Énergie solaire en France

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L'énergie solaire en France est constituée de trois filières énergétiques en développement rapide, bien qu'irrégulier, surtout depuis 2010.

La filière solaire thermique est au 6e rang européen, mais en surface de capteurs par habitant la France n'arrive qu'au 18e rang européen ; la filière a produit 0,4 % de la production d'énergie renouvelable française en 2016.

La filière photovoltaïque, au départ limitée à des niches de faible taille telles que l'alimentation électrique de sites isolés, a pris progressivement son envol au cours des années 2000 grâce à la mise en place de subventions sous la forme de tarifs d'achat très supérieurs aux prix de marché. Elle fournissait 1,7 % de la production nationale d'électricité en 2017.

La France était au 7e rang des producteurs européens d'électricité photovoltaïque en 2017 avec 7,6 % de la production européenne, derrière l'Allemagne, l'Italie, le Royaume-Uni et l'Espagne. En termes de puissance installée, elle se situait en 2017 au 8e rang mondial et au 4e rang européen, devant l'Espagne ; mais en termes de puissance installée par habitant, elle se trouve reléguée au 15e rang, à 58 % seulement de la moyenne européenne. En termes de marché (installations annuelles), la France s'est située en 2017 au 3e rang européen et au 11e rang mondial.

L'autoconsommation commence à se développer dans le sud du pays, avec 20 000 foyers produisant une partie de leur électricité fin 2017.

La filière solaire thermodynamique à concentration est, malgré quelques réalisations de taille modeste dans le sud de la France, surtout tournée vers l'exportation : quelques grandes entreprises telles qu'Areva Solar, Alstom et Total ont signé des contrats importants aux États-Unis, en Inde, à Abu Dhabi et en Australie.

Potentiel solaire de la France[modifier | modifier le code]

Carte de la radiation solaire en France

L'irradiation solaire annuelle globale horizontale (IGH) en France est en moyenne de 1 274 kWh/m² ; cette moyenne annuelle varie de 1 645 kWh/m² en Provence-Alpes-Côte d'Azur à 1 089 kWh/m² en Nord-Pas-de-Calais ; l'irradiation mensuelle moyenne est importante sur la période avril-septembre, maximale en juin-juillet et minimale de novembre à février ; l'irradiation de juillet (183,9 kWh/m²) est 6,26 fois supérieure à celle de décembre (29,4 kWh/m²) ; la volatilité inter-annuelle de cette irradiation, mesurée par son écart-type sur 2004-2012, est de 2,2 % en moyenne, avec un maximum en Alsace et Franche-Comté (3,6 %) et un minimum en Ile-de-France à 1,8 % ; les régions méditerranéennes ont également de faibles volatilités[1].

Place du solaire dans le bilan énergétique français[modifier | modifier le code]

Les trois modes d'utilisation de l'énergie solaire contribuent au bilan énergétique français :

Solaire thermique[modifier | modifier le code]

Le solaire thermique comprend les chauffe-eau solaires individuels (CESI), les chauffe-eau solaires combinés (CESC) et les systèmes solaires dans le collectif et le tertiaire (SSC).

La France se classe au 15e rang mondial des pays producteurs de chaleur d’origine solaire : fin 2015, la puissance installée cumulée des capteurs solaires thermiques en France (hors DOM) atteignait 1 555 MWth, soit 2,22 Mm2 (millions de m²) de capteurs, ce qui représente 0,4 % du total mondial ; la puissance solaire thermique par habitant est seulement de 24 Wth en 2015 contre 421 Wth en Autriche, 397 Wth en Israël et 164 Wth en Allemagne. Les installations de 2015 (hors DOM) se sont limitées à 69 MWth (99 150 m2) contre 582 MWth en Allemagne[5].

En 2016, le marché des capteurs solaires thermiques a été en France de 118 482 m2 (dont 47 802 m2 dans les DOM) ; cette surface équivaut à une puissance de 82,9 MWth ; la France s'est placée au 6e rang européen, loin derrière l'Allemagne (766 000 m2. Le parc cumulé atteint 3 025 500 m2 fin 2016 (2 118 MWth), au 6e rang européen (Allemagne : 19 121 000 m2) ; avec 0,045 m2 de capteur par habitant, la France se situe au 18e rang européen[6].

Le marché métropolitain de 2016 est en baisse de 35 % avec 65 900 m2 par rapport aux 101 400 m2 de 2015 ; dans le collectif, la baisse atteint même 38 % (36 700 m2). Le marché des départements d'outre-mer est plus actif : 47 082 m2 en 2016 contre 41 248 m2 en 2015. Le nombre de CESI (chauffe-eau solaire individuel) installés est passé de 10 900 unités en 2015 à 7 500 unités en 2016 ; il est fortement concurrencé par le chauffe-eau thermodynamique (CET), plus économique à l’achat et plus simple à installer, et par le photovoltaïque ; la réglementation thermique RT 2012 défavorise le solaire dans le collectif en autorisant une surconsommation pour les logements collectifs (57,5 kWh/m2 .an contre 50 kWh/m2 .an et en n'imposant aucune exigence d'énergie renouvelable, et le crédit d'impôt pour la transition énergétique ne permet pas de soutenir les équipements solaires individuels dans un contexte d'énergie fossile à bas coût. Cependant, la filière a obtenu en octobre 2016 une prise en compte plus équitable de la chaleur solaire dans le calcul de la RT 2012 avec une minoration de 20 % de sa consommation d'énergie primaire, et l'autorisation de surconsommation dans le collectif sera supprimée fin 2017[6].

Photovoltaïque[modifier | modifier le code]

L'énergie solaire est particulièrement adaptée aux lieux isolés ensoleillés, par exemple ici dans le village de Grand Bassin (Île de la Réunion)

Production d'électricité[modifier | modifier le code]

La production photovoltaïque a atteint 9,2 TWh en 2017, en progression de 9,2 % par rapport à 2015[4] ; sa part dans la production nette nationale d'électricité s'élève à 1,7 %[3].

Le photovoltaïque a couvert 1,7 % de la consommation d'électricité[n 1] en 2017 ; ce taux de couverture a atteint son maximum annuel à 13,3 % de la consommation le 20 août 2017 à 15 h[4].

La France se situait en 2017 au 5e rang européen des producteurs d'électricité photovoltaïque avec une production de 8,6 TWh (hors DOM), soit 7,6 % du total européen, derrière l'Allemagne (35 %), l'Italie (22,1 %), le Royaume-Uni (10,1 %) et l'Espagne (7,7 %)[7].

Au niveau mondial, elle se classait en 2015 au 8e rang avec 2,9 % de la production solaire photovoltaïque mondiale ; en termes de puissance installée, elle se classait au 7e rang, et au 7e rang également pour la part du solaire PV dans la production d'électricité : 1,3 %, loin derrière l'Italie (8,1 %) et l'Allemagne (6,0 %)[8].

La production solaire couvrait 1,87 % de la consommation d'électricité française sur la période de mi-2016 à mi-2017, loin derrière l'Italie (7,43 %), l'Allemagne (6,56 %) et l'Espagne (5,03 %)[9].

Production d'électricité photovoltaïque en France[10]
Année Production (GWh) Accroissement Part prod.élec.
2008 42 0,007 %
2009 174 +314 % 0,03 %
2010 620 +256 % 0,11 %
2011 2 078 +235 % 0,37 %
2012 4 016 +93 % 0,7 %
2013 4 735 +18 % 0,8 %
2014 5 913 +25 % 1,05 %
2015 7 259 +23 % 1,3 %
2016 8 400[4] +16 % 1,6 %
2017 9 200[4] +9,2 % 1,7 %

NB : Les données pour 2016 et 2017 proviennent de RTE ; elles ne prennent pas en compte les DOM.

En 2017, le taux de couverture de la consommation par la production photovoltaïque dépasse 3 % dans quatre régions :

Taux de couverture de la consommation (TCC) par la production solaire[11]
Région 2014 2015 2016 2017
Corse 5,5 % 6,1 % 6,8 % 7,5 %
Nouvelle-Aquitaine 2,9 % 4,3 % 5,3 % 5,9 %
Occitanie 3,8 % 4,5 % 5,0 % 5,7 %
Provence-Alpes-Côte d'Azur 2,5 % 2,9 % 3,2 % 3,7 %
Pays de la Loire 1,5 % 1,7 % 1,7 % 1,9 %
Centre-Val de Loire 1,2 % 1,3 % 1,4 % 1,6 %
Auvergne-Rhône-Alpes 1 % 1,2 % 1,2 % 1,4 %
Grand Est 1,1 % 1,1 % 1,1 % 1,2 %
Bourgogne-Franche-Comté 0,96 % 1,1 % 1,0 % 1,2 %
Bretagne 0,87 % 0,92 % 0,92 % 1,0 %
Normandie 0,44 % 0,47 % 0,45 % 0,5 %
Hauts-de-France 0,24 % 0,26 % 0,29 % 0,3 %
Île-de-France 0,1 % 0,1 % 0,1 % 0,1 %
Total France 1,4 % 1,5 % 1,7 % 1,7 %

Variabilité de la production et facteur de charge[modifier | modifier le code]

La production photovoltaïque se distingue de l'éolien par son profil régulier : nulle la nuit, elle culmine entre 12 h et 16 h ; elle a couvert en moyenne 1,8 % de la consommation nationale en 2017, mais ce taux de couverture a atteint un maximum de 13,3 % le 20 août 2017 à 15 h. La production photovoltaïque est beaucoup plus faible en hiver qu'en été : en 2017, la puissance moyenne mensuelle était de 359,4 MW en décembre contre 1 571,1 MW en juin, avec un maximum de 5 646,3 MW en avril[4].

Le profil de la production quotidienne du solaire est caractérisé par une forme « en cloche » centrée sur le midi solaire, qui résulte du lissage des irrégularités des installations individuelles par l'effet de foisonnement : les variations dues à des passages nuageux ne se produisent pas aux mêmes moments pour toutes les installations solaires, elles se compensent les unes les autres pour former une courbe régulière ; cet effet est bien illustré par un graphique comparant un profil individuel avec celui d'une région et celui de la France entière[e 1]. Ce graphique permet également de comprendre la nécessité des réseaux pour rendre possible ce foisonnement, la production décentralisée étant excessivement irrégulière.

Le facteur de charge moyen de la production photovoltaïque a été de 14,9 % en 2017 contre 14,6 % en 2016 et 14,7 % en 2015[4], 14 % en 2014[e 2], 13,1 % en 2013 et 13,9 % en 2012[12]. Il est largement inférieur en hiver : 4,8 % en décembre 2017 contre 22,7 % en juillet 2017[4]. Il varie fortement (mais moins que pour l'éolien) selon la région :

Facteur de charge du solaire par région[11]
Région 2014 2015 2016 2017
Provence-Alpes-Côte d'Azur 15,1 % 15,8 % 15,1 % 16,9 %
Nouvelle-Aquitaine 11,7 % 13,0 % 14,2 % 15,5 %
Occitanie 13.3 % 14,3 % 13,7 % 15,5 %
Auvergne-Rhône-Alpes 12,4 % 13,8 % 12,6 % 14,2 %
Corse 13,9 % 15,4 % 14,0 % 14,1 %
Centre-Val de Loire 13,3 % 13,5 % 12,1 % 13,6 %
Bourgogne-Franche-Comté 12,8 % 13,4 % 11,8 % 13,6 %
Pays de la Loire 12,0 % 12,7 % 11,5 % 13,0 %
Grand Est 12,3 % 12,9 % 11,6 % 12,8 %
Normandie 11,7 % 12,0 % 11,0 % 12,3 %
Bretagne 12,2 % 12,0 % 11,1 % 12,2 %
Hauts-de-France 11,2 % 11,6 % 12,1 % 12,1 %
Île-de-France 10,1 % 10,4 % 8,9 % 10,2 %
Total France 14,0 % 14,7 % 14,6 % 14,9 %

Puissance installée[modifier | modifier le code]

Carte de la puissance PV installée par habitant dans les régions de France.
source données : EPIA[13]
  •      0 - 1 W/habitant
  •      1 - 10 W/hab
  •      10 - 50 W/hab
  •      50 - 100 W/hab
  •      100 - 200 W/hab
  •      200 - 350 W/hab
Évolution du parc solaire en France : nombre d'installations, puissance raccordée dans l'année et la puissance du parc solaire[14].
Ancien silo militaire à missiles transformé en centrale photovoltaïque, sur le Plateau d'Albion.

La puissance photovoltaïque installée a atteint 7 660 MW au 31/12/2017, en progression de 13,1 % en un an ; elle représente 5,9 % du parc installé total, mais du fait de son faible facteur de charge sa contribution à la production d'électricité n'est que de 1,7 %[3].

Évolution de la puissance installée photovoltaïque en France[4] (MWc)
Année Installations de l'année Puissance au 31/12 Variation
2008 54 61 +771 %
2009 129 190 +211 %
2010 688 878 +362 %
2011 1706 2584 +194 %
2012 1143 3727 +44,2 %
2013 639 4366 +17,1 %
2014 931 5297 +21,3 %
2015 899 6196 +17,0 %
2016 576 6773 +9,3 %
2017 877 7660 +13,1 %

Les 887 MW raccordés au réseau en 2017 marquent une reprise après le ralentissement de 2016 dans la progression du parc solaire, dû à un manque de continuité des appels d'offres ; le parc se répartit entre 643 MW raccordés au réseau de transport de RTE et 7 017 MW raccordés aux réseaux de distribution d'Enedis, des ELD et de Corse[4].

En 2017, au niveau européen, la France a été le 2e marché de l'année avec 15,7 % du marché européen, et sa puissance installée atteignait 8 075 MWc au 31/12/2017 (DOM inclus), au 4e rang européen, derrière l'Allemagne (42 394 MWc), l'Italie (19 692 MWc) et le Royaume-Uni (12 760 MWc)[7].

La puissance photovoltaïque par habitant est en France de 120,5 Wc fin 2017, soit 58 % seulement de la moyenne européenne : 208,3 Wc ; l'Allemagne a la plus forte puissance par tête : 512 Wc et l'Italie est 3e rang avec 325 Wc derrière la Belgique (338,4 Wc) ; la France se situe au 15e rang[7].

Puissance photovoltaïque par habitant en France (Wc/hab)
Année France Moyenne UE France/moy.UE Allemagne Italie
2013[15] 71,6 155,8 46 % 447,2 295,1
2014[16] 87,6 171,5 51 % 474,1 303,5
2015[17] 99,1 186,1 53 % 489,8 311,3
2017[7] 120,5 208,3 58 % 512,0 325,0

Selon l'Agence internationale de l'énergie, la France a installé 875 MWc en 2017, contre 559 MWc en 2016 ; elle a été le 11e marché de l'année 2017 avec 0,9 % du marché mondial, très loin derrière la Chine : 53 GWc et les États-Unis : 10,6 GWc, portant sa puissance installée à 8 GWc, au 8e rang mondial avec 2,0 % du total mondial, très loin derrière la Chine (131 GWc), les États-Unis (51 GWc), le Japon (49 GWc), l'Allemagne (42 GWc)[18].

En décembre 2017, EDF annonce un programme d'investissement de 25 milliards d'euros pour la construction de 30 GW de centrales solaires photovoltaïques entre 2020 et 2035, ce qui ferait passer la part du solaire dans la production d'électricité de 1,6 % en 2017 à 7 ou 8 % en 2035 ; la baisse des prix du solaire rend en effet cette technique prometteuse, mais des interrogations subsistent sur la capacité d'EDF à financer un tel projet ainsi que sur la possibilité de trouver les près de 30 000 hectares nécessaires à sa réalisation[19].

Le quart de l'accroissement de 2015 vient de la mise en service en septembre 2015 des 230 MW du parc de Constantin sur la commune de Cestas en Gironde, le plus grand parc photovoltaïque d’Europe[20].

Répartition des installations solaires photovoltaïques en France par tranche de puissance au 30/09/2016[21].

Le graphique ci-contre montre que les petites installations (≤3 kW) représentent 74,84 % des installations en France en 2016 mais ne pèsent que 10,86 % du parc, alors que les centrales (>250 kW) représentent 50,72 % du parc photovoltaïque pour seulement 0,34 % des installations.

Répartition géographique[modifier | modifier le code]

Répartition de la capacité solaire par département en 2012.

La carte des installations photovoltaïques par département montre leur concentration dans le quart sud de la France, avec cependant une assez forte présence en Alsace.

Répartition du parc solaire photovoltaïque par région en France en 2016.
Puissance photovoltaïque par région (MW)[22]
Région 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Nouvelle-Aquitaine 4 16 137 446 669 777 1 142 1 594 1 734
Occitanie 19 50 166 548 751 932 1 116 1 279 1 478
Provence-Alpes-Côte d'Azur 4 29 121 378 530 664 766 869 945
Auvergne-Rhône-Alpes 11 23 116 298 410 474 583 647 703
Grand Est 3 15 66 223 369 398 424 435 445
Pays de la Loire 11 28 95 212 260 291 350 379 413
Centre-Val de Loire 1 3 20 63 141 155 170 199 217
Bourgogne-Franche-Comté 2 7 30 68 129 154 172 187 196
Bretagne 3 11 47 112 133 150 167 178 190
Hauts-de-France 2 6 30 66 104 112 120 124 129
Corse 0,1 0,2 11 61 83 93 102 110 116
Normandie 0,5 2 17 61 87 101 110 116 123
Île-de-France 1 4 16 49 61 67 74 79 84
Total France 61 190 878 2 584 3 727 4 366 5 297 6 196 6 772

Les trois régions méridionales accumulent 61,4 % de la puissance installée.

Le parc photovoltaïque se segmente en trois niveaux de puissance correspondant à des natures différentes[e 3] :

  • installations inférieures à 36 kVA : 320 000 installations (97 % du parc en nombre, 25 % en puissance) raccordées au réseau de distribution, principalement situées sur des habitations ; leur puissance moyenne est de 4 kW ;
  • entre 36 et 250 kVA : raccordées au réseau de distribution, principalement situées sur des bâtiments industriels de grande taille, des parkings ou des serres ; 30 % de la puissance du parc ; puissance moyenne : 116 kW ;
  • au-dessus de 250 kVA : raccordées au réseau de transport HTA ou HTB, ce sont majoritairement des installations au sol occupant plusieurs hectares ; elles représentent en puissance plus de 45 % du parc total ; la puissance moyenne de celles raccordées au réseau HTA est de 2,4 MW.

La majorité de la puissance installée dans les régions Aquitaine et Provence-Alpes-Côte d'Azur est constituée de grandes centrales au sol, tandis que la région Pays de la Loire possède une forte majorité d'installations de faible puissance.

La puissance des installations photovoltaïques hors réseau était de 10,7 MW en 2000 et 10,8 MW en 2014[23],[16].

Principales centrales photovoltaïques[modifier | modifier le code]

La plus grande centrale solaire photovoltaïque d’Europe, la centrale solaire de Cestas, a été inaugurée à Cestas (Gironde) le 1er décembre 2015 par la société Neoen. Composée d’un million de panneaux solaires, elle s’étend sur 260 hectares. Sa puissance installée de 300 MWc lui permettra de produire en moyenne 350 GWh par an, l’équivalent de la consommation moyenne de 50 000 foyers. La centrale est directement reliée au réseau de transport de l’électricité. Le tarif de vente de son électricité à EDF de 105 €/MWh pendant 20 ans la classe parmi les centrales les plus proches de la rentabilité en France. Ce tarif reste supérieur au prix de l’électricité sur le marché en France (moins de 40 €/MWh), mais témoigne de la forte baisse des prix du solaire ces dernières années : la première version du projet en 2010 arrivait à 300 €/MWh. Neoen a utilisé pour construire cette centrale des panneaux (environ 45 % du coût total) construits par des groupes chinois (Yingli, Trina Solar et Canadian Solar), mais a choisi des groupes français pour l’installation et les systèmes électriques : Clemessy, filiale d’Eiffage a piloté le génie civil ; Eiffage a fourni le câblage et Schneider Electric les onduleurs[24].

Principales centrales photovoltaïques en fonctionnement
Nom Département MWc* Date m.s.* Propriétaire
Cestas[25],[26] Gironde 300[27] 2015 Neoen
Toul-Rosières[n 2],[26] Meurthe-et-Moselle 115 2012 EDF Énergies Nouvelles
La Colle des Mées Alpes-de-Haute-Provence 100 2011-12 Delta Solar/Enfinity/etc
Losse[28] Landes 67,5[n 3] 2010-11 EDF Énergies Nouvelles
Crucey[n 4],[28] Eure-et-Loir 60 septembre 2012 EDF Énergies Nouvelles
Massangis[29],[28] Yonne 56 oct. 2012 EDF Énergies Nouvelles
* MWc : Capacité installée (MWc) ; Date m.s. : date de mise en service.

La construction de la centrale photovoltaïque Tiper solaire 3, située à Thouars (Deux-Sèvres), a débuté en mai 2014 sur 16 hectares et devrait s'achever fin 2014 ; elle totalisera, avec 34 200 modules installés, une puissance de 8,7 MWc ; une extension à 50 hectares est prévue avec la tranche Tiper solaire 1, d'une puissance de 11,7 MWc, portant la puissance totale à 20,4 MWc pour une production annuelle de 24 GWh. Le projet Tiper (technologies innovantes de production d'énergies renouvelables), initié par la région Poitou-Charentes, regroupera sur un même site une unité de méthanisation (16 GWh/an, inaugurée en avril 2013), deux parcs éoliens (14 MW) et le parc photovoltaïque, avec une production totale de 68,9 GWh d'électricité par an et 9,7 GWh de chaleur ; le projet est porté par une société d'économie mixte d'investissement formée par Solairedirect (constructeur du parc solaire), Séolis et Sorégies, deux entreprises publiques locales d'énergie ; l'électricité sera vendue pendant 20 ans au tarif de 105 /MWh pour Tiper 3 et de 84 /MWh pour Tiper 1, puis au prix du marché de gros[30].

Les DOM-TOM[modifier | modifier le code]

Les DOM-TOM, par leur lieu géographique bénéficient d'un ensoleillement optimal[31].

En juillet 2017, le dernier appel d'offres solaire pour l'Outre-mer et la Corse a sélectionné 67 projets lauréats pour des installations d'une capacité totale de 63,3 MWc, qui bénéficieront d'un tarif d'achat garanti moyen de leur électricité de 113,60 €/MWh, en baisse de plus de 40 % par rapport au prix octroyé lors de l'appel d'offres de juin 2016. En 2012, les projets retenus avaient encore un tarif d'achat autour de 400 €/MWh. Selon le ministère de la Transition écologique, ce tarif est désormais compétitif par rapport aux coûts complets de production d'électricité dans ces zones, supérieurs à 200 €/MWh car le coût d'acheminement du fioul ou du charbon est bien plus élevé qu'en métropole. Les installations lauréates intégreront en outre à ce tarif des solutions de stockage, qui leur permettront de fournir de l'électricité sur une plage horaire plus importante : 50 lauréats se sont engagés à fournir de l'électricité lors de la période de pointe de consommation ; les dispositifs de stockage permettront également d'améliorer le lissage et la prévisibilité de la production solaire[32].

En 2015, près de 36 % de l’électricité produite à la Réunion "a été générée à partir d'énergies renouvelables[33] et presque 10 % à partir des seules sources « intermittentes[34] » (solaire photovoltaïque et éolien)" .

Exemples de parc photovoltaïque dans les DOM-TOM :

Acteurs du secteur :

Marché photovoltaïque[modifier | modifier le code]

Panneaux solaires près d'Avignonet-Lauragais.

La filière se développe massivement dans plusieurs pays (Allemagne, Espagne, Italie, États-Unis, Chine, Inde), ce qui contribue à en diminuer les coûts. 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[40].

Mais une guerre commerciale s'est développée entre les États-Unis et l'Europe d'une part, la Chine de l'autre, sur des accusations de soutiens étatiques aux fabricants de panneaux solaires photovoltaïques ; les aides et subventions étant massives dans tous les pays, il est difficile de dire si l'un ou l'autre exagère… Les États-Unis ont institué en octobre 2012 des droits de douanes dissuasifs sur les panneaux chinois, et l'Europe a lancé une enquête antidumping, ce qui a eu pour effet un ralentissement marqué du développement du photovoltaïque[41],[42].

Cependant, 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[40] ; 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 . 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[43].

Le , le Conseil supérieur de l'énergie a adopté le projet d'arrêté mettant fin à la majoration tarifaire pour les installations dont les panneaux sont fabriqués en Europe, la Commission européenne jugeant que ces bonus constituent une entrave à la libre concurrence[15].

La Commission européenne a décidé le 5 décembre 2015 l’ouverture d’une enquête visant à déterminer si les mesures anti-dumping mises en place en Europe en 2013, face à l’afflux de panneaux solaires « made in China », devaient être maintenues ; cette décision prolonge de facto ces mesures de 15 mois[44].

Poids économique du secteur[modifier | modifier le code]

Selon l'Ademe, le secteur photovoltaïque français fournissait 12 270 emplois en 2014, dont 10 250 emplois dans les équipements et l'installation et 2 020 emplois dans l'exploitation des sites ; le secteur a perdu près de 60 % de ses effectifs entre 2011 et 2013. Le chiffre d'affaires du secteur atteignait 3 780 M€ en 2013, dont 1 380 M€ dans la fabrication d'équipements et 2 360 M€ dans l'exploitation et la maintenance ; il a régressé de 40 % depuis 2010[45].

Les principaux acteurs sont :

  • EDF Énergies Nouvelles, filiale d'EDF, qui assure l’exploitation et la maintenance de 1,5 GWc de capacités solaires photovoltaïques dans le monde, dont 848 MWc en propre, en Europe, en Inde et aux États-Unis ; le groupe a annoncé sa volonté de doubler ses capacités installées dans les renouvelables en Europe d’ici à 2030[46] ;
  • Engie (ex-GDF Suez) qui a racheté en juillet 2015 Solairedirect, société dont les 57 parcs en exploitation ou en cours de construction sur tous les continents totalisent une capacité de 486 MWc, dont 224 MWc en France ; s'y ajoutent 4,5 GWc de nouveaux projets en phase de développement ou de préconstruction. Engie avait de son côté 201 MWc et deviendrait ainsi numéro un en France[47] ;
  • Total qui détient 66 % de l’américain Sunpower, l’un des leaders mondiaux des panneaux solaires, qui développe aussi des installations ;
  • Neoen, créé en 2008 par Jacques Veyrat, ancien président de Louis Dreyfus, a construit à Cestas en Gironde la plus grande centrale photovoltaïque d'Europe (300 MWc) ; les centrales en exploitation ou en construction par Neoen totalisent 1 125 MWc, dont 542 MWc en France, 458 MWc en Australie, 125 MWc au Portugal et au Salvador, et se répartissent entre le solaire : 59 %, l'éolien : 39 % et la biomasse : 2 %[48].

Fin 2017, le marché de l'exploitation des installations solaires reste très morcelé : les dix premiers acteurs ne contrôlent que le quart de la capacité installée totale, alors que dans l'éolien la part de marché des dix premiers acteurs dépasse 50 %. Les quatre premiers au classement solaire sont EDF Énergies Nouvelles : 290 MWc (4 %), Photosol : 229 MWc (3,2 %), Engie : 214 MWc (3 %) et Urbasolar : 210 MWc (2,9 %). L'annonce du projet d'EDF de construire un parc de 30 000 MWc d'ici 2035 pourrait changer radicalement la physionomie du secteur[49].

La France compte une bonne quinzaine de grosses PME capables de décrocher des contrats à l’international  : Générale du Solaire, Fonroche, Voltalia, Akuo, Quadran, UrbaSolar, etc, dont beaucoup ont cherché des débouchés à l’étranger lorsque le marché français s’est effondré après le moratoire en 2010[46].

La société Eren Renewable Energy (Eren RE), filiale du groupe Eren, a annoncé la levée de 200 millions €, dont la moitié souscrite par Bpifrance, pour financer son développement dans le solaire et l'éolien. Le groupe Eren, fondé par les anciens dirigeants d'EDF Energies Nouvelles Pâris Mouratoglou et David Corchia, a déjà investi près de 800 millions €, dont environ 250 millions € en fonds propres, dans le développement de parcs solaires et éoliens dans les DOM, en Grèce, en Israël et en Inde. EREN RE compte 240 MW de puissance installée nette en exploitation ou en construction, et 600 MW en comptant les parts de ses partenaires et s'est fixé pour objectif d’atteindre 2 000 MW nets d’ici 2020, non seulement en Inde, mais aussi en Asie du Sud-Est (Thaïlande, Indonésie), en Afrique (Ouganda, Égypte), et en Amérique du Sud (Brésil, Chili), zones où les énergies renouvelables n’ont quasiment plus besoin de subventions directes [50].

Intégration au réseau électrique[modifier | modifier le code]

Le parc photovoltaïque est pour l'essentiel raccordé au réseau de distribution : 91,6 % fin 2017, dont 6 529 MW sur le réseau d'Enedis, 342 MW sur les réseaux des ELD et 147 MW sur celui d'EDF-SEI en Corse ; le réseau de transport de RTE accueille 642 MW (8,4 %)[51].

L'intégration au réseau des installations photovoltaïques implique non seulement leur raccordement au réseau, mais aussi, en amont, des renforcements du réseau de distribution et parfois, encore plus en amont, des renforcements du réseau de transport ; RTE élabore donc des Schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) en partant des objectifs fixés par les Schémas régionaux Climat-Air-Environnement (SRCAE), en concertation avec les régions, les gestionnaires des réseaux de distribution et les associations de producteurs ; au 31 mars 2014, neuf S3REnR ont été approuvés et publiés, et trois sont déposés et en cours d'approbation ; le total des objectifs 2020 des SRCAE pour le photovoltaïque atteint 15 400 MW (dont : 2 380 MW pour Rhône-Alpes, 2 300 MW pour Provence-Alpes-Côte d'Azur et 2 000 MW pour Languedoc-Roussillon), largement supérieur à l'objectif national de 5 400 MW ; pour les 12 régions ayant déposé leur S3REnR, le cumul des objectifs 2020 atteint 23 100 MW (éolien + photovoltaïque), dont 11 000 MW déjà installés ou en file d'attente ; RTE a donc réservé 12 100 MW pour les EnR, dont 5 100 MW de réseau existant (marges de capacité suffisantes), 2 200 MW de renforcement non exclusivement dédiés au raccordement des EnR et 4 800 MW dédiés aux EnR ; le financement de ces travaux d'ici 2020 est estimé à 1 200 M€, dont 150 M€ seront à la charge des producteurs[52].

Politique énergétique[modifier | modifier le code]

Historique[modifier | modifier le code]

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 no 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 sur les factures d'électricité dénommée contribution au service public de l'électricité.

Le 23 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 pour réorganiser la filière[53]. 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[54].

Le 3 septembre 2010, un rapport de l'Inspection générale des finances avance que le photovoltaïque, du fait de la faible production nationale, contribue pour 2 % au déficit commercial de la France (800 millions d'euros en 2009)[55], étant source d'un « risque financier majeur » pour les consommateurs[56]. En décembre 2010, Nathalie Kosciusko-Morizet s'élève contre l’importation en grande quantité de panneaux photovoltaïques chinois à bas coût en France[57]. 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 »[58] ».

Le 7 janvier 2013, la Ministre de l'Écologie et de l'Énergie a annoncé le doublement des objectifs fixés pour 2013 en termes de MW photovoltaïques installés. Ces objectifs passent ainsi de 500 à 1 000 MW, notamment à la faveur d'un nouvel appel d'offres de 400 MW pour les grosses installations de plus de 2 500 mètres carrés et 100 kWc (pour 200 MW) et les centrales au sol (pour 200 MW). Sont privilégiées notamment les technologies innovantes telles que le photovoltaïque à concentration ou les trackers, ainsi que des technologies plus matures, telles que les ombrières de parking ; la production française sera favorisée par des tarifs de rachats préférentiels aux projets utilisant des produits en partie fabriqués en Europe ; la bonification pourra atteindre 10 % au maximum[59]. Cette bonification a été supprimée en avril 2014 sur mise en demeure de la France par la Commission européenne[e 4].

En réaction au coût croissant des subventions sous forme de tarifs d'achat, qui constituent des aides publiques admises à titre dérogatoire pendant la période initiale de lancement des énergies renouvelables, la Commission européenne a publié en avril 2014 des propositions de réforme pour améliorer l'efficacité des systèmes de soutien en accroissant leur sélectivité et en cherchant à insérer progressivement les EnR dans les mécanismes de marché : pour la période 2014-2020, elle propose d'interdire le système de prix garantis pour toutes les installations solaires de plus de 500 kWh ou éoliennes de plus de 3 MW, pour privilégier un système d'appel d'offres, afin de réintégrer l'électricité verte dans les mécanismes de marché ; la France a plaidé pour une période d'adaptation jusqu'à 2018[60].

La réforme du système français d'aides a été intégrée dans la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte. La loi y consacre son titre V « Favoriser les énergies renouvelables pour diversifier nos énergies et valoriser les ressources de nos territoires »[61], dont les principales dispositions sont :

  • maintien de l'obligation d'achat ;
  • remplacement du tarif d'achat réglementé par un complément de rémunération (nouvelle section 3 de l'article 314 du code de l'énergie), dont les modalités de calcul, précisées par décret, tiennent compte des investissements, des charges et des recettes de vente, mais aussi de l'autoconsommation ; la rémunération des capitaux immobilisés résultant de ce complément ne doit pas dépasser un niveau raisonnable, et les conditions du complément sont révisées périodiquement ;
  • les contrats résultant des appels d'offres peuvent comporter soit un tarif d'achat, soit un complément de rémunération (art. 106) ;
  • la CSPE est maintenue aussi bien pour les contrats à tarif d'achat que pour ceux à complément de rémunération (article 104) ;
  • la possibilité d'investissement participatif des habitants ou des collectivités locales aux projets de production d'énergie renouvelable (sur le modèle allemand) est prévue par les articles 109 à 111
  • des mesures, à préciser par ordonnances, destinées à promouvoir le développement de l'autoconsommation (article 119) ;
  • un plan de développement du stockage des énergies renouvelables par hydrogène décarboné, à soumettre au Parlement dans un délai d'un an (article 121).

Évolutions récentes[modifier | modifier le code]

Le système de soutien aux énergies renouvelables en France passe par les tarifs d'obligation d'achat pour les petites installations et par des appels d'offres pour les installations de plus de 100 kWc ; pour les centrales sur très grandes toitures au-delà de 250 kWc (plus de 2 500 m2 de panneaux) et pour les centrales au sol, les appels d'offres reposent sur un cahier de charges standard, élaboré en concertation avec les acteurs de la filière et prévoyant des exigences environnementales et industrielles. L'appel d'offres de novembre 2014 portait sur 400 MWc, dont 150 MWc d'installations sur bâtiments, 200 MWc au sol et 50 MWc d'ombrières de parking. Pour les installations entre 100 kWc et 250 kWc, la procédure d'appel d'offres est simplifiée, afin de garantir une réponse plus rapide aux candidats et prévenir tout phénomène spéculatif. Le troisième appel d'offres de ce type a été lancé en mars 2015 pour 120 MWc, sur trois périodes de 4 mois avec 40 MWc chacune. Le SER critique ces procédures qui selon lui ralentissent le développement du photovoltaïque[16].

La ministre de l'Environnement a annoncé la suppression des tarifs dédiés aux installations solaires intégrées au bâti pour les bâtiments existants à partir du 1er janvier 2016, afin de favoriser plutôt le développement des installations en toiture de bâtiments dans les zones commerciales[62].

La CRE a lancé en mai 2015 un appel d'offres pour des installations photovoltaïques de plus de 100 kWc dans les zones non interconnectées (DOM et Corse) pour 50 MW, dont 25 MW au sol et 25 MW sur bâtiments ; les installations doivent comprendre des capacités de stockage d'au moins 0,5 kWh par kW et respecter divers critères d'intégration au réseau et de respect de l'environnement[63]

Le président Hollande a annoncé le 20 août 2015 un doublement de l’appel d’offres en cours pour la création d’installations photovoltaïques, de 400 MWc à 800 MWc. L'appel d'offres de l'automne 2014 pour les installations de plus de 250 kWc, clos le 1er juin 2015, avait suscité un rush : 574 dossiers ont été déclarés complets, pour une puissance totale de 2 291 MWc, avec des prix d'achat du MWh entre 70  et 150  pour les fermes solaires de moins de 12 MWc[64].

L'appel d’offres lancé en août 2015 pour l’installation de 800 MWc de capacités photovoltaïques a retenu 212 lauréats. Le tarif moyen de vente de l’électricité produite a fortement baissé. Les projets retenus représentent 1 milliard d’euros d’investissement et une production annuelle de 1,1 TWh[44]. Cet appel d'offres a finalement été porté à 1 100 MWc, mais les professionnels se plaignent des reports incessants qui ont limité le nombre d'appels d'offres à trois seulement depuis le moratoire de 2010 ; ils prévoient un creux dans les mises en service en 2016 à 700 MWc, avant le plein effet du dernier appel d'offres en 2017[65]. La ministre de l’Écologie a présenté le le calendrier des appels d’offres dans le solaire sur trois ans : 800 MWc en 2016, dont 500 MWc pour les centrales au sol, et 1 450 MWc sur chacune des deux années suivantes, dont 1 000 MWc de centrales au sol[17].

Le , le Ministère de l'environnement a annoncé que l'appel d'offre pluriannuel prévu sur les centrales photovoltaïques au sol porterait sur six ans, et non pas sur trois ans comme attendu ; il visera 1 000 MWc par an ; un autre appel d'offres, consacré aux centrales photovoltaïques sur bâtiments, portera sur 450 MWc par an pendant trois ans ; enfin, un nouvel appel d'offres de 50 MWc sur le solaire avec stockage, dans les zones non interconnectées (ZNI), sera lancé prochainement. Le dernier appel d'offres similaire, dont les résultats ont été publiés le 11 juin 2016, a rencontré un grand succès : sur les 222 dossiers déposés pour une capacité de 356 MWc, 33 ont finalement été retenus pour 52 MWc, et le prix de vente moyen proposé pour l'électricité produite est tombé à 204 €/MWh contre 400 €/MWh lors de l'appel d'offres précédent, en 2012. Le photovoltaïque avec stockage est ainsi devenu moins cher que l'électricité du réseau : selon la CRE, le prix moyen de l'électricité dans les ZNI atteint 225 €/MWh. Le Ministère a fixé dans un arrêté du des objectifs ambitieux pour le photovoltaïque : 10 200 MWc en 2018 et 18 200 à 20 200 MWc en 2023, contre 6 100 MWc fin 2015[66].

En 2017, huit appels d'offres ont été publiés pour un total de 1 503 MWc : deux appels d'offres pour des centrales au sol et ombrières (1 043 MWc), avec des tarifs moyens de 70,6 €/MWh en mars et de 63,9 €/MWh en juin ; trois appels d'offres pour des projets en autoconsommation (83 MWc), deux pour des projets en toiture (314 MWc) et un pour des centrales avec stockage en zones non interconnectées (63 MWc, tarif moyen : 113,6 €/MWh)[7].

En janvier 2018, Nicolas Hulot a confirmé que le volume des appels d'offres solaires passera progressivement de 1,5 à 2,5 GW par an, avec une première étape dès les prochains appels d'offres qui auront lieu en mars pour les installations sur bâtiment (pour 200 MWc) et en juin pour les centrales au sol[67].

Coût de production[modifier | modifier le code]

L'étude « Coûts des énergies renouvelables en France » publiée par l'ADEME en janvier 2017 fournit une évaluation des coûts complets de l'électricité solaire (coût du kWh actualisé sur 25 ans intégrant l'investissement, les coûts de raccordement, l'exploitation et la maintenance, mais pas le démantèlement ni les coûts liés à la variabilité des énergies renouvelables pour le système électrique) ; les fourchettes de prix tiennent compte des caractéristiques de site (zones plus ou moins ensoleillées, distance de raccordement, etc.) et du taux d'actualisation[68] :

Coûts de production du photovoltaïque en France en 2015
Type d'installation Puissance
unitaire
Productivité Fourchette de coûts Coûts avec taux
d'actualisation de 5 %
Unité : kWc kWh/kWc €/MWh €/MWh
résidentiel - Nord 0-3 950 229 à 407 266 à 326
commercial-industriel - Nord 36-100 950 145 à 246 168 à 199
centrales au sol - Nord >250 1045 100 à 167 116 à 135
résidentiel - Sud 0-3 1400 155 à 276 181 à 221
commercial-industriel - Sud 36-100 1400 98 à 167 114 à 135
centrales au sol - Sud >250 1540 64 à 113 74 à 92

Pour comparaison, l'ADEME fournit une fourchette de coûts d'une centrale à cycle combiné gaz tirée de données AIE : 27 à 124 €/MWh selon les caractéristiques et le taux d'actualisation.

La plupart des installations (>100 kWc) sont désormais, depuis 2014, soumises à une procédure d'appels d'offres. L'appel d’offres lancé en août 2015 pour l’installation de 800 MWc de capacités photovoltaïques a retenu 212 lauréats. Le tarif moyen de vente de l’électricité produite a fortement baissé depuis le dernier appel d’offres, à 129 €/MWh pour les grandes toitures (-18 %), 82 €/MWh pour les centrales au sol (-23 %), et 124 €/MWh pour les ombrières (-15 %)[44].

La troisième période de l'appel d'offres pour des installations photovoltaïques sur bâtiment, portant sur un volume de 150 MWc, attribués en janvier 2018 à 283 nouveaux lauréats, a été marquée par une poursuite de la baisse des prix proposés : à 85 €/MWh, le prix moyen est inférieur de 9 % par rapport à la période précédente[67].

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

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

Le système de soutien aux énergies renouvelables repose sur l'obligation d'achat de ces énergies par les fournisseurs d'électricité à un tarif réglementé ; le surcoût de ce tarif réglementé par rapport au prix de marché est remboursé au fournisseur d'électricité grâce à une taxe sur les factures d'électricité dénommée contribution au service public de l'électricité, dont le montant pour 2016 est de 22,5 /MWh, soit en moyenne 16 % de la facture moyenne des ménages, dont 38,7 % pour la compensation du surcoût du photovoltaïque[69].

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[70],[71].

Le graphique ci-joint présente l'évolution de ces tarifs depuis le 2e trimestre 2011 : en 2 12 ans, 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 2013-14-15-16 sont les suivants :

Tarifs d'achat de l'électricité photovoltaïque de 2013 à 2016 (c€/kWh)[70],[72],[73],[17]
type d'installation puissance 2013
T1
2014
T1
2015
T1
2015
T2
2015
T3
2015
T4
2016
T1
Intégration
au bâti
0-9 kW 31,59 28,51 26,57 26,17 25,78 25,39 25,01
Intégration
simplifiée au bâti
0-36 kW 18,17 14,54 13,46 13,95 14,70 14,40 13,82
Intégration
simplifiée au bâti
36-100 kW 17,27 13,81 12,79 13,25 13,96 13,68 13,13
Tout type
d'installation
0-12 MW 8,18 7,36 6,62 6,45 6,28 6,12

Au-delà de 100 kWc, le système de soutien passe par des appels d'offres, le tarif ci-dessus étant trop bas[16].

En comparaison de ces tarifs d'achat, voici les prix de vente de l'électricité pratiqués au 2e semestre 2014 :

  • ménages (2500 à 5 000 kWh) : 16,71 c€/kWh TTC (source : Eurostat[74]) ;
  • professionnels (< 20 MWh) : 16,42 c€/kWh TTC (source : Eurostat[74]) ;
  • petits industriels ( 20 à 500 MWh) : 13,63 c€/kWh TTC (source : Eurostat[74]) ;
  • prix de gros sur le marché : 4 à 5 c€/kWh (fourchette années 2010-2013).

La parité réseau est encore lointaine pour les ménages, mais semble atteinte pour les professionnels et industriels. Dans les sites les plus favorables du sud de la France, pour des installations très optimisées, il est déjà intéressant d'autoconsommer.

Dans le cadre de l’appel d’offres public attribué en décembre 2015 pour la construction de centrales photovoltaïques en France (appel CRE-3), les grandes centrales au sol fournissent l'électricité à un tarif moyen de 82 €/MWh (8,2 c€/kWh)[75], un niveau équivalent à celui de l’éolien terrestre (85 €/MWh), et certains projets proposaient un tarif plus proche de 70 €/MWh. Ce tarif reste très supérieur au prix de l'électricité des centrales nucléaires existantes (l’Arenh, le prix auquel EDF vend son électricité nucléaire à ses concurrents, s’élève à 42 €/MWh) ou encore au prix de l’électricité sur le marché : autour de 38 €/MWh, mais il a baissé très fortement : l’appel d’offres de mars 2012 affichait un prix moyen proposé de 188 €/MWh. L'électricité photovoltaïque pourrait à l'avenir devenir moins chère que celle des nouvelles centrales, notamment nucléaires : EDF a obtenu un tarif garanti de 109 €/MWh pour l’EPR de Hinkley Point, en Grande-Bretagne[76].

Promotion de l'autoconsommation[modifier | modifier le code]

En France, l'autoconsommation est autorisée, mais son développement était limité jusqu'en 2017, compte tenu des prix faibles de l’électricité et des obstacles juridiques ; une loi favorisant leur développement a été votée définitivement le 15 février 2017 pour éliminer les obstacles juridiques ; elle attend ses décrets d'application ainsi que les arrêtés tarifaires ; le compteur communicant Linky facilitera ce développement en permettant le comptage des surplus d'électricité injectés sur le réseau ; les petites installations en autoconsommation bénéficieront d'une prime à l'investissement de 800 €/kWc, et le tarif de revente sera réduit à 6 c€/kWh au lieu de 12 à 24 c€/kWh auparavant ; l'autoconsommation collective est aussi prévue par la loi ; au début 2017, on dénombre environ 15 000 foyers qui autoconsomment leur électricité sans être raccordés au réseau et 5 000 foyers qui autoconsomment une partie de leur électricité et revendent le surplus sur le réseau[77].

Les coûts de revient de l’électricité solaire, divisés par trois depuis 2010, sont devenus, dans le sud de la France, équivalents au prix de la fourniture d’électricité pour les installations résidentielles (15 c€/kWh). Cette situation a créé un fort engouement pour les systèmes fonctionnant en autoconsommation dans les régions françaises les plus ensoleillées. Selon Enedis, à la fin de 2017, environ 20 000 foyers produisaient eux-mêmes leur énergie pour une partie de leur consommation (autour de 20 %), contre 8 000 foyers au début 2017. Selon EDF Énergies nouvelles, le nombre de foyers optant pour l’autoconsommation serait susceptible de doubler chaque année pour atteindre 600 000 d’ici 2023. Il serait déjà de l’ordre d’1,5 million en Allemagne, où le prix de l’électricité est beaucoup plus élevé[7].

Le secteur de la grande distribution a remporté une bonne part des appels d'offres de novembre 2016 (près de la moitié des 72 lauréats) et mars 2017 (environ le tiers) ; ce secteur se prête bien à l'autoconsommation, car ses besoins sont constants, en particulier ses chambres froides utilisent l'électricité en permanence ; consommant toute l'électricité produite, il n'a pas besoin d'en injecter une partie sur le réseau ; il a d'importantes surfaces disponibles sur ses toits et ses parkings ; grâce aux primes accordées (2 à 4 centimes par kWh autoconsommé) le délai moyen de retour sur investissement est abaissé de deux ans et s'établit désormais entre 8 et dix ans[78].

Les systèmes photovoltaïques fonctionnant en autoconsommation pouvaient jusqu'en 2016 recevoir un tarif d’achat qui rémunérait l’électricité injectée dans le réseau. Des discussions étaient en cours au niveau national pour augmenter la part fixe des coûts d’accès au réseau et réduire les coûts variables, ce qui n’est pas favorable au développement de l’autoconsommation[17].

Plusieurs régions françaises s’engagent à soutenir les projets solaire photovoltaïque en autoconsommation : l'ADEME et la région Languedoc-Roussillon ont lancé un appel à projets pour 10 projets photovoltaïques en autoconsommation, ciblant les bâtiments industriels, tertiaires ou publics (10 à 250 kWc, avec une part d’autoconsommation minimum de 20 %) ; la région Aquitaine a lancé un appel à projets pour les installations photovoltaïques en autoconsommation d’une puissance comprise entre 10 et 500 kWc, avec un objectif d’autoconsommation moyenne annuelle de 75 % ; les régions Alsace et Poitou-Charentes proposent également des aides à l'autoconsommation[79].

La Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) a réuni en 2014 un groupe de travail d'une quarantaine d’acteurs afin de définir un cadre réglementaire pour le développement de l’autoconsommation sans créer d’effet d’aubaine ni perturber le fonctionnement du réseau. Le rapport de ce groupe de travail est un compromis entre les positions des partisans de l’autoconsommation et celles de ses opposants. Il reconnait que l'autoconsommation est intéressante dans des secteurs comme le tertiaire, les entrepôts frigorifiques, les centres commerciaux, les bâtiments scolaires ou l’industrie, activités qui ont des besoins diurnes en électricité. En revanche, un consensus s’est dégagé pour dire que l’autoconsommation n’était pas pertinente à l’échelle des maisons individuelles mais davantage au niveau des îlots urbains. Le document souligne la nécessité d’un dispositif de soutien spécifique à l’autoconsommation, complémentaire au dispositif actuel (tarifs d’achat et appels d’offres). La subvention serait calculée à partir du volume autoconsommé après soustraction du volume injecté ; les syndicats professionnels ont demandé une phase d’expérimentation de trois ans portant sur 300 MW par an. Mais depuis la fin des travaux du groupe de travail, l’État n’a pas bougé sur le dossier. La région Aquitaine a lancé en 2011 un appel à projets qui a permis la réalisation d'une quarantaine de projets (1/3 industrie, 1/3 collectivités et 1/9 exploitations agricoles) avec un budget de près de 1,2 million d’euros ; le deuxième appel à projets en 2013 n'a retenu qu'une vingtaine de projets ; celui de 2014 impose une autoconsommation d'au moins 75 % de la production. En 2014, les régions Alsace, Poitou-Charentes et Languedoc-Roussillon ont également lancé des appels à projets[45].

Recyclage[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Panneau solaire#Recyclage.
Processus de recyclage d'un panneau photovoltaïque.

Le recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie est organisé par la Directive européenne 2012/19/UE relative aux Déchets d’Équipements Électriques et Électroniques (D3E) du 24 juillet 2012[80], qui fixe des objectifs de recyclage ; les opérations de collecte et de recyclage doivent, selon le principe du pollueur-payeur, être mises en place et financées par les fabricants des panneaux photovoltaïques ou leurs importateurs établis sur le territoire national, qui sont tenus de s’enregistrer auprès des autorités compétentes[81]. Cette directive a été transposée en France en août 2014, mais l'éco-organisme européen PV Cycle[82] a déjà collecté depuis sa naissance en 2010 jusqu'au début 2017 plus de 16 000 panneaux auprès de ses adhérents, qui représentent 90 % des fabricants et metteurs sur le marché de panneaux solaires ; les panneaux récupérés en France étaient transportés en Belgique pour y être recyclés. L'antenne française de PV Cycle, fondée en 2014, a lancé un appel d'offres pour le recyclage en France, qui a permis de choisir comme opérateur Veolia, via sa filiale Triade Electronique, avec qui PV Cycle a signé en mars 2017 un contrat de quatre ans ; Veolia va construire la première ligne de France dédiée aux panneaux sur son site de déconstruction de D3E à Rousset (Bouches-du-Rhône)[83].

Le recyclage des modules à base de silicium cristallin consiste en un traitement thermique servant à séparer les différents éléments du module photovoltaïque et permet de récupérer les cellules photovoltaïques, le verre et les métaux (aluminium, cuivre et argent) qui sont ensuite recyclés[84].

Énergie solaire thermodynamique[modifier | modifier le code]

La centrale à tour Thémis à Targassonne, inaugurée en 1983, mais abandonnée par EDF en 1986, a été dédiée à la recherche en astrophysique jusqu'en 2004, puis a été réhabilitée et reconvertie en plateforme de recherche et développement à l'initiative du Conseil général des Pyrénées-Orientales, qui a lancé en 2006 avec le CNRS le projet Pégase (Production d'Électricité par turbine à GAz et énergie SolairE) visant à réaliser un prototype de centrale solaire à haut rendement basé sur un cycle hybride à gaz haute température constitué d'un récepteur solaire à air pressurisé et d'une turbine à gaz de 2 MWe[85].

L'ADEME cherche à promouvoir la constitution d'une filière industrielle française du solaire thermodynamique, essentiellement tournée vers l'exportation, en particulier vers l'Afrique du Nord et le Moyen-Orient ; un appel à manifestations d’intérêt organisé en 2011 a permis de retenir quatre projets de R&D, tous fondés sur la technologie des réflecteurs linéaires de Fresnel ; un volet spécialement dédié au solaire thermodynamique a été introduit dans l’appel d’offres solaires de la CRE de 2012 ; il a retenu deux projets : Alba Nova 1 en Corse (12 MW, avec stockage d'énergie à base de sels fondus), porté par Solar Euromed, et la centrale solaire de Llo (9 MW), portée par CNIM en Languedoc-Roussillon, également centrés sur la technique Fresnel ; Areva Solar, filiale d'Areva dédiée au solaire thermodynamique et spécialisée dans les miroirs de Fresnel, a déjà remporté un contrat en Australie pour une unité solaire thermique à concentration de 44 MW, couplée à la centrale à charbon de Kogan Creek, puis un autre en Inde pour une centrale de 250 MW ; Alstom s'est associé avec l'américain BrightSource Energy pour construire des centrales à tours solaires aux États-Unis, en Inde et en Australie ; Total s'est associé avec l'espagnol Abengoa Solar pour construire une centrale solaire à concentration de 100 MW à Abu Dhabi, inaugurée en mars 2013[23].

Le chantier de la centrale solaire Alba Nova 1 à Ghisonaccia en Corse (12 MW - technologie : Fresnel linéaire) a démarré en novembre 2013 pour une mise en service prévue en 2015[86] mais la société constructrice Solar Euromed a été placée en liquidation judiciaire le 6 septembre 2016[6].

Le projet de centrale solaire thermodynamique eLlo (9 MW - technologie : Fresnel linéaire)[87], à Llo dans les Pyrénées-Orientales, était initialement prévu pour mise en service en 2015[88] ; le projet est resté longtemps en attente des autorisations administratives[89]. La société SunCNIM a enfin pu démarrer les travaux de construction en décembre 2016 et prévoit la mise en service en février 2018 ; la centrale disposera d'un stockage thermique permettant de prolonger son fonctionnement sur 4 heures à pleine charge[6].

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. la part dans la consommation est plus élevée que la part dans la production, du fait des exportations
  2. construite sur le terrain de l'ancienne Base aérienne 136 Toul-Rosières.
  3. dont 2 MWc de panneaux orientables (fixés sur trackers).
  4. sur le terrain de l'ancienne Base aérienne de Dreux-Louvilliers.

Références[modifier | modifier le code]

  1. p. 51
  2. p. 45
  3. p. 39.
  4. p. 34
  • Autres références :
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  2. Bilan énergétique de la France pour 2016 (voir page 25), Commissariat général au développement durable, mars 2018.
  3. a, b et c Production, RTE - Bilan électrique 2017.
  4. a, b, c, d, e, f, g, h, i et j Solaire, RTE - Bilan électrique 2017.
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  6. a, b, c et d EurObserv'ER : Baromètre solaire thermique et thermodynamique, juin 2017.
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Voir aussi[modifier | modifier le code]

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Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]