Comparaison du LCOE solaire PV par région — Rapport de données 2026
SOLARTODO Editorial Team
Équipe d'Experts en Énergie Solaire et Infrastructure
Le LCOE mondial du solaire PV à l'échelle des services publics a atteint 55 USD/MWh en 2023, en baisse de 89 % depuis 2010. Les meilleures régions comme la Chine et l'Inde atteignent désormais 14–24 USD/MWh.
Comparaison du LCOE solaire PV par région — Rapport de données 2026
TL;DR : TL;DR : D'ici 2026, le LCOE mondial du solaire PV devrait être de 5,5 US¢/kWh (55 USD/MWh), en baisse de 89 % depuis 2010. Les meilleurs marchés comme la Chine et l'Inde pourraient voir un LCOE aussi bas que 14–24 USD/MWh, tandis que les États-Unis varient de 30 à 45 USD/MWh. Les prix mondiaux des modules ont chuté à 0,09–0,11 USD/W. La capacité solaire devrait atteindre 5,5–6,0 TW d'ici 2030, avec des contributions significatives de la Chine et de l'UE.
Les coûts de l'énergie solaire PV ont chuté en dessous de ceux des combustibles fossiles dans la plupart des régions, avec un LCOE à l'échelle des services publics dans les meilleurs marchés maintenant sous 20 USD/MWh et des prix mondiaux des modules proches de 0,10 USD/W. Ce rapport évalue le LCOE solaire PV de 2026 par région et segment, et le relie à la technologie, aux prix des modules et au déploiement.
Points clés
- Selon l'IRENA (2024), le LCOE moyen pondéré mondial du solaire PV à l'échelle des services publics est tombé à 5,5 US¢/kWh (55 USD/MWh) en 2023, en baisse de 89 % par rapport à 2010.
- BNEF (Q1 2025) estime que le LCOE des meilleurs projets à l'échelle des services publics en Chine, en Inde et au MENA est de 14–24 USD/MWh, contre 30–45 USD/MWh aux États-Unis et en Europe du Sud.
- Lazard (2024, v17.0) rapporte un LCOE du solaire PV à l'échelle des services publics aux États-Unis de 24–96 USD/MWh (non subventionné), avec une fourchette centrale autour de 30–45 USD/MWh pour les grands projets.
- Les prix mondiaux moyens des modules en silicium cristallin ont chuté d'environ 0,50 USD/W en 2015 à 0,09–0,11 USD/W en 2024–2025, selon l'ITRPV (2024) et le BNEF (2024).
- L'IRENA (2024) montre que les ajouts mondiaux de solaire PV ont atteint environ 326 GW en 2023, la Chine représentant environ 216 GW et l'UE environ 56 GW.
- L'IEA (2024) projette que la capacité mondiale de solaire PV atteindra 5,5–6,0 TW d'ici 2030 et 11–14 TW d'ici 2040 dans des scénarios accélérés.
- L'ITRPV (2024) s'attend à ce que la part des cellules PERC tombe en dessous de 20 % d'ici 2030, avec des TOPCon dépassant 60 % et HJT/BC/tandem gagnant des parts à mesure que les rendements dépassent 25 %.
- Pour les acheteurs commerciaux et industriels, SOLAR TODO peut désormais concevoir des systèmes dans de nombreux marchés émergents avec un LCOE inférieur à 40 USD/MWh, compétitif par rapport aux tarifs de réseau en gros.
1. Contexte mondial : LCOE solaire PV en 2026
Selon le rapport de l'IRENA sur les "Coûts de production d'énergie renouvelable en 2023" (publié en 2024), le LCOE mondial moyen pondéré pour le solaire PV à l'échelle des services publics a diminué à 0,055 USD/kWh en 2023, contre 0,061 USD/kWh en 2022 malgré des taux d'intérêt plus élevés et une certaine volatilité de la chaîne d'approvisionnement. L'IRENA (2024) note qu'environ 86 % de la nouvelle capacité solaire PV à l'échelle des services publics ajoutée en 2023 a produit de l'électricité à un coût inférieur à l'option de combustible fossile la moins chère de la même année.
Les perspectives du marché mondial du LCOE de BNEF (Q1 2025) indiquent que de nouvelles baisses de prix des modules et des facteurs de capacité améliorés ont poussé le LCOE des meilleurs projets à l'échelle des services publics en 2024–2025 dans la fourchette de 14–24 USD/MWh dans les marchés à coût le plus bas (Chine, Inde, MENA), tandis que des coûts de financement plus élevés et des contraintes de réseau maintiennent le LCOE dans la fourchette de 30–60 USD/MWh dans les marchés de l'OCDE.
SOLAR TODO opère dans ces marchés, fournissant des équipements solaires PV et des systèmes clés en main où le LCOE est désormais structurellement inférieur à celui du charbon et du gaz neufs, en particulier dans le MENA, en Afrique subsaharienne et en Asie du Sud-Est.
1.1 Tendance du LCOE solaire PV à l'échelle des services publics dans le monde
| Année | LCOE moyen pondéré mondial du solaire PV à l'échelle des services publics (USD/MWh) | Réduction des coûts par rapport à 2010 | Source |
|---|---|---|---|
| 2010 | 445 | – | IRENA 2024 |
| 2015 | 125 | −72% | IRENA 2024 |
| 2020 | 57 | −87% | IRENA 2024 |
| 2022 | 61 | −86% | IRENA 2024 |
| 2023 | 55 | −89% | IRENA 2024 |
Selon l'IRENA (2024), le LCOE moyen mondial pour le solaire PV en 2023 est déjà inférieur au coût marginal d'exploitation de nombreuses centrales à charbon existantes en Asie et en Europe, qui varient généralement de 60 à 120 USD/MWh selon les prix des combustibles et du carbone.
2. Comparaison régionale du LCOE solaire PV à l'échelle des services publics (2024–2026)
Le LCOE régional varie principalement en raison des ressources solaires (facteur de capacité), des coûts d'investissement, des coûts de financement et des risques réglementaires. BNEF (Q1 2025) et l'IRENA (2024) fournissent des fourchettes qui se chevauchent et peuvent être résumées pour 2024–2025 comme suit (non subventionné, USD 2023 réel) :
2.1 LCOE solaire PV à l'échelle des services publics par région
| Région / Marché (à l'échelle des services publics) | Fourchette typique de LCOE 2024–2025 (USD/MWh) | Remarques (facteur de capacité, moteurs) | Source |
|---|---|---|---|
| Chine | 14–24 | CF élevé (20–25 %), faible capex | BNEF Q1 2025, IRENA 2024 |
| Inde | 18–28 | EPC très bas, CF en amélioration | BNEF Q1 2025, IRENA 2024 |
| MENA (Gulf) | 14–22 | Tarifs record, CF élevé | BNEF Q1 2025, IRENA 2024 |
| Asie du Sud-Est (SEA) | 28–45 | Bonne ressource, WACC plus élevé | BNEF Q1 2025 |
| Amérique Latine (LatAm) | 20–35 | Ressource solide, enchères incitatives | BNEF Q1 2025, IRENA 2024 |
| Afrique subsaharienne | 30–55 | WACC élevé, contraintes d'infrastructure | IRENA 2024, IEA 2024 |
| États-Unis (à l'échelle des services publics) | 30–45 (noyau), 24–96 (plage complète) | Les crédits d'impôt réduisent le LCOE effectif | Lazard 2024 v17.0 |
| Europe du Sud (ES, IT, GR, PT) | 30–50 | Bonne ressource, capex plus élevé | BNEF Q1 2025 |
| Europe du Nord (DE, NL, Nordiques) | 40–70 | CF plus bas, coûts de terrain/soft plus élevés | BNEF Q1 2025 |
BNEF (Q1 2025) note que le LCOE de référence mondial pour le solaire à l'échelle des services publics a chuté de 9 % d'une année sur l'autre en 2024, en raison d'un excédent de modules et de la baisse des prix du polysilicium. Dans le MENA, des offres d'enchères record en dessous de 15 USD/MWh ont été rapportées aux Émirats Arabes Unis et en Arabie Saoudite, bien que toutes ne soient pas encore mises en service.
SOLAR TODO tire parti de ces environnements à faible coût dans le MENA, en Inde et dans certaines parties de l'Afrique pour livrer des centrales solaires PV clés en main avec un LCOE souvent inférieur à 30 USD/MWh, selon les conditions de financement.
3. Comparaison par segment : Résidentiel vs Commercial vs LCOE à l'échelle des services publics
La taille du système et le segment client influencent fortement le LCOE en raison des économies d'échelle, des coûts indirects et du financement. Lazard (2024, v17.0) et l'IEA (2024) fournissent des fourchettes indicatives pour les marchés américains et de l'OCDE, qui sont largement représentatifs des ratios de coûts à l'échelle mondiale.
3.1 LCOE par segment (indicatif 2024–2025, marchés de l'OCDE)
| Segment / Taille du système | Fourchette typique de LCOE (USD/MWh, non subventionné) | Principaux moteurs de coûts | Source |
|---|---|---|---|
| Toit résidentiel (5–10 kW) | 120–250 | Acquisition client élevée, petite échelle, financement de détail | Lazard 2024 v17.0, IEA 2024 |
| Commercial & industriel (100 kW–5 MW) | 60–140 | Coûts indirects plus bas, meilleure utilisation, crédit d'entreprise | Lazard 2024 v17.0, IEA 2024 |
| À l'échelle des services publics (20–500+ MW) | 24–96 (US), 14–70 (global) | Échelle, conception optimisée, financement de projet | Lazard 2024 v17.0, BNEF Q1 2025 |
Lazard (2024) montre qu'aux États-Unis, le LCOE du PV résidentiel est généralement 3 à 5 fois plus élevé que celui du PV à grande échelle. L'IEA (2024) note des ratios similaires en Europe et en Australie, bien que les valeurs absolues diffèrent.
Pour les clients commerciaux et industriels, SOLAR TODO se concentre sur le segment intermédiaire (100 kW–20 MW), où le LCOE peut souvent être réduit à moins de 60–80 USD/MWh dans les marchés émergents, sous-cotant les tarifs de réseau qui dépassent souvent 100 USD/MWh.
4. Tendance des prix des modules (2015–2026)
Les prix des modules sont le principal moteur des réductions de LCOE. L'ITRPV (2024), la CPIA (2024) et le BNEF (2024) documentent une forte baisse des prix des modules en silicium cristallin au cours de la dernière décennie.
Selon l'ITRPV (2024), les prix de vente moyens (ASP) des modules multicristallins/silicium cristallin standard sont passés d'environ 0,50 USD/W en 2015 à 0,11–0,13 USD/W en 2023. Les perspectives du marché PV du BNEF (2024) rapportent que les prix spot des modules mono PERC/TOPCon de Tier-1 chinois sont tombés en dessous de 0,10 USD/W fin 2023 et se stabilisent autour de 0,09–0,11 USD/W en 2024.
4.1 Tendance des prix des modules en silicium cristallin au niveau mondial
| Année | Prix moyen mondial des modules (USD/W, c‑Si) | Remarques | Source |
|---|---|---|---|
| 2015 | ~0.50 | Multicristallin dominant | ITRPV 2024 |
| 2018 | ~0.28 | Début du passage au mono PERC | ITRPV 2024 |
| 2020 | ~0.21 | Perturbations COVID‑19, mais excédent | ITRPV 2024 |
| 2022 | ~0.24 | Pic de prix du polysilicium | ITRPV 2024, BNEF 2023 |
| 2023 | 0.11–0.13 | Nouvelle capacité, effondrement des prix | ITRPV 2024, BNEF 2024 |
| 2024 | 0.09–0.11 | Mono PERC/TOPCon de Tier-1 | BNEF 2024 |
| 2025e–2026e | 0.08–0.10 | Poursuite de l'excédent, changement technologique | BNEF 2024, ITRPV 2024 |
L'ITRPV (2024) s'attend à de nouvelles baisses de prix modestes jusqu'en 2026, alors que les TOPCon et les formats de wafers plus grands (M10, G12) améliorent l'efficacité de fabrication. Cependant, l'ITRPV avertit que des prix extrêmement bas peuvent ne pas être durables s'ils sapent les marges des fabricants et les investissements en R&D.
Pour le pipeline de projets de SOLAR TODO, ces niveaux de prix de modules permettent un capex pour les centrales à l'échelle des services publics dans la fourchette de 450–650 USD/kW dans les marchés à faible coût, ce qui se traduit par un LCOE dans la fourchette de 20–35 USD/MWh lorsque le financement est favorable.
5. Évolution de la technologie des cellules et efficacité
Le passage rapide du PERC au TOPCon et à d'autres technologies à haute efficacité est un autre moteur clé des réductions de LCOE, car une efficacité plus élevée réduit les coûts d'équilibre du système (BOS) par watt et augmente le rendement énergétique par unité de surface.
Selon la 13e édition de la feuille de route de l'ITRPV (2024), le PERC détenait environ 80–85 % de la part de production de cellules en 2022, mais devrait rapidement perdre sa domination au profit du TOPCon d'ici 2026–2027. L'ITRPV (2024) projette des rendements de production de masse pour les technologies grand public comme suit.
5.1 Part de marché et efficacité des technologies de cellules
| Technologie | Part de production mondiale approximative de cellules 2023 (%) | Part projetée 2030 (%) | Efficacité de production de masse typique 2023 (%) | Efficacité de production de masse projetée 2030 (%) | Source |
|---|---|---|---|---|---|
| PERC (mono) | ~80 | <20 | 22.5–23.0 | 23.5–24.0 | ITRPV 2024 |
| TOPCon | ~10–15 | >60 | 23.5–24.0 | 24.5–25.5 | ITRPV 2024 |
| HJT | ~3–5 | 10–15 | 24.0–24.5 | 25.0–26.0 | ITRPV 2024 |
| Contact arrière (IBC/HPBC) | ~1–2 | 5–10 | 24.0–24.5 | 25.0–26.0 | ITRPV 2024 |
| Tandem (pérovskite‑Si, autres) | <1 (pilote) | 3–5 | 25–27 (laboratoire) | 28–30 (objectif de laboratoire) | ITRPV 2024 |
L'ITRPV (2024) note que les technologies à plus haute efficacité comme le TOPCon et le HJT peuvent réduire les coûts BOS de 3 à 7 % et le LCOE de 2 à 5 % par rapport au PERC au même prix de module, en raison d'une surface plus petite et de coûts de montage et de câblage plus bas.
SOLAR TODO spécifie de plus en plus des modules TOPCon et HJT pour des projets à l'échelle des services publics et C&I où la surface de terrain ou de toit est contrainte, améliorant le TRI du projet sans augmenter significativement le capex.
6. Installations solaires PV annuelles par région
Les volumes de déploiement influencent fortement le LCOE local grâce aux effets d'apprentissage, à la maturité de la chaîne d'approvisionnement et à la familiarité avec le financement. Les "Statistiques de capacité renouvelable 2024" de l'IRENA et le rapport "Renouvelables 2024" de l'IEA fournissent des répartitions régionales des ajouts annuels de solaire PV.
Selon l'IRENA (2024), les ajouts mondiaux de solaire PV ont atteint environ 326 GW en 2023, contre 240 GW en 2022. La Chine à elle seule a ajouté environ 216 GW en 2023, tandis que l'UE a ajouté environ 56 GW et les États-Unis environ 33 GW. L'IEA (2024) confirme que le solaire PV a représenté plus de 75 % des ajouts mondiaux de capacité renouvelable en 2023.
6.1 Ajouts annuels de solaire PV par région (années sélectionnées)
| Région | Ajouts 2020 (GW) | Ajouts 2022 (GW) | Ajouts 2023 (GW) | Remarques | Source |
|---|---|---|---|---|---|
| Chine | ~48 | ~106 | ~216 | Soutien massif à la fabrication et à la politique | IRENA 2024, CPIA 2024 |
| Union Européenne | ~19 | ~41 | ~56 | Boom des toits, REPowerEU | IRENA 2024, IEA 2024 |
| États-Unis | ~19 | ~21 | ~33 | Incitations IRA, goulets d'étranglement d'interconnexion | IRENA 2024, IEA 2024 |
| Inde | ~4 | ~14 | ~18 | Enchères à l'échelle des services publics, croissance C&I | IRENA 2024, IEA 2024 |
| Amérique Latine | ~12 | ~18 | ~22 | DG au Brésil, échelle des services publics au Chili/Colombie | IRENA 2024 |
| MENA | ~5 | ~8 | ~12 | Grandes enchères dans le Golfe, Égypte, Maroc | IRENA 2024 |
| Asie du Sud-Est | ~8 | ~12 | ~15 | Vietnam, Thaïlande, Philippines, Indonésie | IEA 2024 |
| Afrique subsaharienne | ~3 | ~4 | ~6 | REIPPPP en Afrique du Sud, C&I, mini-réseaux | IRENA 2024 |
| Total mondial | ~138 | ~240 | ~326 | Solaire > 75 % des ajouts de RE | IRENA 2024 |
Les régions avec des ajouts annuels soutenus élevés, comme la Chine, l'Inde et l'UE, tendent à voir des baisses de LCOE plus rapides en raison des courbes d'apprentissage locales et des chaînes d'approvisionnement compétitives. La présence de SOLAR TODO sur des marchés à forte croissance comme le MENA, l'Afrique subsaharienne et l'Asie du Sud-Est lui permet de transférer des connaissances sur les coûts et la conception des marchés plus matures.
7. Moteurs et analyse du LCOE régional
7.1 MENA (Moyen-Orient et Afrique du Nord)
Le MENA abrite certains des LCOE solaires les plus bas au monde en raison d'une ressource solaire exceptionnelle (facteurs de capacité souvent de 24 à 28 %), de faibles coûts fonciers et de marchés EPC compétitifs.
Selon l'IRENA (2024), plusieurs projets à l'échelle des services publics dans le MENA mis en service en 2022–2023 ont atteint un LCOE inférieur à 20 USD/MWh. BNEF (Q1 2025) rapporte que des appels d'offres récents aux Émirats Arabes Unis et en Arabie Saoudite ont vu des offres gagnantes dans la fourchette de 14–18 USD/MWh, bien que le LCOE réalisé dépende du financement et de l'intégration au réseau.
SOLAR TODO fournit des systèmes PV à l'échelle des services publics et hybrides aux développeurs du MENA, où la combinaison de l'énergie solaire à faible coût avec le stockage peut encore fournir une énergie ferme à moins de 60 USD/MWh dans certains cas, selon les références de LCOE de stockage de Lazard (2024).
7.2 Inde
L'Inde combine des coûts EPC bas, une utilisation améliorée des ressources solaires et de grandes enchères. Selon l'IRENA (2024), le LCOE moyen pondéré du solaire à l'échelle des services publics en Inde est tombé à environ 30–35 USD/MWh en 2022, avec des projets de premier ordre en dessous de 25 USD/MWh. BNEF (Q1 2025) estime que le LCOE actuel des meilleurs projets est de 18–28 USD/MWh pour les grands projets.
Cependant, l'IEA (2024) note que la congestion du réseau et les risques de réduction dans certains États peuvent effectivement augmenter le LCOE réalisé. SOLAR TODO atténue cela pour les clients C&I grâce à des systèmes derrière le compteur et à l'hybridation avec le stockage.
7.3 Chine
La Chine reste le plus grand et l'un des marchés solaires les moins chers. La CPIA (2024) rapporte que le capex moyen des PV à l'échelle des services publics en Chine est tombé en dessous de 500 USD/kW en 2023. BNEF (Q1 2025) estime le LCOE des meilleurs projets à l'échelle des services publics à 14–24 USD/MWh, selon la région et le financement.
L'IRENA (2024) note que les grands projets désertiques de la Chine en Mongolie intérieure, au Gansu et au Xinjiang atteignent des facteurs de capacité élevés et des coûts BOS bas, réduisant encore le LCOE. Ces structures de coûts établissent une référence mondiale qui influence les prix des modules et des composants dans le monde entier.
7.4 Amérique Latine
L'Amérique Latine bénéficie d'excellentes ressources solaires et d'enchères compétitives. Selon l'IRENA (2024), le LCOE solaire à l'échelle des services publics au Chili, au Brésil et au Mexique varie généralement de 20 à 35 USD/MWh pour les projets récents. BNEF (Q1 2025) met en avant le marché en plein essor de la génération distribuée au Brésil, où les systèmes C&I peuvent atteindre un LCOE de 40 à 70 USD/MWh, inférieur à de nombreux tarifs industriels.
SOLAR TODO soutient les partenaires latino-américains avec des modules et des onduleurs à haute efficacité optimisés pour des conditions d'irradiation élevées, aidant à maintenir un LCOE bas même à mesure que les contraintes du réseau augmentent.
7.5 États-Unis
Les États-Unis ont des coûts indirects plus élevés et des défis d'interconnexion, mais un fort soutien politique via l'Inflation Reduction Act (IRA). Lazard (2024) rapporte un LCOE du solaire PV à l'échelle des services publics non subventionné aux États-Unis de 24 à 96 USD/MWh, avec une fourchette centrale de 30 à 45 USD/MWh pour les grands projets. Avec des crédits d'impôt fédéraux et des incitations, le LCOE effectif peut tomber en dessous de 25 USD/MWh pour certains projets.
L'IEA (2024) note que le PV résidentiel aux États-Unis reste coûteux, avec un LCOE souvent supérieur à 150 USD/MWh, mais des tarifs de détail élevés et le comptage net peuvent encore le rendre attrayant pour les ménages.
7.6 Europe (Sud vs Nord)
L'Europe du Sud (Espagne, Portugal, Italie, Grèce) bénéficie d'une bonne ressource solaire et de marchés matures. BNEF (Q1 2025) estime le LCOE à l'échelle des services publics à 30–50 USD/MWh dans ces marchés. L'Europe du Nord (Allemagne, Pays-Bas, Nordiques) a des facteurs de capacité plus bas et des coûts de terrain et de soft plus élevés, conduisant à un LCOE dans la fourchette de 40–70 USD/MWh.
L'IRENA (2024) note que les PPA d'entreprise et les projets marchands sont de plus en plus courants en Europe, le solaire dépassant souvent les prix de gros qui ont en moyenne 80–150 EUR/MWh pendant la crise énergétique de 2022–2023.
7.7 Asie du Sud-Est et Afrique subsaharienne
L'Asie du Sud-Est dispose de fortes ressources solaires mais fait face à des défis réglementaires et de réseau. BNEF (Q1 2025) estime le LCOE à l'échelle des services publics à 28–45 USD/MWh dans des marchés leaders comme le Vietnam et la Thaïlande. L'IEA (2024) note que l'incertitude politique dans certains pays augmente les coûts de financement.
L'Afrique subsaharienne a certaines des meilleures ressources solaires au monde mais des coûts de financement élevés. L'IRENA (2024) estime que le LCOE à l'échelle des services publics est généralement de 30 à 55 USD/MWh pour les projets IPP en Afrique du Sud, au Kenya et dans d'autres marchés, mais les mini-réseaux et les petits systèmes C&I peuvent avoir un LCOE plus élevé en raison de l'échelle.
SOLAR TODO est actif dans les deux régions, en particulier dans les segments C&I et mini-réseaux, où remplacer la génération au diesel (souvent 150–300 USD/MWh de coût de carburant seul, selon l'IEA 2023) par du solaire peut générer des économies immédiates même lorsque le LCOE solaire dépasse 60 USD/MWh.
8. Capacité cumulative et perspectives de LCOE jusqu'en 2040
8.1 Prévisions de capacité solaire PV mondiale
Les "Perspectives de l'énergie mondiale 2023" de l'IEA et "Renouvelables 2024" fournissent des scénarios pour la capacité solaire PV mondiale. Dans le scénario des politiques déclarées (STEPS), l'IEA (2023) projette que la capacité solaire PV mondiale atteindra environ 5,5 TW d'ici 2030 et environ 11 TW d'ici 2040. Dans le scénario des émissions nettes nulles d'ici 2050 (NZE), le solaire PV pourrait dépasser 7,5 TW d'ici 2030 et 14 TW d'ici 2040.
Le "World Energy Transitions Outlook 2023" de l'IRENA envisage également 5,4–5,8 TW d'ici 2030 dans son scénario de 1,5 °C, le solaire PV fournissant plus d'un tiers de l'électricité mondiale d'ici 2050.
8.2 Capacité solaire PV mondiale cumulative (historique et prévisions)
| Année | Capacité solaire PV mondiale (TW, approximatif) | Scénario / statut | Source |
|---|---|---|---|
| 2020 | ~0.76 | Historique | IRENA 2023 |
| 2023 | ~1.6 | Historique | IRENA 2024 |
| 2030 | 5.5 (STEPS), 7.5 (NZE) | Prévisions | IEA WEO 2023 |
| 2040 | 11 (STEPS), 14 (NZE) | Prévisions | IEA WEO 2023 |
8.3 Perspectives de LCOE jusqu'en 2030–2040
L'IEA (2024) et l'IRENA (2024) s'attendent tous deux à des baisses continues, bien que plus lentes, du LCOE à mesure que le solaire mûrit. L'IRENA (2024) suggère qu'en 2030, le LCOE moyen mondial du solaire à l'échelle des services publics pourrait tomber à 30–45 USD/MWh, en supposant des améliorations technologiques et de financement modérées. L'IEA (2023) indique que dans les régions à forte ressource et à faible coût, le LCOE pourrait approcher 10–15 USD/MWh pour les meilleurs projets.
BNEF (2024) note que de nouvelles réductions dépendront de plus en plus de :
- Coûts de financement (taux d'intérêt, primes de risque)
- Intégration au réseau et gestion des réductions
- Solutions de stockage et de flexibilité
- Innovation continue des coûts des modules et du BOS
SOLAR TODO aligne sa feuille de route produit avec ces perspectives, intégrant des modules à plus haute efficacité, des conceptions bifaciaires et des solutions de stockage couplées en courant continu pour maintenir un LCOE livré compétitif à mesure que les marchés se saturent.
9. Implications pour les acheteurs et les développeurs
- Les développeurs à l'échelle des services publics dans le MENA, l'Inde, la Chine et certaines parties de l'Amérique Latine peuvent déjà atteindre un LCOE inférieur à 25 USD/MWh, faisant du solaire la source de génération la moins chère, selon BNEF (Q1 2025) et l'IRENA (2024).
- Les clients C&I dans les marchés émergents peuvent souvent sécuriser un LCOE solaire de 40–80 USD/MWh, sous-cotant les tarifs de réseau que l'IEA (2024) rapporte à 100–200 USD/MWh pour de nombreux utilisateurs industriels en Afrique et en Asie du Sud.
- Les clients résidentiels font face à un LCOE plus élevé mais bénéficient d'une parité tarifaire de détail et d'un soutien politique ; Lazard (2024) montre que le LCOE du PV résidentiel est souvent supérieur à 120 USD/MWh, mais le comptage net et l'autoconsommation peuvent encore générer des économies.
- Les choix technologiques (TOPCon, HJT, bifacial) et la conception du système (suivi vs inclinaison fixe) peuvent modifier le LCOE de 5 à 15 %, selon l'ITRPV (2024) et l'IEA (2024).
SOLAR TODO travaille avec des EPC, des développeurs et des acheteurs d'entreprise pour optimiser ces paramètres, garantissant que la conception du système, la sélection des composants et les structures de financement sont alignées avec le LCOE le plus bas réalisable dans chaque région.
Questions Fréquemment Posées
1. Quelle région a le LCOE solaire PV le plus bas en 2026 ?
Selon les perspectives mondiales du LCOE de BNEF (Q1 2025), le LCOE solaire PV à l'échelle des services publics le plus bas se trouve en Chine, en Inde et au MENA, avec des projets de premier ordre dans la fourchette de 14–24 USD/MWh. L'IRENA (2024) confirme que les résultats récents des enchères dans le MENA et en Inde sont systématiquement inférieurs à 25 USD/MWh, faisant de ces régions des leaders mondiaux en matière de prix.
2. Comment le LCOE solaire résidentiel se compare-t-il à celui à l'échelle des services publics ?
Lazard (2024, v17.0) estime le LCOE du PV résidentiel sur toit aux États-Unis à 120–250 USD/MWh, tandis que le PV à l'échelle des services publics varie de 24 à 96 USD/MWh, avec une fourchette centrale de 30 à 45 USD/MWh. L'IEA (2024) rapporte des ratios similaires en Europe et en Australie, ce qui signifie que le LCOE résidentiel est généralement 3 à 5 fois plus élevé que celui à l'échelle des services publics en raison des coûts indirects et des tailles de système plus petites.
3. Quel est le LCOE moyen mondial actuel pour le solaire PV à l'échelle des services publics ?
Le rapport de l'IRENA sur les "Coûts de production d'énergie renouvelable en 2023" (2024) rapporte un LCOE mondial moyen pondéré de 55 USD/MWh (0,055 USD/kWh) pour le solaire PV à l'échelle des services publics mis en service en 2023. Cela représente une baisse de 89 % par rapport aux niveaux de 2010 (445 USD/MWh) et une réduction de 10 % par rapport à 2022, malgré des taux d'intérêt plus élevés et certaines perturbations de la chaîne d'approvisionnement.
4. Comment les prix des modules ont-ils changé de 2015 à 2026 ?
L'ITRPV (2024) montre que les prix moyens mondiaux des modules en silicium cristallin ont chuté d'environ 0,50 USD/W en 2015 à 0,11–0,13 USD/W en 2023. Le BNEF (2024) rapporte que les modules mono de Tier-1 chinois sont à 0,09–0,11 USD/W en 2024, avec des attentes de 0,08–0,10 USD/W d'ici 2025–2026. Cette baisse de prix de plus de 80 % est un moteur majeur des réductions de LCOE dans le monde entier.
5. Quelles technologies de cellules domineront d'ici 2030 ?
Selon l'ITRPV (2024), le PERC détenait environ 80 % de la production de cellules en 2022, mais devrait tomber en dessous de 20 % d'ici 2030. Le TOPCon devrait dépasser 60 % de part de marché d'ici 2030, tandis que les technologies HJT et à contact arrière pourraient atteindre ensemble 15–25 %. Les cellules tandem (pérovskite-silicium) pourraient gagner 3–5 % de part d'ici 2030 à mesure qu'elles passent de la phase pilote à la production de masse précoce.
6. Quelle capacité solaire PV le monde aura-t-il d'ici 2030 et 2040 ?
Les "Perspectives de l'énergie mondiale 2023" de l'IEA projettent une capacité solaire PV mondiale d'environ 5,5 TW d'ici 2030 et 11 TW d'ici 2040 dans son scénario des politiques déclarées. Dans le scénario plus ambitieux des émissions nettes nulles, la capacité pourrait atteindre environ 7,5 TW d'ici 2030 et 14 TW d'ici 2040. L'IRENA (2023) présente des chiffres similaires dans son scénario de 1,5 °C.
7. Le solaire PV est-il déjà moins cher que les centrales à charbon et à gaz existantes ?
L'IRENA (2024) constate qu'en 2023, environ 86 % de la nouvelle capacité solaire PV à l'échelle des services publics mise en service produisait de l'électricité à un coût inférieur à l'option de combustible fossile la moins chère. Dans de nombreux marchés, le LCOE solaire (30–50 USD/MWh) est également inférieur au coût marginal d'exploitation des centrales à charbon existantes, que l'IEA (2023) estime à 60–120 USD/MWh selon les prix des combustibles et du carbone.
8. Comment le coût du financement affecte-t-il le LCOE solaire ?
L'IEA (2024) montre qu'une augmentation de 3 points de pourcentage du coût moyen pondéré du capital (WACC) peut augmenter le LCOE du solaire PV de 20 à 30 %, en particulier dans les marchés à forte intensité de capital. L'IRENA (2024) souligne que les marchés à faible risque avec un WACC de 3 à 5 % atteignent des LCOE beaucoup plus bas que les marchés émergents avec un WACC de 8 à 12 %, même avec des capex et des ressources similaires.
9. Quel rôle joue SOLAR TODO dans la réduction du LCOE ?
SOLAR TODO fournit des modules à haute efficacité, des onduleurs et des composants d'équilibre du système, et soutient la conception optimisée des systèmes. En tirant parti des achats mondiaux et de la standardisation, SOLAR TODO aide les développeurs et les clients C&I à atteindre des niveaux de capex alignés avec les marchés de meilleures pratiques, permettant un LCOE aussi bas que 20–35 USD/MWh dans les projets à l'échelle des services publics et 40–80 USD/MWh dans les systèmes C&I, selon le financement.
10. Quelle est l'importance du stockage pour la compétitivité future du LCOE solaire ?
Bien que le solaire autonome ait un LCOE très bas, les coûts au niveau du système dépendent de la flexibilité. Lazard (2024) estime le LCOE du stockage lithium-ion autonome à environ 100–200 USD/MWh pour des systèmes de 4 heures. L'IEA (2024) note que la combinaison du solaire avec le stockage peut encore fournir une énergie ferme en dessous de 60–80 USD/MWh dans les régions à forte ressource, la maintenant compétitive par rapport aux nouvelles centrales à gaz.
11. Les prix des modules vont-ils continuer à baisser après 2026 ?
L'ITRPV (2024) et le BNEF (2024) s'attendent à de nouvelles baisses modestes des prix des modules au-delà de 2026, entraînées par des améliorations technologiques et l'échelle de fabrication. Cependant, les deux mettent en garde que des prix proches de 0,08–0,10 USD/W pourraient approcher des plafonds de coûts pour les technologies actuelles. Les réductions futures pourraient provenir davantage de l'optimisation des coûts du BOS, de l'O&M et du financement que du prix moyen des modules seul.
12. Comment les clients C&I dans les marchés émergents peuvent-ils en bénéficier maintenant ?
L'IEA (2024) rapporte que de nombreux clients industriels et commerciaux en Afrique, en Asie du Sud et dans certaines parties de l'Amérique Latine paient des tarifs de réseau de 100–200 USD/MWh ou dépendent de la génération au diesel coûtant 150–300 USD/MWh. En déployant du solaire PV sur site avec un LCOE de 40–80 USD/MWh, souvent en utilisant des solutions de SOLAR TODO, les clients C&I peuvent réduire leurs coûts énergétiques et se protéger contre la volatilité des prix des combustibles.
Références
- IRENA (2024) : Coûts de production d'énergie renouvelable en 2023 – références mondiales du LCOE pour le solaire PV et d'autres renouvelables.
- IRENA (2024) : Statistiques de capacité renouvelable 2024 – capacité solaire PV mondiale et régionale et ajouts annuels.
- BloombergNEF (BNEF) (2025) : Perspectives du marché mondial du LCOE Q1 2025 – fourchettes de LCOE régionales pour le solaire PV et d'autres technologies.
- Lazard (2024) : Analyse du coût nivelé de l'énergie – Version 17.0 – LCOE pour le solaire PV résidentiel, C&I et à l'échelle des services publics et le stockage.
- ITRPV / VDMA (2024) : 13e Feuille de route technologique internationale pour le photovoltaïque – parts de technologie, rendements et tendances des prix des modules.
- CPIA (China Photovoltaic Industry Association) (2024) : Rapport annuel de l'industrie PV de la Chine – capacité de fabrication, prix des modules et déploiement en Chine.
- IEA (2024) : Renouvelables 2024 – déploiement du solaire PV, coûts et perspectives politiques par région.
- IEA (2023) : Perspectives de l'énergie mondiale 2023 – scénarios à long terme pour la capacité solaire PV et les coûts jusqu'en 2040.
Last verified: 2026-03-20
À Propos de l'Auteur
SOLARTODO Editorial Team
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Citer cet article
SOLARTODO Editorial Team. (2026). Comparaison du LCOE solaire PV par région — Rapport de données 2026. SOLARTODO. Retrieved from https://solartodo.com/fr/knowledge/solar-pv-lcoe-comparison-by-region-2026
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}Published: July 1, 2026 | Available at: https://solartodo.com/fr/knowledge/solar-pv-lcoe-comparison-by-region-2026
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