Modules photovoltaïques : les prix européens reculent encore sous le poids des surcapacités

Malgré un été européen marqué par des records de température et une forte demande d’électricité, les prix des modules photovoltaïques restent stables voire en léger recul. En cause selon l’analyse de marché d’août 2026 de pvXchange : des surcapacités de production qui continuent de peser, en particulier sur les modules destinés aux grandes toitures et aux centrales au sol.

En bref

• La capacité mondiale de production de modules est estimée autour de 1 908 GW, pour un marché annuel attendu à environ 638 GW en 2026.
• Les modules « Mainstream », utilisés sur les grandes installations, subissent le plus la pression sur les prix.
• pvXchange relève le seuil du « haut rendement » de 23 % à 23,5 %, soit environ 470 W en petit format.
• Les prix FOB Chine des modules TOPCon sont remontés à environ 0,108 $/W fin août, sous l’effet des coûts de cellules et de polysilicium.
• En Allemagne, l’incertitude autour de l’EEG 2027 et du « Grid Package » pousse une partie des acteurs à anticiper leurs commandes.

Un paradoxe entre demande électrique et marché des modules

La multiplication des vagues de chaleur accroît les besoins d’électricité, tandis que les moyens conventionnels sont eux-mêmes fragilisés par les fortes températures et les crises géopolitiques. Cette configuration ne se traduit pourtant pas par une accélération spectaculaire des commandes photovoltaïques en Europe : la demande reste présente mais progresse de façon limitée, freinée par les incertitudes réglementaires et économiques.

Des surstocks qui bloquent toute remontée

L’explication principale tient à l’excès persistant d’offre : fabricants et distributeurs doivent écouler des volumes importants, ce qui empêche une remontée franche des prix. Le constat rejoint celui dressé sur l’ensemble de la chaîne de valeur mondiale, où les capacités industrielles restent très supérieures à la demande — environ 1 908 GW de capacité de production de modules pour un marché annuel estimé à 638 GW en 2026. Les analyses de l’Agence internationale de l’énergie documentent régulièrement ce déséquilibre structurel.

Le seuil du « haut rendement » relevé à 23,5 %

pvXchange a dû ajuster son indicateur de prix pour tenir compte de la progression rapide des rendements. La frontière entre catégories « Mainstream » et « High Efficiency », jusqu’ici fixée à 23 %, passe à 23,5 %. Pour les modules de petite taille, cela correspond à une puissance d’environ 470 W ; pour les grands formats destinés aux centrales au sol, le seuil se situe désormais au-delà de 635 W ou 730 W selon le format.

Ce changement méthodologique influence légèrement les variations affichées : sans lui, les modules à haut rendement auraient été pratiquement stables en août, tandis que les produits moins performants auraient enregistré une petite baisse.

Une baisse qui pourrait toucher son plancher

Les fabricants estiment disposer de peu de marge pour reculer davantage. Le contexte chinois envoie même des signaux inverses : fin août, les prix FOB Chine des modules TOPCon étaient remontés à environ 0,108 $/W, sous l’effet de la hausse des coûts des cellules et du polysilicium. Mais les prix réellement négociés à l’export restent inférieurs aux offres des fabricants, signe que la demande n’est pas assez forte pour imposer une hausse durable.

Le marché reste ainsi pris entre deux forces : le renchérissement récent de certains coûts en amont, et une surcapacité industrielle massive qui limite le pouvoir de fixation des prix.

L’incertitude réglementaire allemande pèse

Les discussions autour de la future loi sur les énergies renouvelables, l’EEG 2027, et du « Grid Package » conduisent une partie des acteurs à temporiser leurs investissements, tandis que d’autres avancent leurs projets avant une éventuelle dégradation des conditions de soutien. Ces commandes anticipées maintiennent des carnets relativement bien remplis, en photovoltaïque comme en stockage, mais la question posée par pvXchange reste entière : les modèles économiques sans tarif d’achat garanti peuvent-ils prendre le relais assez vite ? Les perspectives de marché européennes sont suivies par SolarPower Europe.

Questions fréquentes

Pourquoi les prix des modules baissent-ils encore ?

Parce que l’offre reste très supérieure à la demande : la capacité mondiale de production de modules est estimée autour de 1 908 GW, contre un marché annuel attendu à environ 638 GW en 2026. Fabricants et distributeurs doivent écouler leurs stocks, ce qui empêche toute remontée des prix.

Qu’est-ce que le nouveau seuil de 23,5 % ?

C’est la frontière retenue par pvXchange entre modules « Mainstream » et « High Efficiency », relevée de 23 % à 23,5 % pour tenir compte de la progression des rendements. Elle correspond à environ 470 W en petit format, et à plus de 635 W ou 730 W pour les grands formats de centrales au sol.

Les prix peuvent-ils remonter ?

C’est possible mais pas encore engagé. Les prix FOB Chine des modules TOPCon sont remontés à environ 0,108 $/W fin août sous l’effet des coûts de cellules et de polysilicium, mais les prix réellement négociés à l’export restent inférieurs aux offres des fabricants.

Qu’est-ce qui pourrait inverser la tendance ?

Deux facteurs : l’efficacité réelle des mesures visant à réduire les surcapacités chinoises, et les tensions commerciales aux États-Unis et en Inde, susceptibles de détourner des volumes vers ces marchés et donc de réduire l’offre disponible en Europe.

En résumé — pour les développeurs et installateurs européens, la fenêtre reste favorable : modules très compétitifs et rendements en progression continue. Mais l’équilibre tient à une surcapacité chinoise que Pékin cherche à résorber ; si ces mesures produisent leurs effets, la longue phase de baisse des prix pourrait approcher de son plancher.