L'appel d'offres pour le photovoltaïque sur toitures industrielles et commerciales en France atteint des prix historiquement bas, et une sursouscription quintuple marque la reprise complète du marché.

Record de prix bas pour l'appel d'offres solaire photovoltaïque sur toiture en France, une suroffre quintuplée signe la reprise totale du marché

Le marché solaire photovoltaïque sur toiture pour les secteurs commercial et industriel (C&I) en France a enregistré cette semaine sa meilleure performance historique – le prix moyen attribué dans l'appel d'offres a atteint un nouveau plus bas record, et la capacité demandée a été cinq fois supérieure à la capacité disponible. Cela marque une reprise complète après une série d'appels d'offres sous-souscrits en 2025 et consolide la position de la France comme l'un des marchés solaires les plus compétitifs d'Europe.

Les résultats du 12e appel d'offres pour le solaire photovoltaïque sur toiture C&I ont été publiés le 8 juillet, attribuant 300,23 MW de projets, couvrant le solaire photovoltaïque sur toits de bâtiments commerciaux, les serres, les abris agricoles et les systèmes photovoltaïques sur ombrières de parking (capacité supérieure à 500 kW). L'appel d'offres a reçu près de 1200 demandes, représentant une capacité totale d'environ 1,6 GW, alors que la capacité cible était légèrement supérieure à 300 MW, soit une suroffre quintuplée. Ce ratio indique que le réservoir de projets solaires sur toiture en France dépasse largement la capacité que peut absorber un seul appel d'offres.

Il est notable que ces prix record bas ont été atteints lors du premier appel d'offres C&I français après l'entrée en vigueur obligatoire le 30 décembre 2025 des critères de résilience du règlement NZIA (Net-Zero Industry Act) de l'UE. L'article 26 du règlement (UE) 2024/1735 exige que les États membres appliquent des critères de résilience des chaînes d'approvisionnement à au moins 30 % de la capacité dans leurs appels d'offres annuels pour les énergies renouvelables – ce qui signifie que les offres éligibles doivent utiliser des modules photovoltaïques contenant au moins trois composants résilients, dont la source n'est pas dominée par un seul pays non membre de l'UE. La France a intégré ces critères directement dans le cahier des charges du 12e appel d'offres. Malgré ces nouvelles exigences, le prix moyen a baissé de près de 14 € par MWh, ce qui démontre directement que, dans les conditions actuelles du marché, les règles de diversification de la chaîne d'approvisionnement de type NZIA n'inversent pas la tendance à la baisse des coûts solaires en Europe.

Un prix le plus bas historique efface les déceptions de 2025

Le prix moyen attribué est de 82,98 €/MWh (environ 94,57 $/MWh), inférieur au record établi lors du premier appel d'offres de la série, soit 83,12 €/MWh – les tours suivants ayant vu les prix monter au-dessus de 100 €/MWh en raison des pressions sur les prix mondiaux des modules et de la chaîne d'approvisionnement. Le prix moyen du tour précédent (11e) était de 96,48 €/MWh ; cette baisse par rapport au tour précédent est de près de 14 €/MWh, soit la plus forte baisse de prix en un seul tour jamais enregistrée dans le programme d'appel d'offres C&I.Cette baisse est due à deux forces qui se chevauchent. Depuis 2023, les prix mondiaux des modules ont fortement chuté, car les fabricants chinois ont considérablement accru leur capacité de production de cellules TOPCon de type n, bien au-delà de la demande à court terme. Les modules TOPCon, vendus à plus de 0,20 €/W en 2022, sont aujourd'hui bien en dessous de ce prix sur le marché de gros européen, et les économies réalisées se reflètent directement dans les prix de soumission des développeurs. La deuxième force est la certitude politique : après près de trois ans de retards et de débats politiques, la France a publié le 12 février 2026 sa troisième programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE3). Ce document fixe un volume de mise en concurrence annuel d'environ 2,9 GW, un objectif solaire de 48 GW en 2030 et une feuille de route décennale claire, permettant aux développeurs disposant de projets matures de soumettre des offres précédemment mises en attente en raison de l'incertitude.

Contraste frappant avec la situation de 2025. En mars de cette année, la neuvième tranche d'appel d'offres C&I n'avait attribué que 220 MW, bien en deçà de l'objectif de 400 MW. La dixième tranche (juin 2025) avait été encore plus faible, avec seulement 191 MW, également en dessous du plafond de 400 MW. Ces insuffisances avaient alarmé le secteur, les causes étant attribuées aux goulots d'étranglement des permis, à l'incertitude politique avant la publication de la feuille de route énergétique et à la prudence des développeurs. Le surdimensionnement par cinq de la douzième tranche montre que ces conditions ont été résolues – non pas progressivement, mais par un retournement brutal après que la PPE3 a éliminé l'incertitude qui freinait auparavant la participation.

Les règles de la chaîne d'approvisionnement NZIA entrent en vigueur sans faire grimper les coûts

Les critères de résilience intégrés dans le cahier des charges de la douzième tranche constituent la première application concrète de la politique de l'UE sur la fabrication net zéro dans un important appel d'offres C&I en France. Pour être éligibles, les équipes de projet doivent démontrer que les modules photovoltaïques qu'elles prévoient d'utiliser comprennent au moins trois composants de résilience (couvrant les cellules, les modules et les onduleurs), et que les sources ne sont pas concentrées dans un seul pays tiers dominant. Cette exigence est un filtre de préqualification de type réussite/échec, et non un critère de bonus ; les projets qui ne peuvent pas prouver la conformité des sources de leurs composants ne peuvent pas participer aux lots d'appel d'offres auxquels cette règle s'applique.

Cette règle vise clairement à réduire la dépendance de l'Europe solaire vis-à-vis de la fabrication chinoise – la Chine représente plus de 80 % des modules photovoltaïques vendus dans l'UE. Des organismes industriels tels que SolarPower Europe et le Conseil européen de la fabrication solaire ont poussé cette norme précisément parce que la dépendance du marché de l'UE à un seul fournisseur dominant est considérée comme un risque structurel pour la sécurité énergétique après la crise énergétique de 2022.

Cependant, malgré la charge supplémentaire de conformité de la chaîne d'approvisionnement, les développeurs de la douzième tranche ont tout de même réalisé les offres les plus basses jamais enregistrées dans le cadre de ce programme. Une explication possible est que la marchandisation des modules TOPCon a déjà fait baisser les prix suffisamment bas, de sorte que le coût d'approvisionnement via une chaîne d'approvisionnement multi-sources (plutôt que purement chinoise) se situe actuellement dans la marge d'erreur de l'économie du projet. Il reste à vérifier lors des futurs appels d'offres si cette situation pourra perdurer à mesure que les critères de résilience se durcissent ou que les gouvernements européens augmentent la part des appels d'offres conformes à la NZIA.

Comment le mécanisme d'appel d'offres C&I français offre des bénéfices aux développeurs### Comprendre pourquoi ces résultats sont importants pour la rentabilité des projets nécessite un bref aperçu du fonctionnement du programme. Les lauréats des appels d’offres C&I ne reçoivent pas un prix fixe au sens classique. Ils obtiennent un « contrat de complément de rémunération » — un contrat d’écart compensatoire — dans lequel le projet vend son électricité au prix de gros français. Lorsque le prix du marché est inférieur au prix de soumission, l’État compense la différence ; lorsqu’il est supérieur, le lauréat reverse le surplus à l’État.

Cette structure bidirectionnelle signifie que le prix de soumission agit comme un plancher de revenus plutôt qu’un plafond. Prenons l’exemple de 82,98 €/MWh : si le développeur vend son électricité sur le marché de gros français, dont la moyenne en 2025 se situe autour de 60-80 €/MWh, les périodes de prix bas lui vaudront en réalité une subvention de l’État. Lorsque le prix dépasse 82,98 €, le projet conserve les recettes du marché et reverse le surplus — ce qui signifie que le contrat s’autofinance partiellement dans des conditions de marché favorables. Pour les souscripteurs de financement de projet, ce mécanisme réduit le risque de revenus, soutient ainsi une exigence de rendement inférieure sur les fonds propres, et explique en partie pourquoi les appels d’offres C&I en France exercent une pression concurrentielle bien plus faible que les prix attendus des projets non contractés des développeurs.

Premier appel d’offres dans le cadre de la feuille de route solaire décennale de la PPE3

La 12ᵉ tranche constitue le premier grand appel d’offres photovoltaïque sur toiture C&I entièrement mené dans le cadre de la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3). La PPE3 a été officiellement adoptée par décret le 12 février 2026, après près de trois années de projets, consultations et retards politiques.

La PPE3 fixe un objectif de 48 GW de capacité solaire photovoltaïque installée d’ici 2030 — un chiffre inférieur aux 60 GW proposés par la planification nationale énergie-climat actualisée de la France en 2023, et inférieur aux 54 GW du projet de mars 2025. Fin 2025, la France comptait environ 30 GW installés ; l’objectif de 48 GW implique un rythme annuel moyen d’environ 4,5 GW. Ce rythme est significatif mais réalisable, la France ayant atteint jusqu’à 6 GW de nouvelles capacités en une seule année en 2025.

La capacité annuelle des appels d’offres dans le cadre de la PPE3 est fixée à environ 2,9 GW — un niveau globalement identique à celui de la période de programmation précédente, en ligne avec l’objectif du ministre de l’Économie Roland Lescure de maintenir le rythme de déploiement antérieur. Le gouvernement a également alloué 1 milliard d’euros supplémentaires pour soutenir le développement d’une mégafabrique française de panneaux et cellules solaires, avec la promesse de créer 2 000 emplois dans la fabrication et plus de 38 000 emplois dans l’ensemble du secteur solaire d’ici 2030.

Dans son analyse du décret, le cabinet d’avocats Bracewell LLP a souligné un risque juridique structurel : selon une interprétation stricte du code français de l’énergie, les objectifs de production énergétique devraient être fixés par une loi du Parlement et non par un décret, ce dernier n’étant qu’un instrument d’exécution. La PPE3 adoptée sous forme de décret — un choix de circonstance dans un contexte de fragmentation parlementaire — l’expose à des contestations judiciaires dans les deux mois suivant sa publication. À la date limite de recours de mi-avril 2026, trois recours avaient été déposés. L’impact potentiel d’une éventuelle contestation réussie sur le fondement juridique du programme d’appel d’offres reste incertain ; l’hypothèse de planification courante du secteur est que la PPE3 reste en vigueur et pourrait être révisée lors de l’élection présidentielle de 2027, plutôt qu’abrogée immédiatement.### La position stratégique unique du photovoltaïque sur les toitures C&I

Le photovoltaïque sur les toitures des bâtiments commerciaux et industriels occupe un créneau spécifique sur le marché français, avec des avantages structurels que le développement photovoltaïque au sol ne possède pas. Installé sur des bâtiments existants — toits d'entrepôts, centres logistiques, magasins de détail, etc. — son coût foncier est quasiment nul et il ne nécessite ni évaluation environnementale ni permis de conversion de terres agricoles. De plus, les réglementations strictes en matière de planification spatiale en France imposent de longs délais d'autorisation pour les grands projets photovoltaïques au sol, tandis que le photovoltaïque sur toiture peut contourner la plupart de ces obstacles.

Les résultats du 12e appel d'offres reflètent également l'ampleur de la reprise de ce segment après la morosité de 2025. Plus de 1 100 demandes de projets (dont beaucoup émanant de petits et moyens développeurs) montrent que les barrières à l'entrée du photovoltaïque sur toiture ont été abaissées, permettant à une base de capital plus large de participer à la concurrence, et pas seulement aux développeurs de grands projets. La sursouscription quintuplée indique en outre que, même sans tenir compte de la clarification politique apportée par la PPE3, le pipeline de projets photovoltaïques sur toiture en France est bien supérieur à ce que le plan d'appel d'offres peut absorber.

Impact sur le système énergétique

L'expansion du photovoltaïque sur les toitures C&I en France est en train de modifier le paysage de l'approvisionnement énergétique. Le prix bas de 82,98 euros par MWh rend le photovoltaïque sur toiture non seulement une option viable avec subventions, mais dans certains cas même inférieur au prix du marché spot. Cela renforce la motivation économique des utilisateurs commerciaux et industriels à produire leur propre électricité, réduisant leur dépendance au réseau. La croissance rapide de la production décentralisée pose également de nouveaux défis pour l'exploitation du réseau : un nombre croissant de petits systèmes photovoltaïques sont raccordés, nécessitant une gestion plus fine du réseau de distribution et des technologies d'onduleurs intelligents.

De plus, la réalisation des objectifs solaires de la France contribuera à réduire l'intensité carbone du système électrique. En 2025, la part du nucléaire dans le mix électrique français est d'environ 67 %, et celle des énergies renouvelables (y compris l'hydroélectricité) d'environ 25 %. Avec la croissance de la capacité photovoltaïque installée, la part des énergies renouvelables devrait dépasser 40 % d'ici 2030, tandis que la part du nucléaire diminuera en raison du déclassement de certains réacteurs.

Défis à relever

Malgré les performances solides du 12e appel d'offres, l'industrie photovoltaïque française est confrontée à plusieurs défis majeurs. Le premier est le manque de capacité de stockage. À mesure que la part du photovoltaïque augmente, le problème de l'excédent d'électricité en milieu de journée s'aggravera, et le retard dans le déploiement du stockage pourrait limiter la valeur économique du photovoltaïque. Actuellement, les installations de stockage en France proviennent principalement du pompage-turbinage, et le stockage par batterie en est encore à un stade précoce.

Le deuxième est la limitation du réseau de transport. L'opérateur du réseau électrique français RTE a déjà averti que la capacité du réseau de distribution dans certaines zones a atteint ses limites, nécessitant des investissements de mise à niveau pour accueillir davantage de photovoltaïque distribué. Le troisième est l'incertitude politique. Bien que la PPE3 ait été publiée, elle est confrontée à des contestations juridiques et les changements politiques futurs pourraient affecter la réalisation des objectifs. Le quatrième est le problème de l'approvisionnement en matières premières. Bien que les prix mondiaux des modules aient baissé, la capacité de fabrication locale en Europe est insuffisante et les normes NZIA pourraient augmenter les coûts à l'avenir.

Perspectives d'avenir### Perspectives d'avenir

Du point de vue des 5 à 20 prochaines années, le solaire photovoltaïque sur toiture C&I en France continuera de constituer une part importante du déploiement solaire. Le PPE3 fixe un objectif de 48 GW d'ici 2030, mais le secteur estime généralement que la capacité installée réelle pourrait dépasser ce chiffre – si les appels d'offres restent sursouscrits et que les coûts continuent de baisser. À long terme, la France vise la neutralité carbone d'ici 2050, avec une capacité solaire potentielle de plus de 100 GW.

En termes de tendances d'investissement, avec la baisse des prix et la clarification des politiques, l'intérêt des développeurs et des investisseurs institutionnels pour le marché solaire français reprend. Le développement de l'hydrogène vert pourrait également être synergique avec le photovoltaïque, en utilisant l'électricité solaire bon marché pour produire de l'hydrogène vert, créant ainsi de nouveaux domaines de demande. Sur le plan technologique, les modules à haut rendement tels que TOPCon et HJT amélioreront encore l'efficacité de la production, tandis que les réseaux intelligents et les systèmes de stockage d'énergie renforceront la flexibilité du système.

En ce qui concerne la concurrence énergétique mondiale, la France rivalise avec l'Allemagne, l'Espagne, l'Italie et d'autres pays pour la position de leader sur le marché solaire européen. L'avantage de la France dans le domaine nucléaire lui confère des émissions de carbone plus faibles dans son système électrique, mais la compétitivité des coûts solaires doit encore être améliorée. Les règles du NZIA pourraient inciter davantage de fabricants de modules à établir des usines en Europe, modifiant ainsi la chaîne d'approvisionnement.

Dans l'ensemble, les résultats du 12e appel d'offres C&I sont un signal fort : le marché solaire sur toiture français s'est redressé et accélère son développement sur une trajectoire à faible coût. Les décideurs politiques doivent veiller à ce que la capacité des appels d'offres suive la croissance du portefeuille de projets, tout en résolvant les goulots d'étranglement liés au raccordement au réseau et au stockage, afin de maintenir cette dynamique.