Énergie solaire photovoltaïque

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Atlas solaire mondial : les couleurs indiquent le rayonnement solaire, en moyenne, des années 1991 à 1993 (24 heures/jour), sur la base des données des satellites météorologiques. Le rayonnement dans les régions sous les points foncés peuvent fournir toute la consommation d'énergie pour le monde entier si ces régions étaient couvertes de panneaux solaires d'une efficacité de 8%.
Panneaux photovoltaïques du plus grand bateau solaire d'Europe en 2007 (180 places) (voir ci dessous)
Ce bateau solaire de 180 places a été affrété par l'ONG Natuur monumenten pour le centre d'interprétation de la nature de Dordrecht pour visiter les zones humides du Parc national de Biesbosch (9 000 ha) aux Pays-Bas. Coût : 1 million d'euros (moteur Diesel complémentaire ou de secours)
L'énergie solaire est particulièrement adaptée aux lieux isolés ensoleillé, par exemple ici dans le village de Grand Bassin (Île de la Réunion)
Les modules photovoltaïque peuvent être intégrés dans le mobilier urbain, ici pour rechargement de quelques véhicules électriques, tout en ayant fonction d'ombrière et d'abri contre la pluie, avec possibilité de récupérer l'eau de pluie

L’énergie solaire photovoltaïque est une énergie électrique renouvelable[n 1] (hors énergie consommée par la fabrication du panneau), produite à partir du rayonnement solaire.

La cellule photovoltaïque est le composant électronique de base, utilisant l'effet photoélectrique. Plusieurs cellules reliées entre elles forment un module solaire photovoltaïque ; plusieurs modules regroupés forment une installation solaire produisant une électricité qui peut être utilisée sur place, ou alimenter un réseau de distribution.

Selon l'ADEME (2013), l'énergie solaire photovoltaïque, fluctuante, mais inépuisable [n 2] et modulaire, est devenue « une composante incontournable des politiques énergétiques »[A 1]. Progressant rapidement en termes d'efficacité et de baisse des coûts, elle devrait en France, être « économiquement compétitive dans les prochaines années » : son coût sera comparable au prix de vente de l'électricité résidentielle entre 2015 et 2020 et au prix de gros vers 2030[A 2]. Les investissements d'avenir et d'autres soutiens à la filière sont un enjeu stratégique pour « l'approvisionnement énergétique, de développement industriel, d'emplois, de compétitivité et de lutte contre le changement climatique »[A 1]. Des contraintes d'occupation des sols doivent cependant favoriser les installations sur grandes toitures (entrepôts, bâtiments commerciaux)[A 1].

Vocabulaire[modifier | modifier le code]

Le terme photovoltaïque désigne selon le contexte le phénomène physique - l'effet photovoltaïque - ou la technique associée.

Technique[modifier | modifier le code]

Article détaillé : cellule photovoltaïque.

La production de courant par des cellules photovoltaïques repose sur le principe de l'effet photoélectrique. Ces cellules produisent du courant continu à partir du rayonnement solaire. Ensuite l'utilisation de ce courant continu diffère d'une installation à l'autre, selon le but de celle-ci. On distingue principalement deux types d'utilisation, celui où l'installation photovoltaïque est connectée à un réseau de distribution d'électricité et celui où elle ne l'est pas.

Les installations non connectées peuvent directement consommer l'électricité produite. À grande échelle, c'est le cas des calculatrices solaires et autres gadgets, conçus pour fonctionner en présence de lumière naturelle ou artificielle (dans un logement ou un bureau). À plus petite échelle, des sites non raccordés au réseau électrique (en montagne, sur des îles ou des voiliers, un satellite…) sont alimentés de la sorte, avec des batteries d'accumulateurs pour disposer d'électricité au cours de périodes sans lumière (la nuit notamment).

Des installations photovoltaïques sont aussi connectées aux réseaux de distribution électrique. Sur les grands réseaux de distribution (Amérique du Nord, Europe, Japon…) des installations photovoltaïques produisent de l'électricité et l'injectent dans le réseau. Pour ce faire, ces installations sont munies d'onduleurs qui transforment le courant continu en courant alternatif aux caractéristiques du réseau (fréquence de 50 Hz en Europe ou 60 Hz en Amérique du Nord ). Elles n'ont pas besoin d'installation de stockage (batteries), l'électricité est consommée à l'instant où elle est produite par les consommateurs les plus proches sur le réseau.

Modules photovoltaïques[modifier | modifier le code]

Il existe plusieurs techniques de modules solaires photovoltaïques :

  • les modules solaires monocristallins possèdent le meilleur rendement au m² et sont essentiellement utilisés lorsque les espaces sont restreints. Le coût, plus élevé que celui d'autres installations de même puissance, contrarie le développement de cette technique ;
  • les modules solaires polycristallins ont actuellement le meilleur rapport qualité/prix, c'est pourquoi ce sont les plus utilisés. Ils ont un bon rendement et une bonne durée de vie (plus de 35 ans) ;
  • les modules solaires amorphes auront certainement un bon avenir car ils peuvent être souples et ont une meilleure production par faible lumière. Cependant, le silicium amorphe possède un rendement divisé par deux par rapport à celui du cristallin, cette solution nécessite donc une plus grande surface pour la même puissance installée. Toutefois, le prix au m² installé est plus faible que pour des panneaux solaires composés de cellules cristallines[1].

Caractéristiques de fonctionnement des installations photovoltaïques[modifier | modifier le code]

Potentiel théorique[modifier | modifier le code]

Articles détaillés : constante solaire et bilan radiatif de la Terre.
Carte de la Radiation Solaire en France

Même si la constante solaire est de 1,367 kW/m2[n 3], les pertes de lumière lors de la traversée de l'atmosphère réduisent l'énergie maximale reçue au sol à environ 1 kW/m2 au midi vrai[2] : 1 m2 de panneaux exposés en plein soleil reçoivent kW (1 000 watts). C'est cette valeur qui est communément retenue pour les calculs, et en laboratoire pour déterminer le rendement d'une cellule ou d'un panneau solaire, c'est une source lumineuse artificielle de 1 kW/m2 qui est utilisée. Finalement, l'énergie qui arrive au sol dépend de la nébulosité, de l'inclinaison du soleil (et de l'épaisseur de l'atmosphère à traverser) et donc de l'heure de la journée.

Au cours d'une journée, même sans nuage, la production électrique du panneau varie en permanence en fonction de la position du soleil et n'est à son maximum que pendant un bref instant au plein midi. Le « nombre d'heures d'équivalent plein soleil » (valeur qui concerne le producteur d'électricité photovoltaïque), est moindre que le nombre d'heures où le soleil a brillé (le nombre d'heures d'ensoleillement au sens de la météorologie[3]) dans la journée. La saison joue aussi, dans le même sens. Par exemple, la ville de Rouen est située sur la ligne des 1 750 heures d'ensoleillement par an, alors que le nombre d'heures d'équivalent plein soleil y est proche de 1 100 heures.

Cette question peut être étudiée plus en détail sur le site de l'Institut de l'énergie solaire (INES) ; il faut aussi tenir compte de l'albédo du sol, c'est-à-dire de son pouvoir de réflexion de la lumière. Lorsqu'une installation est dans un environnement très réfléchissant (un paysage de neige par exemple), sa production augmente parce qu'elle récupère une petite partie de la lumière réfléchie par la neige alentour. Mais cette variable n'est pas facile à quantifier et se trouve, de fait, incluse dans le nombre d'heures d'équivalent plein soleil.

Avant de s'équiper en panneaux photovoltaïques, il est conseillé de se renseigner sur les conditions locales du lieu géographique concerné. L'information se trouve facilement sur internet, par exemple, la Communauté Européenne a mis en ligne un nouveau logiciel gratuit Système d'information géographique photovoltaïque. Selon cet outil, à Liège on peut obtenir 833 kWh/kWc/an, à Hambourg 846, à Londres 869, à Colmar 920, à Rouen 931, à Munich 1000, à Arcachon 1 130, à Chamonix 1 060, à La Rochelle 1 140, à Agen 1 110, à Montélimar 1 250, à Perpignan 1 250, à Héraklion 1 330, à Madrid 1 410, à Cannes 1 330, à Séville 1 420, à Malte 1 480 et à Faro Portugal 1 490 kWh/kWc/an, soit un facteur de charge annuel potentiel variant de 9 à 17 % selon les pays et régions.

Puissance unitaire des installations photovoltaïques[modifier | modifier le code]

Les installations photovoltaïques étaient à l'origine de petite taille (un panneau solaire pour alimenter une borne de secours sur autoroute, quelques panneaux solaires pour alimenter un refuge de haute montagne, etc). C'est encore le cas des installations en toiture de maisons individuelles, qui dépassent rarement 3 kW (20 m² de modules).

Mais plus récemment, des installations beaucoup plus importantes sont apparues, depuis les centrales sur toiture de bâtiments commerciaux ou administratifs jusqu'aux centrales géantes de plusieurs centaines de MWc :

Une dépêche de l'AFP du 12/01/2014 largement reprise par la presse étudie ce phénomène de gigantisme : « Jusque là dominée par une myriade de petits projets, l'énergie solaire voit naître des centrales géantes --des centaines de mégawatts, bientôt au-delà du gigawatt-- grâce à la baisse des prix et à la confiance croissante des investisseurs. Parmi les 20 plus grandes centrales photovoltaïques en fonctionnement dans le monde, pas moins de 18 ont été inaugurées en 2013, pour l'essentiel en Chine et aux Etats-Unis. » En Chine, 12 projets de plus de 100 mégawatts ont été inaugurés en 2013, selon BNEF. Et le fabricant Trina Solar, le numéro deux mondial, vient d'annoncer un projet de 1 gigawatt dans la région peu peuplée du Xinjiang. Le solaire a gagné la confiance des investisseurs, comme le plus célèbre d'entre eux, le milliardaire Warren Buffett, qui vient d'injecter des milliards de dollars dans plusieurs grands projets américains. A raison d'un terrain de 2,2 hectares par mégawatt à l'heure actuelle, un projet d'un 1 gigawatt suffirait à couvrir la surface d'un cinquième de Paris intramuros. Le plus grand projet en chantier actuellement se trouve aussi aux Etats-Unis, l'Empire Valley Project qui doit en principe atteindre 890 mégawatts ; les travaux ont commencé en 2012 et devraient se terminer fin 2014. Cependant, les projets géants de plus de 100 mégawatts ne devraient représenter qu'environ 15% des quelque 40 gigawatts de panneaux solaires prévus pour 2014, selon IHS[4].

Article détaillé : Centrale solaire photovoltaïque.

Ces centrales approchent les niveaux de puissance des grandes centrales thermiques, fossiles ou nucléaires, ces dernières dépassant les 1000 MW ; cependant, le facteur de charge des centrales photovoltaïques étant largement inférieur, leur production reste encore modeste : 1096 GWh/an prévus pour la centrale de 550 MW Topaz Solar Farm, soit 23 % de facteur de charge dans une des zones les plus favorables de la planète, contre environ 80 % pour le nucléaire.

Facteur de charge[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Facteur de charge (électricité).

La puissance installée en MWc est représentative de la production maximale réalisable lorsque l'ensoleillement atteint son apogée, mais l'énergie produite dépend de nombreux autres paramètres comme la météo ou les opérations de maintenance nécessaires. Le facteur de charge, rapport entre la production effective et la production maximale théorique, est utilisé comme un indicateur majeur des performances d'une installation électrique.

Le facteur de charge moyen des installations photovoltaïques varie de 10 % à 20 % selon la localisation, les valeurs les plus élevées étant atteintes dans des régions très ensoleillées à des latitudes basses ; par exemple : 19 % en Arizona[5].

Plus précisément, le facteur de charge moyen des installations photovoltaïques a été de :

  • 13,3 % en moyenne en 2012 en France[6] ;
  • 11 % en moyenne en 2012 en Allemagne[n 4] ;
  • 21 % en moyenne en 2012 en Espagne[n 5],[7] ;
  • 24,6 % en moyenne en 2012 aux États-Unis[n 6].

Modulabilité de la production[modifier | modifier le code]

La production des installations photovoltaïques ne peut pas être modulée à volonté pour l'adapter aux besoins des consommateurs (dans le jargon technique : elle n'est pas dispatchable) ; elle partage cette caractéristique avec les autres énergies produites directement par des sources d'énergie naturelles fluctuantes : éolien, hydraulique au fil de l'eau (c'est-à-dire sans réservoir) ; d'autres sources telles que les centrales nucléaires et les centrales au charbon peuvent être rangées dans une catégorie intermédiaire, car leurs capacités de modulation sont peu utilisées pour des raisons économiques, sauf dans les pays où elles sont appelées à fonctionner en suivi de charge en heures creuses. Il est nécessaire de disposer en complément de ces centrales d'autres moyens de production, beaucoup plus modulables, pour assurer l'ajustement offre-demande d'électricité.

Variabilité de la production[modifier | modifier le code]

Production d'électricité allemande les 15 et 16 juin 2013.

La production photovoltaïque dépendant directement de l'ensoleillement, elle est très fluctuante (on dit aussi intermittente ou volatile) du fait de trois facteurs :

  • alternance jour-nuit : le graphique ci-dessus présente la production d'électricité allemande sur 2 jours de juin 2013 (juin est le mois où le solaire atteint son rendement maximal) : solaire en jaune, éolien en bleu, le reste en rouge. On note la forte irrégularité du solaire, qui disparait bien entendu complètement la nuit.
Productions mensuelles d'une installation photovoltaïque de 1 kWc en Allemagne du Nord.
  • saisonnalité : le graphique ci-dessus montre les variations saisonnières d'une installation située en Allemagne du Nord ; on constate que la production mensuelle varie dans un rapport de un à six entre l'hiver et l'été.
  • variations de la nébulosité : la variabilité de la production d'un jour à l'autre à l'intérieur d'une même semaine est très élevée : sur une semaine prise au hasard, la semaine 52 de 2012, la production solaire française varie de 105 MWh le 25/12 à 282 MWh le 29/12[8]. Une étude d'un chercheur du CNRS montre la forte variabilité des puissances moyennes journalières en 2012 : l'écart-type est de 121 MW (près du tiers de la moyenne annuelle d'environ 400 MW) ; l'étude montre aussi l'existence d'un phénomène fréquent de persistance des épisodes de bon ou mauvais temps sur plusieurs jours[9].

Cette variabilité peut être quelque peu atténuée par combinaison de l'énergie photovoltaïque avec d'autres sources d'électricité renouvelable : électricité éolienne, marémotrice, hydroélectricité, grâce à leur connexion à un « réseau intelligent » (super-smart grid ou « internet de l'énergie ») et à des systèmes de stockage de l'énergie, l'ensemble permettant de limiter les problèmes posés par l'intermittence de chaque source prise individuellement. Le solaire et l'éolien semblent notamment assez complémentaires (l'éolien produit plus en hiver, le solaire en été ; l'éolien la nuit, le solaire le jour) ; les gestionnaires de réseaux électriques ont par ailleurs depuis longtemps développé des équipements permettant de faire face à d'importantes variabilités de la demande[10] ; ces possibilités techniques requièrent cependant des investissements considérables en réseaux et en moyens de stockage, et se heurtent à l'opposition des populations qui s'estiment lésées par l'installation de tout nouvel équipement.

Prévisibilité de la production[modifier | modifier le code]

La production photovoltaïque peut être prévue avec une assez bonne précision grâce à des modèles informatiques croisant les prévisions météorologiques détaillées par régions avec la localisation des installations PV : en France, le modèle Préole de RTE effectue ces calculs à partir des prévisions de Météo France à 3 jours ; cela permet d'anticiper les mesures d'adaptation à prendre pour compenser les variations de la production photovoltaïque[11].

Économie, prospective[modifier | modifier le code]

Dans le monde, le marché du photovoltaïque a été créé par les besoins d'électrification de systèmes isolés du réseau tels les satellites, bateaux, caravanes et d'autres objets mobiles (montres, calculatrices…), ou de sites et instrumentations isolés. Le progrès des techniques de production de cellules photovoltaïques a entrainé, à partir des années 1990, une baisse des prix qui a permis d'envisager, moyennant des soutiens étatiques divers, une production de masse pour le réseau électrique, production qui pourrait s'étendre à la production auto-consommée intégrée dans les réseaux intelligents (smart grids), à partir de murs et toitures et dans la perspective d'une énergie propre et décentralisée, via des services éventuellement partagés tels ceux prônés par Jeremy Rifkin dans son concept de troisième révolution industrielle.

En 2013, plus de 38,4 GW de systèmes photovoltaïques ont été installés dans le monde, contre 30 GW en 2012[m 1]. La puissance installée cumulée atteignait 138,9 GW à la fin 2013, capable de produire environ 160 TWh d'électricité par an, équivalant à la production de 32 grandes centrales au charbon[m 2] ; à titre de comparaison : 1 GW est la puissance électrique moyenne d'un réacteur nucléaire des années 1970, l'EPR a une puissance de 1,65 GW ; mais 1 GW nucléaire produit en moyenne 7 à 8 TWh/an, contre 1,2 TWh/an pour 1 GW photovoltaïque[n 7].

En 2012 le marché du photovoltaïque a été évalué à 77,5 milliards de dollars/an[A 3].

Les scénarios prévisionnels d'installations annuelles de l'EPIA prévoient 39 à 69 GW en 2018[m 3], menant à une puissance installée cumulée de 321 à 430 GW[m 4].

En Europe, 11 GW ont été raccordés au réseau électrique en 2013 (29 % du marché mondial) ; l'Allemagne est restée en tête des marchés européens avec 3,3 GW[m 1] ; la puissance installée cumulée de l'Europe atteignait 81,5 GW fin 2013 (environ 59 % du total mondial, contre 70 % en 2012)[m 2]. Le PV produit 3 % de la demande d'électricité en Europe[m 5]. L'EPIA prévoit pour 2018 une puissance installée cumulée de 119 à 156 GW, selon l'évolution des politiques de soutien[m 6].

La région Asie-Pacifique, en très forte croissance, atteignait 40,6 GW installés fin 2013 (29 % du total mondial) ; les Amériques totalisent 13,7 GW[m 2].

Emplois[modifier | modifier le code]

L'industrie photovoltaïque employait directement environ 435 000 personnes dans le monde en 2012, dont 265 000 personnes en Europe, selon l'EPIA ; près d'un million d'emplois dépendent indirectement de cette filière, dont 700 000 dans l'installation, la maintenance et le recyclage des systèmes PV ; les scénarios de l'EPIA prévoient jusqu'à 1 million de créations d'emplois en Europe d'ici 2020. La production d'un MWc induit la création de 3 à 7 emplois équivalent temps pleins directs et 12 à 20 indirects[12].

La filière photovoltaïque représenterait entre 20 000 et 35 000 emplois en France, situés « dans l'aval de chaîne de valeur (développement de projet, installation…) » et non dans la partie la plus innovante (recherche, fabrication). Selon une étude du cabinet SIA-Conseil, un emploi dans le photovoltaïque coûterait de 10 à 40 % plus cher que l’indemnisation d’un chômeur[13]. Le moratoire photovoltaïque en France, qui a duré de décembre 2010 à mars 2011, pourrait entraîner plus de 5 000 suppressions de postes[14].

Capacités de production mondiales[modifier | modifier le code]

A la fin de 2012, les dix plus grands fabricants de modules photovoltaïques qui se partageaient près de 50 % du marché mondial avaient des capacités de production supérieures de plus de 50 % à leur production, malgré les nombreuses faillites déjà intervenues en 2011 et 2012[E 1].

Acteurs du marché[modifier | modifier le code]

Associations professionnelles[modifier | modifier le code]

  • en Europe, l'EPIA (European Photovoltaic Industry Association) regroupe un grand nombre d'entreprises européennes de la filière photovoltaïque, depuis la production de cellules jusqu'à leur installation et à la production d'électricité photovoltaïque, et représente la filière auprès des institutions européennes[15].
  • en France, Enerplan, Syndicat des professionnels de l'énergie solaire, créé en 1983, revendique 150 adhérents en 2013[16] et le Syndicat des énergies renouvelables regroupe les acteurs de l'ensemble des filières renouvelables : solaire, éolien, hydraulique, biomasse, énergies marines[17].

Principaux fabricants de modules[modifier | modifier le code]

Les dix plus grands fabricants de modules photovoltaïques se partageaient, en 2013, plus de la moitié du marché mondial[e 1] :

Principaux fabricants de modules photovoltaïques en 2013
Compagnie Pays Capacité de production
2013 (MWc)
Production
2012 (MWc)[n 8]
Production
2013 (MWc)[n 8]
Chiffre d'affaires
2013 (M€)
Yingli Green Energy Drapeau de la République populaire de Chine Chine 2 450 2 300 3 234 1 600
Trina Solar Drapeau de la République populaire de Chine Chine 2 400[n 9] 1 590 2 580 1 270
Sharp Drapeau du Japon Japon[n 10] 2 200 1319 2 100 1 950
First Solar Drapeau des États-Unis États-Unis[n 11] <2 000 1 875 2 000 2 420
Canadian Solar Drapeau du Canada Canada[n 12] 2 400 1 543 1 894 1 650
Jinko Solar Drapeau de la République populaire de Chine Chine 2 000 912 1 765 840
Hanwha Drapeau de la Corée du Sud Corée du Sud/
Drapeau de l'Allemagne Allemagne[n 13]
1 500 830 1 280 560
JA Solar Drapeau de la République populaire de Chine Chine 1 800 1 700 1 200 862
Sunpower Drapeau des États-Unis États-Unis[n 14] 1 000[n 15] 936 1 134 1 800
Suntech Power Drapeau de la République populaire de Chine Chine[n 16] 2 000 1 750 n.c. n.c.
Total 10 entreprises >20 000 14 755 >18 000 >13 000

La Chine compte cinq des dix grands, et aucun européen ne figure plus dans ce palmarès ; en 2013, ces cinq entreprises chinoises ont produit près de 60 % de la production totale de ces dix leaders. Après la chute des coûts de production et des prix, divisés par deux en trois ans, et la vague de faillites qui en a résulté, la consolidation semble achevée et le marché devrait repartir sur un trend de 30 % par an dès 2014 ; les industriels chinois, malgré leur très fort endettement, sont de loin les mieux positionnés, mais l'américain First Solar reste très bien positionné sur les marchés américain et indien, de même que Sharp sur le marché japonais ; au cours de la phase de consolidation, les grands fabricants mondiaux ont continué à accroître leurs capacités de production et ont donc renforcé leur suprématie ; en Chine, les acteurs de second rang sont en train de disparaître[e 2].

La Chine à elle seule, a produit dès 2010 près de la moitié des cellules photovoltaïques du monde, et c'est aussi en Chine que la majorité des panneaux sont assemblés.

Parmi les start-ups innovantes, sont à signaler :

  • VHF-Technologies SA (Suisse) : l'une des seules entreprises européennes à produire des cellules souples. Une autre entreprise, française (Sunpartner avec sa filiale Wysips) devrait produire à Aix-en-Provence, des films photovoltaïques transparents pour les smartphones (8 millions d’unités par an annoncées à partir de fin 2012[18]).

Consolidation industrielle et accusations de dumping[modifier | modifier le code]

La baisse des prix de marché des modules a atteint en un an 33 % pour les modules polycristallins, 26 % pour les modules monocristallins, 25,4 % pour les modules au tellurure de cadmium et 48,7 % pour les modules au silicium amorphe. Selon GTM Research, les coûts de production des modules premium des marques chinoises renommées ont diminué de plus de 50 % entre 2009 et 2012, passant de 1 €/W à 0,46 €/W ; cette baisse devrait se ralentir, mais continuer jusqu'à 0,33 €/W en 2015, grâce à de nouvelles innovations techniques[E 2].

Selon les industriels occidentaux, la chute vertigineuse de ces prix n'est pas seulement due aux innovations technologiques, à la baisse du prix du silicium et aux économies d'échelle, mais résulte également d'une stratégie de dumping des fabricants chinois, qui visent avec l'appui de leur gouvernement à contrôler la totalité du marché mondial[E 2] ; on serait dans une situation où tous les industriels perdraient de l'argent. Les États-Unis ont annoncé dès octobre 2012 la mise en place de droits de douanes sur les importations de cellules et modules chinois, et l'Union européenne a annoncé en septembre l'ouverture d'une enquête antidumping, suite à une plainte déposée par EU ProSun, une association de 25 fabricants européens de modules solaires. Mais la Chine importe de grandes quantités de silicium d'Europe et des États-Unis ; la Chine a annoncé en octobre l'ouverture d'une enquête antidumping sur les importations de silicium polycristallin en provenance de l'Union européenne, après avoir fait de même en juillet pour celles des États-Unis ; le gouvernement allemand, dont l'industrie exporte et investit massivement en Chine, presse pour une solution amiable[E 2] ; le 4 juin 2013, Bruxelles avait conclu au dumping de la part de l'industrie chinoise, qui affiche avec l'Europe un excédent commercial de 21 milliards de dollars dans les équipements solaires, et annoncé le relèvement de ses droits de douane de 11,8 % dans un premier temps avant de les augmenter de 47,6 % à partir du 6 août. Un accord a été négocié et conclu en juillet 2013 sur un prix minimum de vente de 0,56 €/W solaire fourni et sur un volume maximum d'exportation vers l'Europe de 7 GW, soit 60 % du marché européen, alors que les Chinois ont pris en 2012 80 % du marché, mettant en faillite une trentaine d'entreprise européennes[19].

Le groupement européen d'entreprises de panneaux solaires EU ProSun a dénoncé le 5 juin 2014 auprès de la Commission européenne quelque 1 500 violations par les entreprises chinoises des règles anti-dumping qu'elles s'étaient engagées à respecter : ces entreprises chinoises proposent des prix inférieurs au prix plancher ayant fait l'objet d'un accord ; selon EU ProSun, « aucun d'entre eux ne semble respecter les prix minimum ; les produits solaires chinois à prix cassés continuent d'inonder le marché et détruisent l'industrie et les emplois européens »[20].

Faillites d'entreprises[modifier | modifier le code]

L'Allemagne et l'Espagne ont diminué fortement les subventions de ce secteur. La production mondiale est depuis mi 2011 supérieure à la demande, et la chute des prix associée à la forte concurrence des producteurs chinois met bon nombre d'entreprises européennes et américaines en difficulté. On peut citer les entreprises suivantes :

  • le fabricant américain Evergreen Solar qui dépose le bilan en août 2011[21] ;
  • le fabricant américain Solyndra qui dépose le bilan en octobre 2011[22] ;
  • le fabricant français Photowatt qui dépose le bilan en novembre 2011 et dont les activités sont reprises en février 2012 par EDF énergies nouvelles[23] ;
  • le fabricant allemand Solon qui dépose le bilan en décembre 2011[24] ;
  • le fabricant allemand Solarhybrid qui dépose le bilan en mars 2012[25] ;
  • l'installateur français Evasol qui dépose le bilan en mars 2012[26] ;
  • le fabricant allemand Q-Cells, un des leaders mondiaux de la fabrication de cellules photovoltaïques, qui dépose le bilan en avril 2012[27] ;
  • le fabricant allemand Sovello qui dépose le bilan en mai 2012[28].
  • le fabricant chinois Suntech qui dépose le bilan en mars 2013[29].
  • le 7 mars 2014, le fabricant de panneaux solaires Chaori Solar Energy Science & Technology Co. a fait défaut sur le paiement des intérêts de sa dette obligataire ; c'est, selon les agences de notation, la première fois que le gouvernement chinois laisse une entreprise chinoise en difficulté aller jusqu'au défaut de paiement sans intervenir en sous-main pour éviter le défaut. Les autorités ont donné un message clair ; le ministre chinois du Commerce a déclaré : « certains acteurs ne doivent pas se développer trop vite et s'étendre à l'aveuglette ; ils ne devraient pas non plus s'appuyer sur les marchés étrangers pour la majorité de leurs ventes de produits ». L'industrie des panneaux solaires est emblématique de ces dérives : le fabricant Suntech Power s'était ainsi particulièrement développé à l'international en pratiquant des prix tellement bas que la plupart des concurrents estimaient qu'ils ne pouvaient être rentables ; cette aventure s'était terminée par la mise en faillite de sa principale entité en Chine, Wuxi Suntech. Incapable de faire face à ses obligations, Chaori en est un nouvel exemple[30].

Prix des équipements[modifier | modifier le code]

Selon le magazine Photon International, le prix moyen des modules monocristallins est passé de 1,44 €/watt début janvier 2011 à 0,82 €/watt en janvier 2012, soit une baisse de 43,1 %. Le prix moyen des modules polycristallins a quant à lui diminué de 1,47 €/watt début janvier 2011 à 0,81 €/watt en janvier 2012, soit une baisse de 44,9 %. Ces prix sont des prix moyens, ce qui signifie que des modules “sans marque” trouvaient acquéreur à 0,70 € le watt, les prix des modules de marque se négociant autour de 0,90 € le watt[31].

L’indice des prix de l’Association allemande de l’industrie solaire (BSW-Solar), qui prend comme référence le prix des systèmes installés en toiture de moins de 100 kWc (TVA non incluse), s’établit à 2082 €/kWc au 4e trimestre 2011 comparé à un prix de 2724 €/kWc au 4e trimestre 2010, soit une baisse de 23,5 %. Pour mémoire, le prix de ces systèmes était de 4200 €/kWc au 4e trimestre 2008, soit un prix divisé par deux en trois ans. Ces baisses s’expliquent par la guerre des prix à laquelle se livrent actuellement les industriels sous l’impulsion des acteurs asiatiques, et chinois en particulier[31].

L'ADEME donne les prix suivants pour 2012 (coûts d'investissement hors taxes, pose comprise[32]) :

  • 2,2 à 3,5 €/W pour des systèmes de puissance nominale inférieure à 3 kW en intégration simplifiée au bâti. Ce coût peut être plus élevé pour des modules intégrés au bâti ;
  • 1,5 à 4 €/W pour un système en toiture inclinée ou terrasse de puissance supérieure à 36 kW ;
  • 1,8 à 3,2 €/W pour une centrale au sol de puissance supérieure à 1 MW.

Coût du kWh[modifier | modifier le code]

Le coût du kWh produit par une installation solaire photovoltaïque dépend des coûts fixes liés à l'investissement initial (achat du matériel et travaux), de la quantité de rayonnement solaire reçu par l'installation, du rendement de l'installation et surtout de la durée prise en compte pour l'amortissement de l'investissement. Pour ce dernier paramètre, il est raisonnable de considérer une durée a minima de 20 ans. C'est en effet ce que garantissent les constructeurs de panneaux (puissance garantie supérieure à 90 % de la valeur initiale). Pour un calcul plus précis, il faudrait tenir compte de la durée de vie moyenne de l'onduleur (très probablement comprise entre 10 et 20 ans pour une installation domestique).

Par exemple avec une durée d'amortissement de 20 ans :

  • pour une installation domestique de 3 kW produisant 3 000 kWh/an[n 17], et ayant coûté 3 €/W, on calcule[n 18] que le kWh coûtera 20 c€ ; le coût descend à 13 c€ si on obtient 4 500 kWh/an (zone bien ensoleillée, comme en Corse par exemple) et monte à 24 c€ si la production n'est que 2 500 kWh/an (zone moins ensoleillée : nord de la France, Belgique) ;
  • pour la centrale photovoltaïque de Toul-Rosières (puissance-crête  : 115 MWc), mise en service en novembre 2012 près de Nancy, ayant coûté 430 M€[33] et produisant 139 GWh/an, le coût du kWh peut être estimé à 21 c€ ;
  • pour le projet (à échéance 2015) de centrale photovoltaïque à concentration de Mildura (en) en Australie, d'une puissance de 154 MW et produisant 270 GWh par an pour un investissement initial de 420 millions de dollars australiens (320 millions d'euros)[34],[35], le coût prévisionnel peut être estimé à 12 c€/kWh.

Le rapport publié par la CRE en avril 2014 sur les coûts et la rentabilité des énergies renouvelables[36] donne les éléments de coûts suivants :

  • le coût d'investissement dans les installations photovoltaïques était entre 3,5 et 4 €/Wc de 2010 à 2012, la part des modules tombant de 2 € en 2010 à 1,5 € en 2012 ; les installations en projet annoncent des coûts de 1,7 €/Wc, dont 0,6-0,7 €/Wc pour les modules ; ces coûts baissent avec la puissance de l'installation : de 4,5 €/Wc au-dessous de 100 kWc à 3 €/Wc au-dessus de 12 MWc pour les installations existantes ;
  • la répartition de ces investissements est, pour les installations existantes, de 80 % pour la centrale PV, 8 % pour les études, 3 % pour le raccordement, 1 % de coûts financiers et 8 % de coûts divers (assurances, aléas, R&D) ;
  • le coût de la centrale se décompose en 45 % pour les modules, 24 % pour l'électricité (onduleurs, câbles, etc), 15 % de génie civil, 6 % pour le système d'intégration, 6 % d'assemblage, 3 % pour le contrôle et la sécurité ;
  • les coûts de fonctionnement annuels sont d'environ 2,4 % des coûts d'investissement, dont 43 % pour la maintenance, 19 % de loyer, 9 % d'assurance, 14 % de taxes (9 % IFER[n 19], 4 % autres taxes) ; pour les projets, la maintenance baisse à 33 %, les impôts bondissent à 33 % (17 % IFER + 16 % autres taxes)
  • les coûts de production (sur 25 ans avec un taux d'actualisation de 8 %) sont en moyenne de 386 €/MWh pour les installations existantes et de 153 €/MWh pour les projets ; ils sont fortement corrélés avec la puissance de l'installation et avec la disponibilité (h/an en équivalent pleine puissance) ; les centrales en projet les plus puissantes et les plus performantes atteignent 100 €/MWh.

Le 19/07/2013, le PDG de la société française Solairedirect, qui gère une puissance installée de 260 MW et développe 9 projets en France, 1 en Inde et 2 en Afrique du Sud, donne des informations intéressantes sur l'économie du photovoltaïque : ses projets ont été montés sur des prix de vente proches de 100 €/MWh, grâce à un choix très sélectif d'emplacements combinant un fort ensoleillement et une bonne connexion au réseau ; les prix de gros en Inde et en Afrique du Sud sont en hausse et dépassent déjà 70 à 80 €/MWh, contrairement à ceux de l'Europe où la surcapacité structurelle maintient les prix à 50 €/MWh ; les subventions publiques nécessaires sont donc bien moindres dans ces pays du Sud ; il estime que la taille optimale des parcs photovoltaïques se situe de 5 à 20 MW : au-dessous, les installations en toitures sont trop petites pour être rentables (Solairedirect en a installé plusieurs milliers) ; au-dessus, les économies d’échelles entre 10 MW et 100 MW sont assez faibles et la taille du parc pose des problèmes de raccordement au réseau et de fiabilité (si le réseau perd brutalement près de 100 MW dès qu'un nuage passe, c'est un problème difficile à gérer, alors que pour 10 MW cela peut être géré aisément)[37].

Éléments de rentabilité d'une installation[modifier | modifier le code]

Ensemble des éléments techniques, financiers et fiscaux à prendre en compte dans les calculs de rentabilité d'une installation produisant de l'énergie à partir du photovoltaïque :

  • flux financiers liés à l'investissement : ce sont le coût du matériel (modules, onduleurs…), le transport et le stockage, l'ingénierie et l'installation et les éventuelles options (télésurveillance) en année 0.
À partir de la puissance installée, il est possible de calculer l'énergie annuelle qui sera produite, en fonction du taux d'ensoleillement de la région. Cette énergie annuelle est vendue à EDF (Agence d'Obligation d'Achats) au tarif indexé en vigueur pendant 20 ans en France et cela donne le chiffre d'affaires annuel généré par la centrale solaire photovoltaïque.
  • flux financiers liés à l'exploitation : ils représentent le chiffre d'affaires dès la première année, lorsque la centrale est raccordée au réseau, duquel il faut déduire les différents flux et charges tels l'exploitation et la maintenance, la location de la toiture si applicable, la prime d'assurance, les frais généraux, la taxe professionnelle, les dotations aux amortissements et aux provisions, la variation du BFR et l'impôt sur les sociétés qui s'applique sur le résultat net, car une société ad hoc est souvent constituée pour chaque projet photovoltaïque.
Ces flux sont aisés à estimer pendant les 20 ans de l'obligation d'achat, mais des hypothèses de valeur résiduelle de l'équipement après 20 ans sont aussi à prendre en compte.
  • flux liés aux financements : ils prennent en compte le montage financier, la dette qui peut représenter 80 % de l'investissement initial, son remboursement et les intérêts.

Le tableau des flux étant complété, il suffit de calculer la valeur actuelle nette (VAN), le taux de rentabilité interne le (Taux de rentabilité interne) et le délai d'amortissement pour cet investissement.

Comparaison des coûts[modifier | modifier le code]

Calculer le coût d'une énergie donnée nécessite de faire des hypothèses sur les taux d'intérêt, les frais de maintenance futurs (dont ceux de personnel), de combustible (ce qui signifie par exemple qu'on fait une hypothèse sur son prix dans plusieurs années), les durées d'utilisation de l'équipement (amortissement), etc. Chaque étude choisit ses propres hypothèses et donc les résultats peuvent varier.

La comparaison peut en outre tenir compte du fait que la production photovoltaïque peut se faire directement au niveau du consommateur, ce qui permet de s'affranchir des frais et pertes de distribution, commercialisation, etc. Ces frais sont importants, ils expliquent en partie la différence entre le prix du kWh à la production (3 à 4 centimes pour les moins chers : centrale nucléaire, turbine à gaz à cycle combiné, centrale à charbon à lit fluidisé[38]) et les prix de vente au niveau du consommateur (10 à 15 centimes, voire plus, selon les pays).

De toutes les énergies renouvelables, le kWh photovoltaïque était (en 2008) de loin le plus cher (20 à 25 centimes pour une centrale et environ 40 centimes pour une bonne installation individuelle en France, contre 7 à 8 pour l'éolien par exemple)[39]. Selon un rapport de l'Inspection générale des finances (IGF) d'août 2010, « l'écart entre le tarif d'achat (entre 414 et 580 euros par Mégawatt.heure début 2010) et le prix du marché (56 euros par MWh) est financé par les consommateurs d'électricité via la contribution au service public de l'électricité (CSPE) ». Cela donnait début 2010 un tarif d'achat de 7,4 à 10,4 fois supérieur pour le photovoltaïque en comparaison des prix actuels du marché. Les auteurs de ce même rapport ont chiffré les charges supplémentaires pour les ménages occasionnées par l'achat de la production photovoltaïque à la hauteur de 60 euros par an pour un ménage se chauffant à l'électricité[40].

Si on se projette dans l'avenir, on peut anticiper une hausse du prix de l'électricité fossile et nucléaire (hausse du prix du combustible à cause du rapprochement du pic de production, taxe carbone, nouvelles exigences de sûreté et retraitement nucléaire…) et une baisse du prix de l'énergie photovoltaïque (progrès technique, économies d'échelle à la suite de la hausse des volumes).

Une étude de juillet 2010 réalisée pour l'association américaine NC WARN[41], qui promeut les énergies renouvelables et combat le nucléaire, par deux universitaires de l'Université Duke en Caroline du Nord, avance que le solaire est dorénavant moins cher que le nucléaire[42]. Ces deux chercheurs se basent sur un prix du kWh photovoltaïque de 14 cents $ (10,2 centimes) et sur un coût d'installation de 8 $/W (5,83 €/W). Mais les prix du solaire qu'utilise ce rapport prennent en compte les subventions publiques, ce qui invalide la comparaison. Ces chiffres sont à rapprocher des prix réels actuels du kWh photovoltaïque (entre 30 et 46 centimes (mi-2011) pour la France selon la taille et le type d’installation).

Les autres énergies renouvelables et notamment le solaire thermodynamique (centrale solaire thermodynamique) restent actuellement moins chères[43]. Selon un rapport de l'Inspection générale des finances (septembre 2010) le photovoltaïque est « la plus coûteuse des sources d'électricité renouvelables », étant 3,3 fois plus chère que l'hydroélectricité, et 2,85 fois plus chère que l'éolien terrestre[44]. La seule énergie plus chère que celle du photovoltaïque est actuellement celle des piles électriques, d'autant qu'il est très facile d'implanter un petit capteur photoélectrique sur les petits appareils qui utilisent cette source : c'est la raison pour laquelle les modules sont très répandus dans les calculettes, montres, gadgets, balances, télécommandes, etc.

La technique photovoltaïque présente cependant des possibilités de réduction de coûts beaucoup plus grandes que toutes les autres[réf. nécessaire]. De plus, il faut tenir compte des économies dans le cas où elle remplit une seconde fonction (toiture, brise soleil…), et des économies sur le réseau électrique induites par des installations décentralisées de production d'électricité, ce qui n'est pas valable lorsque ces installations sont connectées au réseau. Certains considèrent que ces facteurs justifient l’intérêt pour le photovoltaïque et expliquent qu'il bénéficie d'incitations gouvernementales lui permettant de se développer en dépit de coûts plus importants que toutes les autres, développement qui est d'ailleurs une des conditions à la baisse des coûts.

Incitations étatiques au développement du photovoltaïque[modifier | modifier le code]

Depuis le début des années 2000, des incitations financières (déductions fiscales, tarifs d'achat bonifiés de l'électricité produite pour le réseau public, certificats verts, etc) encouragent l'installation de panneaux photovoltaïques, dans la plupart des pays, à des conditions particulières à chaque pays. Ses effets sont cependant freinés par ceux de la fiscalité noire, concurrente, qui continue à favoriser les énergies fossiles.

En France, le système de soutien aux énergies renouvelables sous la forme de l'obligation d'achat de ces énergies par les fournisseurs d'électricité à un tarif réglementé a été institué par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 ; le surcoût de ce tarif réglementé par rapport au prix de marché est remboursé au fournisseur d'électricité grâce à une taxe dénommée contribution au service public de l'électricité. En août 2010 une baisse de 12 % des tarifs d'achat de l'électricité photovoltaïque par les fournisseurs d'électricité, ainsi que de futures révisions de ces tarifs ont été annoncées[n 20] pour réorganiser la filière[45]. Quatre mois plus tard, le Premier Ministre annonçait une remise à plat du soutien public à la filière photovoltaïque, annonçant un moratoire sur les nouveaux projets (hors installations « domestiques ») avant publication d'un nouveau cadre en mars 2011. Cette décision a suscité de vives réactions du secteur[46].

Le 3 septembre 2010, l'Inspection générale des finances avance que le photovoltaïque, du fait de la faible production industrielle nationale, contribue pour 2 % au déficit commercial de la France (800 millions d'euros en 2009)[44] étant source d'un « risque financier majeur » pour les consommateurs[47]. En décembre 2010, Nathalie Kosciusko-Morizet s'élevait contre l’importation en grande quantité de panneaux photovoltaïques chinois à bas coût en France[48]. Selon la ministre de l'Écologie, ces panneaux solaires importés de Chine équivaudraient à « une gamme de base dont la réalisation représente 1,8 fois la production de CO2 d'un panneau français »[49].

En 2013, à l'occasion du Débat national sur la transition énergétique, le rapport rendu par les 65 participants du groupe de travail "Quels choix en matière d'énergies renouvelables et quelle stratégie de développement industriel et territorial ?" propose des objectifs plus ambitieux pour le photovoltaïque[50], qu'il juge nécessaire pour répondre à l'obligation d'atteindre l'objectif du « paquet énergie-climat » à l'horizon de 2020. Ce rapport contient environ 60 autres propositions sur les filières renouvelables.

La Cour des Comptes a publié le 25 juillet 2013 un rapport sur la politique de développement des énergies renouvelables dans lequel elle souligne les difficultés rencontrées et le coût très élevé de cette politique : « pour un objectif d'augmentation de production de chaleur et d'électricité de source renouvelable de 17 Mtep entre 2005 et 2020, le résultat en 2011 n'est que de 2,3 Mtep pour un engagement financier de 14,3 Md€. L'objectif 2020 sera donc très coûteux à atteindre. Les difficultés rencontrées dans la mise en œuvre de cette politique conduisent donc à un coût croissant pour la collectivité, avec des contreparties socio-économiques en termes d’emplois et de commerce extérieur qui ne sont pas toujours à la hauteur des attentes. » ; elle préconise que la France définisse les conditions de la soutenabilité de sa politique et donc fasse des choix ; l’État doit devenir plus performant dans la conduite de la politique, ce qui implique une plus grande sélectivité dans l’attribution de ses aides et un effort de recherche suffisant sur les technologies d’avenir ; une valorisation du coût du carbone à un niveau plus élevé qu’aujourd’hui est nécessaire ; un lien plus fort des dispositifs de soutien avec le marché permettrait de mieux responsabiliser les producteurs et d’atténuer le coût pour la collectivité[C 1].

Parmi les huit recommandations de la Cour, on note[C 2] :

  • réserver les appels d’offres aux filières les plus en retard dans la réalisation de leurs objectifs de capacité et aux installations qui ne bénéficient pas d’un tarif d’achat fixé par arrêté, afin d’éviter les effets d’aubaine ;
  • organiser un dispositif de contrôle efficace des installations bénéficiant d’un soutien public, notamment dans les filières solaires et biomasse ;
  • réserver les moyens de soutien aux installations les plus efficientes compte tenu de leur coût, de leur part dans la production énergétique et de leur contenu en emplois ;
  • revoir le principe du financement par le seul consommateur d’électricité des charges de soutien aux énergies renouvelables électriques, compensées par la Contribution au service public de l'électricité (recommandation déjà formulée par la Cour en 2011).

Au sujet de la filière photovoltaïque, elle note que la procédure des appels d'offres, destinée en principe au soutien des filières en retard sur leurs objectifs, a été utilisée pour des filières en avance sur leurs objectifs, en particulier le photovoltaïque, pour lequel des appels d'offres ont été lancés en 2011 et 2013 alors que le cumul des capacités déjà installées et de celles en file d'attente de raccordement dépasse déjà les objectifs 2020. Par ailleurs, les objectifs de puissance fixés dans les appels d'offres ne sont pas toujours atteints (cahier des charges insuffisamment respecté par les projets, tarifs proposés trop élevés, nombre insuffisant de projets candidats, etc.) : la 1ère tranche de celui de 2011 sur des projets photovoltaïques de 100 à 250 kW n'a permis de retenir que 37,5 % de la puissance attendue. Enfin, de nombreux appels d’offres n’ont pas permis de limiter les prix proposés par les porteurs de projet, soit par manque de concurrence, soit par mauvaise articulation avec les tarifs d’achat ; c'est le cas en particulier dans le photovoltaïque, où les appels d'offres sont en principe réservés aux installations de puissance supérieures à 100 kWc, et les tarifs d'achat aux puissances inférieures ; or le tarif d'achat T5 peut aussi bénéficier aux installations de plus de 100 kWc ; il a été diminué de 20 % au 1er octobre 2012, mais cette baisse, réduisant certes la rentabilité des projets, ne met pas fin au chevauchement des procédures : avec la baisse des coûts d'investissement des grosses installations, ce tarif est devenu rentable et les demandes de raccordement à ce tarif ont fortement progressé (+434 MW au 3e trimestre 2012), dont 98 % pour des installations de plus de 250 kW ; la CRE constate que les porteurs de projets profitent de cette anomalie pour proposer lors des appels d'offres des prix très supérieurs au tarif T5, qui devient dès lors un prix plancher et un recours en cas d'éviction de l'appel d'offres ; la CRE recommande donc de réserver le dispositif de l'obligation d'achat aux installations de moins de 100 kWc[C 3].

La Cour dénonce un manque de contrôle qui entraine des dérives dans le photovoltaïque : le système de l’obligation d’achat relève d’une logique de « guichet ouvert » dans lequel toute personne remplissant les conditions (sur une base déclarative) peut signer un contrat d’achat avec un fournisseur d'électricité ; on constate de fausses déclarations pour bénéficier abusivement de la prime à l'intégré au bâti, des découpages en tranches d'une installation pour bénéficier d'un tarif plus élevé et un gonflement de la production annuelle déclarée ; or le dispositif réglementaire ne prévoit aucun dispositif de contrôle des installations a priori, mais seulement une possibilité de contrôle qui est donnée à l’acheteur si la production annuelle déclarée par le producteur dépasse 90 % d’un plafond théorique ; cette possibilité n’est quasiment pas utilisée, l’acheteur n'y ayant pas vocation et les contrôles devant être faits sur des propriétés privées ; les services déconcentrés de l’État n’ont pas non plus les moyens de réaliser des vérifications, qui nécessitent des compétences techniques ; seule la CRE effectue quelques contrôles, très sommairement, compte tenu de ses moyens et de ses missions principales[C 4].

Début 2014, le SER-Soler (branche photovoltaïque du syndicat des énergies renouvelables) a publié ses propositions pour un « plan de relance pour le photovoltaïque » [51] visant à relancer la filière industrielle française du photovoltaïque ; Il recommande une programmation pluriannuelle d’appels d'offres pour les installations d’une puissance supérieure à 250 kW (500 MW tous les six mois pendant trois ans au moins), la désignation d'un interlocuteur compétent unique dans chaque Dreal, une dématérialisation des procédures, des données plus transparentes concernant à l’accès au réseau, un accompagnement fort de la Banque publique d'investissement pour financer chaque année à l’international 300 MW de projets à l’export (via des prêts à taux faibles), la création d’une garantie bancaire contre certains risques, une révision des règles de contribution au renforcement des réseaux électrique, ainsi qu’un cadre concerté pour l’autoconsommation[51].

Tarifs d'achat de l'électricité photovoltaïque[modifier | modifier le code]

Tarifs d'achat en France[modifier | modifier le code]

Au début de 2010, à la suite de la flambée des demandes de raccordement au réseaux de distribution reçues par ERDF en novembre-décembre 2009, le gouvernement a adopté des mesures d'urgence : mesures transitoires pour traiter l’afflux des demandes, ajustement des tarifs d'achat ; il a confié à l'Inspection Générale des Finances (IGF) une "Mission relative à la régulation et au développement de la filière photovoltaïque en France", qui a rendu son rapport en juin 2010[52].

Ce rapport met en évidence l'incohérence des réglementations mises en place dans le cadre du Grenelle de l'Environnement et des objectifs européens 2020 pour favoriser le financement du développement de la filière photovoltaïque :

  • tarifs d'achat trop attractifs (nettement supérieurs à ceux de la plupart des autres pays, et au coût effectif de production en forte baisse) ;
  • cumul des avantages fiscaux (déductions d'impôt sur le revenu, déductions ISF-PME, aides des collectivités locales) avec les tarifs d'achat, le tout débouchant sur une rentabilité excessive des projets (TRI souvent supérieur à 20 %) ;
  • fort déficit de la balance commerciale dans ce domaine, qui a atteint 800 M€ en 2009 (soit 2 % du déficit commercial français) ;
  • faible efficacité de ces aides, aussi bien en termes de réduction d'émissions de CO2 (les tarifs d'achat photovoltaïque accaparent une part prépondérante de la CSPE pour une production d'électricité beaucoup plus faible que l'éolien, la biomasse, etc) que de création d'emplois.

Ce rapport alertait les pouvoirs publics sur le risque d'explosion de la CSPE, et proposait une série de mesures pour atténuer l'impact du photovoltaïque : baisse immédiate des tarifs d'achat, mise en place d'appels d'offres pour les gros projets et d'un mécanisme de baisses automatiques trimestrielles des tarifs d'achat pour les petits…

Ces mesures ont été effectivement mises en place fin 2010, en particulier un moratoire de trois mois sur les raccordements des installations photovoltaïques[53] ; elles ont globalement réussi à assainir la filière, mais la file d'attente des projets de 2009 n'était pas encore totalement résorbée à la fin de 2012.

Évolution des tarifs d'achat de l'électricité photovoltaïque en France
source données : Commission de régulation de l'énergie

Le tarif d'achat de l'électricité photovoltaïque, qui était en France en 2010 de 60 centimes le kWh pour les particuliers, est depuis début 2011 fixé par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) et révisé trimestriellement en fonction de la progression du parc installé au trimestre précédent. Il est, au 4e trimestre 2013, de 29,1 centimes par kWh pour une installation intégrée au bâti[54],[55].

Le graphique ci-joint présente l'évolution de ces tarifs depuis le 2e trimestre 2011 : en 2 ans et demi, le tarif particuliers (<9 kWh, intégration au bâti) a baissé de 37,3 % et celui qui s'applique aux installations à intégration simplifiée au bâti, hors résidentiel (<36 kW) de 52,1 %.

Les tarifs d'achat en vigueur en 2013 sont les suivants :

Tarifs d'achat de l'électricité photovoltaïque en 2013/2014 (c€/kWh)[54]
type d'installation puissance 1er trim.2013 2e trim. 3e trim. 4e trim. 1er trim.2014[56]
Install. intégrée au bâti 0-9 kW 31,59 30,77 29,69 29,10 28,51
Install. intégrée simplifiée au bâti 0-36 kW 18,17 16,81 15,21 14,54 14,54
Install. intégrée simplifiée au bâti 36-100 kW 17,27 15,97 14,45 13,81 13,81
Tout type d'installation 0-12 MW 8,18 7,96 7,76 7,55 7,36

Parité réseau et compétitivité[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Parité réseau.

On nomme parité réseau la situation où le coût d'une énergie renouvelable s'abaisse au-dessous du prix du marché de détail de l'électricité ; le propriétaire d'une installation photovoltaïque a dès lors intérêt à consommer sur place une partie de sa production, correspondant à ses besoins d'électricité, et continuer à vendre l'excédent à son fournisseur d'électricité, au tarif d'achat réglementé. Cela permet de réduire le volume de la production photovoltaïque subventionnée.

La compétitivité proprement dite ne sera atteinte que lorsque le coût de production de l'électricité photovoltaïque deviendra égal au prix du marché de gros, qui correspond au coût de production des principales énergies utilisées pour la production électrique : nucléaire, charbon, gaz naturel.

La parité réseau a été atteinte dès 2012 dans quelques pays où les prix de l'électricité sont très élevés, tels que l'Allemagne, et en 2013 dans les régions les plus ensoleillées telles que le sud de l'Espagne et de l'Italie. Pour la France, elle serait atteinte prochainement dans le sud et progressivement d'ici 2020 dans les autres régions.

Statistiques[modifier | modifier le code]

Puissances installées[modifier | modifier le code]

Monde[modifier | modifier le code]

En 2013, la puissance des nouvelles installations solaires photovoltaïques a dépassé 38,4 GW, contre 30 GW en 2012 (+28 %) ; la Chine a été le principal marché avec 11,8 GW (31 % du marché mondial), suivie par le Japon (6,9 GW) et les États-Unis (4,8 GW) ; en Europe, 11 GW ont été raccordés au réseau électrique (29 % du marché mondial) contre 17,7 GW en 2012 (55 %) et plus de 22,4 GW en 2011 (74 %) ; l'Allemagne est restée en tête des marchés européens avec 3,3 GW, suivie par le Royaume-Uni (1,5 GW), l'Italie (1,4 GW), la Roumanie (1,1 GW) et la Grèce (1,04 GW)[m 1]. En 2012, la progression du marché mondial avait été de 2,3 % seulement après +78 % en 2011 en +131 % en 2012[57].

La puissance installée cumulée atteignait 138,9 GW à la fin 2013, capable de produire environ 160 TWh d'électricité par an, équivalant à la production de 32 grandes centrales au charbon ; l'Europe totalise 81,5 GW, soit 59 % du total mondial, contre 70 % en 2012[m 2]. La puissance mondiale était de 102 GW fin 2012, soit +335 % en 3 ans[57]. Les installations connectées aux réseaux (sans stockage de l'électricité) représentent la très grande majorité des nouvelles installations.

Le tableau ci-dessous retrace l'évolution des puissances installées en photovoltaïque (PV) (y compris les installations non connectées au réseau) dans le monde entre 2009 et 2012, en particulier pour les 13 premiers pays en termes de puissance installée cumulée :

Puissance PV installée au 31/12 (MW) dans les 13 pays les plus équipés du monde en PV
Pays 2009[58] 2010[58] 2011[57] 2012[57] 2013[m 7],[59] part
2013[m 8]
Drapeau de l'Allemagne Allemagne 9 959 17 370 24 807 32 411 35 715 26 %
Drapeau de l'Italie Italie 1 181 3 502 12 923 16 361 17 928 13 %
Drapeau du Japon Japon 2 627 3 618 4 914 6 914 13 600 10 %
Drapeau des États-Unis États-Unis 1 616 2 534 4 431 7 777 12 000 9 %
Drapeau de la République populaire de Chine Chine 300 800 3 300 8 300 18 300 13 %
Drapeau de l'Espagne Espagne 3 523 3 915 4 889 5 166 5 340 4 %
Drapeau de la France France 335 1 054 2 924 4 003 4 673 3 %
Drapeau de la Belgique Belgique 386[60] 1 055 2 051 2 650 2 983 2 %
Drapeau de l'Australie Australie 188 571 1 412 2 412 3 300 2 %
Drapeau de la République tchèque République tchèque 466[61] 1 946 1 959 2 072 2 175 2 %
Drapeau de la Grèce Grèce nd 198 624 1 536 2 579 2 %
Drapeau de l'Inde Inde nd nd nd nd 2 208 2 %
Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni 46 91 904 1 829 3 375 2 %
Total mondial 23 605 40 670 71 061 102 156 138 856 100 %
dont total Europe 16 850 30 472 52 884 70 043 79 964 57,6 %
% Europe 71,4 % 74,9 % 74,4 % 68,6 % 57,6 %

Le parc mondial installé s'est accru de 72 % en 2010, 75 % en 2011, 44 % en 2012 et 36 % en 2013.

Amérique[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie solaire aux États-Unis.
Asie[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie solaire en Chine.
Article détaillé : Énergie solaire en Inde.
Article détaillé : Énergie solaire au Japon.
Océanie[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie solaire en Australie.

Europe[modifier | modifier le code]

Potentiel de production d'électricité photovoltaïque en Europe
(échelle : kWh produits annuellement par 1 kWc de modules d'orientation optimale avec un ratio de performance de 0,75 : de 450 kWh à 1650 kWh)

Le parc photovoltaïque de l'Union européenne a évolué comme suit de 2011 à 2013 :

Puissance photovoltaïque installée (MWc) dans l'Union européenne[E 3],[e 3]
Pays 2011
ajouts
2011
cumul
2012
ajouts
2012
cumul
2013*
ajouts
2013*
cumul
Drapeau de l'Allemagne Allemagne 7 490 25 094 7 609 32 703 3 310 36 013
Drapeau de l'Italie Italie 9 303 12 783 3 369 16 152 1 462 17 614
Drapeau de l'Espagne Espagne 379 4 322 228 4 603 102 4 705
Drapeau de la France France** 1 756 2 949 1 136 4 085 613 4 698
Drapeau de la Belgique Belgique 996 2 051 718 2 768 215 2 983
Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni 899 978 713 1 708 1 031 2 739
Drapeau de la Grèce Grèce 426 631 912 1 543 1 042 2 586
Drapeau de la République tchèque République tchèque 0 1 913 109 2 022 110 2 133
Roumanie Roumanie 1,6 3,5 46 49 973 1 022
Drapeau de la Bulgarie Bulgarie 180 212 703 915 104 1 019
Drapeau de l'Autriche Autriche 92 187 234 422 269 690
Drapeau des Pays-Bas Pays-Bas 58 146 219 365 300 665
Drapeau de la Slovaquie Slovaquie 313 487 56 543 0 537
Drapeau du Danemark Danemark 9,6 17 360 376 155 531
Drapeau du Portugal Portugal 35 161 56 228 53 281
Drapeau de la Slovénie Slovénie 55 100 121 221 33 255
Total UE 27 22 019 52 127 16 673 68 882 9 922 78 798
dont : hors réseau 11,6 159 9,9 168,3 8,7 177
* 2013 :estimation ; ** France : DOM inclus

En 2013, alors que le marché mondial a connu une relance marquée, celui de l'Union européenne a subi une chute brutale : 9,9 GWc installés dans l'année contre 16,7 GWc en 2012, soit un recul de plus de 40 % ; sa part dans le marché mondial a chuté de 73,6 % en 2011 à 26,5 % en 2013[e 4].

La plupart des pays européens ont supprimé ou fortement réduit les aides afin de reprendre le contrôle du développement de la filière et d'enrayer la spéculation, qui avait fait croître trop fortement les factures d'électricité alourdies par les taxes destinées à financer les subventions (telles que la CSPE) ; la Commission préconise d'exposer progressivement les énergies renouvelables au marché à mesure de leur maturité et donc de supprimer à terme les subventions[e 5].

L'imposition d'un prix plancher anti-dumping aux importations de modules chinois ayant porté préjudice aux développeurs, la Commission a décidé d'assouplir ce dispositif en abaissant le seuil de 56 c€/Wc à 53 c€/W au 1er avril 2014 ; les prix des modules en Chine et dans le sud-est asiatique étaient en 2013 inférieurs de 18 à 25 % à ceux pratiqués en Europe. Le marché pourrait se redresser légèrement en 2014[e 6].

En 2012, la puissance raccordée avait été en nette baisse : 16 673 MWc (-23 %) ; plusieurs gouvernements ont en effet pris des mesures, parfois rétroactives, pour alléger la facture des subventions qui avaient souvent été calculées de façon trop généreuses, suscitant un emballement spéculatif profitant du décalage persistant entre les prix d'achat garantis et les coûts de production en baisse rapide ; ainsi[E 4] :

  • la République tchèque a, dès la fin 2010, mis en place une taxe rétroactive sur les investissements réalisés en 2009 et 2010 ;
  • la Bulgarie a introduit en septembre 2012 une taxe d'accès au réseau pour les systèmes mis en service depuis avril 2010 ;
  • la Grèce a adopté en novembre 2012 une taxe pouvant aller jusqu'à 30 % sur les recettes de systèmes déjà installés et futurs ;
  • en Belgique, la région flamande a instauré en décembre 2012 un tarif d'accès rétroactif pour l'accès au réseau des systèmes PV bénéficiant du "net metering" inférieurs à 10 kVA ;
  • l'Espagne, qui avait déjà suspendu en janvier 2012 les mécanismes d'incitation pour les nouvelles installations de production d'électricité à partir d'énergies renouvelables, a proposé la mise en place d'une taxe de 7 % sur les revenus de tous les producteurs d'électricité.

Ce coup de frein brutal a amené l'EPIA (European Photovoltaic Industry Association) à lancer un cri d'alarme à l'adresse de l'Union européenne, lui demandant de sanctionner les pays qui reviennent sur leurs engagements en matière d'énergies renouvelables[E 4].

Cependant, une étude menée par le projet européen "PV Parity" publiée fin novembre 2012 révèle que la parité réseau a commencé à devenir effective dans le secteur résidentiel en 2012 en Allemagne, dans le sud de l'Italie, aux Pays-Bas et en Espagne (le Danemark, non traité par l'étude, est également parvenu au stade de la parité réseau), et devrait le devenir également dans les deux prochaines années dans le nord de l'Italie, au Portugal et en Autriche[E 4] ; on notera qu'il s'agit surtout de pays où le prix de l'électricité est très élevé, ou de pays du sud, à potentiel solaire élevé.

Certains marchés ont bien résisté en 2012 malgré une moindre attractivité des tarifs, comme en France et en Grèce ; les marchés danois et néerlandais ont décollé en 2012 grâce au succès du net metering[n 21], ainsi que le marché autrichien qui a bénéficié d'un nouveau programme de financement ; enfin, l'Allemagne a battu à nouveau son record d'installation, conservant son leadership mondial[E 4].

En 2011, les énergies renouvelables ont représenté plus de 70 % des puissances nouvellement installées dans l’UE, et le solaire y tient une place croissante et prépondérante, avec 21 529 MWc raccordés (centrales photovoltaïques connectées au réseau), loin devant l’éolien (+9368 MW), les centrales à gaz naturel (+9718 MW) et les centrales au charbon (+2200 MW) ; cependant, ces comparaisons en termes de puissance n'ont qu'un intérêt limité, étant donné que le facteur de charge du photovoltaïque est beaucoup plus faible que celui des autres filières, et surtout qu'il n'apporte que très peu de garantie de puissance, du fait de son irrégularité ; l'Europe était de loin la première zone mondiale de développement du photovoltaïque[62].

La puissance cumulée du parc de l'Union européenne atteignait 78 798 MWc fin 2013, soit 155,8 Wc/habitant :

Puissance photovoltaïque par habitant dans l'Union européenne
(Wc par habitant)
Pays 2012[E 5] 2013[e 4]
Drapeau de l'Allemagne Allemagne 399,5 447,2
Drapeau de l'Italie Italie 269,0 295,1
Drapeau de la Belgique Belgique 240,0 267,3
Drapeau de la Grèce Grèce 136,7 233,7
Drapeau de la République tchèque République tchèque 192,5 202,8
Drapeau du Luxembourg Luxembourg 89,9 186,2
Drapeau de la Bulgarie Bulgarie 127,4 139,9
Drapeau de la Slovénie Slovénie 105,7 123,8
Drapeau de l'Espagne Espagne 97,8 100,7
Drapeau de la Slovaquie Slovaquie 95,7 99,3
Drapeau du Danemark Danemark 70,2 94,8
Drapeau de l'Autriche Autriche 49,9 81,7
Drapeau de la France France 61,6 71,6
Drapeau de Malte Malte 45,0 58,7
Roumanie Roumanie 0,3 51,1
Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni 26,3 42,9
Drapeau de Chypre Chypre 19,9 40,2
Drapeau des Pays-Bas Pays-Bas 19,2 39,6
Drapeau du Portugal Portugal 21,7 26,8
Drapeau de l’Union européenne Union européenne 136,3 155,8
Allemagne[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie solaire en Allemagne.
Espagne[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie solaire en Espagne.
Italie[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie solaire en Italie.
France[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie solaire en France.
Bulgarie[modifier | modifier le code]
Article détaillé : Énergie solaire en Bulgarie.

Production d'électricité[modifier | modifier le code]

La production d'électricité est un indicateur beaucoup plus pertinent que la puissance installée, du fait du faible facteur de charge du photovoltaïque : 13,3 % en moyenne en 2012 en France[6].

Monde[modifier | modifier le code]

En 2012, la production mondiale d'électricité solaire atteignait 104,5 TWh, dont 100,4 TWh de photovoltaïque et 4,1 TWh de solaire thermodynamique. Sa contribution à la production d'électricité mondiale était de 0,5 % et sa part dans la production électricité renouvelable de 2,2 %. L'essentiel de la production provient de l'Europe de l'Ouest : 65,3 % ; les deux autres grandes régions de production sont l'Amérique du Nord (14,6 %) et l'Asie de l'Est et du Sud-Est (13,4 %) ; l'Europe Centrale commence à percer (3,3 %). La croissance de la filière solaire a été de 70 % en 2012 (84 % en 2011), et de 50,6 % par an en moyenne depuis 2002. Les cinq premiers pays producteurs totalisent 77,4 % de la production ; avec les cinq suivants, ce taux atteint 91,4 %. Dans les régions développées, ce développement se fait par connexion des centrales au réseau électrique ; dans les régions en développement elle répond davantage à des besoins décentralisés : électrification rurale, télécommunications, pompes d'irrigation, etc ; mais l'Afrique du Nord et le Moyen-Orient ont annoncé des projets de grande ampleur : 25 GW en Arabie saoudite, 7 GW en Algérie ; le Maroc et l'Iran ont également annoncé des projets importants dans le solaire thermodynamique[63].

Production d'électricité solaire en 2011 et 2012 (TWh)[63]
Pays 2011 2012 % 2012
Drapeau de l'Allemagne Allemagne 19,3 28,0 26,8
Drapeau de l'Italie Italie 10,8 18,9 18,0
Drapeau des États-Unis États-Unis* 5,8 15,0 14,3
Drapeau de l'Espagne Espagne* 9,2 11,9 11,4
Drapeau du Japon Japon 3,8 7,2 6,9
Drapeau de la République populaire de Chine Chine 1,9 5,2 5,0
Drapeau de la France France 2,0 4,1 3,9
Drapeau de la République tchèque République tchèque 2,1 2,2 2,1
Drapeau de la Belgique Belgique 1,5 1,7 1,6
Drapeau de l'Australie Australie* 0,8 1,5 1,4
Reste du monde 4,3 9,0 8,6
Monde 61,6 104,5 100,0
  • Ces données incluent les productions de la filière héliothermodynamique aux États-Unis (2,2 TWh), en Espagne (1,8 TWh) et en Australie.

Europe[modifier | modifier le code]

La production d'électricité photovoltaïque de l'Union européenne de 2011 à 2013 est détaillée ci-dessous :

Production d'électricité photovoltaïque dans l'Union européenne (TWh)
Pays 2011[E 6] 2012 2013[e 6] Part (%)
Drapeau de l'Allemagne Allemagne 19,3 26,4 30,0 37,4
Drapeau de l'Italie Italie 10,8 18,9 22,1 27,6
Drapeau de l'Espagne Espagne 7,4 8,2 8,3 10,3
Drapeau de la France France 2,4 4,4 4,9 6,1
Drapeau de la Grèce Grèce 0,61 1,2 3,6 4,5
Drapeau de la Belgique Belgique 1,2 2,1 2,35 2,9
Drapeau de la République tchèque République tchèque 2,2 2,15 2,1 2,6
Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni 0,25 1,2 1,8 2,2
Drapeau de la Bulgarie Bulgarie 0,12 0,75 1,35 1,7
Drapeau de l'Autriche Autriche 0,17 0,34 0,69 0,9
Drapeau de la Slovaquie Slovaquie 0,4 0,56 0,6 0,7
Drapeau des Pays-Bas Pays-Bas 0,1 0,25 0,58 0,7
Drapeau du Danemark Danemark 0,02 0,34 0,49 0,6
Drapeau du Portugal Portugal 0,28 0,39 0,45 0,6
autres pays 0,13 0,29 0,88 1,1
Drapeau de l’Union européenne Union européenne 45,3 67,5 80,2 100,0

La production a augmenté de 50 % en 2012 ; elle a triplé par rapport à 2010 ; le solaire représente désormais plus de 2 % de l'électricité consommée dans l'Union européenne[E 6].

Prévisions[modifier | modifier le code]

L'Agence internationale de l'énergie prévoit, dans un rapport publié fin septembre 2014, que la part du solaire photovoltaïque dans la production mondiale d'électricité pourrait atteindre 16 % en 2050 (et celle du solaire thermique 11 %), alors que dans la précédente édition de ce rapport en 2010 cette part n'était prévue qu'à 11 % ; la forte baisse des coûts et la progression rapide du déploiement des centrales solaires a conduit à cette révision en hausse ; le coût moyen de production continuerait à baisser : de 177 $/MWh en 2013 à 56 $/MWh en 2050 pour les centrales de grande taille et de 201 à 78 $/MWh pour les petites installations en toiture. La Chine resterait leader avec une part de 37 %, suivie par les États-Unis (13 %) et l'Inde (12 %), la part de l'Europe tombant à 4 %[64].

En Europe, selon EurObserv'ER : « Avec la crise économique qui perdure et le poids de la facture énergétique qui commence à peser, les opinions publiques et les gouvernements ne sont plus prêts à assumer une croissance effrénée et incontrôlée de leur filière photovoltaïque, et ce malgré la baisse des coûts. C'est d'autant plus vrai que l'industrie européenne est au plus mal, et est aujourd'hui davantage synonyme de fermetures d'usines et de suppression d'emplois que de conquête de parts de marché. Cette situation ne contribue plus à favoriser un soutien politique fort à la filière, faute de retour économique sur le plan de la croissance et de l'emploi. Sur le court terme, cela va se traduire nécessairement par une diminution du rythme des installations »[E 7]. Pour les centrales de grande puissance, les tarifs d'achat vont se rapprocher des prix du marché, et on commence à voire apparaître en Espagne les premiers projets de construction de centrales sans tarifs d'achat subventionnés. Pour les installations en toiture, la facturation nette (net metering) va devenir la norme, car il n'y a plus de logique à subventionner la production quand la parité réseau devient effective. A moyen et long terme, le seul frein au développement du solaire et des autres énergies renouvelables reste les infrastructures réseaux : le système électrique européen doit devenir plus interconnecté, plus flexible et plus décentralisé[E 8].

L'EPIA (European Photovoltaic Industry Association) a publié en septembre 2012 une étude sur le devenir de la filière photovoltaïque en Europe[65] ; ses trois scénarios prévoient une contribution de cette filière à la demande d'électricité pour 2020 de 4 %, 8 % ou 12 % (alors que les Plans d'action nationaux EnR prévoyaient 2,4 % en 2020) et pour 2030 : 10 %, 15 % ou 25 %[E 8].

Un rapport consacré aux perspectives 2014-2015 du marché solaire, publié le 6 janvier 2014 par le département de recherche sur les marchés de la Deutsche Bank [66], annonce une "deuxième ruée vers l'or", relevant ses prévisions de demande 2014 à 46 GW et 2015 à 56 GW ; des demandes supérieures aux attentes antérieures sont annoncées aux États-Unis, en Chine et au Japon ; de nouveaux marchés vont commencer à contribuer substantiellement à la croissance : Inde, Afrique du Sud, Mexique, Australie, Moyen-Orient, Amérique du Sud et Asie du Sud-Est ; certaines contraintes de réseau ou de financement qui avaient freiné le développement vont s'atténuer, et l'atteinte de la parité réseau, déjà réalisée sur 19 marchés[n 22], va s'étendre à de nouveaux pays et faciliter le développement d'une demande en partie affranchie des subventions ; les business models de production répartie (avec comptage séparé de la production autoconsommée et de sa part injectée sur le réseau : net metering) venus des États-Unis vont s'étendre et catalyser un redémarrage dans les marchés européens dont les systèmes de tarifs d'obligation d'achat (feed-in tariffs) ont connu des réductions de subventions substantielles ; aux États-Unis, après la "ruée sur l'or" de 2005-2007 dans l'industrie de fabrication de panneaux, une deuxième "ruée sur l'or" devrait se produire à l'aval, chez les installateurs, sur les 2-3 années qui nous séparent de l'extinction du crédit d'impôt pour investissement (ITC - investment tax credit).

Ce rapport prévoit les demandes suivantes pour 2014 :

  • Japon : 8 GW contre 7 GW en 2013 ;
  • États-Unis : 8 GW contre 6 ;
  • Chine : 12 GW contre 8 ;
  • Europe : 7 à 8 GW ;
  • autres : 12 à 17 GW.

Il prévoit un maintien des prix des modules photovoltaïques à un niveau exceptionnellement bas sur 18 mois, puis une remontée des prix ; les prix des autres composantes des systèmes PV devraient baisser pendant 18 mois, puis pourraient connaître des pressions salariales à la hausse ; les coûts de financement devraient également baisser avec l'atténuation des risques et des montages innovants, mais la tendance générale à la hausse des taux pourrait compenser ces facteurs sectoriels.

Recherche et développement[modifier | modifier le code]

La recherche est très active dans le domaine du solaire photovoltaïque. Les prix diminuent constamment et les rendements progressent. L'essentiel des progrès se fait au niveau des cellules. Il existe aussi des innovations au niveau d'autres éléments qui peuvent réduire le coût global ou améliorer les fonctionnalités : amélioration des onduleurs, des héliostats, intégration dans des éléments standards de toitures (sous forme de tuiles par exemple), de vitrage ou de façade, mécanismes anti-poussières automatiques, vitres des panneaux solaires laissant mieux passer l'énergie solaire, PV à concentration, trackers innovants, moules en carbone… Fin 2011, on comptait au moins 70 solutions différentes d'intégration dans le bâti[67].

Le système peut synergiquement être associé à une pompe à chaleur, avec amélioration des rendements respectifs. C'est ce qu'a montré une expérimentation récente (ex. : + 20 % de rendement dans les conditions climatiques de Chambéry en Savoie). C'est un des moyens (breveté en France sous le nom « Aedomia ») d'atteindre la "basse consommation", voire le bâtiment à énergie positive ; la chaleur accumulée par les panneaux photovoltaïques peut être récupérée pour améliorer le rendement d'une pompe à chaleur, elle-même alimentée par l'électricité produite. De plus le module photovoltaïque produit plus d'électricité quand il est ainsi refroidi. Un stockage intermédiaire de calories (ballon d'eau chaude) est nécessaire, car les pompes à chaleur classiques s'arrêtent (sécurité) au-dessus de 40 °C alors que l'air chauffé par le soleil peut atteindre 50 °C[68].

Risques environnementaux[modifier | modifier le code]

L'électricité est produite par le module photovoltaïque sans pollution mais la fabrication, l'installation et l'élimination des panneaux ont un certain impact sur l'environnement[69] qui justifie la mise en place progressive d'obligations d'intégrer le démantèlement et le recyclage des installations en fin de vie. Ainsi en France, dès janvier 2012, une analyse de cycle de vie des installations sera exigée[70].

Sécurité incendie[modifier | modifier le code]

S'il existe des normes sur les circuits électriques et onduleurs, depuis leur apparition, les prescriptions techniques d'installation et d'utilisation des panneaux solaires sont fournies par les industriels. Il n'existe pas de normes européennes ou nationales spécifiques au photovoltaïque. Le ministère chargé de l’Écologie a commandé une étude à l'INERIS et au CSTB pour évaluer les risques d'incendies et le comportement au feu des panneaux photovoltaïques. Cette étude a été suivie d'un groupe de travail associant notamment la direction de la Sécurité civile[71]

En laboratoire, des essais et tests d'inflammabilité et de dégagement éventuel de gaz ou fumées toxiques ont été réalisés sur des échantillons de panneaux à cellules amorphes (panneau collé sur une membrane d'étanchéité) et sur des panneaux à base de cellules en tellurure de cadmium insérées entre deux couches de verre. Les analyses ont montré que les impacts toxiques des émissions de fumées ou de vapeur de cadmium sont négligeables[71].

En conditions réelles de bâtiments industriels, des tests ont étudié la propagation des flammes sur une toiture certifiée BROOF (t3), avec panneau seul et panneau sur étanchéité en bitume, avec pente de toiture faible, et présence d'un isolant en dessous du panneau. Les panneaux se sont montrés « très résistants, même en présence d'une étanchéité combustible ». Le panneau seul n'a pas ou peu contribué à propager le feu (seul le support brûlait), sur une toiture d'entrepôt, l'étanchéité (bitume) a peu contribué à propager le feu. Dans les deux cas, le courant a continué à circuler, malgré la destruction des éléments. En conditions de toiture type entrepôt, la puissance électrique délivrée reste à un niveau relativement important, mais des variations de puissance sont induites par la destruction d'une partie des panneaux et la présence de fumées. En conditions réelles de maison d'habitation (maquettes de maison avec ou sans panneaux photovoltaïques sur combles), le panneau semble jouer un rôle isolant qui se traduit par une augmentation plus rapide des températures observées sous la toiture dans les combles durant le feu ; les températures critiques sont atteintes environ 5 minutes plus tôt que sans panneaux (« températures atteintes au bout de 11 minutes contre 6 pour un incendie avec panneau » lors de cet essai où les matériaux d'étanchéité utilisés étaient combustibles. L'Ineris recommande que les recommandations sur la sécurité incendie ne concernent pas seulement le panneau photovoltaïque lui-même mais tout le dispositif d'accueil du panneau en toiture[71] ;

Le CSTB et l'INERIS ont conclu que les systèmes photovoltaïques composés de modules standards sur cadres métalliques ou matériaux peu inflammables (classé au plus B-s3, d0 ou M1) et non déformables, ne contribuent que faiblement au développement du feu, et répondent aux exigences réglementaires du bâtiment. Quand les panneaux sont directement intégrés dans le bâti, le CSTB recommande, pour limiter le risque de court-circuit électrique et d'incendie induit, d'éviter tout contact direct des panneaux avec une structure ou un écran facilement inflammable.
Les installations sur façade accrochées sur un mur de béton ou sur un bardage métallique en acier ne présentent pas de danger en situation d'incendie, à condition d'éviter un effet cheminée au dos des systèmes (comme pour n'importe quel bardage). Diverses recommandations ont été publiées, dont pour les « interventions pompier »[72].

Afin d'améliorer la sécurité électrique des installations (37 % des installations étant non conformes en 2009, 72 % pour risque d’électrocution et 28 % pour risque d'incendie), le Ministère de l'Écologie, du Développement durable, des Transports et du Logement a modifié le décret du 14 décembre 1972 afin d'étendre l'attestation de conformité aux centrales photovoltaïques.

Parcs au sol et concurrence d'usage[modifier | modifier le code]

L'installation de parcs photovoltaïques au sol entraîne une concurrence d'usage de la terre entre la production d'énergie et la production agricole par exemple. Néanmoins leur installation peut avoir des avantages comme la valorisation des sols artificialisés ou pollués et entraîner des économies d'échelle en comparaison des panneaux solaires posés sur les toits.

Plusieurs associations et organisations intervenant dans les domaines de l'énergie et de la protection de l'environnement proposent 5 recommandations à considérer pour tout projet de création de parc photovoltaïque au sol[73] :

  1. Le parc photovoltaïque doit s'inscrire dans une politique de territoire
  2. Tout projet de parc photovoltaïque doit avoir fait l'objet d'études sur l'usage des sols et leur artificialisation
  3. La préservation de la biodiversité doit faire l'objet d'une considération particulière
  4. La multifonctionnalité doit être favorisée
  5. La réversibilité doit être recherchée


Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. pendant 7,6 milliards d'années.
  2. en moyenne, la surface de la Terre reçoit 170 000 TW de la part du Soleil sous forme de rayonnement électromagnétique, alors que l'ensemble des usages énergétiques humains s'élèvent à 15,8 TW dont 1,9 TW sous forme d'électricité.
  3. Malgré son nom, la constante solaire n'est pas vraiment constante puisque l'activité solaire n'est pas elle-même constante
  4. calculé à partir des données de production et puissance d'Eurobserv'ER
  5. calculé à partir des données de production et puissance du Rapport annuel 2012 de REE, p.10
  6. calculé à partir des données de production et puissance d'Eurobserv'ER
  7. car sa puissance est sous-utilisée par temps nuageux et inutilisée de nuit, alors qu'un réacteur nucléaire fonctionne à 100 % de sa puissance 24h/24 sur 10 à 11 mois par an
  8. a et b ou ventes ou expéditions
  9. en 2012
  10. produit aussi aux États-Unis
  11. produit aussi en Malaisie
  12. produit aussi en Chine
  13. produit en Chine et en Allemagne (Q-Cells)
  14. produit aussi aux Philippines
  15. en 2012
  16. produit aussi en Allemagne, Japon, États-Unis
  17. C'est la taille maximale retenue pour une installation domestique dans les incitations fiscales françaises en 2009 ; cela correspond à environ 20 m² de toiture.
  18. avec un taux d'actualisation de 3 %, et hors coûts d'entretien et de fonctionnement
  19. Imposition Forfaitaire sur les Entreprises de Réseau : 7,12 k€/MW depuis le 1er janvier 2013 ; les installations de puissances inférieures à 100 kWc n’y sont pas assujetties.
  20. 23 août 2010
  21. comptage net : service au consommateur d'électricité lui permettant de retrancher sa production locale de sa consommation ; facilité par les smart grids.
  22. marchés résidentiels de Californie, Italie, Allemagne, Grèce, Espagne, Chili, Japon, Mexique, Chili, Afrique du sud, Israël, Thaïlande, Australie, Turquie, et marchés industriels de Chine, d'Allemagne, d'Italie, de Grèce, du Mexique.

Références[modifier | modifier le code]

  1. a, b et c p. 6
  2. p. 1
  3. p. 2
  1. a, b et c p. 9
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Annexes[modifier | modifier le code]

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Bibliographie[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]