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L’énergie solaire photovoltaïque


Les différentes technologies : état de l’art et perspectives


Plusieurs filières technologiques existent : le silicium cristallin ; les couches minces, principalement à base de silicium amorphe, de tellurure de cadmium (CdTe), d’alliages de cuivre, indium, gallium et sélénium (CIGS) ; les cellules solaires hybrides et organiques ; les concepts à très haut rendement (recourant aux nanotechnologies). Parmi les technologies parvenues au stade commercial, on distingue principalement le silicium cristallin et les couches minces qui diffèrent par leurs performances et leur stade de pénétration sur le marché. Sont aujourd’hui également disponibles sur le marché des cellules solaires photovoltaïques à de concentration du rayonnement solaire (à l’exemple des lentilles de Fresnel).



Le silicium cristallin – monocristallin ou polycristallin – est la filière la plus mature, avec 85 % de part de marché en 2010. Cette filière est celle qui affiche actuellement les rendements de modules commerciaux les plus élevés, de l’ordre de 14 % à 20 %. Le silicium polycristallin qui représente plus de la moitié de la production, affiche des rendements un peu plus faibles que le monocristallin mais il est également moins coûteux. La filière du silicium cristallin, qui domine le marché depuis les années 1970 et devrait conserver une part majoritaire dans le court-moyen terme, a vu ses prix baisser de manière régulière, entre 15 % et 20 % à chaque doublement de la production. Cette baisse des coûts devrait être encouragée par la conjonction de quatre facteurs principaux : la baisse du coût du silicium purifié ; la réduction de la quantité de silicium utilisée (l’objectif pour ces deux facteurs étant une baisse de moitié) ; l’augmentation des rendements et enfin des gains de productivité sur les procédés et les équipements. Ces améliorations réalisables sur la base des connaissances actuelles pourraient permettre, selon le CEA, de réduire de moitié le prix du module à terme. Les obstacles à une réduction plus forte sont le coût des matériaux support et d’encapsulation (qui représente actuellement 20-25 % du prix) et l’obtention de rendements supérieurs à 25-30 % (qui supposera le recours à des multijonctions, soit l’empilement de plusieurs matériaux semi-conducteurs captant chacun une partie du spectre).

L’intérêt majeur des couches minces, quelles que soient les nombreuses filières technologiques étudiées, réside dans la forte réduction de la quantité de matière active utilisée, ce qui permet de diminuer les coûts par rapport au silicium cristallin. Toutefois, les technologies développées (CdTe, silicium couches minces, CIGS) n’atteignent pas aujourd’hui les performances du silicium cristallin en termes de rendement et de stabilité, et certaines font appel à des éléments toxiques à l’exemple du cadmium (CdTe) ou « stratégiques » comme l’indium (CIGS). Des efforts de R & D sont entrepris en vue de l’augmentation des rendements et de la recherche d’alternatives pour les matériaux rares ou critiques comme l’indium, le gallium ou le tellure. Les progrès attendus concernent également les techniques de contrôle de qualité et de robustesse à long terme ainsi que le développement de procédés de fabrication rapides et bon marché, ce qui devrait permettre de diminuer de manière significative les coûts de production. Enfin, des ruptures en termes de rendement sont possibles grâce à l’utilisation d’autres matériaux comme l’arséniure de gallium (des rendements de cellule record de 28 % ont été atteints) qui pourrait constituer une véritable percée si on arrivait à en réduire les coûts.

Le photovoltaïque organique est une technologie émergente qui laisse envisager des ruptures potentielles, d’une part en raison de l’utilisation de matériaux organiques à très faible coût et en très faible quantité, d’autre part en raison d’un fort potentiel en termes de productivité des équipements et procédés de fabrication. Il faut distinguer les cellules à colorants – partiellement organiques –, aujourd’hui commercialisées pour des applications de faible puissance, et les cellules tout organiques qui en sont encore au stade expérimental et pour lesquelles les rendements obtenus sont encore faibles par rapport à ceux des technologies dominantes même si de nets progrès ont été constatés ces dernières années. L’allongement de leur durée de vie est également un enjeu de recherche majeur : elle est actuellement très limitée (quelques milliers d’heures et on peut espérer cinq ans d’ici 2015), alors que les technologies dominantes permettent aux modules des durées de vie d’environ 25 ans. Toutefois, le fort potentiel de réduction des coûts de production (mentionné ci-dessus), la souplesse et la conformabilité des modules et la facilité de recyclage sont autant d’arguments en faveur de cette filière.

Des concepts avancés de couches minces (à très haut rendement), encore à l’état de recherche, pourraient conduire, grâce aux nanotechnologies, à de véritables ruptures sur le long terme.

Globalement, les progrès sur les technologies photovoltaïques pour réduire les coûts concernent la diminution de la quantité de matériaux utilisés, l’amélioration des rendements, l’augmentation de la productivité des procédés de fabrication (mais également du contrôle de la qualité) et de la durée de vie des modules (de 25 ans aujourd’hui à 35 ans en 2020). Outre la diminution des coûts, l’amélioration de la qualité environnementale est un objectif crucial, visé par la réduction du temps de retour énergétique, la recyclabilité des matériaux employés et l’exclusion de matériaux toxiques.

Enfin, une meilleure intégration du photovoltaïque est indispensable : elle concerne à la fois l’intégration dans les réseaux de distribution d’électricité, grâce à une meilleure gestion de la demande, et à terme, l’utilisation de systèmes de stockage et l’amélioration de l’intégration du photovoltaïque dans le bâti (gestion des problèmes de surchauffe, facilités de pose via le développement de produits réellement adaptés, coloris, mise en sécurité des installations, etc.).

Au-delà des modules photovoltaïques, une installation complète comporte de nombreux éléments regroupés sous le terme de Balance of System (BOS) : les supports et fixations, le câblage électrique, les équipements de protection, la conversion électrique (onduleur) et le raccordement électrique, ainsi que des organes de sécurité et de suivi, voire du stockage. La part de ces éléments dans le coût final est lourde et varie entre environ 40 % pour les centrales au sol à plus des deux tiers pour les systèmes résidentiels intégrés en toiture. Ce n’est donc pas un aspect à négliger dans la démarche actuelle de fortes réductions des coûts des systèmes photovoltaïques.

À titre indicatif, les objectifs (coûts et performances) à court, moyen et long terme de la feuille de route de la plateforme technologique de recherche européenne sur le photovoltaïque (EU PV Platform) et de l’association européenne de l’industrie photovoltaïque (EPIA) sont présentés ci-dessous.

Objectifs de recherche de la feuille de route européenne sur le photovoltaïque
Objectifs de recherche de la feuille de route européenne sur le photovoltaïque
Hypothèses :
– un système PV de 100 kW pour une toiture commerciale dans le sud de l’Europe
– un indice de performance (PR) de 80 %, une énergie spécifique de 1 440 kWh/kWc.an
– une durée de vie de 25 ans, un taux d’actualisation de 6,5 %
Source : European Photovoltaic Technology Platform (2011), A Strategic Research Agenda for Photovoltaic Solar Energy Technology, 2e édition


Objectifs 2020 de l’initiative industrielle européenne (EII, European Industrial Initiative ) sur le solaire
Objectifs 2020 de l’initiative industrielle européenne (EII, European Industrial Initiative ) sur le solaire
* Le prix d’un système ne dépend pas uniquement des améliorations technologiques mais également de la maturité du marché (qui implique des infrastructures pour l’industrie et des coûts administratifs).
** Le coût de production de l’électricité dépend des coûts de financement et de la situation géographique. Les sites dans le sud de l’Europe considérés ici ont des niveaux d’ensoleillement allant de 1 500 kWh/m2/an (e.g. Toulouse) à 2 000 kWh/m2/an (e.g. Syracuse).
*** Chiffres estimés d’après les feuilles de route d’EUROBAT (NDLR : Association européenne de fabricants de batteries automobiles et industrielles).
Source : Solar Europe Industry Initiative, Implementation Plan 2010-2012, mai 2010, document réalisé par l’EPIA et l’EU PV Platform


Marchés et filières industrielles du solaire photovoltaïque


Fin 2010, la capacité mondiale cumulée du photovoltaïque atteignait 40 GW dont 30 GW rien qu’en Europe : la capacité annuelle installée en 2010 a atteint 18 GW, en hausse de 139 % par rapport à 2009. La croissance du marché s’est fortement accélérée ces dernières années, passant de 15 % par an auparavant à 50 % par an sur les quatre dernières années. L’Europe représente le premier marché mondial avec 80 % des capacités nouvelles installées. Trois marchés dépassaient 1 GW : l’Allemagne, qui occupe la première place en termes de puissance cumulée installée (avec 17 GW), l’Italie et la République tchèque, et parmi les marchés dépassant les 500 MW, on retrouve les États-Unis, la France, le Japon et la Chine. Les estimations pour la capacité installée en 2011 sont d’environ 20 GW. Il est intéressant de souligner qu’aujourd’hui, les marchés les plus importants ne sont pas les pays ayant le plus de ressources solaires.

D’après l’association européenne de l’industrie photovoltaïque, l’EPIA, le marché annuel pourrait passer à 35 GW d’ici à 10 ans, avec un rythme de 19 GW en 2015 s’il est bien piloté. Selon divers scénarios, l’Europe pourrait avoir installé entre 80 GW (fourchette basse) et plus de 200 GW (fourchette haute) de solaire en 2020.

Aujourd’hui, l’industrie photovoltaïque mondiale est en crise : les investissements en capacité de production réalisés par de nouveaux acteurs, chinois pour la plupart, ont été très importants, de sorte que la capacité de production dépasse d’un facteur proche de deux la demande. En conséquence, les prix des panneaux ont baissé si vite que même les plus gros fabricants ne résistent plus à la fonte de leurs marges, alors que la demande et les subventions chutent en Europe, leur principal marché actuel. D’importantes restructurations sont donc en cours, et certains producteurs vendent aujourd’hui à perte.

L’industrie française fait face à un marché local limité, déstabilisé par les récentes modifications du cadre réglementaire national, ainsi qu’à un marché international en pleine guerre des prix. Elle aura du mal à jouer sur les leviers de prix et de volume. Restent les autres pistes pour le moyen terme : le renforcement des critères de qualité et en particulier des critères environnementaux (l’électricité bas carbone dont le ciblage de certains créneaux de la chaîne de valeur (par exemple les équipements pour la filière silicium, les modules couches minces, les composants du BOS), la diversification et l’innovation (en collaboration avec les organismes de recherche, qui sont plutôt bien positionnés). En effet, le solaire pourrait à terme assurer une part notable dans la production d’énergie au cours du prochain siècle, grâce notamment à une baisse du prix de revient du kilowattheure électrique. La France peut ici insulaires.

La capacité de la France à exporter devra être analysée à partir du croisement entre ses atouts et les clés de la compétitivité et cela, non pas de façon globale, mais segment par segment tout au long de la chaîne. À titre d’exemple, un faible prix de l’électricité est un facteur essentiel pour l’amont de la chaîne (purification et cristallisation du silicium, qui comptent pour près d’un tiers dans le prix du module photovoltaïque). On peut noter que bien qu’importateurs de modules chinois, les États-Unis équilibrent leur balance commerciale sur le solaire en exportant du silicium purifié vers la Chine.

D’autres facteurs comme le coût d’accès au capital et la vitesse d’adaptation des outils industriels aux innovations sont décisifs, d’autant que le coût de main-d’oeuvre joue peu sauf pour l’installation.

Dès lors que l’on s’intéresse à la compétitivité du photovoltaïque, il faut distinguer plusieurs marchés :
  • les installations connectées au réseau et les installations autonomes (particulièrement intéressantes dans le cas de sites isolés) ;
  • les centrales au sol et le photovoltaïque installé sur toiture ; cette distinction peut être affinée en quatre segments de marché : les toitures résidentielles (puissance inférieure à 10 kilowatts-crête ou kWc) ; les toitures commerciales (entre 10 kWc et 100 kWc) ; les toitures industrielles (entre 100 kWc et 1 MWc) ; et les centrales au sol (puissance supérieure à 1 MWc). La compétitivité du photovoltaïque sur toiture est à analyser par rapport au prix de détail de l’électricité pour le consommateur résidentiel, commercial ou industriel, tandis que la compétitivité des centrales au sol est à évaluer par rapport au marché de gros de l’électricité.


Décomposition en valeur ajoutée et en emplois de la filière photovoltaïque française
Décomposition en valeur ajoutée et en emplois de la filière photovoltaïque française
* NDLR : l’entreprise Photowatt a été reprise par EDF suite à décision du tribunal de commerce de Vienne en date du 27 février 2012.
Source : DGEC (2011), Rapport sur l’industrie des énergies décarbonées en 2010, Édition 2011


Les acteurs mondiaux
Les acteurs mondiaux
CdTe : Cadmium telluride (tellurure de cadmium) ; a-Si : Silicium amorphe ; mc-Si : Silicium micro cristallin ; CIGS : Cuivre indium gallium sélénium.
Source : EurObserv’ER, 2012