Le marché mondial de l'énergie solaire

L'industrie solaire photovoltaïque a connu une transformation remarquable au cours des deux dernières décennies. De seulement 1 GW de capacité installée annuellement en 2004, l'industrie a atteint 10 GW en 2010, franchi les 100 GW en 2019 et atteint des niveaux records de 554-602 GW de nouvelles installations en 2024 ^[3][4]. La capacité cumulée mondiale dépasse désormais 2,2 TW, le PV solaire fournissant plus de 10 % de la consommation mondiale d'électricité pour la première fois en 2024 ^[3].

La trajectoire de croissance a dépassé les projections antérieures ^[1]. La Chine seule a dépassé 1 TW de capacité cumulée en 2025, avec 277 GW installés en 2024 représentant environ 60 % des ajouts mondiaux ^[5][9]. Les États-Unis ont atteint 266 GW au T3 2025 ^[7], tandis que l'UE-27 a installé un record de 66 GW en 2024 ^[8]. Le PV solaire représente désormais plus de 75 % de toute nouvelle capacité de production renouvelable installée dans le monde ^[4].

L'investissement mondial dans l'énergie propre a atteint 2 300 milliards de dollars en 2025, en hausse de 8 % par rapport à 2024 ^[2]. L'AIE projette un investissement total dans l'énergie propre d'environ 2 200 milliards de dollars par an, bien que cela reste inférieur aux 4 600 milliards nécessaires annuellement d'ici le début des années 2030 pour atteindre la neutralité carbone ^[1]. Les prix des PPA solaires européens ont considérablement baissé, atteignant 34,25 €/MWh au T3 2025, en baisse de 19,4 % en glissement annuel, reflétant à la fois la surcapacité et la baisse des coûts technologiques ^[10].

Ce guide examine les forces du marché, les dynamiques régionales, les structures de financement et les considérations clés qui façonnent cette transformation. Pour les professionnels de l'énergie utilisant la plateforme Tera Intelligence, comprendre ces fondamentaux fournit la base analytique pour identifier les opportunités, évaluer les risques et prendre des décisions fondées sur les données sur le marché solaire mondial.

L'investissement mondial dans la transition énergétique a atteint un record de 2 300 milliards de dollars en 2025, en hausse de 8 % par rapport à 2024 ^[2]. L'AIE projette un investissement total dans le secteur de l'énergie de 3 300 milliards de dollars en 2025, dont environ 2 200 milliards dirigés vers l'énergie propre (renouvelables, nucléaire, réseaux, stockage, carburants à faibles émissions, efficacité et électrification) contre 1 100 milliards vers les combustibles fossiles ^[1]. Cependant, atteindre la neutralité carbone nécessite environ 4 600 milliards de dollars par an d'ici le début des années 2030, indiquant qu'un écart de financement significatif persiste ^[1].

L'investissement par secteur en 2025 montre le transport électrifié en tête avec 893 milliards de dollars (en hausse de 21 % en glissement annuel), suivi par les énergies renouvelables à 690 milliards et l'investissement dans les réseaux à 483 milliards ^[2]. La répartition régionale montre l'Asie-Pacifique captant 47 % de l'investissement mondial, avec la Chine à 800 milliards de dollars en 2025, l'Union européenne à 455 milliards (en hausse de 18 %), les États-Unis à 378 milliards (en hausse de 3,5 %) et l'Inde à 68 milliards (en hausse de 15 %) ^[2].

Les banques multilatérales de développement (BMD) jouent un rôle crucial dans le financement des projets d'énergie renouvelable, en particulier dans les marchés émergents où le financement commercial peut être limité ou coûteux ^{[12] [13]}. Les principales BMD, classées par actifs totaux, comprennent :

• ●Banque européenne d'investissement : 555,8 milliards € (606,5 milliards $) ^[12]
• ●Banque internationale pour la reconstruction et le développement (Groupe Banque mondiale) : 283 milliards $ ^[13]
• ●Banque asiatique de développement : 191,9 milliards $
• ●Association internationale de développement (Groupe Banque mondiale) : 188,5 milliards $ ^[13]
• ●Banque interaméricaine de développement : 129,5 milliards $
• ●Banque européenne pour la reconstruction et le développement : 61,9 milliards € (67,7 milliards $)
• ●Banque africaine de développement : 33,8 milliards UA
• ●Banque asiatique d'investissement dans les infrastructures : 19,6 milliards $
• ●Banque islamique de développement : 22 milliards de dinars islamiques (18,5 milliards $)

Les BMD ont investi un minimum estimé de 1 700 milliards de dollars dans les énergies renouvelables ^[13]. Les projets solaires sont particulièrement attractifs en raison de leur nature modulaire, de processus d'autorisation simples et d'une faible complexité opérationnelle.

Les fonds souverains (FS) et les fonds de pension publics (FPP) représentent une autre source critique de financement des énergies renouvelables, disposant d'environ 32 800 milliards de dollars d'actifs sous gestion combinés ^[2]. Les FS seuls détenaient 12 700 milliards de dollars en 2023, avec des actifs croissant de 7 % par an. En 2023, les FS et FPP ont investi 26,1 milliards de dollars dans l'énergie propre, avec un taux de croissance annuel moyen de 16,4 % entre 2018 et 2023 ^[2].

Parmi les engagements notables, le fonds souverain norvégien (Norges Bank Investment Management) a engagé 900 millions € dans le cinquième fonds d'énergie renouvelable de Copenhagen Infrastructure Partners ciblant l'éolien offshore et terrestre, le solaire, les infrastructures de réseau et le stockage en Amérique du Nord, Europe de l'Ouest et Asie-Pacifique développée ^[14].

Le capital-investissement et les fonds d'infrastructure sont devenus des acteurs majeurs de l'investissement dans les énergies renouvelables, attirés par les flux de trésorerie stables et à long terme des actifs solaires et éoliens en exploitation. Les principaux investisseurs en infrastructure, notamment Brookfield, Global Infrastructure Partners, Macquarie et BlackRock, ont déployé des milliards dans des portefeuilles d'énergies renouvelables. Ces fonds ciblent généralement des actifs opérationnels avec des flux de revenus contractualisés, bien que certains se soient étendus aux projets en phase de développement.

Les banques commerciales fournissent du financement de projet pour les développements solaires à grande échelle, généralement par le biais de structures de dette sans recours ou à recours limité. Les principales banques de financement de projet dans les énergies renouvelables comprennent Santander, MUFG, ING, Société Générale et BNP Paribas. Le financement par dette couvre généralement 60 à 80 % du CAPEX du projet, avec des marges variant selon la juridiction, le risque technologique et la qualité du contrat d'achat.

Les investisseurs à long terme emploient de plus en plus des structures de financement mixte, collaborant avec les BMD et les institutions de financement du développement pour réduire les risques des projets dans les marchés émergents. Ces approches aident à combler l'écart de financement existant en combinant capital concessionnel et investissement commercial. Pour les investisseurs et développeurs suivant ces opportunités, le module Tera Asset Intelligence offre une visibilité sur les projets financés dans plus de 138 pays.

L'énergie primaire (EP) désigne la première étape où l'énergie entre dans la chaîne d'approvisionnement avant tout processus de conversion ou de transformation. Comprendre la distinction entre énergie primaire et production d'électricité est essentiel pour analyser le rôle du marché solaire dans le système énergétique global. La production d'énergie primaire est généralement classée en trois catégories :

• ●Fossile : Utilisant le charbon, le pétrole brut et le gaz naturel
• ●Nucléaire : Utilisant l'uranium
• ●Renouvelable : Utilisant la biomasse, la géothermie, l'hydroélectricité, le solaire, le marémoteur, l'énergie des vagues, l'éolien et autres sources

En 2017, le monde a produit un total de 162 PWh d'énergie primaire. Étant donné qu'il y a 8 760 heures dans une année, cela se traduit par une puissance continue moyenne d'environ 18 TW. Les plus grands pays producteurs par production d'énergie primaire (en PWh) sont : Chine (34), États-Unis (25), Russie (17), Arabie saoudite (7), Inde (7), Canada (6), Indonésie (5) et Iran (4).

En 2020, la capacité installée de production d'électricité mondiale était d'environ 7,5 TWp, tandis que la production réelle atteignait 27 PWh. L'efficacité moyenne des générateurs d'électricité toutes technologies confondues est d'environ 40 %, ce qui signifie que la production d'électricité réelle à tout moment donné est en moyenne de 3 TW. Les pays avec de fortes proportions d'énergie renouvelable affichent généralement des ratios capacité/production plus élevés en raison de la nature intermittente des ressources solaires et éoliennes.

Le solaire a franchi 1 TWp de capacité installée et plus de 1 PWh de production d'électricité en 2021, représentant un facteur de capacité moyen d'environ 11 %. Bien que cela puisse paraître faible par rapport à la production thermique, l'évolutivité du solaire, la baisse des coûts et l'absence de besoin en combustible le rendent de plus en plus compétitif dans le mix de production.

La croissance du PV solaire a dépassé pratiquement toutes les projections antérieures ^{[1] [3]}. Jalons clés : 1 GW installé annuellement pour la première fois en 2004, 10 GW en 2010, 100 GW en 2019, 150 GW en 2021 malgré les perturbations de la COVID-19, 407-446 GW en 2023, et un record de 554-602 GW en 2024 ^{[3] [4]}. La capacité cumulée mondiale a atteint 1,6 TW en 2023 et a dépassé 2,2 TW fin 2024 ^[4]. La production PV solaire a augmenté d'un record de 320 TWh (en hausse de 25 %) en 2023 seulement ^[1].

Le record d'installation 2024 a été porté par la Chine, qui a installé environ 357 GW (près de 60 % des ajouts mondiaux) ^{[5] [9]}. Les autres grands marchés comprennent : UE-27 à 62,6 GW ^[8], États-Unis à 47,1 GW ^[7] et Inde à 31,9 GW ^[4]. Le PV solaire a représenté plus de 75 % de toute nouvelle capacité de production renouvelable installée dans le monde en 2024 ^[4].

Les systèmes à grande échelle continuent de dominer les nouvelles installations, portés par les économies d'échelle et la baisse des coûts ^[1]. Sur le marché américain (T3 2025), le segment à grande échelle représentait 83 % des installations (9,7 GWdc), suivi par le résidentiel à 9 % (1 088 MWdc), le commercial à 5 % (554 MWdc) et le solaire communautaire à 2 % (267 MWdc) ^[7]. La tendance vers les installations à grande échelle devrait se poursuivre, avec deux tiers de la capacité mondiale projetée à grande échelle d'ici 2050 ^[15].

Les prix des modules ont considérablement baissé en raison de la surcapacité de fabrication, notamment en Chine ^[3]. Cela a fait baisser les prix des PPA solaires européens à 34,25 €/MWh au T3 2025, soit une baisse de 19,4 % par rapport au T3 2024 ^[10]. Les coûts d'installation à grande échelle aux États-Unis ont continué de baisser, bien que le rythme varie selon le segment de marché et la disponibilité des composants ^[7].

La Chine héberge désormais environ 45 % de la capacité cumulée mondiale, ayant dépassé 1 TW mi-2025 ^{[5] [9]}. Pour l'année complète 2025, l'Association chinoise de l'industrie photovoltaïque projette des installations entre 215 et 255 GW, représentant un ralentissement par rapport au rythme record de 2024 en raison de réformes du marché entrées en vigueur le 1er juin 2025 ^[9]. Hors Chine, le reste du monde a ajouté 11 % en glissement annuel en 2024, avec une croissance significative en Inde, en Europe et aux États-Unis ^[4].

L'AIE note que la capacité solaire devrait plus que doubler entre 2025 et 2030 par rapport à la période 2019-2024 ^[1]. Selon le scénario de base de BloombergNEF, l'investissement annuel moyen dans la transition énergétique devrait atteindre 2 900 milliards de dollars au cours des cinq prochaines années ^[2]. Pour les investisseurs et développeurs, la carte du réseau électrique Tera offre une visibilité mondiale sur les schémas de déploiement solaire, les infrastructures de réseau et les opportunités de raccordement.

La Chine a franchi un cap historique mi-2025, devenant le premier pays à dépasser 1 térawatt (TW) de capacité PV solaire cumulée ^[5]. Au 31 mai 2025, la capacité totale installée s'élevait à 1,08 TW ^[5]. La Chine héberge désormais environ 45 % de la capacité solaire mondiale, avec plus de solaire à grande échelle que tout autre pays ^[4]. Environ 80 % de tous les panneaux solaires fabriqués dans le monde sont produits en Chine, donnant au pays à la fois une domination manufacturière et les coûts de déploiement les plus bas au monde ^[3].

La Chine a installé un record de 277 GW de capacité solaire en 2024, représentant une augmentation de 45,2 % par rapport à 2023 ^{[5] [9]}. Cette seule année d'installation a dépassé le double de la capacité solaire totale à grande échelle des États-Unis. Fin 2024, la capacité cumulée atteignait 886,67 GW ^[5]. Au cours des cinq premiers mois de 2025, la Chine a installé 197,85 GW de nouvelle capacité, portée par une vague d'installations avant les réformes du marché entrées en vigueur le 1er juin 2025 ^[9].

Le gouvernement chinois est passé d'une croissance tirée par les subventions à des mécanismes basés sur le marché ^[9]. À partir de 2022, les régimes de tarifs de rachat garantis ne sont plus en vigueur et les producteurs vendent leur électricité sur le marché de gros. Les réformes du marché entrées en vigueur le 1er juin 2025 ont modéré le rythme d'installation ^[9]. Pour l'année complète 2025, l'Association chinoise de l'industrie photovoltaïque projette des installations entre 215 et 255 GW, représentant un ralentissement par rapport au rythme record de 2024 ^[9].

Trois canaux matures sont disponibles pour les consommateurs d'énergie renouvelable commerciaux et industriels (C&I) :

1. Installations de production renouvelable sur site : Les clients C&I peuvent installer des installations de production renouvelable derrière compteur, comme des panneaux solaires sur toiture. L'économie des projets reste solide, notamment car les heures de production solaire de pointe coïncident généralement avec les tarifs heures pleines. La plupart des installations sur site sont développées par des investisseurs tiers dans le cadre de contrats de gestion de l'énergie. Cependant, les installations sur site ne couvrent généralement qu'environ 5 % de la demande électrique des clients C&I.

2. Contrats d'achat d'électricité verte (GPPA) : Les bourses d'électricité provinciales ont établi des règles de négociation de GPPA sur les principaux marchés. Les termes clés comprennent : seuls les projets renouvelables à grande échelle non subventionnés peuvent vendre, seuls les clients C&I connectés à des transformateurs de réseau 10 kV+ peuvent acheter, les formules de prix ont des planchers de Prix de base×80 % et des plafonds de Prix de base×120 %, et les GPPA bénéficient d'une priorité dans l'ordre de mérite de dispatch.

3. Certificats d'énergie verte (CEV) : Le CEV chinois est un code numérique basé sur la blockchain traçant 1 MWh d'électricité produite à partir de sources renouvelables. Les CEV sont catégorisés en CEV alternatifs aux subventions, CEV à parité réseau et CEV groupés (émis avec les GPPA via les bourses d'électricité).

Les États-Unis ont atteint 266,2 GW de capacité solaire totale installée au T3 2025 ^[7]. En 2024, l'industrie solaire américaine a installé près de 50 GWdc, soit une augmentation de 21 % par rapport à 2023, marquant la deuxième année consécutive de croissance record ^[7]. Le solaire a représenté 66 % de toute nouvelle capacité de production d'électricité ajoutée au réseau en 2024 ^[7]. Jusqu'au T3 2025, plus de 30 GW ont été installés, le solaire représentant 58 % de toute nouvelle capacité de production d'électricité aux États-Unis ^[7].

Le marché montre des performances variées selon les segments ^[7] :

• ●Grande échelle : 9,7 GWdc installés (en hausse de 26 % en glissement annuel), représentant le troisième plus grand trimestre de l'histoire de l'industrie
• ●Résidentiel : 1 088 MWdc (en baisse de 4 % en glissement annuel)
• ●Commercial : 554 MWdc (en hausse de 9 % en glissement annuel)
• ●Solaire communautaire : 267 MWdc (en baisse de 21 % en glissement annuel)

SEIA projette 246 GWdc de déploiements solaires totaux de 2025 à 2030 dans son scénario de base ^[7].

La North American Electric Reliability Corporation (NERC) supervise huit entités de fiabilité régionales englobant tous les systèmes électriques interconnectés des États-Unis contigus, du Canada et d'une partie de la Basse-Californie. Les réseaux de transport sont exploités par des gestionnaires de réseau de transport (GRT), qui coordonnent, contrôlent et surveillent les opérations du système électrique. Les GRT peuvent être des opérateurs de système indépendants (ISO), opérant au sein d'un seul État, ou des organisations régionales de transport (RTO), couvrant des zones plus larges traversant les frontières des États.

Le crédit d'impôt à l'investissement (ITC) a été un moteur majeur du développement solaire et éolien à grande échelle. Les entités éligibles peuvent réclamer un crédit d'impôt jusqu'à 30 % des coûts d'investissement. L'Inflation Reduction Act (IRA) de 2022 a considérablement étendu et prolongé les crédits d'impôt pour l'énergie propre, les rendant transférables pour la première fois. Cette transférabilité a simplifié les structures de tax equity, car les entreprises peuvent désormais vendre directement des crédits d'impôt plutôt que de structurer des partenariats complexes.

Quatre principales formes de financement par tax equity sont utilisées pour les projets solaires (hors dette) :

1. Partnership Flip : Sur un projet de 100 M$, les développeurs font généralement appel à un investisseur tax equity qui contribue 30 M$ pour 99 % de propriété au sein d'un partenariat pendant 7 ans jusqu'à l'acquisition des crédits d'impôt. L'investisseur capte 99 % des crédits d'impôt pendant l'acquisition, ciblant des rendements de 6-8 %. Une fois le rendement atteint, l'intérêt économique de l'investisseur tombe à environ 5 %, et il sort du partenariat.

2. Sale-Leaseback : Le développeur vend le projet à un investisseur tax equity et le reprend en location, effectuant des paiements de loyer périodiques. Tous les avantages fiscaux sont transférés à l'investisseur sans comptabilité de partenariat compliquée, tandis que le développeur conserve le contrôle opérationnel.

3. Inverted Lease : L'investisseur tax equity possède le projet dès le départ et le loue au développeur/exploitant. Le développeur effectue des paiements de location et exploite le projet, tandis que l'investisseur capte les avantages fiscaux. Cette structure est plus simple que les partnership flips et fonctionne bien pour les investisseurs qui préfèrent la propriété directe.

4. Power Prepayment : L'investisseur prépaye une partie de la production d'électricité future du projet, fournissant un capital initial au développeur. L'investisseur reçoit les avantages fiscaux associés à cet arrangement de prépaiement. Cette structure est moins courante mais peut être avantageuse dans certaines situations.

Avec les dispositions de transférabilité de l'IRA, le besoin de structures complexes a diminué. Pour en savoir plus sur les structures de PPA, consultez notre entrée de glossaire sur les contrats d'achat d'électricité.

L'UE-27 a installé un record de 66 GW de capacité PV solaire en 2024, poursuivant la trajectoire de croissance rapide dans le cadre du plan REPowerEU ^[8]. La capacité totale installée dépasse désormais 260 GW ^[8]. La stratégie solaire de l'UE vise à atteindre plus de 320 GW d'ici 2025 et près de 600 GW d'ici 2030 ^[8]. Le PV solaire a représenté près de 80 % des augmentations mondiales de capacité renouvelable en 2024 ^[4].

L'Allemagne est en tête de l'UE avec environ 82 GW de capacité cumulée et a installé 17,2 GW en 2024, le plus élevé en Europe ^[8]. Le marché allemand bénéficie d'un fort soutien politique et de prix de l'électricité élevés qui rendent l'économie solaire attractive tant pour la production à grande échelle que distribuée ^[8]. L'Allemagne vise 215 GW d'ici 2030, avec des ajouts annuels attendus de 10-15 GW ^[8]. Le pays possède l'un des marchés de solaire sur toiture les plus développés d'Europe, soutenu par le comptage net et les régimes de prime de rachat.

L'Espagne se classe deuxième dans l'UE avec environ 61 GW de capacité cumulée et a installé 8,7 GW en 2024 ^[8]. Le marché espagnol a connu une croissance significative des projets à grande échelle, bénéficiant d'un excellent ensoleillement et de coûts fonciers relativement bas. Le mécanisme d'enchères PREPA de l'Espagne a conduit à des prix de PPA compétitifs ^[10]. L'activité de PPA d'entreprise est particulièrement forte, de nombreuses multinationales choisissant l'Espagne pour leur approvisionnement en énergie renouvelable en Europe.

L'Italie a installé 6,7 GW en 2024, portant la capacité cumulée à environ 20 GW ^[8]. Le marché est caractérisé par un mélange de projets à grande échelle au sol dans le sud et de production distribuée dans le nord. Le secteur agrivoltaïque italien est en croissance, combinant production solaire et production agricole. Des réformes réglementaires récentes ont simplifié les autorisations, bien que les processus administratifs restent un défi dans certaines régions.

La France a installé environ 6 GW en 2024, avec une structure de marché dominée par des entités publiques ^[8]. EDF (83,7 % détenu par l'État) gère la production d'électricité ; RTE (50,1 % détenu par EDF) gère le transport haute tension ; et Enedis (100 % détenu par EDF) distribue l'électricité couvrant 95 % de la France métropolitaine. Les récents appels d'offres ont révélé des tarifs compétitifs, avec des projets au sol atteignant 57-60 €/MWh.

Les Pays-Bas sont devenus un marché solaire significatif malgré une disponibilité foncière limitée, se concentrant sur le solaire sur toiture et les installations innovantes, notamment le solaire flottant sur plans d'eau. Le pays a une forte activité de PPA d'entreprise et bénéficie de sa proximité avec les principaux hubs de négoce d'électricité. La capacité solaire néerlandaise a augmenté rapidement, soutenue par les régimes de subvention SDE++.

Le marché britannique est centré sur les PPA basés sur le modèle de contrat pour différence (CfD). La Low Carbon Contracts Company (LCCC), entièrement détenue par le gouvernement, délivre les éléments clés du programme de réforme du marché de l'électricité. Les fournisseurs d'électricité financent les paiements CfD via le prélèvement d'obligation des fournisseurs CfD. Le Royaume-Uni a vu une activité croissante de PPA d'entreprise en dehors du cadre CfD.

Le gouvernement irlandais vise 80 % d'électricité renouvelable d'ici 2030 dans le cadre de RESS 2, comprenant 8 GWp de capacité solaire et 250 000 installations sur toiture ^[11]. RESS 2 a attribué des droits à 1,5 GW de projets à 0,097 € par kWh ^[11]. EirGrid plc est le gestionnaire de transport public, tandis qu'ESB Networks gère la distribution.

Les prix des PPA solaires européens ont considérablement baissé, atteignant 34,25 €/MWh au T3 2025, en baisse de 19,4 % par rapport au T3 2024 ^[10]. Cette baisse reflète la baisse des prix de l'électricité de gros, la réduction des coûts de la chaîne d'approvisionnement solaire et la surcapacité énergétique sur plusieurs marchés ^[10]. Les acheteurs corporate font face à des opportunités d'achat élargies avec diverses options renouvelables dans toutes les régions, notamment en Europe centrale et orientale. Une évolution vers des projets hybrides solaire-stockage remodèle les schémas d'approvisionnement alors que les développeurs combinent solaire et stockage par batteries pour faire face à la volatilité ^[10].

Dans leurs premières années, l'Europe et la Chine s'appuyaient sur les régimes de tarifs de rachat garantis (FiT) pour stimuler les marchés solaires, tandis que les États-Unis ont été pionniers des PPA d'énergie renouvelable ^[6]. Les PPA sont devenus le mécanisme d'approvisionnement dominant à l'échelle mondiale, portés par les engagements de durabilité des entreprises, la maturation des marchés de gros de l'électricité et la suppression progressive des subventions gouvernementales dans la plupart des marchés développés ^[10].

Les prix des PPA solaires européens ont considérablement baissé par rapport à leurs pics de 2022 ^[10]. Le T1 2024 a vu les prix européens baisser de 5,9 %, portés par des prix de l'électricité de gros modérés et des coûts de chaîne d'approvisionnement solaire plus bas ^[10]. Au T3 2024, le P25 des prix de PPA compétitifs est tombé à 76,17 €/MWh, en baisse de 12,4 % en glissement annuel ^[10]. La baisse s'est poursuivie jusqu'en 2025, avec des prix au T3 2025 atteignant 34,25 €/MWh (40,05 $), soit une baisse de 19,4 % par rapport au T3 2024 ^[10].

Plusieurs facteurs conduisent à la baisse des prix des PPA : la baisse des prix de l'électricité de gros sur les principaux marchés, la réduction des coûts des modules solaires et des composants due à la surcapacité de fabrication (notamment en Chine), la surcapacité énergétique sur plusieurs marchés européens et la concurrence accrue entre développeurs cherchant des acheteurs ^[10]. L'Italie, la Pologne et la Roumanie ont connu des baisses de prix particulièrement fortes en raison de la surcapacité énergétique ^[10].

Une évolution significative vers des projets hybrides solaire-stockage (BESS) remodèle les schémas d'approvisionnement. Les développeurs combinent de plus en plus le solaire avec le stockage par batteries pour répondre aux préoccupations d'intermittence et capter de la valeur des services de réseau. Cette tendance est particulièrement forte sur les marchés à forte pénétration solaire où le risque d'écrêtement augmente. L'Allemagne et l'Espagne ont vu les développeurs pivoter vers des offres hybrides.

Plusieurs structures de PPA sont utilisées sur le marché solaire :

• ●PPA physique : L'acheteur prend livraison physique de l'électricité à un compteur spécifique, avec des unités mesurées en MWh livrés au point de raccordement au réseau.
• ●PPA sleeved : Un fournisseur d'énergie agit comme intermédiaire, « transportant » l'électricité du producteur à l'utilisateur final corporate moyennant des frais (exprimés en $/MWh).
• ●PPA virtuel (financier) : Un contrat pour différence où aucune électricité physique ne change de mains. Le producteur et l'acheteur conviennent d'un prix d'exercice ; si le prix du marché dépasse le prix d'exercice, le producteur paie l'acheteur, et vice versa. Cela fournit une puissante couverture contre la volatilité du marché.
• ●PPA de portefeuille : Agrège plusieurs projets de différentes technologies et/ou localisations pour fournir des profils de livraison plus stables et réduire le risque individuel des projets.

Les acheteurs corporate font face à des opportunités d'achat élargies avec diverses options renouvelables dans toutes les régions, notamment en Europe centrale et orientale et en Irlande. Les grandes entreprises technologiques, les fabricants de biens de consommation et les institutions financières continuent de porter la demande de PPA corporate dans le cadre de leurs engagements de durabilité.

Pour des définitions techniques détaillées, consultez notre glossaire du marché de l'électricité. Le module Tera Company Intelligence suit les acheteurs et leurs portefeuilles de PPA sur les marchés mondiaux.

Le marché des BESS à grande échelle a suscité un intérêt significatif, notamment aux États-Unis, en Australie et au Royaume-Uni depuis 2017, s'étendant à l'Italie, l'Irlande, l'Inde et les Philippines à partir de 2022 ^[6]. Les marchés les plus désireux de déployer de la capacité BESS ont tendance à être ceux où la maintenance des infrastructures de réseau a été négligée en raison d'une exploitation privée ou de ressources limitées.

L'intérêt pour les BESS a atteint son pic en 2022 en raison des effets de la guerre en Ukraine sur les marchés de l'énergie, générant des revenus inhabituellement élevés pour les opérateurs de BESS. L'annonce par la Commission européenne d'objectifs élevés de production renouvelable et de stockage a davantage stimulé l'activité du secteur privé ^[8]. Cependant, depuis 2024, le marché se sature rapidement, avec des flux de revenus potentiels pour les opérateurs diminuant d'année en année ^[6]. Cette saturation forcera les participants à sélectionner de meilleurs projets et exercera une pression à la baisse sur le CAPEX, les projets de moindre qualité étant probablement annulés.

CAPEX : Les coûts d'investissement en 2023 varient entre 300 000 et 700 000 $ par MWh ^[6]. Par exemple, un système de 50 MW/75 MWh au Royaume-Uni peut coûter 45 000 000 $. Le calcul du CAPEX : 600 000 $ × 75 MWh = 45 000 000 $.

Revenus : Les rendements mensuels moyens en 2021 au Royaume-Uni étaient d'environ 150 000 $ par mois (incluant les flux de revenus de gros, d'équilibrage et de réponse en fréquence). Le retour sur investissement annualisé était de (150 000×12)/45 000 000 = 4 %, ce qui n'est pas particulièrement attractif. Il est important de noter que 2021-2022 a généré des revenus inhabituellement élevés en raison de la crise énergétique, suggérant que les rendements futurs pourraient être plus faibles à mesure que les marchés se stabilisent.

Coûts des batteries : En 2023, les prix des batteries lithium-ion à grande échelle sont d'environ 200 $/kWh, avec le Balance of System ajoutant environ 100 $/kWh ^[6]. Début 2024, Huawei Europe propose 160 000 €/MWh pour les batteries à refroidissement liquide.

Les conseillers techniques en systèmes BESS comprennent DNV, Fichtner, Everoze et Fractal EMS. Ces cabinets fournissent des services d'ingénierie, de due diligence et d'optimisation opérationnelle pour les projets de stockage.

Selon Bloomberg NEF, les coûts annuels pour les services O&M complets en 2019 en Europe s'élevaient en moyenne à 6 700 € par MWp, avec des prix en baisse de 5 à 10 % par an ^[6]. Les charges d'exploitation annuelles totales pour une centrale PV solaire sont estimées à 17 100 € par MWp, incluant O&M complet, gestion d'actifs, bail foncier et assurance ^[6].

À titre de comparaison, en 2023 le CAPEX éolien est d'environ : terrestre à 1,5-1,6 million $ par MW, offshore fixe à 2-3 millions $ par MW, et offshore flottant attendu à 2,6-4 millions $ par MW d'ici 2030 ^[14].

En 2021, l'OPEX éolien variait d'environ 80 000 € par MW pour les meilleurs performeurs à 135 000 € en moyenne et 250 000 € pour les moins performants ^[6]. Les prix moyens de l'électricité éolienne de gros variaient de 21 €/MWh à 200 €/MWh avec une moyenne d'environ 50 €/MWh. En Irlande, 1 MW de capacité éolienne installée produisait 3 340 MWh/an, se traduisant par environ 167 000 € de revenu annuel.

Un projet solaire décent peut générer 6 à 10 % de rendement brut annuel sur le CAPEX initial ^[6]. Avec environ 1 million $ de CAPEX par MWp et 80 000 $ de revenu annuel provenant des ventes de PPA, des crédits carbone et de l'électricité spot, l'économie reste attractive ^[14]. Pour les calculs de LCOE et l'analyse comparative, la plateforme Tera fournit des outils de benchmarking entre technologies et régions.

Selon l'efficacité des modules et l'irradiance solaire, 1 MWp peut produire entre 1 000 et 2 800 MWh/an ^[14] :

• ●Irlande : 900 MWh/an
• ●Centre de la France : 1 200 MWh/an
• ●Sud de l'Espagne : 1 600 MWh/an
• ●Sud de la Californie : 1 900 MWh/an
• ●Atacama au Chili : 2 200 MWh/an

Les marchés de l'électricité ont des structures différentes à travers le monde, impactant significativement la façon dont les projets solaires sont développés, financés et exploités. Comprendre ces structures est essentiel pour les investisseurs et développeurs internationaux.

Le marché chinois est le plus important au monde avec 8,6 PWh produits en 2021. Deux réformes majeures en 2002 et 2015 ont fait évoluer le système d'une propriété étatique totale vers un système supervisé par le gouvernement intégrant des mécanismes de marché libre. Le transport et la distribution restent sous contrôle étatique, tandis que la production d'électricité a été partiellement ouverte aux investisseurs privés et étrangers.

Les principaux types de transactions comprennent : le trading d'énergie électrique (92 % de l'électricité échangée), le trading de droits de production d'électricité (5 %) et les services auxiliaires électriques. Actuellement, 2 centres régionaux et 32 centres provinciaux d'échange d'électricité ont formulé leurs propres règles de trading, bien qu'une unification générale soit nécessaire.

Les États-Unis sont le deuxième plus grand marché avec 4,3 PWh produits en 2021. La conception du marché est basée sur le modèle centralisé où les producteurs soumettent des données de coûts détaillées aux GRT, qui décident des niveaux de production pour chaque centrale. Le marché de distribution tend à être efficace, bien que l'infrastructure de réseau soit en mauvais état avec des pannes majeures ces dernières années. Les obstacles de financement et réglementaires rendent le déploiement de nouvelles infrastructures difficile.

Les réseaux de transport appartiennent à des compagnies d'électricité privées, tandis que les GRT sont des entités à but non lucratif supervisées par des institutions gouvernementales. Les principaux GRT comprennent CAISO (Californie), NYISO (New York), ERCOT (Texas), MISO (Midcontinent), ISO-NE (Nouvelle-Angleterre), SPP (Sud-Ouest) et PJM (Pennsylvanie-New Jersey-Maryland).

L'Europe est le troisième marché avec 2,7 PWh produits en 2021. Le marché repose sur l'auto-engagement, les producteurs envoyant des informations de coûts moins détaillées aux GRT. La plus grande part de la distribution se règle la veille, avec des marchés intrajournaliers assurant l'équilibrage résiduel. Les réformes de l'UE au cours des 20 dernières années ont privatisé la distribution d'électricité, entraînant des augmentations de prix significatives pour les consommateurs.

Le jeu de données d'infrastructure de réseau Tera suit les limites des GRT, les points d'interconnexion et les structures de marché dans toutes les grandes régions.

Comme toute classe d'actifs, les systèmes solaires qui fonctionnent normalement sont sujets à l'achat et à la vente pendant leur durée de vie opérationnelle. Bien que les données fiables soient limitées en raison de la relative jeunesse du marché, on peut estimer que 0,5 à 3 % du stock total est vendu annuellement. Pour les systèmes atteignant la fin de leur vie contractuelle (20 ans), la probabilité de vente ou de restructuration juridique est significativement plus élevée.

Dans un marché mature et stable où les nouvelles installations annuelles égalent les systèmes en fin de vie, environ 5 % atteindraient la fin de leur durée de vie contractuelle chaque année. Les estimations affinées suggèrent que 1 à 2 % de tous les systèmes (en exploitation plus en fin de vie) sont vendus annuellement, ce qui corrèle approximativement avec les marchés immobiliers.

Les raisons potentielles pour lesquelles les propriétaires d'actifs solaires effectuent des transactions comprennent :

• ●Déménagement ou autres raisons personnelles, y compris les changements de carrière
• ●Nécessité financière
• ●Revente d'actifs solaires pour profit
• ●Regroupement d'actifs sous différentes structures financières
• ●Vente d'actifs solaires défectueux

La capacité solaire installée mondiale a franchi 1 TW en 2022 ^[4], avec environ 2,5 millions de systèmes commerciaux et à grande échelle totalisant 500 GW, représentant plus de 1 000 milliards de dollars de valeur de systèmes commerciaux.

Pour l'Europe spécifiquement : 2,2 GW installés en 2005, 52 GW en 2011 et 160 GW fin 2021 ^[8]. Environ 80 GW (50 %) sont des systèmes commerciaux ou à grande échelle. Si 1,5 % de 80 GW est vendu annuellement, cela représente 1,2 GW soit 2,4 milliards de dollars à 2 $/kWp installé.

Projection à 2050 : DNV estime que le solaire commercial et à grande échelle représentera 8 TWp mondialement ^[15]. Avec une taille moyenne de système de 200 kWp, cela équivaut à 40 millions de centrales individuelles. Si 1,5 % transigent annuellement, cela représente 600 000 systèmes pour environ 84 milliards de dollars à 0,7 $/Wp.

Pour les projets nouvellement développés, les installations annuelles mondiales de 150 GW représentent environ 375 000 systèmes commerciaux ou à grande échelle (200 kWp en moyenne) avec une capacité combinée de 75 GW. À 1,5 $/Wp en moyenne, la valeur totale est d'environ 112 milliards de dollars. Capturer 10 % de part de marché représenterait 11,2 milliards de dollars annuellement.

Dans l'UE, les 25 GW installés en 2021 représentent environ 41 000 systèmes commerciaux à 18,5 milliards de dollars de nouvel inventaire, plus 2,4 milliards de dollars en transactions d'actifs en exploitation, totalisant 20,9 milliards de dollars de marché adressable.

La plateforme Tera Asset Intelligence suit ces transactions et fournit une visibilité sur le flux d'affaires pour les investisseurs et courtiers.

Les données suivantes présentent la distribution mondiale des centrales solaires PV à grande échelle mesurée par superficie totale (km²). Ces données sont dérivées de l'analyse d'images satellites et fournissent un aperçu de la répartition du déploiement solaire entre différentes régions et économies.

Concentration régionale : Les 15 premiers pays représentent environ 92 % de la capacité solaire mondiale à grande échelle en superficie ^[4]. La Chine seule représente plus de la moitié du déploiement mondial, reflétant à la fois sa domination manufacturière et ses objectifs d'installation domestique ambitieux ^[5].

Marchés émergents : Des pays comme le Vietnam, la Turquie et le Mexique ont rapidement étendu leur capacité solaire, portés par la baisse des coûts et des cadres politiques favorables ^[3]. Ces marchés représentent des opportunités de croissance significatives pour les développeurs et investisseurs.

Efficacité d'utilisation des terres : La relation entre capacité installée et superficie varie selon les régions, reflétant les différences d'irradiance solaire, d'efficacité des panneaux et de conception des projets ^[14]. Les régions à forte irradiance comme le Chili et l'Arabie saoudite peuvent atteindre des rendements énergétiques plus élevés par kilomètre carré.

Les données présentées dans cette annexe sont dérivées d'une analyse complète d'images satellites menée par le Professeur Sun et ses collègues de l'Académie chinoise des sciences ^[16]. La recherche a employé des techniques avancées de vision par ordinateur pour identifier et mesurer les installations solaires à grande échelle dans le monde.

Pour les professionnels cherchant à exploiter ces données pour l'analyse de marché, la plateforme Tera Intelligence fournit des informations au niveau des actifs régulièrement mises à jour sur tous les principaux marchés solaires, y compris la capacité, la propriété et les informations sur l'état opérationnel.

[1] Agence internationale de l'énergie. (2025). World Energy Investment 2025. Paris : AIE. iea.org/reports/world-energy-investment-2025

[2] BloombergNEF. (2025). Energy Transition Investment Trends 2025. Bloomberg L.P. about.bnef.com/energy-transition-investment

[3] SolarPower Europe. (2024). Global Market Outlook for Solar Power 2024-2028. Bruxelles : SolarPower Europe. solarpowereurope.org

[4] IEA PVPS Task 1. (2025). Snapshot of Global PV Markets 2025. International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Programme. iea-pvps.org/snapshot-reports

[5] Administration nationale de l'énergie de Chine. (2025). Statistiques nationales de l'électricité. Pékin : NEA. nea.gov.cn

[6] BloombergNEF. (2024). Solar and Wind Operations & Maintenance 2024. Bloomberg L.P.

[7] Solar Energy Industries Association & Wood Mackenzie. (2025). U.S. Solar Market Insight Q3 2025. Washington, DC : SEIA. seia.org/research-resources

[8] SolarPower Europe. (2025). EU Market Outlook for Solar Power 2025-2029. Bruxelles : SolarPower Europe. solarpowereurope.org

[9] Association chinoise de l'industrie photovoltaïque. (2025). China PV Industry Development Roadmap 2025. Pékin : CPIA. chinapv.org.cn

[10] LevelTen Energy. (2025). PPA Price Index Q3 2025. Seattle : LevelTen Energy. leveltenenergy.com

[11] Ministère de l'Environnement, du Climat et des Communications, Irlande. (2024). Renewable Electricity Support Scheme (RESS). Dublin : Gouvernement d'Irlande. gov.ie/ress

[12] Banque européenne d'investissement. (2024). Rapport annuel 2024. Luxembourg : BEI. eib.org/publications

[13] Groupe de la Banque mondiale. (2024). Rapport annuel 2024. Washington, DC : Banque mondiale. worldbank.org/annual-report

[14] Agence internationale pour les énergies renouvelables. (2024). Renewable Power Generation Costs in 2023. Abou Dabi : IRENA. irena.org/publications

[15] DNV. (2024). Energy Transition Outlook 2024. Oslo : DNV. dnv.com/energy-transition-outlook

[16] Sun, J., et al. (2023). A global inventory of utility-scale solar photovoltaic power stations. Scientific Data, 11(1), 403. doi.org/10.1038/s41597-024-03372-3