Le Photovoltaics Report du Fraunhofer ISE, mis à jour le 14 juillet 2026, est la référence publique la plus solide sur l'état de la technologie photovoltaïque. Il permet de répondre sans marketing à la question la plus fréquente : quel rendement peut-on réellement attendre d'un panneau aujourd'hui ?
Le rendement réel des modules du commerce
Le rendement moyen pondéré des modules en silicium cristallin commercialisés s'établissait à 22,7 % au quatrième trimestre 2024, contre 21,6 % un an plus tôt. La dispersion reste large : le minimum observé est de 18,9 % et le maximum de 24,8 %.
Sur dix ans, le rendement des modules monocristallins est passé d'environ 17 % à un peu moins de 25 % pour les meilleurs. Ce n'est pas une rupture, c'est une progression régulière d'environ un demi-point par an — mais elle change beaucoup de choses sur une toiture contrainte en surface.
TOPCon a remplacé le PERC
Le fait industriel majeur des deux dernières années est le basculement technologique. En 2025, 98 % de la production mondiale de modules était en silicium, dont 86 % de wafers de type n. La technologie TOPCon, sur silicium de type n, a supplanté le PERC sur silicium de type p qui dominait jusqu'alors.
Pour un acheteur, cela a trois conséquences concrètes : un meilleur coefficient de température (moins de perte par forte chaleur, ce qui compte dans le Sud), une dégradation initiale induite par la lumière plus faible, et un meilleur comportement en faible éclairement. Ce sont des gains de production réels sur l'année, indépendants du rendement affiché en conditions de test.
Les modules disponibles atteignent désormais 750 W unitaires sur les formats grande surface destinés aux centrales au sol et aux ombrières.
Les records de laboratoire, et ce qu'ils valent
Les records certifiés à l'échelle de la cellule sont :
- silicium monocristallin : 28,1 % ;
- pérovskite : 26,9 % ;
- tandem pérovskite-silicium : 35,2 % ;
- CIGS : 23,4 % ; CdTe : 21,0 %.
Le meilleur module de laboratoire en silicium monocristallin atteint 26,0 % — soit déjà trois points de moins que la meilleure cellule. Et le marché est encore trois points en dessous. C'est l'ordre de grandeur habituel de l'écart entre cellule record, module record et production de série : environ six points, avec un décalage temporel de cinq à dix ans.
Autrement dit : le tandem pérovskite à 35,2 % est une avancée scientifique majeure, mais ce n'est pas un argument pour reporter un projet. Attendre la technologie suivante coûte, chaque année, une année de production perdue.
Prix, coût de production et retournement de 2026
Le coût actualisé de l'électricité photovoltaïque au niveau mondial ressort à 0,040 €/kWh en moyenne, avec un cinquième percentile à 0,025 € et un quatre-vingt-quinzième à 0,086 €. Le prix des modules avoisine 0,10 US$/Wp. Sur longue période, la courbe d'expérience du secteur montre une baisse de prix de 26,7 % à chaque doublement du volume cumulé produit.
2026 marque toutefois une inflexion : la suppression par la Chine, en avril 2026, du remboursement de TVA à l'export de 9 % a fait remonter les prix mondiaux. En Allemagne, les coûts d'installation de centrales au sol ont augmenté d'environ 40 % sur un an. La baisse continue des prix n'est donc plus un acquis.
Le parc mondial atteignait 2 974 GW fin 2025, dont 698 GW installés sur la seule année 2025 ; l'Union européenne représente 309,9 GW. Le photovoltaïque couvre 8,7 % de l'électricité mondiale et 13,0 % dans l'UE-27.
Durée de vie et dégradation
Les analyses de cycle de vie de référence retiennent une durée d'exploitation de 30 ans, avec deux remplacements d'onduleur sur la période. La dégradation garantie par les fabricants se situe entre −0,4 et −0,7 % par an sur 25 à 30 ans, avec une garantie de performance typique de 80 % de la puissance initiale à 25 ans.
Ces garanties sont-elles conservatrices ? L'étude française Phébus, sur une installation suivie sur la durée, a mesuré une perte de 20,5 % après 31 ans — soit une dégradation moyenne inférieure à 0,7 % par an sur une installation ancienne, donc antérieure aux technologies actuelles.
À retenir
- Rendement moyen des modules commerciaux en silicium : 22,7 %, dans une plage réelle de 18,9 % à 24,8 %.
- TOPCon (silicium type n) a remplacé le PERC : 86 % des wafers produits en 2025 sont de type n.
- Record laboratoire du tandem pérovskite-silicium : 35,2 % — six points environ séparent la cellule record de la production de série.
- Le rendement n'est décisif que si la surface est contrainte ; sinon, c'est le coût par kWh produit qui compte.
- La baisse des prix n'est plus acquise : la fin du remboursement de TVA chinois à l'export en avril 2026 a fait remonter les coûts.
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Sources
- Fraunhofer ISE — Photovoltaics Report, mise à jour du 14 juillet 2026 (PDF)
- photovoltaique.info — Durée de vie et dégradation des modules
- SDES — Tableau de bord solaire photovoltaïque, premier trimestre 2026
Les données citées valent à la date de publication indiquée. Les séries statistiques et les textes réglementaires évoluent : reportez-vous aux sources originales pour la version en vigueur.
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