Une domination chinoise qui structure tout le marché

Selon BloombergNEF, la Chine concentrait en 2024 plus de 80 % de la capacité mondiale de fabrication de modules photovoltaïques, et cette proportion grimpe à environ 90 % pour les segments amont les plus capitalistiques : lingots, wafers et polysilicium. La capacité nominale mondiale de production de modules atteignait de l'ordre de 1 100 à 1 200 GW, pour une demande annuelle réelle d'environ 600 GW : le taux d'utilisation moyen de l'appareil industriel tourne donc autour de 50 %.
Cette concentration s'explique par une décennie d'investissements massifs et d'économies d'échelle. Cinq groupes — LONGi, JinkoSolar, Trina Solar, JA Solar et Tongwei — livrent à eux seuls plus de 400 GW de modules par an. Leur intégration verticale, du polysilicium au module fini, leur permet d'absorber les chocs de prix mieux que des acteurs mono-étage. Un signal fort : le prix du polysilicium de qualité solaire est passé d'environ 39 $/kg au pic de 2022 à moins de 5 $/kg fin 2024, un effondrement qui a mécaniquement tiré vers le bas toute la chaîne de valeur.

TOPCon s'impose, la pérovskite frappe à la porte

La bascule technologique est achevée. Selon TrendForce et InfoLink, la technologie TOPCon (contacts passivés sur oxyde ultra-mince, dopage n-type) représente désormais plus de 70 % de la production mondiale de cellules, avec des rendements en production de masse de 25,5 à 26,5 % et une dégradation annuelle limitée à environ 0,4 %. Les wafers n-type de format 182 mm et 210 mm sont devenus le standard de fait, et les garanties produit des grands fabricants atteignent 25 à 30 ans.
Derrière, deux filières se positionnent. L'hétérojonction (HJT) reste cantonnée à 5-8 % du marché, appréciée pour son faible coefficient de température. Surtout, le tandem pérovskite-silicium approche de l'industrialisation : LONGi a certifié une cellule tandem à 34,6 % de rendement en 2024, un record mondial confirmé dans les tables du NREL, tandis qu'Oxford PV a démarré la première production commerciale de modules tandem à Brandebourg, avec un rendement module d'environ 24,5 %. Pour les acheteurs, l'enjeu est de choisir des panneaux solaires dont la courbe de performance reste compétitive sur vingt-cinq ans.

Surcapacité et guerre des prix : un secteur sous pression financière

La conséquence la plus visible de la surcapacité est l'effondrement des prix. Selon l'indice pvXchange, un module TOPCon se négociait en Europe entre 0,09 et 0,12 €/Wc fin 2024, contre 0,25 à 0,30 €/Wc deux ans plus tôt. En Chine, les transactions de gros sont descendues sous 0,10 $/Wc sur certains volumes. Cette déflation profite directement aux développeurs de projets, mais elle détruit la rentabilité des fabricants et rend intenables les nouveaux entrants occidentaux.
Les comptes 2024 illustrent la violence du cycle : LONGi a enregistré une perte nette d'environ 8,6 milliards de yuans, Tongwei a également basculé dans le rouge à hauteur de plusieurs milliards, et Trina Solar a annoncé ses premières pertes annuelles. Seuls les groupes les plus intégrés verticalement et les plus exposés au marché américain, à l'image de JinkoSolar, sont restés bénéficiaires. En Europe, Meyer Burger a purement et simplement arrêté la production de modules en Allemagne début 2024. Une consolidation par élimination des acteurs les moins compétitifs est désormais attendue.

Réindustrialisation : IRA, NZIA et barrières tarifaires

Les États-Unis ont choisi de subventionner la capacité plutôt que d'importer. L'Inflation Reduction Act accorde, via le crédit d'impôt 45X, 0,07 $/W pour un module assemblé, 0,04 $/W pour une cellule, 12 $/m² pour un wafer et 3 $/kg pour le polysilicium. Résultat : selon le NREL, la capacité américaine de fabrication de modules a dépassé les 30 GW fin 2024. First Solar, seul grand fabricant occidental, mise sur le tellurure de cadmium (CdTe) et vise environ 25 GW de capacité nominale mondiale d'ici 2026, dont près de 14 GW aux États-Unis.
L'Europe avance avec des instruments plus hétérogènes. Le Net-Zero Industry Act fixe un objectif de 30 GW de capacité de fabrication annuelle d'ici 2030, et la Charte solaire européenne signée en avril 2024 encourage les enchères non tarifaires. À cela s'ajoutent des barrières commerciales : Washington a relevé en 2024 les droits de douane sur les cellules solaires chinoises à 50 % et supprimé l'exemption sur les modules bifaciaux, tandis que les procédures antidumping visent les capacités installées en Asie du Sud-Est. Ces mesures modifient la géographie industrielle sans encore garantir la parité de coûts avec la Chine, comme le détaillent nos solutions technologiques.

Bankabilité, marges et nouveaux modèles d'affaires

Dans un marché de commodités, la différenciation se joue sur la solidité financière. La liste Tier 1 de BloombergNEF, fondée sur la traçabilité des projets financés par des banques, est devenue le critère de sélection dominant pour les développeurs. Un fabricant non Tier 1 obtient difficilement des prêts bancaires, quelle que soit la qualité technique de son produit. La bankabilité — garantie produit longue durée, assurance de performance, présence d'un solide bilan — vaut donc plus que quelques dixièmes de pourcent de rendement.
Faute de marges sur le module, les fabricants et les intégrateurs se déplacent vers l'aval. Le stockage devient le principal relais de croissance : coupler un parc PV à des solutions de stockage permet de capter des revenus d'arbitrage et de services réseau, et les contrats hybrides affichent des marges nettement supérieures au module seul. Cette intégration PV + batterie + pilotage énergétique redessine les chaînes de valeur, avec des acteurs qui se positionnent désormais comme fournisseurs de systèmes complets plutôt que comme producteurs de composants.

Ce que cela change pour les installateurs et les clients finaux

Pour l'acheteur final, l'effet immédiat est un coût matériel historiquement bas : le poste module ne représente plus qu'environ 25 à 30 % du prix d'une installation résidentielle clé en main en Europe, contre plus de 50 % il y a dix ans. Selon l'AIE, le coût actualisé de l'électricité solaire s'établit entre 0,04 et 0,05 $/kWh dans les zones les plus ensoleillées, ce qui en fait la source d'électricité la moins chère de l'histoire dans de nombreuses régions.
Mais un prix bas ne doit pas masquer le risque de contrepartie. Choisir un fournisseur susceptible de disparaître dans la consolidation en cours expose à un défaut de garantie sur vingt ans. Les installateurs avisés diversifient leurs sources, privilégient des références Tier 1 et sécurisent contractuellement le service après-vente. C'est aussi ce qui motive le développement de solutions intégrées et durables, du tournesol solaire aux structures photovoltaïques architecturales, où la qualité du système complet — et non le seul prix du module — détermine la performance sur le cycle de vie. Notre catalogue produits reflète cette approche.

Perspectives 2025-2030 : un cycle de rationalisation

Les analystes anticipent une digestion progressive de la surcapacité. BloombergNEF estime que la demande mondiale atteindra 700 à 800 GW par an avant 2030, ce qui rapprocherait l'offre de la demande, mais seulement si les annonces de fermetures de lignes obsolètes en Chine se matérialisent. D'ici là, les prix des modules devraient rester durablement bas, avec une reprise graduelle des marges concentrée sur les segments les plus innovants : tandem pérovskite, modules bifaciaux haut rendement et systèmes intégrés au stockage.