Actions solaires au premier plan : PV mondial > 1 TW

# Introduction

Les actions solaires sont passées d'un intérêt thématique à une réévaluation par le marché alors que la capacité photovoltaïque (PV) mondiale cumulée a dépassé 1 000 gigawatts (1 TW) fin 2023, redéfinissant les perspectives de bénéfices pour les fabricants, intégrateurs et installateurs. Ce jalon s'accompagne d'un soutien politique persistant — notamment l'Inflation Reduction Act américaine avec environ 369 milliards de dollars de mesures énergie et climat promulguées en 2022 — qui continue de soutenir la demande pour le PV distribué et à l'échelle des centrales en Amérique du Nord (Source : US Congress / White House, 2022). Parallèlement, la déflation des prix des modules et la montée en capacité des gigafactories ont comprimé l'intensité capitalistique dans certains segments tout en intensifiant la pression sur les marges pour les entreprises incapables de rivaliser sur les coûts (Source : BNEF, 2024). Le marché commence à différencier les acteurs : les prestataires de services peu capitalistiques et les intégrateurs système présentent des profils risque/rendement distincts par rapport aux fabricants allant de la plaquette au module avec des besoins capex élevés. Cet article propose une évaluation factuelle du secteur, des implications au niveau des entreprises et des considérations prospectives pour les investisseurs institutionnels.

Contexte

La pénétration du solaire PV dans les systèmes électriques s'est accélérée entre 2022 et 2024, la capacité installée cumulée ayant franchi le seuil de 1 TW fin 2023 (IEA, 2024). Cette base cumulée implique que les ajouts annuels sont désormais comparés à un parc installé beaucoup plus important : des ajouts incrémentaux de 200–300 GW par an produisent une croissance relative plus faible mais une nouvelle génération absolue plus importante. À titre de comparaison, un ajout annuel de 250 GW équivaut à une capacité nette neuve proche de la capacité installée d'un pays européen de taille moyenne. Les incitations politiques, la modernisation des réseaux et les engagements d'achat des entreprises ont été les moteurs immédiats de la demande, tandis que les cycles de matières premières et la politique commerciale ont façonné la dynamique côté offre.

Les États-Unis restent un marché central en raison des crédits d'impôt, des incitations au contenu domestique et des programmes de financement intégrés dans l'IRA (369 Mds $ mentionnés pour les mesures énergie et climat). L'IRA a amélioré de manière significative les rendements au niveau projet pour le PV utility et distribué aux États-Unis, augmentant le pipeline adressable et raccourcissant les délais de retour sur investissement pour les installations résidentielles et commerciales (Source : US Treasury, lignes directrices 2023). Hors États-Unis, la Chine continue de dominer la fabrication avec environ 80–90 % des parts dans le polysilicium, les lingots/plaquettes, les cellules et la production de modules plusieurs années depuis 2020, créant un arbitrage structurel pour une offre à bas coût qui influence les marges mondiales (Source : BNEF, 2024).

L'intérêt des investisseurs se bifurque en trois sous‑secteurs : les fabricants en amont (cellules, modules, matériaux), les EPC/intégrateurs système en milieu de chaîne, et les installateurs/segments à revenus récurrents (résidentiel/communautaire). Chaque sous‑groupe porte des risques distincts liés au capex, au fonds de roulement et à l'exécution des projets. Les acteurs en amont font face à une forte intensité capitalistique et à la cyclicité des matières premières ; les acteurs milieu de chaîne sont sensibles à l'exécution ; les acteurs en aval sont exposés aux coûts d'acquisition client et aux écarts de financement. Comprendre cette segmentation est essentiel pour évaluer la sensibilité des bénéfices aux prix des modules, aux coûts de financement et aux flux de politiques publiques.

Malgré l'histoire de croissance à long terme, le comportement du marché à court terme est dominé par la compression des marges, la gestion des stocks et l'évolution de la politique commerciale. Les investisseurs doivent donc distinguer la demande séculaire des variations cycliques des marges et différencier les entreprises capables de croître de manière rentable de celles qui dépendent uniquement de la croissance en volume.

Analyse des données

Trois points de données ancrent le débat d'investissement actuel. Premièrement, la capacité PV mondiale cumulée a dépassé 1 000 GW fin 2023 (IEA, 2024), un seuil qui souligne la taille du secteur et l'ampleur absolue des ajouts annuels nécessaires pour maintenir l'élan de croissance. Deuxièmement, l'Inflation Reduction Act a alloué approximativement 369 milliards de dollars aux initiatives énergie et climat (promulgation en 2022), améliorant de manière significative les rendements projet‑par‑projet pour le solaire domestique et le stockage associé (Source : US Congress / White House, 2022). Troisièmement, les coûts de fabrication au niveau module ont diminué sensiblement au cours de la dernière décennie — BloombergNEF et des rapports industriels indiquent des baisses de prix des modules d'environ 60 % entre 2016 et 2024, avec des chutes plus marquées certaines années et des périodes de stabilisation ensuite (Source : BNEF, 2024).

Ces chiffres alimentent des métriques comparatives. Par exemple, un fabricant en amont avec un modèle à effet de levier opérationnel verra ses revenus évoluer avec les expéditions de modules, mais ses marges brutes seront sensibles à la volatilité des prix des plaquettes/polysilicium. En revanche, un installateur résidentiel qui capture des revenus récurrents d'exploitation et de financement peut présenter une stabilité supérieure des marges brutes mais un revenu incrémental par MW plus faible. Les comparaisons d'une année sur l'autre (YoY) illustrent cette divergence : là où les fabricants de modules ont enregistré certains trimestres une croissance des revenus en pourcentage à un chiffre en raison de la réduction des stocks, les intégrateurs système ont affiché une expansion du carnet de commandes contractées de 15–25 % YoY sur les mêmes périodes (déclarations d'entreprises, exercices 2024–2025). Cette divergence explique la dispersion des performances au niveau des cours entre des tickers tels que FSLR (fabrication) et RUN (installations résidentielles).

Les marchés de capitaux confirment cette différenciation. Les ETF solaires spécifiques ont connu des rotations périodiques par rapport au S&P 500 ; par exemple, l'Invesco Solar ETF (TAN) a historiquement surperformé le marché plus large lors des repricings rapides liés à la décarbonation, mais sous‑performé pendant les cycles de sur‑offre de modules (Source : données de performance ETF, 2019–2025). Ce schéma souligne la nécessité d'une sélection active des titres et la valeur d'une allocation vers des sous‑segments présentant une visibilité structurelle sur les revenus (par ex., flux de trésorerie récurrents, PPA à long terme ou contrats de service).

Implications pour le secteur

Fabricants : Les fabricants en amont bénéficient de vents favorables séculaires mais subissent des pressions cycliques. Ceux qui disposent d'une technologie différenciée (par ex. le tellurure de cadmium en couche mince de First Solar) ou d'efficacités cellulaires propriétaires peuvent protéger leurs marges à l'échelle. Pourtant, l'intensité capitalistique des nouvelles capacités de gigafactory