des systèmes d'énergie solaire

• Abengoa
• BrightSource Energy, Inc.
• Canadian Solar Inc.
• Convertir l'Italie
• eSolar Inc
• First Solar
• Compagnie générale d'électricité
• SunPower Corporation
• Tata Power Solar System Ltd
• Trina Solar
• Urja Global Limited
• Groupe Waaree
• Yingli Solaire
• Autres joueurs importants

Aperçu de la segmentation du marché

Sous-produit

• panneaux solaires
• Régulateurs de charge
• Batteries
• Onduleur
• Autres

Par utilisation finale

• Résidentiel
• Commercial
• Industriel
• Utilitaire

Par source

• Nouvelle installation
• MRO

Par région

• Amérique du Nord
  • Les États-Unis.
  • Canada
  • Mexique
• Europe
  • Europe occidentale
    • Le Royaume-Uni
    • Allemagne
    • France
    • Italie
    • Espagne
    • Le reste de l'Europe occidentale
  • Europe de l'Est
    • Pologne
    • Russie
    • Le reste de l'Europe de l'Est
• Asie-Pacifique
  • Chine
  • Inde
  • Japon
  • Australie et Nouvelle-Zélande
  • Corée du Sud
  • ASEAN
    • Indonésie
    • Thaïlande
    • Singapour
    • Vietnam
    • Malaisie
    • Philippines
    • Reste de l'ASEAN
  • Reste de l'Asie-Pacifique
• Moyen-Orient et Afrique (MEA)
  • Arabie Saoudite
  • Afrique du Sud
  • Émirats arabes unis
  • Reste du Moyen-Orient
• Amérique du Sud
  • Argentine
  • Brésil
  • Le reste de l'Amérique du Sud