[SMM Analysis] Bilan d'Intersolar 2026 : La croissance photovoltaïque en Europe ralentit tandis que les politiques et les rendements redéfinissent la logique du marché

La croissance du marché solaire en Europe ralentit notablement en 2026

Depuis le début de l'année, la croissance du marché solaire européen a nettement ralenti. SMM prévoit que les nouvelles installations solaires totales sur le marché européen tomberont à environ 68,5 GW en 2026, soit une baisse d'environ 2 % en glissement annuel. Parallèlement à l'affaiblissement de la demande, plusieurs politiques de restriction de la chaîne d'approvisionnement au niveau de l'UE continuent de progresser, notamment le règlement pour une industrie à zéro émission nette (Net Zero Industry Act, NZIA), la loi sur l'accélérateur industriel (Industrial Accelerator Act, IAA) et des mesures restrictives visant les onduleurs provenant de pays dits à haut risque. Celles-ci affectent le choix de la chaîne d'approvisionnement, l'accès aux projets et le paysage concurrentiel pour les entreprises du secteur solaire européen.

Cependant, l'effet de ces politiques sur le marché solaire européen se manifeste principalement par une hausse des seuils d'accès à la chaîne d'approvisionnement, plutôt que par un coup de pouce direct aux installations sur le marché final. Les politiques concernées renforcent les exigences en matière d'origine de la chaîne d'approvisionnement, d'empreinte carbone et de sécurité des équipements clés, ce qui favorise objectivement la fabrication nationale européenne et la diversification de la chaîne d'approvisionnement. Mais les coûts de production nationaux restent nettement supérieurs à ceux des produits importés, et la rentabilité des projets demeure sous pression. À court terme, ces politiques servent davantage à relever le seuil d'accès au marché qu'à constituer un moteur essentiel de la croissance des installations sur le marché final.

La structure de la demande diverge, l'Europe de l'Est ainsi que le Royaume-Uni et l'Irlande absorbant une partie de l'augmentation

La croissance du marché distribué en Europe est restée relativement stable, tandis que les projets à grande échelle sont freinés par des facteurs tels que la rentabilité des projets, les conditions de raccordement au réseau, la capacité d'absorption du réseau et la volatilité des prix de l'électricité, le rythme de certains projets étant retardé. Avec, en plus, des prix de l'électricité négatifs fréquents, des coûts de financement élevés et des délais de raccordement plus longs, les développeurs deviennent plus prudents dans l'avancement de nouveaux projets à grande échelle.

Au niveau régional, la demande supplémentaire de cette année sur le marché européen s'est davantage déplacée vers l'Europe de l'Est, le Royaume-Uni et l'Irlande. Le marché de l'Europe de l'Est comprend principalement la Roumanie, l'Ukraine et la Pologne, où certains marchés présentent encore des opportunités de déblocage de projets en réserve et d'expansion des canaux. Le Royaume-Uni et l'Irlande bénéficient davantage de la demande distribuée et d'un soutien politique potentiel à l'avenir. Dans le même temps, le rythme des expéditions vers les marchés traditionnels clés comme l'Allemagne a ralenti, et le centre de gravité de la demande européenne se déplace progressivement des marchés matures clés vers les régions de croissance et les canaux de distribution.

Après la fin de la saison creuse estivale, une modeste reprise de la demande est attendue sur le marché européen de la fin du troisième trimestre au quatrième trimestre, mais elle sera suivie par la saison creuse hivernale, et le rythme de libération de la demande au second semestre ne devrait toujours pas s'améliorer significativement. Dans le contexte géopolitique actuel, la volonté de l'Europe d'assurer son autosuffisance énergétique s'est renforcée, ce qui, à long terme, soutient la logique du développement des énergies renouvelables. Mais à court terme, le rythme des installations reste freiné par la rentabilité des projets, la capacité d'absorption du réseau et le rythme de mise en œuvre des politiques, limitant ainsi l'impulsion réelle sur les installations annuelles.

Les trajectoires technologiques divergent de plus en plus, la demande de produits à haute puissance augmente

Le marché européen présente une différenciation relativement nette selon les applications. Sur le marché distribué d'Europe occidentale, les modules à contact arrière (BC) ont généralement surpassé les produits TOPCon classiques, bénéficiant principalement de leur rendement plus élevé, d'une meilleure esthétique et d'une plus grande acceptation par les clients du segment distribué du surcoût associé. Dans les centrales au sol à grande échelle, en revanche, l'ampleur d'application des modules BC reste limitée et se trouve encore en phase de validation commerciale. Le prix des modules, le coût du système, la stabilité des livraisons et la fiabilité à long terme demeurent des facteurs de décision plus déterminants pour les projets de grande envergure.

TOPCon demeure actuellement la technologie dominante au niveau des projets en Europe, mais la demande de produits à haute puissance et à multiples busbars augmente. Selon SMM, certains développeurs et contractants EPC espèrent que la puissance de sortie des modules 210R (G12R) pour les projets à livrer d'ici fin 2026 pourra atteindre environ 650 W, alors que la puissance standard actuelle des modules reste concentrée autour de 630 W. À l'avenir, la puissance de sortie, le rendement, la compatibilité des formats et la capacité de livraison stable devraient devenir des critères importants dans le choix des fournisseurs par les développeurs de projets. Cette tendance devrait davantage concentrer la demande vers les produits à haute puissance, mais à court terme, il est peu probable qu'elle se reporte sur une seule filière technologique. Les entreprises disposant d'une capacité de production en série de TOPCon à haute puissance continueront de dominer le segment des projets, tandis que les produits différenciés comme les modules BC trouveront leur place plutôt dans les applications distribuées et les scénarios à forte prime.

Les prix des modules restent sous pression, l'écart entre les prix FOB et les prix spot européens se creusant

Le marché européen des modules dans son ensemble demeure à un faible niveau d'activité, la pression sur les prix à l'exportation FOB étant plus marquée. Affectés par des facteurs tels que le fléchissement de la demande, le retard des projets et la pression persistante sur les expéditions, certains fabricants de modules ont proposé des prix plus bas à différents stades afin de conserver leurs volumes de commandes, leur part de marché sur les canaux de distribution et leur flux de trésorerie, et la concurrence sur les prix reste rude. Les retours de l’industrie indiquent globalement que la pression sur les pertes dans le segment des modules persiste, certaines commandes à bas prix approchant déjà la fourchette des coûts de trésorerie des entreprises, et que les expéditions visent davantage à maintenir la trésorerie et la présence sur le marché qu’à dégager un bénéfice net.

Selon SMM, les prix des modules TOPCon sur le marché européen actuel restent dans une fourchette relativement sous pression, la concurrence étant particulièrement marquée au niveau des projets. Parallèlement, un repli progressif du prix de l’argent et d’autres matières auxiliaires a également quelque peu réduit les coûts des modules, renforçant les anticipations du marché quant à de nouvelles baisses des prix FOB à l’avenir. En revanche, les prix au comptant locaux en Europe n’ont pas entièrement suivi la baisse des prix à l’exportation, et l’écart entre les deux s’est récemment creusé. Outre les coûts de stockage et le rythme de rotation des ventes au comptant, la hausse notable des tarifs du fret maritime par rapport à leur niveau de début d’année figure aussi parmi les raisons qui poussent les coûts à l’arrivée à la hausse. À court terme, les prix au comptant locaux en Europe restent soutenus par les coûts de transport et la rotation des stocks, et toute nouvelle baisse devrait être relativement limitée.

Si la vigueur de la reprise de la demande est limitée vers la fin du troisième trimestre et que le quatrième trimestre entre dans la morte-saison hivernale, les prix des modules européens subiront toujours une pression à la baisse et le rythme de baisse des prix entre le volet export et le marché au comptant local pourrait continuer à diverger. La rentabilité restant sous pression constante, les anticipations de consolidation du secteur augmentent et les entreprises dépourvues de capacité d’itération technologique, d’avantages de distribution et de soutien financier pourraient être confrontées à une pression opérationnelle encore accrue sur le marché européen à l’avenir.

L’application des politiques relatives aux onduleurs et à la loi sur l’industrie à zéro émission nette diverge

Au niveau de l’UE, les contraintes sur la chaîne d’approvisionnement solaire se concentrent actuellement sur deux domaines principaux : d’une part, les restrictions de financement imposées par les institutions financières aux projets d’onduleurs provenant de pays dits à haut risque, et d’autre part, la mise en œuvre des orientations liées à l’article 28 de la loi sur l’industrie à zéro émission nette. En matière d’application, cette loi cible davantage les projets individuels, et si les produits effectivement utilisés dans un projet ne correspondent pas à ce qui a été déclaré, des sanctions peuvent s’ensuivre. Le marché considère globalement que cette politique avance à un rythme relativement rapide.

Toutefois, l'UE ayant des accords de libre-échange avec plusieurs régions, les produits fabriqués dans ces régions peuvent encore entrer dans le système des projets européens si les conditions sont remplies. La contrainte réelle de la politique se concentre davantage sur les chaînes d'approvisionnement chinoises elles-mêmes que sur l'ensemble des produits d'origine non européenne. Pour les fournisseurs disposant de capacités de production à l'étranger, de capacités situées dans des zones couvertes par un accord de libre-échange, ou d'un parcours de conformité plus complet, un certain avantage d'accès au niveau des projets européens pourrait se dessiner à l'avenir.

En regardant les différences par segment, les restrictions sur les onduleurs sont relativement plus faciles à mettre en œuvre en pratique, principalement parce que les capacités européennes et non chinoises sont assez abondantes, offrant aux développeurs de projets une plus grande latitude pour choisir d'autres fournisseurs. Sur le segment des modules, les coûts de fabrication européens étant nettement supérieurs à ceux des produits importés, même avec un soutien politique renforcé, une relocalisation massive de la production à court terme reste contrainte par la viabilité économique. Dans un contexte de volatilité des prix de l'électricité en Europe et de pression sur les retours des projets, en l'absence de restrictions réglementaires dures, la volonté des développeurs d'acheter en volume des modules domestiques onéreux demeure limitée. Sans subventions suffisantes et sans trajectoire de baisse des coûts, la fabrication domestique de modules n'est toujours pas en mesure de concurrencer directement les chaînes d'approvisionnement asiatiques à court terme. Les politiques servent davantage à impulser une restructuration de l'origine des chaînes d'approvisionnement et à ajuster les parcours de conformité qu'à stimuler rapidement une montée en puissance à grande échelle des capacités domestiques.

L'industrie manufacturière européenne explore des voies différenciées, tandis que le soutien aux chaînes d'approvisionnement se met encore en place

Lors de ce salon, une part importante des fabricants européens de modules a présenté des produits liés à la technologie hétérojonction (HJT). Contrairement à la voie suivie par les capacités chinoises, qui consiste généralement à faire évoluer la technologie TOPCon avec une puissance sans cesse croissante, les fabricants européens de modules tendent plutôt à maintenir leur positionnement sur le marché par des approches différenciantes telles que HJT, modules bas carbone, modules légers et modules anti-éblouissement.

Le choix de la technologie HJT par les entreprises européennes relève davantage d'un choix réaliste dicté par un désavantage de coûts que d'une pure préférence technologique. Les coûts de fabrication nationaux sont nettement plus élevés que ceux des produits chinois dominants, et il serait difficile de se créer un avantage en entrant directement sur la voie TOPCon, déjà très industrialisée et soumise à une concurrence intense sur les prix. La technologie HJT se différencie dans une certaine mesure des produits dominants sur le plan des procédés et des performances, ce qui contribue objectivement à éviter une concurrence directe par les prix. Le processus de production implique relativement moins d'étapes à haute température et, en théorie, la consommation d'énergie et l'empreinte carbone par unité de produit sont plus faibles, ce qui correspond assez bien à l'importance accordée par le marché européen à la fabrication bas carbone et aux exigences de traçabilité de la chaîne d'approvisionnement, lui conférant un certain espace de valorisation dans les projets bénéficiant de soutien politique et sur le marché haut de gamme décentralisé. Certaines entreprises la considèrent également comme le socle technique pour les futures cellules tandem pérovskite, les caractéristiques du procédé basse température étant adaptées pour servir de structure de couche inférieure à une cellule tandem, et mènent donc en parallèle des travaux de R&D sur la pérovskite en même temps que leur déploiement HJT. L'Europe et ses régions limitrophes possèdent aussi un certain socle industriel accumulé dans l'équipement HJT, et continuer à utiliser les équipements et bases de procédés existants est plus cohérent que de basculer entièrement vers une ligne de production TOPCon.

À l'heure actuelle, la part de HJT dans les expéditions totales de modules en Europe reste limitée, et les taux d'utilisation ainsi que la stabilité de l'approvisionnement de la plupart des entreprises nationales n'ont pas encore constitué un avantage d'échelle. La capacité de montée en puissance à l'avenir dépendra encore de l'amélioration du rendement, de la baisse des coûts et de l'acceptation par les clients finaux du surcoût associé. Concernant la pérovskite, la recherche et le développement de certaines entreprises européennes en sont actuellement au stade de la vérification pilote. Étant donné que les projets européens exigent généralement des périodes de garantie relativement longues, les problèmes de dégradation du rendement et de stabilité à long terme n'ont pas encore été entièrement résolus, et cela reste à court terme davantage une direction de réserve technologique, avec un impact limité sur le paysage actuel de l'offre et de la demande de modules.

L'intégration du solaire et du stockage devient progressivement un centre d'intérêt, car les prix négatifs de l'électricité accentuent l'incertitude sur les revenus.

Avec l'augmentation de la pression d'absorption du réseau dans certaines parties de l'Europe, les épisodes de prix négatifs de l'électricité sont plus fréquents. Prenons l'exemple du 26 avril de cette année : les prix négatifs dans certaines parties de l'Europe centrale et occidentale ont atteint environ -500 euros par MWh, et le prix le plus bas global en Europe était même proche de -2 000 euros par MWh. La principale raison est l'augmentation rapide des installations solaires, l'offre d'électricité pendant le pic de production de midi dépassant clairement la capacité d'absorption du réseau local. Dans ce contexte, juger la demande du marché européen uniquement à partir des données d'expédition de modules est devenu insuffisant. La capacité de configuration de stockage, les conditions de raccordement au réseau et la rentabilité des projets deviennent des variables importantes influençant le rythme d'avancement des projets solaires européens.

L'attention des développeurs, des entrepreneurs EPC et des institutions d'investissement s'est progressivement déplacée du seul prix des modules vers la performance globale du solaire associé au stockage, notamment la volatilité des prix de l'électricité, les opportunités d'arbitrage de stockage, les conditions de raccordement, le délai de récupération des projets et la stabilité des flux de trésorerie à long terme, l'impact du stockage sur le rythme de déploiement des nouvelles installations devenant plus direct. Alors que la rentabilité des projets à grande échelle est sous pression et que la difficulté de raccordement augmente, l'intégration solaire + stockage devient un domaine important à surveiller sur le marché européen. Si la configuration de stockage peut améliorer efficacement la rentabilité des projets et atténuer la pression des mesures de réduction de la production et des prix négatifs à certaines périodes, certains projets européens retardés ont encore une chance d'être relancés. Mais si les coûts de stockage, les règles de raccordement ou les mécanismes de tarification de l'électricité ne parviennent pas à fournir un soutien efficace, le rythme de libération de la demande sur le marché solaire européen pourrait continuer d'être limité.

Les fabricants de modules indiens ont une compétitivité limitée à court terme, leur parcours à l'international se diversifiant davantage

Bien que la politique au niveau de l'UE pousse à la diversification de l'origine des chaînes d'approvisionnement, ce qui crée objectivement certaines opportunités pour les régions hors Chine, les retours du salon et des entreprises indiquent que les avantages de coût et de prix restent le principal obstacle pour les entreprises extérieures souhaitant entrer sur le marché européen. À court terme, il restera difficile pour les fabricants indiens de modules d'obtenir une augmentation substantielle de leur part en Europe.

Les fabricants chinois de modules conservent des avantages évidents en termes de coût, de prix, de capacité de livraison et de canaux à l'étranger, tandis que l'influence de marque, l'assise des canaux et la reconnaissance clientèle des fabricants indiens sont relativement limitées en comparaison. Même si les politiques encouragent la diversification des chaînes d'approvisionnement, les développeurs de projets continueront de privilégier une combinaison de prix, qualité, délai de livraison et conditions de financement lors de leurs achats. Sur le marché intérieur indien, la politique continue de renforcer les restrictions d’accès à la chaîne d’approvisionnement, et la demande annuelle d’installations devrait rester autour de 40 à 45 GW, l’expansion des capacités ne suivant pas le rythme de croissance de la demande. La consolidation et la concentration vers les entreprises leaders du secteur national des modules devraient se poursuivre, et bien que certaines entreprises aient encore une marge de croissance grâce au soutien politique, elles font également face à des pressions liées à la hausse des coûts, à la baisse des rendements des projets et à un rythme d’installations plus lent à court terme.

En conséquence, certaines entreprises indiennes ont déjà commencé à ajuster leur stratégie à l’international, pénétrant davantage le marché mondial par le développement de projets, les contrats EPC, l’investissement ou d’autres segments de services, plutôt que de s’appuyer uniquement sur les produits modulaires pour rivaliser sur les prix. Pour les entreprises disposant de ressources de groupe, de capacités de développement de projets et de soutien financier, s’internationaliser en utilisant des projets pour entraîner la vente de modules peut être plus réalisable que de concurrencer directement sur le prix des modules sur le marché européen.

Perspectives à court terme du marché

Dans un contexte conjugué de ralentissement de la croissance de la demande, de mise en œuvre progressive des contraintes politiques et d’intensification de la concurrence au sein de la chaîne d’approvisionnement, le marché solaire européen passe d’une phase centrée sur l’expansion de la capacité installée et la concurrence à bas prix des modules, à une nouvelle phase qui met autant l’accent sur la différenciation des trajectoires technologiques, la conformité de la chaîne d’approvisionnement et l’optimisation de la structure des rendements. À court terme, le marché européen continuera de faire face à des problèmes tels que la faiblesse de la libération de la demande, les retards de projets, la pression sur les prix et des coûts de fabrication nationaux relativement élevés. Une reprise de la demande par étapes pourrait se produire entre la fin du troisième trimestre et le quatrième trimestre, mais cela ne devrait pas inverser la tendance générale au ralentissement de la demande sur l’année. À moyen et long terme, le marché solaire européen bénéficie toujours du soutien de la demande liée à la transition énergétique, mais le rythme de la croissance ultérieure dépendra davantage de la vigueur de la mise en œuvre des politiques, des progrès en matière de stockage, de l’amélioration de l’absorption par le réseau et de l’avancée effective de la mise en service de la fabrication nationale.

SMM estime qu’à partir de 2026, la demande sur le marché solaire européen ne disparaîtra pas à long terme, mais plutôt que la logique de libération de la demande est en train de changer. À l’avenir, l’évaluation du marché européen ne pourra plus reposer uniquement sur les prix des modules et les livraisons à court terme, mais devra intégrer une évaluation globale incluant les rendements des projets, la configuration du stockage, les voies de conformité politique et les progrès de la restructuration de la chaîne d’approvisionnement.

Écrit par :

Ryan Tey Tze Yang | Analyste PV SMM

+60127179370 | ryan.tey@metal.com