Le marché photovoltaïque français poursuit sa croissance. À la fin de 2025, la puissance solaire raccordée en France atteignait 31,3 GW, dont 6,1 GW ajoutés au cours de l’année [1]. Parallèlement, la fabrication des modules s’oriente rapidement vers les technologies N-Type. Selon Fraunhofer ISE, les wafers N-Type représentaient environ 86 % de la production en 2025 et le TOPCon était devenu la technologie dominante [2].
Pour les installateurs, les EPC, les développeurs et les particuliers, la question est désormais très concrète : faut-il choisir le TOPCon, largement disponible et compétitif, ou l’HJT, qui présente un potentiel intéressant à haute température et en configuration bifaciale ?
Le rendement de la cellule ne suffit pas pour répondre. La localisation du projet, la surface disponible, la température réelle des modules, l’irradiation arrière, le prix, les garanties, les documents carbone et le taux d’autoconsommation influencent tous la production et la rentabilité.
1. Les principales différences entre TOPCon et HJT
Le TOPCon et l’HJT utilisent généralement des wafers de silicium de type N, moins sensibles à la dégradation classique liée aux complexes bore-oxygène. Leur architecture et leurs procédés de fabrication restent cependant différents.
TOPCon — Tunnel Oxide Passivated Contact : une couche d’oxyde ultrafine et une couche de silicium polycristallin dopé réduisent les pertes par recombinaison. La bonne compatibilité de ce procédé avec les lignes de production cristallines existantes a favorisé une offre abondante et diversifiée.
HJT — Heterojunction Technology : un wafer de silicium cristallin N-Type est entouré de fines couches de silicium amorphe. Cette structure symétrique se prête bien à la production bifaciale. De nombreux modules HJT affichent également un coefficient de température plus favorable, mais la valeur exacte doit être vérifiée sur leur fiche technique.
D’après les données chinoises de production publiées par l’IEA PVPS pour 2025, le rendement moyen des cellules atteignait environ 25,7 % pour le TOPCon et 25,9 % pour l’HJT [3]. L’écart industriel est donc moins important que ne le suggèrent certains messages commerciaux. Pour un projet, il est plus pertinent de comparer le rendement du module, ses dimensions, sa puissance et la capacité réellement installable sur la toiture.
| Critère | TOPCon | HJT | Points à contrôler lors de l’achat |
|---|---|---|---|
| Maturité du marché | Technologie dominante, nombreux produits et fournisseurs | Offre plus limitée | Délais, continuité d’approvisionnement et service après-vente |
| Rendement du module | Variable selon le modèle | Variable selon le modèle | Comparer des produits de dimensions proches |
| Coefficient de température Pmax | Généralement performant | Souvent plus favorable | Valeur exacte en %/°C et NMOT |
| Potentiel bifacial | Les versions bifaciales utilisent l’irradiation arrière | Bifacialité souvent plus élevée | Quantité de lumière réellement disponible à l’arrière |
| Dégradation et fiabilité | Dépendent de la passivation, de l’encapsulation et de la fabrication | Dépendent également du produit | Distinguer garantie de puissance et dégradation réelle |
| Prix | Généralement très compétitif | Surcoût encore possible | Prix livré en France, à volume, délai et conditions identiques |
| Bilan carbone | Dépend de la chaîne de fabrication | Un procédé de cellule à basse température ne garantit pas une ECS plus faible | Attestations ECS et matériaux de la référence exacte |
2. Les différences de production dans les conditions françaises
Haute température : quel avantage pour l’HJT ?
La puissance nominale d’un module est mesurée avec une température de cellule de 25 °C et une irradiation de 1 000 W/m². Pendant une canicule dans le sud de la France, la température des cellules installées en toiture peut atteindre 60 à 70 °C.
L’exemple suivant utilise deux valeurs représentatives. Un projet réel doit toujours reprendre les données des produits comparés :
module TOPCon : 450 W, coefficient de température de −0,30 %/°C ;
module HJT : 450 W, coefficient de température de −0,24 %/°C ;
température de cellule : 65 °C, soit 40 °C au-dessus des conditions standard.
| Technologie | Puissance théorique à 65 °C | Perte par rapport à la puissance nominale |
|---|---|---|
| TOPCon | 396 W | 12 % |
| HJT | 406,8 W | 9,6 % |
À cet instant, le module HJT fournit 10,8 W de plus, soit environ 2,7 % par rapport au TOPCon. Il s’agit néanmoins d’un écart instantané à une température donnée, et non d’un gain annuel de 2,7 %. Le résultat sur l’année dépend du climat, de la ventilation, de la hauteur d’installation et de la température réelle des modules.
Dans les régions PACA, Occitanie ou en Corse, ce paramètre mérite une attention particulière. Sous un climat plus tempéré, l’écart annuel lié au coefficient de température peut être plus faible. Les deux solutions doivent être simulées dans les mêmes conditions avec PVGIS ou PVsyst [4].
Faible irradiance : la technologie ne suffit pas pour conclure
L’HJT est souvent présenté comme plus performant par temps couvert ou en hiver. Or, le comportement sous faible irradiance varie selon le produit. En France, la production hivernale dépend d’abord de l’irradiation disponible, de l’orientation, de l’inclinaison, des ombrages et du rendement de l’onduleur à faible charge.
Lorsque ce critère est important, il faut comparer la matrice de performance IEC 61853, les essais à différents niveaux d’irradiance ou les fichiers PAN utilisés dans PVsyst. Un pourcentage de « gain par faible luminosité » dépourvu de conditions de test ne permet pas d’établir un productible fiable.
Bifacialité : une valeur élevée ne garantit pas un gain élevé
La bifacialité indique la performance de la face arrière par rapport à la face avant sous une irradiation identique. Le gain bifacial d’un projet dépend, lui, de la lumière qui atteint réellement la face arrière. Les travaux du NREL montrent que l’albédo, la hauteur, l’espacement, l’inclinaison et les ombrages de la structure influencent l’irradiation arrière [5].
Toiture résidentielle inclinée : lorsque le module est proche des tuiles ou d’une couverture sombre, l’irradiation arrière est généralement limitée et une forte bifacialité reste difficile à valoriser.
Toiture-terrasse claire ou ombrière : une membrane blanche, une structure surélevée et peu d’obstacles à l’arrière peuvent améliorer l’intérêt de la production bifaciale.
Centrale au sol ou agrivoltaïsme : la bifacialité élevée de l’HJT peut être mieux exploitée, mais le gain doit être simulé en fonction du sol et de la géométrie du système.
Une bifacialité de 90 % ne signifie donc pas automatiquement 10 ou 15 % de production supplémentaire. La première valeur décrit le module ; la seconde dépend de l’installation.
3. La fiabilité ne se résume pas à la garantie de puissance
Les valeurs souvent citées de « 0,40 % de dégradation annuelle pour le TOPCon » et de « 0,25 % pour l’HJT » proviennent généralement des garanties linéaires proposées par certains fabricants. Elles ne représentent pas la dégradation réelle de tous les modules utilisant ces technologies.
La stabilité à long terme dépend également de la qualité de la passivation, de la résistance aux UV, de l’encapsulant, de la protection contre l’humidité, de la structure en verre, de l’étanchéité des bords et du contrôle de fabrication. L’IEA PVPS indique que des sensibilités liées aux UV peuvent concerner aussi bien le TOPCon que l’HJT, tandis que des produits stables existent dans les deux catégories [6].
Pour un EPC ou un projet d’investissement à long terme, il faut donc examiner les essais, la conception du module, la traçabilité des matériaux, la stabilité du fournisseur et les conditions d’application de la garantie. La technologie de cellule ne constitue qu’une partie de la qualité du produit.
4. Les exigences françaises à vérifier
Installations résidentielles jusqu’à 9 kWc : TVA à 5,5 %
Depuis le 1er octobre 2025, certains équipements photovoltaïques résidentiels d’une puissance inférieure ou égale à 9 kWc peuvent bénéficier du taux de TVA de 5,5 %. Le produit et le système doivent respecter plusieurs conditions cumulatives [7] :
bilan carbone du module inférieur à 530 kgCO₂eq/kWc ;
quantité d’argent dans les cellules inférieure à 14 mg/W ;
teneur en plomb inférieure à 0,1 % et teneur en cadmium inférieure à 0,01 % ;
système de gestion de l’énergie capable de coordonner production et consommation sur le site.
Ces conditions s’appliquent à une référence précise, et non à l’ensemble des modules TOPCon ou HJT. Avant l’achat, il faut donc vérifier les attestations valides du modèle concerné. Les mentions « N-Type » ou « procédé à basse température » ne suffisent pas à démontrer la conformité.
Pour une installation résidentielle, l’application ou non de la TVA à 5,5 % peut avoir plus d’effet sur le coût final que quelques dixièmes de point de rendement. La vérification documentaire doit précéder le calcul du ROI.
Projets CRE : ECS et résilience de l’approvisionnement
Dans le cahier des charges de la neuvième période de l’appel d’offres PPE2 PV Sol publié par la CRE en avril 2026 [8] :
l’ECS doit être inférieure à 550 kgCO₂eq/kWc ;
sur 100 points, le prix représente 70 points et l’impact carbone 16 points ;
le système photovoltaïque ne doit pas être assemblé dans l’« État tiers à l’Union européenne dominant » ;
au moins quatre des huit principaux composants ne doivent pas provenir de cet État, dont obligatoirement les modules, les cellules et les onduleurs photovoltaïques.
Il s’agit d’une exigence de résilience de l’approvisionnement, qui ne signifie pas simplement que tout doit être fabriqué en Europe. Les règles et la méthode ECS pouvant évoluer selon les périodes, le porteur de projet doit contrôler le cahier des charges applicable au moment de la candidature.
L’ECS française n’est par ailleurs pas une analyse complète du cycle de vie du module. Elle couvre principalement les étapes de fabrication et les matériaux définis par la méthode, mais exclut le transport vers le site, l’installation, l’utilisation et la fin de vie [7]. La technologie N-Type, une ECS basse et la fabrication européenne sont donc trois notions distinctes.
5. La production supplémentaire rembourse-t-elle le surcoût de l’HJT ?
Pour savoir si l’HJT est rentable, il faut comparer son surcoût installé à la valeur économique de sa production supplémentaire :
Temps de retour du surcoût HJT = surcoût installé / valeur annuelle de la production supplémentaire
Prenons une installation résidentielle de 6 kWc produisant 7 200 kWh par an. Une seconde solution augmente cette production de 2 %, soit 144 kWh supplémentaires. Les hypothèses suivantes servent uniquement à illustrer le calcul :
55 % de l’énergie supplémentaire est autoconsommée ;
valeur de l’électricité autoconsommée : 0,20 €/kWh ;
valeur de l’électricité injectée : 0,04 €/kWh.
La valeur annuelle du gain est alors :
144 × [(55 % × 0,20 €) + (45 % × 0,04 €)] ≈ 18,40 € par an.
Avec ces hypothèses :
un surcoût HJT de 300 € demanderait environ 16,3 ans pour être récupéré ;
un surcoût de 100 € demanderait environ 5,4 ans.
La rentabilité de l’HJT ne dépend donc pas d’un délai moyen valable pour toute la France, mais du surcoût réel, du gain de production et de la valeur de l’énergie.
Lorsque la surface est limitée, un calepinage distinct est également nécessaire. Si un module permet d’installer davantage de kWc sur la même toiture, sa valeur peut provenir surtout de cette puissance supplémentaire, et non uniquement de son coefficient de température ou de son comportement sous faible irradiance. Pour un projet professionnel, l’analyse doit intégrer les résultats PVsyst, la dégradation, l’exploitation, le taux d’actualisation, le LCOE et la valeur actuelle nette.
6. Quelle solution évaluer selon le projet ?
| Conditions du projet | Orientation de l’analyse |
|---|---|
| Toiture résidentielle standard, budget contraint et faible irradiation arrière | Le TOPCon offre souvent un avantage économique, sous réserve de vérifier l’éligibilité à la TVA à 5,5 % |
| Surface de toiture très limitée | Réaliser un calepinage avec les références TOPCon et HJT pour comparer la puissance réellement installable |
| Toiture chaude dans le sud de la France | Comparer le coefficient Pmax, la NMOT et le productible annuel simulé |
| Toiture blanche ou ombrière | Vérifier si la forte bifacialité de l’HJT se transforme en production supplémentaire |
| Centrale au sol ou projet agrivoltaïque | Modéliser le gain bifacial et comparer également le prix du module et le coût de conception du système |
| Appel d’offres CRE | Vérifier en priorité l’ECS, la résilience de l’approvisionnement, les attestations et le LCOE |
| Projet financé sur 25 à 30 ans | Comparer les essais de fiabilité, les garanties, la stabilité du fournisseur et la bancabilité |
Conclusion
En 2026, le TOPCon est une technologie N-Type dominante, disponible et compétitive, adaptée à de nombreux projets résidentiels et professionnels. L’HJT peut créer davantage de valeur lorsque la température est élevée, que la surface est limitée ou que l’installation bénéficie d’une bonne irradiation arrière. Ces avantages doivent toutefois être confirmés avec les références exactes et une simulation du projet.
En France, la TVA à 5,5 %, l’ECS et les règles de résilience de l’approvisionnement peuvent également influencer le choix. La décision finale ne doit donc pas reposer uniquement sur l’idée que « le TOPCon est moins cher » ou que « l’HJT est plus avancé », mais sur le calepinage, le productible annuel, les attestations et le coût de l’électricité sur toute la durée du projet.
FAQ
L’HJT produit-il toujours plus que le TOPCon en France ?
Non. L’HJT peut être avantagé à haute température ou lorsque l’irradiation arrière est importante. Sur une toiture inclinée proche d’une couverture sombre, l’écart annuel peut rester limité. Une simulation avec les références exactes est nécessaire.
Le TOPCon et l’HJT peuvent-ils tous les deux bénéficier de la TVA à 5,5 % ?
Oui, à condition que la référence concernée respecte les critères de bilan carbone, d’argent, de plomb et de cadmium, et que le système intègre la gestion d’énergie requise. La technologie seule ne détermine pas l’éligibilité.
Le bilan carbone d’un module HJT est-il toujours inférieur à celui d’un TOPCon ?
Non. L’ECS dépend notamment du silicium, du wafer, de la cellule, du verre, de l’encapsulant, des quantités de matériaux par watt et des lieux de fabrication. Il faut consulter l’attestation de la référence exacte.
Une bifacialité plus élevée garantit-elle une production supérieure ?
Non. Une forte bifacialité n’augmente la production que si la face arrière reçoit suffisamment de lumière. Les installations résidentielles proches de la toiture valorisent généralement moins ce paramètre.
Comment savoir si le surcoût de l’HJT est rentable ?
Il faut comparer le surcoût installé à la valeur de la production supplémentaire sur la durée du projet, en tenant compte de l’autoconsommation, de l’injection, de la dégradation, de l’exploitation et du taux d’actualisation.
Sources
SDES — Tableau de bord : solaire photovoltaïque, quatrième trimestre 2025 https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/publicationweb/799
Fraunhofer ISE — Photovoltaics Report https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/Photovoltaics-Report.pdf
IEA PVPS — China: PV market and technology information https://iea-pvps.org/about-iea-pvps/members/china/
Commission européenne, Joint Research Centre — Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS) https://joint-research-centre.ec.europa.eu/photovoltaic-geographical-information-system-pvgis_en
NREL — Measuring Irradiance for Bifacial PV Systems https://docs.nrel.gov/docs/fy21osti/80281.pdf
IEA PVPS Task 13 — Degradation and Failure Modes in New Photovoltaic Cell and Module Technologies https://iea-pvps.org/wp-content/uploads/2025/02/IEA-PVPS-T13-30-2025-REPORT-Degradation-and-Failure.pdf
Légifrance — Arrêté du 8 septembre 2025 fixant les critères applicables aux installations photovoltaïques résidentielles jusqu’à 9 kWc bénéficiant du taux réduit de TVA https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFSCTA000052212432
Commission de régulation de l’énergie — Cahier des charges PPE2 PV Sol, 9e période, version avril 2026 https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Appels_d_offres/2026/CDC_PPE2_Sol_P9.pdf