L’évolution des procédés de fabrication impose une nouvelle hiérarchie au sein du marché de l’énergie solaire. La technologie de contact passivé par oxyde de tunnel (Tunnel Oxide Passivated Contact, TOPCon 4.0) s’est imposée comme le standard dominant en raison de sa compatibilité avec les infrastructures industrielles existantes. Selon les récentes analyses de Wood Mackenzie (Wood Mackenzie), le coût de production du TOPCon se stabilise autour de 0,25 dollar par watt ($/W) en 2026. Cette compétitivité est directement liée à la possibilité de convertir les anciennes lignes de production PERC (Passivated Emitter and Rear Cell), limitant ainsi les dépenses en capital initiales pour des acteurs comme Jinko Solar (Jinko Solar) ou Trinasolar (Trinasolar).
Avantages comparatifs et barrières financières de l’HJT
En opposition, la technologie à hétérojonction (Heterojunction Technology, HJT) se positionne sur le segment premium avec des rendements de conversion atteignant 26 % en production de masse. Cependant, son coût de fabrication demeure 15 % à 20 % plus élevé que celui du TOPCon 4.0, s’établissant entre 0,30 $/W et 0,35 $/W d’après les données techniques de TaiyangNews (TaiyangNews). Ce surcoût structurel s’explique par une consommation de pâte d’argent plus importante et la nécessité d’installer des lignes de production entièrement nouvelles. Bien que l’HJT offre un coefficient de température supérieur, son adoption à grande échelle reste freinée par une intensité de capital que de nombreux fabricants ne peuvent assumer dans le contexte actuel de compression des marges.
La rentabilité des actifs solaires dépend désormais de la dégradation annuelle de la puissance et de la fiabilité des composants. Le TOPCon 4.0 affiche des taux de dégradation extrêmement faibles, avec des mesures relevées à 0,14 % par an dans certaines conditions désertiques selon les tests d’exposition de l’Université Hamad Bin Khalifa (Hamad Bin Khalifa University, HBKU). Pour les gestionnaires d’actifs, le choix technique s’oriente vers le TOPCon pour les projets à l’échelle des services publics nécessitant un coût actualisé de l’énergie (Levelized Cost of Energy, LCOE) minimal. À l’inverse, l’HJT est privilégié pour les installations dans des zones géographiques à forte chaleur où sa résistance thermique garantit un rendement énergétique supérieur sur vingt-cinq ans.
Perspectives de standardisation et innovation matérielle
Les prévisions de l’ITRPV (International Technology Roadmap for Photovoltaic, ITRPV) suggèrent une réduction progressive de l’écart de prix entre ces deux architectures d’ici la fin de l’année 2026. L’introduction de la métallisation au cuivre en remplacement partiel de l’argent pourrait réduire les coûts de fabrication de l’HJT de 5 % à 10 %. Parallèlement, le perfectionnement du TOPCon via la méthode de l’optimisation des contacts par laser (Laser Enhanced Contact Optimization, LECO) permet d’augmenter la puissance des panneaux de 5 à 10 watts sans modification majeure des coûts. Cette convergence technologique pousse l’industrie vers une standardisation où la fiabilité et la bancabilité des fournisseurs deviennent les critères de différenciation primordiaux.
Le marché mondial sature progressivement, entraînant une pression déflationniste sur les modules tout en favorisant les technologies de type N (N-type) qui représentent désormais la majorité de la capacité de production installée. Les décisions d’approvisionnement des développeurs d’infrastructures se basent sur des analyses de performance rigoureuses, telles que la campagne de tests Optisol menée par Certisolis (Certisolis). L’émergence de la classification Grade A (Grade A) confirme que la solidité financière est désormais indissociable de l’innovation pure. Cette mutation du secteur soulève des questions sur la capacité des fabricants de second rang à financer la transition vers ces technologies sans une intégration verticale totale.
