Statistiques mondiales des installations solaires PV 2026 : taux de croissance…

Synthèse

Les installations solaires PV mondiales ont dépassé 510 GW en 2025, la capacité cumulée a atteint environ 2.8 TW dans les rapports 2026, et les évolutions de politiques publiques font désormais passer environ 60% des renouvelables utility-scale par des enchères.

Points clés

La stratégie d’installation solaire PV en 2026 devrait s’appuyer sur 510-600 GW d’ajouts annuels mondiaux, une efficacité des modules commerciaux de 22-25%, et un risque d’accès au réseau lié aux politiques publiques.

• Suivre les règles d’enchères en Chine, en Europe, en Inde et dans la région MENA, car les achats concurrentiels couvrent désormais près de 60% des ajouts renouvelables utility-scale attendus de 2025-2030.
• Prioriser le solaire distribué C&I là où les tarifs de détail dépassent USD 0.10/kWh, car les systèmes de 50-500 kW peuvent souvent récupérer le capital en 3-7 ans.
• Spécifier des modules N-type TOPCon ou HJT à 22-25% d’efficacité pour les projets en toiture et les projets contraints par la surface, où la productivité au mètre carré influe sur le coût EPC.
• Ajouter du stockage sur les marchés à fort écrêtement ou à réseau faible, car l’IEA prévoit une hausse de l’écrêtement solaire et éolien à mesure que la part des VRE approche 27% d’ici 2030.
• Comparer le risque politique régional avant l’approvisionnement, car l’IEA a réduit de près de 50% sa prévision 2025-2030 pour les renouvelables aux États-Unis après des changements fiscaux et d’autorisation.
• Utiliser les documents de conformité IEC 61215, IEC 61730, IEC 62116 et IEEE 1547 afin de réduire le risque de due diligence technique dans les appels d’offres B2B bancables.
• Demander séparément les prix FOB, CIF et EPC turnkey, car la logistique, les études réseau, le génie civil et l’interconnexion locale peuvent modifier le coût livré de 15-45%.
• Modéliser la production sur 25-30 ans avec une dégradation annuelle des modules de 0.4-0.6% et des données locales d’irradiation avant de signer des PPAs ou des contrats de fourniture d’équipements.

Référence mondiale 2026 des installations solaires PV

Le solaire PV mondial est entré en 2026 après des ajouts record en 2025 de 510.3 GW selon IRENA et de plus de 600 GW selon les estimations de l’IEA, créant une base installée de 2.8 TW.

Pour les acheteurs B2B, la conclusion importante n’est pas seulement que le solaire croît ; c’est que le solaire est devenu le choix de capacité par défaut dans de nombreux appels d’offres. Selon IRENA (2026), le solaire photovoltaïque a représenté 510.3 GW des 511.2 GW d’ajouts totaux d’énergie solaire en 2025, tandis que les ajouts renouvelables totaux ont atteint 692 GW. Selon l’IEA (2026), le solaire PV a dépassé 600 GW d’ajouts annuels pour la première fois et la capacité solaire PV cumulée a atteint environ 2,800 GW.

L’écart entre les chiffres d’IRENA et de l’IEA reflète la méthodologie et le calendrier. IRENA publie généralement la capacité raccordée en fin d’année à partir des statistiques nationales, tandis que le Global Energy Review de l’IEA inclut les ajouts réels et estimés lorsque les données finales ne sont pas encore disponibles. Les équipes achats devraient donc considérer 510 GW comme la référence statistique conservatrice et 600 GW comme le plafond d’activité du marché pour les installations 2025.

Selon IRENA (2026), les renouvelables ont atteint 5,149 GW de capacité installée totale en 2025 après une hausse annuelle de 15.5%. Le solaire a fourni environ 75% des ajouts renouvelables, et le solaire plus l’éolien ont représenté 96.8% de la croissance renouvelable nette. Le signal pratique est clair : la disponibilité des modules, la concurrence EPC et l’approvisionnement en onduleurs sont désormais façonnés par une fabrication annuelle à l’échelle du térawatt, et non par des programmes de clean energy de niche.

BloombergNEF (2026) indique que l’investissement mondial dans la transition énergétique a atteint USD 2.3 trillion en 2025, en hausse de 8% par rapport à 2024, avec USD 690 billion pour les énergies renouvelables et USD 483 billion pour les réseaux. Albert Cheung de BloombergNEF déclare que « the global energy transition is resilient », un résumé utile pour les acheteurs qui évaluent si le bruit politique a arrêté l’élan du déploiement.

Indicateur	2024	2025	Signification pour l’approvisionnement 2026
Ajouts annuels solaires PV, IRENA	451.9 GW	510.3 GW	Utiliser 510 GW comme référence statistique confirmée pour 2025
Ajouts annuels solaires PV, IEA	Environ 535 GW implicites	Plus de 600 GW	Utiliser pour la dynamique de marché et la planification d’approvisionnement à court terme
Ajouts renouvelables totaux, IRENA	585 GW	692 GW	Les renouvelables dominent toujours les nouvelles capacités électriques
Ajouts renouvelables totaux, IEA	Environ 690 GW implicites	800 GW	Le solaire représente plus des trois quarts des ajouts renouvelables de l’IEA
Capacité solaire PV cumulée, IEA	Environ 2.2-2.5 TW	Environ 2.8 TW	Le PV est désormais la plus grande technologie électrique installée par capacité

Taux de croissance régionaux et impact des politiques publiques

L’Asie a mené les ajouts renouvelables 2025 avec 513.3 GW et une part mondiale de 74.2%, tandis que l’Europe a ajouté près de 70 GW de solaire PV et l’Inde près de 50 GW.

L’Asie-Pacifique reste le centre des statistiques d’installation solaire PV en 2026. Selon IRENA (2026), l’Asie a contribué à 74.2% de toute la nouvelle capacité renouvelable en 2025 et a ajouté 513.3 GW de capacité renouvelable, soit un taux de croissance annuel de 21.6%. La Chine seule a mis en service près de 370 GW de solaire PV selon l’IEA (2026), en partie sous l’effet d’une ruée avant le basculement de juin 2025 des tarifs fixes vers les enchères concurrentielles.

L’Europe est plus petite que l’Asie mais reste critique du point de vue des politiques publiques. Selon l’IEA (2026), l’Union européenne a installé près de 70 GW de solaire PV en 2025 dans le cadre de près de 85 GW d’ajouts renouvelables. L’Allemagne a ajouté 17 GW, soit environ un quart des ajouts solaires de l’UE, tandis que l’Espagne a ajouté 14 GW, en hausse de 50% par rapport à 2024. Les PPAs d’entreprise, les contrats pour différence et la simplification des autorisations sont désormais au cœur de la bancabilité.

L’Amérique du Nord présente la divergence politique la plus nette. SEIA et Wood Mackenzie ont rapporté 43.2 GWdc d’installations solaires aux États-Unis en 2025, en baisse de 14% par rapport à 2024, tandis que le solaire représentait encore 54% de la nouvelle capacité de production américaine. L’IEA (2025) a ensuite révisé à la baisse de près de 50% sa prévision 2025-2030 pour les renouvelables aux États-Unis, citant l’accélération de la suppression progressive des crédits d’impôt, les restrictions FEOC et les contraintes fédérales d’autorisation.

Le Moyen-Orient et l’Afrique passent de l’échelle pilote à l’échelle d’approvisionnement. Selon l’IEA (2026), les ajouts de capacité renouvelable ont doublé à la fois en Afrique subsaharienne et dans la région MENA pour atteindre environ 12 GW chacun en 2025. L’Arabie saoudite a installé près de 7 GW de solaire PV après un quadruplement des ajouts, tandis que l’Afrique du Sud a installé plus de 3 GW de solaire PV pour la première fois.

L’Amérique latine reste solide pour le solaire distribué, mais exposée aux contraintes réseau. Selon l’IEA (2025), des prix de détail de l’électricité plus élevés soutiennent le déploiement du PV distribué en Amérique latine, tandis que les risques d’écrêtement au Brésil et au Chili ont réduit certaines prévisions utility-scale. Pour les acheteurs commerciaux, la leçon est d’évaluer la capacité du nœud réseau, les limites d’exportation et l’économie des batteries avant de supposer des revenus merchant.

Région	Données solaires/renouvelables 2025	Principal moteur politique	Implication pour l’approvisionnement B2B
Asie-Pacifique	513.3 GW d’ajouts renouvelables en Asie ; Chine près de 370 GW de solaire PV	Enchères chinoises et exposition au marché de gros	Sécuriser tôt l’approvisionnement en modules ; anticiper la concurrence sur les prix et le risque de file d’attente réseau
Europe	UE près de 70 GW de solaire PV ; Allemagne 17 GW ; Espagne 14 GW	CfDs, PPAs d’entreprise, réforme des autorisations	Forte bancabilité, mais des incitations résidentielles plus faibles déplacent l’attention vers le C&I
Amérique du Nord	États-Unis 43.2 GWdc de solaire en 2025 ; baisse YoY de 14%	Calendrier des crédits d’impôt, FEOC, files d’interconnexion	Utiliser une documentation safe-harbor et une revue domestic-content
Moyen-Orient/Afrique	MENA et Afrique subsaharienne autour de 12 GW d’ajouts renouvelables chacune	Enchères, sécurité énergétique, remplacement du diesel	Combiner EPC solaire avec stockage et études de stabilisation réseau
Amérique latine	PV distribué soutenu par des tarifs de détail élevés	Net billing, contrats bilatéraux, contrôles d’écrêtement	Prioriser l’autoconsommation et la conception d’onduleurs prêts pour batteries

Tendances d’une année sur l’autre et perspectives 2030-2040

Le solaire PV est passé d’environ 138 GW d’ajouts annuels en 2020 à 510-600 GW en 2025, et l’IEA prévoit que le PV portera près de 80% de l’expansion renouvelable jusqu’en 2030.

La tendance sur cinq ans est exceptionnellement forte. Les données IRENA montrent que les ajouts de capacité solaire sont passés de 451.9 GW en 2024 à 510.3 GW en 2025, tandis que l’IEA estime que le solaire a dépassé 600 GW en 2025 après environ 12% de croissance annuelle. Fraunhofer ISE (2026) rapporte un CAGR mondial du marché PV d’environ 27%, dominé par le silicium cristallin et le N-type TOPCon.

Les perspectives 2025-2030 restent solides mais plus sensibles aux politiques publiques que le boom 2021-2024. L’IEA indique : « Renewable electricity additions for 2025-2030 total 4 600 GW », et le solaire PV représente près de 80% de cette expansion. Le solaire distribué représente 42% de l’expansion PV globale, ce qui compte pour les toitures commerciales, les fermes, les entrepôts, les sites télécoms et les parcs industriels.

Toutefois, la croissance n’est plus limitée principalement par le coût des modules. Selon l’IEA (2025), la prévision mondiale des renouvelables pour 2025-2030 a été révisée à la baisse de 5%, soit 248 GW, en raison de changements politiques, réglementaires et de marché depuis octobre 2024. Le solaire PV représente plus de 70% de cette réduction absolue, principalement dans les projets utility-scale.

De 2030 à 2040, l’évolution clé sera une efficacité plus élevée et une intégration système plus profonde. Fraunhofer ISE (2026) rapporte que l’efficacité des modules silicium commerciaux est passée d’environ 17% à un peu moins de 25% en dix ans, tandis que les cellules tandem pérovskite-silicium de laboratoire promettent jusqu’à 35% d’efficacité. Wood Mackenzie (2026) s’attend à ce que TOPCon reste dominant au moins jusqu’en 2028, mais la commercialisation des tandems dépend de la stabilité à la chaleur et à l’humidité.

Période	Tendance d’installation	Tendance technologique	Signal politique/marché
2020-2023	Montée en puissance rapide après la baisse des coûts des modules	Début de la transition PERC vers TOPCon	Tarifs d’achat et premières enchères coexistent
2024	Les ajouts solaires IRENA ont atteint 451.9 GW	Les modules N-type gagnent des parts	Les renouvelables ont fourni 92.5% de l’expansion mondiale de capacité
2025-2026	IRENA 510.3 GW de solaire PV ; IEA plus de 600 GW	Les modules TOPCon/HJT atteignent couramment 22-25%	Les enchères et les PPAs merchant façonnent la bancabilité
2027-2030	L’IEA prévoit 4,600 GW d’ajouts renouvelables	Le couplage au stockage et les onduleurs grid-forming se développent	Le solaire représente près de 80% de la croissance de capacité renouvelable
2030-2040	Le solaire à l’échelle du térawatt par an devient plausible dans les scénarios à politique forte	Les modules tandem pourraient dépasser 28-30% d’efficacité commerciale	La flexibilité réseau, le recyclage et la fabrication locale deviennent décisifs

Références de sélection technologique, de coût et d’EPC

L’approvisionnement PV commercial en 2026 devrait comparer une efficacité de modules de 22-25%, des garanties de 25-30 ans, un LCOE solaire de USD 0.03-0.06/kWh et une certification d’onduleurs conforme au réseau.

La sélection technique porte désormais moins sur la question de savoir si le solaire fonctionne que sur l’adéquation du système installé avec la charge, le tarif et les contraintes réseau de l’acheteur. Pour les projets C&I de SOLARTODO, les blocs de systèmes typiques comprennent des toitures de serres de 50 kW, des toitures commerciales de 100 kW, des systèmes industriels de 500 kW et des packages solaire-plus-stockage utilisant des batteries LFP. Un système commercial de 100 kW + 200 kWh peut générer environ 140-160 MWh/year dans les régions à fort ensoleillement, tandis que le stockage LFP avec 6,000+ cycles soutient l’écrêtement de pointe et l’alimentation de secours.

Selon Fraunhofer ISE (2026), les modules silicium commerciaux sont passés d’environ 17% à un peu moins de 25% d’efficacité au cours de la dernière décennie, et le LCOE mondial typique des grandes centrales PV est d’environ 4 centimes d’euro/kWh. Selon la méthodologie NREL PVWatts, le rendement énergétique spécifique au site dépend de l’irradiation, de l’inclinaison, de l’azimut, de la température, de l’ombrage et des pertes ; les équipes achats devraient exiger un rapport de rendement bancable plutôt que de s’appuyer uniquement sur la capacité nominale.

SOLARTODO recommande généralement des modules N-type TOPCon ou HJT pour les projets commerciaux contraints en espace, des modules bifaciaux lorsque l’albédo ou la réflectance de toiture soutient le gain en face arrière, et des onduleurs string pour les systèmes de 50-500 kW nécessitant une O&M modulaire. Pour les réseaux faibles, les tours télécoms, la surveillance agricole et les systèmes de sécurité, le solaire-plus-stockage doit être dimensionné par rapport aux charges critiques, et non seulement à la consommation quotidienne moyenne.

Architecture produit	Efficacité / spécification typique	Meilleure adéquation	Risque à vérifier
PV PERC monofacial	20-22% d’efficacité module	Projets en zone ouverte sensibles aux coûts	Bancabilité future plus faible face à l’offre N-type
PV bifacial N-type TOPCon	22-25% d’efficacité module	Toitures C&I, carports, agrivoltaïsme	Preuves de fiabilité humidité et UV par fournisseur
PV bifacial HJT	22-24.5% d’efficacité module	Climats chauds et projets premium	Prix de module plus élevé et disponibilité fournisseur
PV + batterie LFP	95% d’efficacité aller-retour ; 6,000+ cycles	Écrêtement de pointe, secours, réseaux faibles	Code incendie, contrôles EMS et conditions de garantie
Onduleur string raccordé réseau	98%+ d’efficacité de pointe	PV distribué de 50-500 kW	Anti-îlotage et conformité au code réseau local

Analyse d’investissement EPC et structure tarifaire

Un package solaire EPC bancable sépare la fourniture FOB, la livraison CIF et la construction clé en main, avec des remises de volume à partir de 50+ unités et un retour sur investissement de 3-8 ans sur les marchés à tarif élevé.

EPC signifie Engineering, Procurement, and Construction. Pour un projet solaire PV, la livraison EPC turnkey inclut généralement l’étude de site, la revue structurelle, la conception électrique, la nomenclature, l’approvisionnement en modules et onduleurs, le système de montage, les protections DC et AC, la supervision de l’installation, la mise en service, la configuration du monitoring, la documentation as-built et la formation de transfert. La demande de raccordement réseau, le génie civil, le dédouanement et les permis locaux peuvent être inclus ou tarifés séparément selon le pays.

SOLARTODO est un fabricant et exportateur B2B, pas une place de marché en ligne. Le flux de travail normal est la demande, le dimensionnement technique, le devis hors ligne, la négociation commerciale, la production, l’expédition, le support d’installation et le service après-vente. Les acheteurs peuvent demander FOB Supply pour les équipements sortie usine, CIF Delivered pour les équipements livrés au port de destination, ou EPC Turnkey pour une livraison au niveau projet avec périmètre construction et mise en service.

Une tarification à trois niveaux évite les hypothèses cachées. FOB Supply convient généralement le mieux aux distributeurs et aux contractants EPC disposant d’équipes d’installation locales. CIF Delivered est utile lorsque les acheteurs veulent que SOLARTODO gère le fret maritime et l’assurance. EPC Turnkey convient aux propriétaires commerciaux, groupes agricoles, opérateurs télécoms et développeurs d’infrastructures qui ont besoin d’un package de livraison avec un responsable unique.

Des indications de volume peuvent être appliquées aux commandes d’équipements récurrentes : 50+ unités ou blocs de projets équivalents peuvent être éligibles à une remise de 5%, 100+ à 10%, et 250+ à 15%, sous réserve de la puissance des modules, de la marque d’onduleur, de la capacité batterie, des incoterms et du calendrier d’expédition. Les conditions de paiement standard sont 30% d’acompte T/T plus 70% contre connaissement, ou 100% L/C à vue. Le financement de projet est disponible pour les grands projets supérieurs à USD 1,000K après revue crédit et projet. Contact : [email protected].

Modèle commercial	Ce qu’il inclut	Acheteur typique	Impact coût/ROI
FOB Supply	Modules, onduleurs, montage, câbles, dispositifs de protection	Distributeur ou EPC local	Prix équipement le plus bas ; l’acheteur gère le fret et l’installation
CIF Delivered	Package FOB plus fret maritime et assurance	Importateur ou contractant régional	Réduit le risque logistique ; coût rendu plus clair avant douane
EPC Turnkey	Ingénierie, approvisionnement, construction, mise en service	Propriétaire d’actif ou développeur d’infrastructures	Périmètre initial plus élevé ; risque d’interface plus faible et mise en service plus rapide

Application	Taille typique	Référence de rendement annuel	Moteur de retour sur investissement
PV sur toiture de serre	50 kW	72-85 MWh/year	Irrigation, ventilateurs, charges de fertigation à USD 0.10-0.18/kWh
PV sur toiture C&I	100-500 kW	140-850 MWh/year	Autoconsommation et réduction des frais de puissance
Solaire + stockage LFP	100 kW + 200 kWh	140-160 MWh/year plus décalage de pointe	Écrêtement de pointe, secours, arbitrage time-of-use
Site télécom ou sécurité	5-50 kW	Spécifique au site	Remplacement du diesel et résilience aux coupures

Questions fréquentes

Les acheteurs solaires PV en 2026 posent le plus souvent des questions sur les statistiques d’installation 510-600 GW, le risque politique, les prix EPC, les garanties et la préparation au stockage.

Q : Quelles ont été les installations solaires PV mondiales en 2025 et pourquoi les rapports 2026 diffèrent-ils ? R : IRENA a rapporté 510.3 GW d’ajouts solaires PV en 2025, tandis que l’IEA a estimé que le solaire avait dépassé 600 GW. L’écart vient de la méthodologie : IRENA utilise des statistiques de fin d’année sur la capacité raccordée, tandis que l’IEA inclut les ajouts réels et estimés lorsque les données finales sont incomplètes. Les acheteurs devraient utiliser les deux chiffres comme une fourchette de marché conservatrice à haute.

Q : Quelle région a installé le plus de capacité solaire PV ? R : L’Asie-Pacifique a dominé le déploiement 2025, menée par la Chine. IRENA a rapporté que l’Asie a contribué 513.3 GW d’ajouts renouvelables, soit 74.2% du total mondial. L’IEA a estimé que la Chine seule a mis en service près de 370 GW de solaire PV en 2025, très loin devant l’Europe, l’Inde, les États-Unis, l’Amérique latine et l’Afrique.

Q : Comment les changements de politiques publiques ont-ils affecté la croissance solaire PV dans la planification 2026 ? R : La politique publique est devenue une contrainte d’installation plus importante que l’offre de modules. L’IEA a révisé à la baisse sa prévision renouvelable 2025-2030 de 5%, soit 248 GW, après des changements dans les crédits d’impôt, les enchères, les autorisations et les règles de marché. Les États-Unis ont connu l’impact le plus marqué, avec une prévision renouvelable réduite de près de 50%.

Q : Pourquoi les enchères concurrentielles sont-elles importantes pour le solaire PV utility-scale ? R : Les enchères concurrentielles deviennent la principale voie d’approvisionnement pour les renouvelables utility-scale. L’IEA prévoit que les enchères représenteront près de 60% des ajouts renouvelables utility-scale bruts de 2025-2030, contre moins de 25% dans la prévision précédente. Les enchères peuvent faire baisser les prix, mais aussi comprimer les marges et renforcer la discipline de soumission.

Q : Quelle technologie de modules les acheteurs commerciaux devraient-ils spécifier en 2026 ? R : La plupart des acheteurs commerciaux devraient spécifier des modules N-type TOPCon ou HJT avec environ 22-25% d’efficacité. Fraunhofer ISE rapporte que l’efficacité des modules silicium commerciaux est passée d’environ 17% à un peu moins de 25% en dix ans. Les modules bifaciaux sont particulièrement utiles pour les toitures réfléchissantes, les carports, l’agrivoltaïsme et les centrales au sol.

Q : Quelle est la période de retour typique pour le solaire PV C&I ? R : Le retour sur investissement du solaire C&I varie couramment de 3-8 ans, selon le tarif, l’autoconsommation, le coût de financement et le périmètre EPC. Un système de toiture de serre de 50 kW générant 72-85 MWh/year peut économiser USD 7,200-15,300 par an avec des prix de l’électricité de USD 0.10-0.18/kWh avant indexation et incitations.

Q : Que comprend la livraison EPC turnkey pour les projets SOLARTODO ? R : La livraison EPC turnkey comprend l’ingénierie, l’approvisionnement, le support construction, la mise en service, la configuration du monitoring, la documentation et la formation de transfert. SOLARTODO peut établir un devis FOB Supply, CIF Delivered ou EPC Turnkey selon la responsabilité de l’acheteur. Les conditions standard sont 30% T/T plus 70% contre B/L, ou 100% L/C à vue.

Q : Quand un projet solaire PV doit-il inclure du stockage par batterie ? R : Le stockage par batterie est recommandé lorsque le site présente des tarifs de pointe élevés, une fiabilité réseau faible, des limites d’exportation ou des charges critiques. Un système de 100 kW + 200 kWh peut soutenir l’écrêtement de pointe, l’alimentation de secours et le décalage time-of-use. Les batteries LFP avec 6,000+ cycles et 95% d’efficacité aller-retour sont courantes pour les projets C&I.

Q : Quelles certifications comptent pour un approvisionnement solaire PV bancable ? R : Les acheteurs devraient exiger IEC 61215 pour la qualification de conception des modules, IEC 61730 pour la sécurité des modules, IEC 62116 pour l’anti-îlotage des onduleurs et IEEE 1547 pour l’interconnexion d’énergie distribuée lorsque applicable. UL 9540 est important pour les systèmes de stockage d’énergie. Les documents de certification doivent correspondre aux numéros de modèle exacts fournis.

Q : Comment les acheteurs doivent-ils comparer les prix FOB, CIF et EPC ? R : Comparer les prix FOB, CIF et EPC en séparant le coût des équipements, le fret, l’assurance, les douanes, le génie civil, l’installation, les études réseau et la mise en service. FOB est le plus bas mais transfère le risque logistique à l’acheteur. CIF clarifie le coût d’expédition rendu. EPC turnkey coûte plus cher au départ mais réduit le risque d’interface et l’incertitude de calendrier.

Conclusion

Les décisions d’installation solaire PV en 2026 devraient traiter le déploiement annuel de 510-600 GW, la capacité cumulée de 2.8 TW et le risque politique tiré par les enchères comme la référence centrale de planification.

En résumé : le solaire PV mondial est désormais un marché d’infrastructure à l’échelle du térawatt, et les acheteurs B2B devraient s’approvisionner via des structures EPC bancables, des modules certifiés de 22-25% et des modèles ROI spécifiques à chaque région. Pour les installations commerciales supérieures à 50 kW, SOLARTODO peut fournir des devis FOB, CIF ou EPC turnkey avec revue de financement pour les projets supérieurs à USD 1,000K.

Références

• IEA Global Energy Review (2026) : rapporte 800 GW d’ajouts renouvelables mondiaux, des ajouts solaires PV supérieurs à 600 GW et une capacité solaire PV cumulée d’environ 2,800 GW. — https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2024
• IEA Renewables (2025) : prévoit 4,600 GW d’ajouts de capacité renouvelable de 2025-2030, avec le solaire PV représentant près de 80% de l’expansion mondiale de l’électricité renouvelable. — https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2024
• IRENA Renewable Capacity Statistics (2026) : rapporte 692 GW d’ajouts de capacité renouvelable en 2025, incluant 510.3 GW de solaire photovoltaïque et 5,149 GW de capacité renouvelable totale. — https://www.irena.org/Data/View-data-by-topic/Capacity-and-Generation
• BloombergNEF Energy Transition Investment Trends (2026) : rapporte USD 2.3 trillion d’investissement mondial dans la transition énergétique en 2025, incluant USD 690 billion pour les énergies renouvelables et USD 483 billion pour les réseaux. — https://about.bnef.com/
• Fraunhofer ISE Photovoltaics Report (2026) : fournit des données de marché PV, d’efficacité, de coût et de technologie, incluant une efficacité des modules silicium commerciaux juste sous 25% et environ 27% de CAGR PV. — https://www.ise.fraunhofer.de/en.html
• Wood Mackenzie Global Solar Outlook (2026) : évalue la demande solaire 2026, le risque technologique, la domination de TOPCon au moins jusqu’en 2028 et les impacts politiques/géopolitiques sur le déploiement mondial. — https://www.woodmac.com/
• IEC 61215 et IEC 61730 (2021-2023) : normes internationales de qualification de conception et de qualification de sécurité des modules photovoltaïques utilisées pour l’approvisionnement PV bancable. — https://webstore.iec.ch/
• IEEE 1547 et IEC 62116 (2018) : normes d’interconnexion réseau et d’anti-îlotage des onduleurs utilisées pour les ressources énergétiques distribuées et les systèmes PV raccordés au réseau. — https://standards.ieee.org/ieee/1547/7382/ La référence de données solaire PV 2026 est tirée de 8 sources faisant autorité couvrant les statistiques de capacité, les prévisions politiques, les performances technologiques, l’investissement et les normes d’interconnexion.

1. IEA (2026) : Global Energy Review 2026, section solaire PV et éolien, rapportant plus de 600 GW d’ajouts solaires PV et environ 2,800 GW de capacité PV cumulée. https://www.iea.org/reports/global-energy-review-2026/technology-solar-pv-and-wind
2. IEA (2025) : Renewables 2025, prévoyant 4,600 GW d’ajouts renouvelables de 2025-2030 et une contribution PV de près de 80% à l’expansion. https://www.iea.org/reports/renewables-2025/renewable-electricity
3. IRENA (2026) : Renewable Capacity Statistics 2026, rapportant 692 GW d’ajouts renouvelables et 510.3 GW d’ajouts solaires PV en 2025. https://www.irena.org/Publications/2026/Mar/Renewable-capacity-statistics-2026
4. BloombergNEF (2026) : Energy Transition Investment Trends 2026, rapportant USD 2.3 trillion d’investissement mondial dans la transition et USD 690 billion d’investissement dans les énergies renouvelables en 2025. https://about.bnef.com/insights/clean-energy/bloombergnef-finds-global-energy-transition-investment-reached-record-2-3-trillion-in-2025-up-8-from-2024/
5. Fraunhofer ISE (2026) : Photovoltaics Report, résumant le CAGR du marché PV, les améliorations de l’efficacité des modules commerciaux et les références mondiales de LCOE PV. https://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/studies/photovoltaics-report.html
6. Wood Mackenzie (2026) : Global Solar 2026 Outlook, identifiant la domination de TOPCon au moins jusqu’en 2028 et le recalibrage du marché lié aux politiques publiques. https://www.woodmac.com/news/opinion/solar-2026-outlook-half-time/
7. IEC 61215 et IEC 61730 (2021-2023) : normes de qualification de conception et de qualification de sécurité des modules photovoltaïques pour modules en silicium cristallin.
8. IEEE 1547-2018 et IEC 62116 (2018) : normes d’interconnexion d’énergie distribuée et d’anti-îlotage des onduleurs pour systèmes PV raccordés au réseau.

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À propos de SOLARTODO

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