Énergie solaire photovoltaïque

Il existe plusieurs techniques de modules solaires photovoltaïques :

• les modules solaires monocristallins possèdent le meilleur rendement au mètre carré et sont essentiellement utilisés lorsque les espaces sont restreints.
• les modules solaires polycristallins sont moins chers mais présentent un rendement plus faible.
• les modules solaires amorphes ont aussi des atouts 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 mètre carré installé est plus faible que pour des panneaux composés de cellules cristallines.

Carte de la radiation solaire en France.

Même si la constante solaire est de 1,367 kW/m², les pertes de lumière à travers l'atmosphère terrestre réduisent l'énergie maximale reçue au sol à environ 1 kW/m² au midi vrai[5] : 1 m² de panneaux exposés en plein soleil reçoit 1 kW (1 000 watts). Cette valeur est communément retenue pour les calculs et en laboratoire pour déterminer le rendement d'une cellule ou d'un panneau solaire, sous forme d'une source lumineuse artificielle de 1 kW/m². 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.

Même sans nuage, le jour et selon la saison et la latitude, la production photovoltaïque non mobile varie en fonction de la position du soleil et n'est maximale que pendant un bref instant à midi en heure locale. Le « nombre d'heures d'équivalent plein soleil » (valeur qui concerne le producteur d'électricité photovoltaïque) est inférieur au nombre d'heures où le soleil a brillé (le nombre d'heures d'ensoleillement au sens de la météorologie[6]) dans la journée. 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. L'Institut national de l'énergie solaire (INES) note qu'il faut aussi tenir compte de l'albédo du sol ou de l'eau, c'est-à-dire de son pouvoir de réflexion de la lumière. Dans un environnement très réfléchissant (un paysage de neige, par exemple), la production augmente en profitant d'une petite partie de la lumière réfléchie, mais cette variable est difficile à quantifier et, de fait, incluse dans le nombre d'heures d'équivalent plein soleil.

L'ensoleillement d'un lieu est donné, entre autres, par le Système d'information géographique photovoltaïque fourni par la Communauté européenne[7]. 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.

Les installations photovoltaïques étaient à l'origine de petite taille (ex. : 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).

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 mégawatts-crêtes :

• en France : centrale solaire photovoltaïque de Toul-Rosières (puissance-crête : 115 MWc) ;
• aux États-Unis : centrale solaire d'Agua Caliente en Arizona (247 MW, extension prévue à 397 MW), projet de ferme solaire Topaz (550 MW), en construction ;
• en Inde : parc solaire de Charanka en construction au Gujarat (214 MW en février 2012, 500 MW prévus fin 2014) ;
• en Chine : parc solaire de Golmud de Huanghe Hydropower (200 MWc) dans la province de Golmud, dans la province de Qinghai, commune qui regroupe 570 MWc de parcs solaires.

Centrale solaire sur la commune des Mées, dans les Alpes-de-Haute-Provence.

Une dépêche de l'AFP du 12 janvier 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 États-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, a annoncé en 2014 un projet de 1 gigawatt dans la région peu peuplée du Xinjiang. Le solaire a gagné la confiance des investisseurs, dont Warren Buffett, qui a investi plusieurs milliards de dollars dans de grands projets américains. À raison d'un terrain de 2,2 hectares par mégawatt, un projet d'un 1 gigawatt nécessitait alors de couvrir la surface d'un cinquième de Paris intramuros. Le plus grand projet en chantier à cette date, l'Empire Valley Project aux États-Unis, doit en principe atteindre 890 mégawatts. Cependant, les projets géants de plus de 100 mégawatts ne devaient représenter qu'environ 15 % des quelque 40 gigawatts de panneaux solaires prévus pour 2014, selon IHS[8].

Ces centrales approchent les niveaux de puissance des grandes centrales thermiques, fossiles ou nucléaires, ces dernières dépassant les 1 000 MW ; cependant, le facteur de charge des centrales photovoltaïques étant largement inférieur, leur production reste encore modeste : 1 096 GWh/an prévus pour la ferme solaire Topaz de 550 MW, soit 23 % de facteur de charge dans une des zones les plus favorables de la planète, contre environ 80 % pour le nucléaire.

La puissance installée, exprimée en en mégawatt-crête (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 24 % selon la localisation, les valeurs les plus élevées étant atteintes dans des régions très ensoleillées à des latitudes basses ; par exemple : 19 % en Arizona[9].

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

• 14,4 % en moyenne en 2018 en France[10] ;
• 11,6 % en moyenne en 2018 en Allemagne[11] ;
• 20,4 % en moyenne en 2017 en Espagne[12] ;
• 24 % en moyenne en 2018 aux États-Unis[13].

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, hydroélectricité 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.

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

La production photovoltaïque dépend de l'ensoleillement. Elle est donc 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 en outre disparaît 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 horaire ou quotidienne est très élevée. Par exemple, la semaine 52 de 2012 (prise au hasard), la production solaire française a varié de 105 MWh le 25 décembre à 282 MWh le 29 du même mois[14]. Un chercheur du CNRS a montré que pour les puissances moyennes journalières en 2012 l'écart-type est de 121 MW (près du tiers de la moyenne annuelle d'environ 400 MW) ; en lien avec la persistance fréquente d'épisodes de bon ou mauvais temps sur plusieurs jours[15]. Le passage d'un nuage très opaque peut brutalement (en trente secondes) provoquer une chute de 70 % de la production électrique ; la CNR teste en 2016 un système de détection avancée de l'approche de nuages permettant au réseau électrique de mieux s'adapter à ce type de variation[16].

La gestion de la variabilité passe par la combinaison de l'énergie photovoltaïque avec d'autres sources d'électricité, renouvelable (énergie éolienne, marémotrice, hydroélectrique, via un réseau intelligent) ou non renouvelable (centrales au charbon ou au gaz), 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 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[17] ; 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.

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 photovoltaïques : en France, le modèle Préole de RTE effectue ces calculs à partir des prévisions de Météo France à trois jours ; cela permet d'anticiper les mesures d'adaptation à prendre pour compenser les variations de la production photovoltaïque[18].

Selon un article de la revue Nature, il faudrait théoriquement l'équivalent de la production d'une surface photovoltaïque de 100 000 km² (soit la superficie de l'Islande) pour couvrir la totalité des besoins mondiaux en électricité[19].

Dans les régions qui manquent de place pour leurs installations solaires, les fermes photovoltaïques flottantes se développent, en particulier au Japon qui concentre près de 80 % des fermes solaires flottantes en service en 2017. En Chine, une installation de 40 MWc a été mise en service en mai 2017 dans la région de Huainan. Ses 160 000 panneaux solaires couvrent sur plus de 800 000 m² un lac artificiel qui s'est formé à la suite de l'abandon d’une ancienne mine de charbon ; l'eau, très polluée par la mine, ne peut pas servir pour d'autres fonctions. Dans la même province, une centrale de 150 MWc est en construction depuis juillet 2017. Une centrale flottante d'une puissance de 330 MWc est en chantier en Australie et l'Inde développe un projet d'une puissance de 648 MWc qui devrait recouvrir une surface de 10 km². Au sud de Strasbourg, la commune d'Illkirch-Graffenstaden installe sur l'étang artificiel de Girlenhirsch une centrale solaire qui alimentera plusieurs services municipaux ; sa production annuelle de 40 000 kWh permettra de couvrir 35 % de la consommation des installations municipales voisines ; mais des associations de protection de l'environnement redoutent une déstabilisation de l'écosystème aquatique[20].

Les avantages de tels panneaux sont la réduction de l'évaporation naturelle et de l'échauffement de l’eau. Par rapport aux installations terrestres, le photovoltaïque flottant évite par ailleurs la concurrence de l'agriculture ou de l'exploitation forestière sur des surfaces fertiles. Le centre d'une grande étendue d'eau n'est jamais à l'ombre et dispose donc d'un ensoleillement maximal. Surtout, la fraîcheur de l'eau permet d'éviter la surchauffe des panneaux et leur rendement est dès lors nettement amélioré. En outre, la technique permet d’orienter et d'incliner les panneaux de façon optimale face au Soleil, ce qui est rarement le cas en toiture. Ces installations sont également moins coûteuses que lorsqu'elles sont posées sur des toitures ou des surfaces terrestres[20].

Des panneaux solaires peuvent aussi être installés en couverture de parking, formant des ombrières pour les véhicules. L’avantage de ces petites centrales solaires est qu'elles n'entrent pas en conflit avec les activités industrielles, commerciales ou agricoles. Par ailleurs, le sol étant déjà bétonné, leur impact environnemental est quasi nul[21].

En France, sur les 17 764 sites aménageables répertoriés par l'Ademe en 2019, un tiers sont des parkings, qui représentent un gisement potentiel de 3,7 GW (les friches représentant 50 GW et les toitures 364 GW). Pour comparaison, la puissance installée dans le pays en 2019 était de 8,7 GW[22]. Certaines sociétés de tiers-investisseur ont fait du parking photovoltaïque leur spécialité, qui prennent en charge des projets sur vingt ans, moyennant un loyer et en comptant un amortissement en une quinzaine d'années[21]^,[23]. Les parkings de supermarchés sont notamment une ressource, qui représenterait « plusieurs centaines de milliers d’hectares » équipés en 2019.

Une installation de ce type a vu le jour en Belgique en 2020, qui couvre 12 500 places de stationnement et doit produire 20 000 MWh/an. Les structures portantes sont réalisées en bois certifié PEFC et le « temps de retour » en CO₂ est estimé à moins de trois ans[21].

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[31].

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[32]. Le moratoire photovoltaïque en France, qui a duré de décembre 2010 à mars 2011, pourrait entraîner plus de 5 000 suppressions de postes[33].

Depuis 2012-2013, le marché mondial photovoltaïque souffre de surcapacités, la production dépassant la demande à cause de la prolifération de compagnies chinoises émergeant très rapidement avec des capacités de production annuelle de plusieurs gigawatts. Plus récemment, un changement qualitatif est également venu de Chine : la technologie des cellules monocristallines a gagné du terrain et en 2018 elle a dépassé celle des cellules polycristallines ; cette évolution est due à la compagnie LONGi, le plus grand fabricant mondial de cellules, dont la production de cellules monocristallines est passée de 3 GWc en 2014 à 15 GWc en 2017 et 28c GW en 2018 ; elle prévoit de passer à 45 GWc en 2020 ; elle fabrique également des modules photovoltaïques et prévoit de porter sa capacité de production de modules de 8 GWc en 2018 à 13 GWc fin 2019. De plus, les rendements des cellules progressent rapidement[34].

En 2019, plusieurs fabricants chinois ont annoncé leur intention d'augmenter fortement leurs capacités de production afin de mettre à profit les économies d'échelle et répondre à la croissance de la demande mondiale. LONGi Green Energy technology a signé un accord pour la construction d'une nouvelle usine de 20 GWc à Chuxiong, dans le Yunnan, avec une option pour passer à 40 GWc ; LONGi compte atteindre en 2021 une capacité de 65 GWc. En avril 2020, GCL-System Integration Technology, dont la capacité atteint 7,2 GWc, annonce la construction d'une usine de 60 GWc à Hefei, dans la province de l'Anhui, en quatre phases de 15 GWc de 2020 à 2023[24].

• en Europe, SolarPower Europe regroupe un grand nombre d'entreprises 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[35].
• en France, Enerplan, Syndicat des professionnels de l'énergie solaire, créé en 1983, revendique 150 adhérents en 2013[36] et le Syndicat des énergies renouvelables regroupe les acteurs de l'ensemble des filières renouvelables : solaire, éolien, hydraulique, biomasse, énergies marines[37].

En 2020, les cinq principaux producteurs de cellules mondiaux sont tous chinois : Tongwei Solar, LONGi Green Energy Technology, Shanghai Aiko Solar Energy, JA Solar Technology et Jinko Solar ; de même pour les fabricants de modules : LONGi, Jinko, Trina Solar, JA Solar et Canadian Solar (sino-canadien). La part de la Chine dans la production de cellules photovoltaïques atteint 77,7 % ; sa production de cellules s'est élevée à 135 GW, en progression de 22 % ; sa capacité de production de cellules atteint 200 GW/an à la fin de 2020. Sa part dans la production de modules photovoltaïques atteint 69,8 %, sa production de modules 124,6 GW sur une capacité de production de modules 244 GW/an. Les autres pays producteurs sont la Malaisie (6,4 % des cellules et 4,2 % des modules), le Vietnam (5,4 % et 7,9 %) et la Corée du sud (3,5 % et 5,2 %) ; les parts de marché des États-Unis sont de 1,2 % dans les cellules et 3,2 % dans les modules et celles de l'Europe de 0,2 % et 1,8 %[38].

Les dix plus grands fabricants de modules photovoltaïques se partageaient en 2018 plus de 62 % du marché mondial :

Principaux fabricants de modules photovoltaïques en 2019[24]

Compagnie	Pays	Livraison de modules 2018 (GWc)	Livraison de modules 2019 (GWc)
Jinko Solar	Chine	11,4	14,3
JA Solar	Chine	8,8	10,3
Trina Solar	Chine	8,1	9,7
LONGi Green Energy Technology (en)[39]	Chine	7,2	9,0
Canadian Solar	Canada	6,6	8,6
Hanwha Q-Cells	Corée du Sud	5,5	7,3
Risen Energy	Chine	4,8	7,0
First Solar	États-Unis	2,7	5,4
GCL[40]	Chine	4,1	4,8
Shunfeng	Chine	3,3	4,0

En 2013, la Chine comptait cinq des dix grands, et aucun européen ne figurait plus dans le palmarès ; 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 une progression 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[41].

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.

Part de marché des principaux pays producteurs de cellules photovoltaïques.

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 ; la poursuite de cette baisse était prévue jusqu'à 0,33 €/W en 2015, grâce à de nouvelles innovations techniques. Selon les industriels occidentaux, la chute vertigineuse des prix n'était pas seulement due aux innovations technologiques, à la baisse du prix du silicium et aux économies d'échelle, mais résultait également d'une stratégie de dumping des fabricants chinois, qui visaient avec l'appui de leur gouvernement à contrôler la totalité du marché mondial[42]. 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 2012 l'ouverture d'une enquête antidumping, à la suite d'une plainte déposée par EU ProSun, une association de 25 fabricants européens de modules solaires. Mais la Chine importait de grandes quantités de silicium d'Europe et des États-Unis ; la Chine a annoncé en octobre 2012 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, pressait pour une solution amiable[42] ; 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 80 % du marché en 2012, mettant en faillite une trentaine d'entreprise européennes[43].

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 »[44].

En 2015, les surcapacités ont disparu, y compris en Chine ; la croissance du marché global du photovoltaïque devrait atteindre 33 % par rapport à 2014, le marché atteignant 58,8 GW ; les prix moyens des galettes de silicium ont commencé à grimper depuis juin[45].

Une étude commandée à IHS Markit par Solar Alliance for Europe (SAFE), réseau d'entreprises européennes (surtout allemandes) du secteur solaire, conclut que les coûts de production des modules photovoltaïques en Chine sont inférieurs de 22 % à ceux de l'Europe du fait des économies d'échelle, d'une large chaine locale d'approvisionnement et d'un degré élevé de standardisation. Le prix minimum à l'importation imposé par l'Union européenne pénalise donc gravement la croissance de l'énergie solaire[46].

En octobre 2016, 403 entreprises intervenant dans la chaîne de valeur du secteur (acier, chimie, ingénierie, développement, installation) adressent une lettre à la commissaire européenne au Commerce, Cecilia Malmström pour réclamer l'abandon des mesures antidumping, qui leur ont fait perdre des emplois ; ils sont soutenus par l'association SolarPower Europe, qui compte 175 entreprises membres, ainsi que par les ONG (Greenpeace, WWF), qui estiment qu'elles nuisent au développement du photovoltaïque en Europe[47].

En janvier 2018, Donald Trump signe l'instauration de nouvelles taxes douanières sur les panneaux solaires, au taux de 30 % de la valeur des produits la première année (avec une exemption sur les 2,5 premiers gigawatts) ; ils descendront ensuite jusqu'à 15 % la quatrième année. Selon Washington, la Chine produit 60 % des cellules photovoltaïques et 71 % des panneaux solaires dans le monde[48].

Le 3 septembre 2018, les taxes antidumping européennes sur les panneaux solaires chinois sont supprimées[49].

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 son bilan en août 2011[50] ;
• le fabricant américain Solyndra en octobre 2011[51] ;
• le fabricant français Photowatt en novembre 2011 et dont les activités sont reprises en février 2012 par EDF Énergies Nouvelles[52] ;
• le fabricant allemand Solon en décembre 2011[53] ;
• le fabricant allemand Solarhybrid en mars 2012[54] ;
• l'installateur français Evasol en mars 2012[55] ;
• le fabricant allemand Q-Cells, un des leaders mondiaux de la fabrication de cellules photovoltaïques, qui dépose le bilan en avril 2012[56] ;
• le fabricant allemand Sovello en mai 2012[57].
• le fabricant chinois Suntech Power en mars 2013[58].
• 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 délivré 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[59] ;
• le 10 mai 2017, Solarworld, le dernier gros fabricant allemand de panneaux photovoltaïques, a annoncé son dépôt de bilan. La branche photovoltaïque n'employait plus que 32 000 personnes en Allemagne en 2015, contre plus de 100 000 en 2012, selon les chiffres du ministère de l'Énergie[60].

Alors que 30 % des modules photovoltaïques dans le monde étaient produits en Europe en 2007, ils étaient moins de 3 % en 2017. Fin 2020, à la suite de la crise économique liée à la pandémie de Covid-19 et dans le contexte du Pacte vert pour l'Europe et des plans de relance lancés en 2020, plusieurs initiatives se font jour pour tenter de recréer une industrie photovoltaïque européenne. Mi-décembre 2020, le groupe sino-norvégien Rec Solar officialise son projet de création d'une méga-usine de panneaux solaires en Moselle, à Hambach. Grâce à un partenariat technologique avec l'Institut national de l'énergie solaire (INES, CEA-LITEN), Rec envisage de produire 2 GWc de panneaux par an, l'équivalent de deux fois la capacité installée en moyenne en France chaque année. D'importants soutiens publics sont envisagés, mais le projet suscite peu d'intérêts de partenaires privés, faute de confiance sur la robustesse financière du projet et sur la présence, au capital de Rec Solar, du groupe chinois ChemChina, lié à l'État chinois. D'autres projets sont en cours : en juillet 2020, les fabricants de panneaux Systovi (Nantes) et Voltec Solar (Alsace) annoncent un projet de fusion pour se relancer en changeant d'échelle, visant une capacité de production annuelle portée à 1 GWc ; en Allemagne, le groupe suisse Meyer Burger (en) travaille sur le lancement d'un nouveau site de production de cellules et de panneaux d'une capacité devant atteindre 1,4 GWc. Ces projets misent sur une croissance exponentielle du marché européen ainsi que sur la technologie émergente d'hétérojonction, qui atteindrait des rendements des rendements de 6 %, voire 7 % supérieurs à ceux des technologies silicium traditionnelles. Ils appellent aussi la Commission européenne à labelliser le photovoltaïque comme un « projet industriel européen d'intérêt commun » (IPCEI), ce qui lui permettrait de disposer d'aides d'État sans enfreindre les règles de la concurrence, comme pour le lancement des projets d'« Airbus des batteries »[61].

Loi de Swanson : le prix diminue de 20 % à chaque doublement de la capacité photovoltaïque installée.

Selon le magazine Photon International, le prix moyen des modules monocristallins est passé de 1,44 €/W début janvier 2011 à 0,82 €/W en janvier 2012, soit une baisse de 43,1 %. Le prix moyen des modules polycristallins a quant à lui diminué de 1,47 €/W début janvier 2011 à 0,81 €/W 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 €/W[62].

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 2 082 €/kWc au 4^e trimestre 2011 comparé à un prix de 2 724 €/kWc au 4^e trimestre 2010, soit une baisse de 23,5 %. Pour mémoire, le prix de ces systèmes était de 4 200 €/kWc au 4^e 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[62].

L'ADEME donne les prix suivants pour 2012 (coûts d'investissement hors taxes, pose comprise[63]) :

• 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.

Selon le blog « Révolution énergétique », en 2019, une installation de 3 kilowatts-crête coûte moins de 5 000 €. Grâce aux économies d’échelle, chaque doublement de la capacité installée permet de réduire le coût de 20 %. La baisse du prix des panneaux a entraîné une chute du coût de production de l’électricité qui a permis aux gouvernements de réduire le niveau de leurs subventions. En 2019, les grandes centrales solaires n’ont quasiment plus besoin de soutien financier pour être rentables[64].

Le coût du kilowatt-heure (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, une durée d'au moins 20 ans est à considérer, durée des panneaux selon les constructeurs (puissance garantie supérieure à 90 % de la valeur initiale). Un calcul plus précis implique de tenir compte de la durée de vie moyenne de l'onduleur (probablement comprise entre 10 et 20 ans en installation domestique).

Ainsi (pour une durée d'amortissement de 20 ans) :

• une installation domestique de 3 kW produisant 3 000 kWh/an[n 2], et ayant coûté 3 €/W, donnera[n 3] un kWh de 20 c€ ; baissant à 13 c€ si on obtient 4 500 kWh/an (zone bien ensoleillée, comme en Corse par exemple) et montant à 24 c€ si la production n'est que 2 500 kWh/an (zone moins ensoleillée : nord de la France, Belgique) ;
• pour la centrale solaire photovoltaïque de Toul-Rosières (puissance-crête : 115 MWc), mise en service en novembre 2012 près de Nancy, ayant coûté 430 M€[65] et produisant 139 GWh/an, le coût du kWh peut être estimé à 21 c€ ;
• une baisse spectaculaire du coût des panneaux photovoltaïques (plus de 80 % de 2008 à 2015) a fortement réduit le prix de l'électricité solaire des grandes centrales, qui s'établissait entre 60 et 90 dollars (de 54 à 80 euros) le mégawattheure lors des appels d'offres internationaux en 2015 ; en France de nombreux dossiers du dernier appel d'offres solaire proposent un tarif d'achat de l'électricité à moins de 80 euros/MWh, alors que celui de l'éolien terrestre s'élève à 82 euros ; le tarif d'achat obtenu par la centrale de Cestas (300 MW) en cours de construction en Gironde était encore de 105 €/MWh[66].

En 2014 selon un rapport de la CRE sur les coûts et la rentabilité des énergies renouvelables[67] :

• le coût d'investissement des installations photovoltaïques était de 3,5 à 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 4], 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 juillet 2013, la société française Solairedirect, qui gère une puissance installée de 260 MW, indique que ses prix de vente approchent 100 €/MWh, grâce à un choix 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 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)[68].

En août 2016 au Chili, un appel d'offres portant sur 20 % de la consommation d'électricité du pays a fait chuter le prix moyen du solaire à 40 €/MWh. L'espagnol Solarpack a gagné un contrat en promettant de fournir l'électricité à 29,1 €/MWh à partir de 2021, prix inférieurs à ceux des centrales à charbon et à gaz. Le bon ensoleillement du Chili associé à une baisse des coûts de financement a permis ces records de baisse des prix[69].

En 2017 en France, le coût minimum de production d'une grande centrale au sol dans le sud du pays est d'environ 66 €/MWh, c'est-à-dire déjà compétitif avec les sources classiques, et il pourrait tomber à 50 euros en 2025. Et l'autoconsommation photovoltaïque sur bâtiment semble prête à se développer, avec une « rentabilité sans soutien en Paca pour les grandes toitures (> 250 kW) et pour un taux d'autoconsommation de 90 %, et à partir de 2018-2019 pour les moyennes toitures (36-100 kW) »[70],

Ils s'évaluent sur la base des éléments techniques, financiers et fiscaux et les calculs de rentabilité des installations :

• 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 l'installation 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 besoin en fonds de roulement (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 (TRI) et le temps de retour pour cet investissement.

Évaluer le coût d'une énergie implique de faire des hypothèses sur les taux d'intérêt, les frais de maintenance futurs (dont ceux de personnel), de combustible (pour les énergies fossiles ; ce qui signifie qu'on fait une hypothèse sur son prix dans plusieurs années), les durées d'utilisation de l'équipement (amortissement), etc. Chaque étude choisit ses 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[71]) et les prix de vente au niveau du consommateur (10 à 15 centimes, voire plus, selon les pays).

Les énergies renouvelables (dont le solaire thermodynamique (centrale solaire thermodynamique) étaient moins chères en 2010 que le photovoltaïque[72]. En 2010, l'Inspection générale des finances (septembre 2010) considérait le photovoltaïque comme « la plus coûteuse des sources d'électricité renouvelables (3,3 fois plus chère que l'hydroélectricité, et 2,85 fois plus que l'éolien terrestre) »[73]. La seule énergie plus chère que celle du photovoltaïque était alors celle des piles électriques (qui peuvent être remplacée par un petit capteur photoélectrique associé à une batterie, à la manière des modules très répandus dans les calculettes, montres, gadgets, balances, télécommandes, etc.).

En 2008, parmi les énergies renouvelables, le kilowatt-heure photovoltaïque était encore 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)[74].

Depuis, ce prix a fortement chuté : le rapport annuel Solar Outlook 2015 de la Deutsche Bank prédit la parité réseau dans 80 % des pays d'ici à la fin 2017 pour les systèmes photovoltaïques sur toiture, si le prix de détail de l'électricité augmente de 3 % par an. Même si ce dernier restait stable, les deux tiers des pays accèderaient à une électricité solaire moins chère que celle du réseau. Ce prix est déjà compris, sans subvention, entre 0,13 et 0,23 $/kWh (0,12 à 0,21 €/kWh) dans le monde. La Deutsche Bank estime que le coût des modules va encore chuter de 40 % dans les cinq ans à venir. Le coût du financement des systèmes devrait baisser avec la maturité croissante des modèles économiques nouveaux tels l'autoconsommation (avec ou sans stockage). La Deutsche Bank prévoit l'explosion de ce marché dans les deux grandes économies mondiales (États-Unis et Chine)[75].

Le prix de l'électricité fossile et nucléaire devrait augmenter (hausse du prix du combustible à cause du rapprochement du pic de production, taxe carbone, nouvelles exigences de sûreté) alors que celui du photovoltaïque diminuera (progrès technique, économies d'échelle à la suite de la hausse des volumes).

Les centrales photovoltaïques de grande taille sont déjà compétitives dans les pays bénéficiant d'un fort ensoleillement. Ainsi, la société saoudienne Acwa Power a remporté en décembre 2014 un appel d'offres à Dubaï avec un parc solaire photovoltaïque à un prix de 48 euros le mégawattheure (MWh), voisin des prix de gros en Europe. Au Chili, en Afrique du Sud ou en Inde, elles sont plus rentables que les centrales traditionnelles au charbon, gaz ou nucléaire. Elles pourraient, dans ces pays, atteindre sans subvention 20 % de la production d'électrique ; au-delà se posera la question du stockage pour compenser l'intermittence du solaire[76] (le solaire thermique est du point de vue du stockage plus avantageux).

Un consortium entre Masdar City à Abou Dabi et le saoudien Abdul Latif Jameel a proposé en juin 2016 un tarif de 29,9 €/MWh pour 800 MW dans le cadre d'un appel d'offres s'inscrivant dans un projet global de 5 000 MW d'ici à 2030 pour les Émirats arabes unis[77].

Le 12 août 2019, le prix du MWh photovoltaïque au Portugal s’est établi à 14,76 €, battant ainsi le record mondial du mégawatt-heure solaire le moins cher. Le record précédent remontait à 2017 au Mexique, où le coût de production avait atteint 16,5 €/MWh. Damien Ernst, ingénieur énergéticien, prévoit que le coût du mégawatt-heure solaire pourrait descendre à 10 € d’ici la fin 2022[64].

Le stockage, qui permet de résoudre le problème de l'intermittence de l'énergie solaire, devient compétitif dans certaines situations en 2015. Ainsi, les prix proposés dans le cadre de l'appel d'offres solaire en cours en France sur les zones non interconnectées (notamment les DOM TOM), tenus d'intégrer des solutions de stockage seraient, selon les professionnels, tombés à 250 €/MWh, ce qui correspond, dans ces zones isolées, au coût de production de l'électricité par des moyens conventionnels (groupes diesel), notamment parce qu'il faut y acheminer le combustible. Il y a quelques années, les industriels ne parvenaient pas à descendre en dessous de 400 à 450 €/MWh. Les coûts des batteries ont chuté de façon spectaculaire ; les batteries lithium-ion, sont aujourd'hui construites à grande échelle par le Japonais Panasonic, les Coréens LG et Samsung, ou par le Français Saft. La recherche a permis de réduire leur taille et d'améliorer leurs performances, et l'industrialisation a généré des économies d'échelle. En deux ans, les prix ont été divisés par deux, et la baisse va se poursuivre. Dans bien des zones isolées ou souffrant de réseaux électriques défaillants, c'est de plus en plus souvent la solution qui s'impose : c'est le cas en Afrique, au Moyen-Orient, en Asie du Sud-Est. La PME française Akuo, qui a installé un tel système à La Réunion (Bardzour), décroche désormais des contrats en Indonésie, où le gouvernement cherche à renforcer les capacités de production dans ses nombreuses îles[78].

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^o 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, dont le montant pour 2015 est de 19,5 €/MWh, soit en moyenne 15 % de la facture moyenne des ménages, dont 39,6 % pour la compensation du surcoût du photovoltaïque[79].

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 5] pour réorganiser la filière[80]. 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[81].

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)[73] étant source d'un « risque financier majeur » pour les consommateurs[82]. En décembre 2010, Nathalie Kosciusko-Morizet s'élevait contre l'importation en grande quantité de panneaux photovoltaïques chinois à bas coût en France[83]. 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 »[84].

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[85], qu'il juge nécessaire pour répondre à l'obligation d'atteindre l'objectif du « paquet climat-énergie » 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 1] :

• 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 1^re 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 1^er 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 3^e 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 2].

La Cour dénonce un manque de contrôle qui entraîne 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 3].

Début 2014, le SER-Soler (branche photovoltaïque du syndicat des énergies renouvelables) a publié ses propositions pour un « plan de relance pour le photovoltaïque »[86] 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 direction régionale de l'Environnement, de l'Aménagement et du Logement, une dématérialisation des procédures, des données plus transparentes concernant à l'accès au réseau, un accompagnement fort de Bpifrance 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[86].

Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE), les coûts des centrales photovoltaïques de grande taille ont baissé des deux-tiers entre 2010 et 2015 (contre 30 % seulement pour l'éolien terrestre) ; sur 2015-2020, l'AIE prévoit une baisse supplémentaire d'un quart ; les prix contractuels d'achat à long terme des grandes centrales en construction en 2015 (à mettre en service de 2015 à 2019) étaient de[87] :

• 58 $/MWh aux Émirats arabes unis ;
• 65 $/MWh en Afrique du Sud ;
• 65 à 70 $/MWh aux États-Unis ;
• 61 à 77 $/MWh en Jordanie ;
• 81 $/MWh au Brésil ;
• 85 à 89 $/MWh au Chili ;
• 90 $/MWh en Uruguay ;
• 88 à 116 $/MWh en Inde ;
• 95 $/MWh en Allemagne.

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[88].

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 (taux de rentabilité interne 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 matière 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 Contribution au service public de l'électricité (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[89] ; 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.
Données de la Commission de régulation de l'énergie.

Le tarif d'achat de l'électricité photovoltaïque, qui était en France en 2010 de 60 centimes le kilowatt-heure 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 4^e trimestre 2013, de 29,1 centimes par kilowatt-heure pour une installation intégrée au bâti[90]^,[91].

Le graphique ci-joint présente l'évolution de ces tarifs depuis le 2^e trimestre 2011 : en deux ans et demi, le tarif particuliers (<9 kW, 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 :

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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 à 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 n'est atteinte que lorsque le coût de production de l'électricité photovoltaïque devient 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.

Dans le contexte du dérèglement climatique, notamment dans les zones exposées aux tremblements de terre, tsunamis, tempêtes et embruns marins, la rusticité et la fiabilité des matériaux, du matériel et des installations photovoltaïques est un enjeu majeur[93]. Les systèmes doivent résister aux variations thermiques, à la neige, au gel et à la grêle, aux pics et vagues de chaleur et au vent. Par exemple, en 2019 au Texas, des grêlons de près de 7 cm ont détruit une ferme de modules alimentant environ 20 000 foyers, représentant un coût de 75 millions de dollars US pour les assurances ; mais, en février, dans ce même État, quand le gel a privé 10 millions de personnes d'électricité, causé 111 décès et coûté 130 milliards de dollars US, alors que la production thermique s'effondrait et que l'éolien était privé de vent, la production photovoltaïque n'a presque pas été affectée[94], générant 2 % de l'électricité de tout l'État[93].

Au début du xx^e siècle, la plupart des modules sont garantis pour 25 à 35 ans (et moins de 1 % de ceux installés aux États-Unis tombent en panne au cours des cinq premières années)[95], mais de nouvelles conceptions de cellules, des agencements de modules plus grands, plus légers et plus minces et la connexion d'un nombre croissant de cellules entre elles exigent une électronique plus complexe, alors que de nouveaux matériaux, de nouvelles technologies d'emballage et de rayonnage apparaissent, dont la fiabilité doit encore être prouvée. Des composants testés avec succès s'avèrent parfois défectueux 10 ans après. La filière industrielle du photovoltaïque doit corriger toutes ses vulnérabilités évitables, qui sinon ralentiront son déploiement et feront manquer des jalons climatiques-clés, exposant à un risque de réclamations d'assurance plus élevées, de revenus moindres et de risques financiers élevés[93]. Pour cela, il faut des contrôles très fiables des installations et des prototypes de la prochaine génération de modules, une formation de qualité et des normes et garanties plus robustes.

En 2021, les normes de qualité ne concernent que les composants individuels (modules, diodes, boîte de jonction, etc.) et jamais l'ensemble d'un système photovoltaïque (lequel peut aussi être affecté par un mauvais assemblage, des différences de composants entre lots ou la présence d'un seul composant non qualifié, voire falsifié). De plus, la technologie évolue vite et les normes peinent à suivre et à s'harmoniser[93]. En 2014, la Commission électrotechnique internationale (CEI) a initié un processus de certification internationale pour les applications d'énergies renouvelables (IECRE) avec inspections des usines et des produits, conclu par un premier certificat photovoltaïque en 2016, mais il est encore à étendre en 2021 à toutes les étape de la chaîne d'approvisionnement, comme dans l'industrie alimentaire. En 2021, les normes CEI garantissent des modules résistant à des grêlons de 25 millimètres, mais des certifications prenant en comte des grêlons plus gros sont en cours de développement. Pour ne pas rehausser inutilement les coûts produits et éviter la surconception, des certifications spécialisées pour des conditions extrêmes (désert, grand froid, ambiance équatoriale, mer/installation flottante, etc.) pourraient convenir à des zones à risque spécifique dans le monde[93].

Dans un marché du solaire très concurrentiel, l'acheteur final manque de donnée sur les matériaux et composants utilisés par le fabricant, et, par exemple lors de la pandémie de Covid-19, des ruptures ou retards de livraison pour les feuilles de fond, le polysilicium et le verre peuvent laisser craindre que des produits de moindre qualité ont été utilisés, pas toujours repérés par les tests de laboratoire. La traçabilité et l'étiquetage pourrait au moins s'inspirer des processus de la filière alimentaire[93].

Un enjeu de recherche et développement porte sur les processus physico-chimiques subtils de certains défaillances de matériaux et de systèmes, impliquant par exemple la diffusion et des réactions d'espèces chimiques que les essais en laboratoires n'arrivent pas toujours à reproduire. Par exemple, des panneaux AAA qui ont passé les tests standard d'exposition à la chaleur humide et à la lumière ultraviolette après 5 à 10 ans ont pour certains commencé à se dégrader en provoquant des courts-circuits, parce que les contraintes thermomécaniques dues à la fabrication et à une longue exposition à l'extérieur ne figuraient pas dans les tests standard[96] (ce qui a été corrigé depuis) ; une autre défaillance inattendue est venue du fait que de nouvelles soudures (à basse température) subissent un mécanisme de vieillissement différent de celui des soudures conventionnelles, qui demandent un type de test adapté[97]. En 2020 sont apparus des systèmes intégrant des capteurs (de vibrations, par exemple), permettant de mieux réagir aux effets de la glace, de la neige ou de tempêtes, de détecter de petits changements physicochimiques ou électriques annonçant potentiellement une dégradation[98]. Pour ne pas reproduire ce type de biais, les installations d'essai devraient être plus grandes, plus complexes et proches des conditions réelles et elles pourraient s'inspirer des modalités de tests utilisées pour l'aviation ou l'aérospatial, en insistant sur une inspection rigoureuse à toutes les étapes ; les tests devraient y appliquer conjointement plusieurs facteurs de stress et reproduire les conditions extrêmes que les panneaux risquent de subir au moins une fois dans leur vie[93]. Les meilleures pratiques[99], tout comme les informations sur la dégradation ou la défaillance de certains matériaux ou de composants, devraient être partagées dans le monde car la sécurité et la fiabilité des installations en dépendent[93]. Les algorithmes d'apprentissage automatique pourrait aider à signaler de faibles sources de sous-performances (souvent cachées par les effets des changements diurnes et saisonniers)[93].

L'autoconsommation par le producteur de l'électricité produite par son installation photovoltaïque est encouragée par les autorités de nombreux pays. Son intérêt est cependant limité par la discordance entre les périodes de consommation et celles de production, et il n'est pas possible de se passer complètement de connexion à un fournisseur d'électricité ; un dossier de la revue Le Particulier donne quelques repères : le rendement dépend de la présence des consommateurs chez eux au moment du pic de production, entre 12 et 14 heures ; c'est pendant ce créneau qu'il faut programmer les équipements électriques ; un boîtier de pilotage des installations est indispensable ; et surtout, étant donné que la production est 6 à 7 fois plus élevée en été que pendant les autres saisons, il est souhaitable d'être chez soi en période estivale et d'avoir des équipements consommant plutôt en été (climatisation, piscine) ; l'autoconsommation n'est pas faite pour les personnes absentes la journée et prenant de longues vacances en été[100].

La production d'électricité est un indicateur beaucoup plus pertinent que la puissance installée, du fait du faible facteur de charge du photovoltaïque : 14,65 % en moyenne en 2020 en France, 13,5 % en 2019[101].

En 2019, la production mondiale d'électricité solaire photovoltaïque s'élevait à 681 TWh, en augmentation de 22,6 % par rapport à 2018 ; elle représentait 2,5 % de la production mondiale d'électricité[102].

L'Agence internationale de l'énergie estime la production mondiale d'électricité solaire photovoltaïque fin 2021 à près de 5 % de la production mondiale d'électricité et environ 7,2 % dans l'Union européenne ; cette estimation est basée sur la puissance installée au 31 décembre 2021, donc supérieure à la production de l'année ; les pays bénéficiant de la plus forte pénétration du solaire sont l'Australie (15,5 %), l'Espagne (14,2 %) et la Grèce (13,6 %) ; l'Allemagne est à 10,9 %, le Japon à 9,4 %, la Chine à 4,8 %, les États-Unis à 4 %, la France à 3,6 %[p 2].

BP estime la production (solaire thermodynamique inclus) de 2019 à 707,9 TWh et celle de 2020 à 855,7 TWh (+20,9 %), soit 3,2 % de la production totale d'électricité, est estimée à 26 823 TWh[103]. La production du solaire thermodynamique étant de 13,4 TWh en 2019 selon l'AIE[102], celle du solaire photovoltaïque est d'environ 842 TWh en 2020, soit 3,1 % de la production totale d'électricité.

Production d'électricité solaire photovoltaïque (TWh)[102]

Pays	2010	2015	2016	2017	2018	2019	2020	% 2020	% Variation 2020/2015	% part mix 2020*
Chine	0,7	39,5	66,5	117,8	176,9	224,0	269,7	32,0 %	+583 %	3,5 %[103]
États-Unis	3,1	32,1	46,6	67,4	81,2	93,9	116,7	13,9 %	+264 %	2,7 %
Japon	3,5	34,8	45,8	55,1	62,7	69,0	78,6	9,3 %	+126 %	7,6 %
Inde	0,1	10,4	18,8	26,0	39,7	50,6	61,3	7,3 %	+489 %	4,1 %
Allemagne	11,7	38,7	38,1	39,4	45,8	46,4	50,6	6,0 %	+31 %	8,7 %
Italie	1,9	22,9	22,1	24,4	22,7	23,7	24,9	3,0 %	+9 %	8,9 %
Australie	0,4	5,0	6,2	8,1	9,9	14,8	21,0	2,5 %	+320 %	7,9 %
Corée du Sud	0,8	4,0	5,1	7,1	8,8	13,0	18,2	2,2 %	+355 %	3,1 %
Espagne	6,4	8,3	8,1	8,5	7,9	9,4	15,6	1,8 %	+88 %	5,9 %
France	0,6	7,8	8,7	9,6	10,6	11,4	13,6	1,6 %	+75 %	2,6 %
Mexique	0,03	0,2	0,5	1,1	1,4	7,1	13,5	1,6 %	×57	3,9 %
Royaume-Uni	0,04	7,5	10,4	11,5	12,7	12,9	12,8	1,5 %	+71 %	3,9 %
Turquie		0,2	1,0	2,9	7,8	9,2	11,3	1,3 %	×58	3,7 %
Brésil		0,06	0,08	0,8	3,5	6,7	10,7	1,3 %	×182	1,7 %
Pays-Bas	0,06	1,1	1,6	2,2	3,7	5,3	8,0	1,0 %	+620 %	6,5 %
Chili		1,3	2,6	3,9	5,2	6,4	7,6	0,9 %	+504 %	9,3 %
Émirats arabes unis	0,02	0,05	0,05	0,5	1,1	3,5	5,6[103]	0,7 %	x1135	4,0 %[103]
Belgique	0,6	3,1	3,1	3,3	3,9	4,2	5,0	0,6 %	+63 %	5,6 %
Thaïlande	0,02	2,4	3,4	4,5	4,5	5,1	4,9	0,6 %	+107 %	2,8 %
Canada	0,3	2,9	4,0	3,6	3,8	4,1	4,3	0,5 %	+48 %	0,7 %
Grèce	0,2	3,9	3,9	4,0	3,8	4,4	4,4	0,5 %	+12 %	9,4 %
Afrique du Sud		1,9	2,5	3,2	3,2	3,3	3,6	0,4 %	+85 %	1,5 %
Monde	32,0	244,9	320,9	431,0	555,6	681,0	842[103]	100 %	+244 %	3,1 %
* part mix = part du photovoltaïque dans la production d'électricité du pays.

Le térawatt devrait être dépassé en 2023 et, à ce rythme, le photovoltaïque atteindra 16 % en 2050, mais au regard des enjeux climatiques, il faudrait 30 à 100 TW avant 2050[93].

Puissance installée mondiale en photovoltaïque

À la fin de 2021, la puissance installée photovoltaïque mondiale s'élevait au moins à 942 GWc. Au moins 175 GWc de systèmes photovoltaïques ont été mis en service dans le monde en 2021. Les dix principaux marchés, tous supérieurs à 3 GWc, ont totalisé 74 % du total mondial. Le marché chinois a encore accru son avance, malgré des pénuries dans les chaines de valeur : 54,9 GWc ont été installés en 2021, et le parc photovoltaïque chinois atteint 308,5 GWc à la fin 2021, soit environ le tiers de la puissance installée mondiale. Le marché mondial hors Chine a progressé de 24 %, de 97 GWc à plus de 120 GWc, dont 26,9 GWc aux États-Unis, 26,8 GWc dans l'Union européenne, 13 GWc en Inde, 6,5 GWc au Japon, 5,5 GWc au Brésil et 4,6 GWc en Australie[p 1].

À la fin de 2020, la puissance installée mondiale en photovoltaïque s'élevait au moins à 760,4 GWc. La puissance installée au cours de l'année 2020 est estimée à 139,4 GWc. La Chine est revenue au rythme d'installations qu'elle a connu en 2017, après deux années de ralentissement : elle a installé 48,2 GWc en 2020 contre 30,1 GWc en 2019 et 43,4 GWc en 2018 ; son parc a atteint 253,4 GWc à la fin 2020. Hors Chine, le marché est passé de 79,2 GWc en 2019 à plus de 90 GWc en 2020, soit +14 % ; l'Union européenne a installé près de 19,6 GWc, dont 4,9 GWc en Allemagne, 3,0 GWc aux Pays-Bas, 2,8 GWc en Espagne et 2,6 GWc en Pologne ; le marché des États-Unis atteint 19,2 GWc, celui du Vietnam 11 GWc et celui du Japon 8,2 GWc ; l'Inde a reculé à près de 5 GWc[27].

La puissance installée mondiale en photovoltaïque s'élevait au moins à 627 GWc fin 2019. La puissance installée au cours de l'année 2019 est en progression de 12 % par rapport à 2018 ; la Chine à elle seule a installé 30,1 GWc, soit 26 % du marché, en fort recul pour la deuxième année consécutive après 43,4 GWc en 2018 et 53,0 GWc en 2017, et son parc atteint fin 2019 une puissance de 204,7 GWc, soit 33 % du total mondial ; hors de Chine, le marché a progressé de 44 % ; le marché européen a plus que doublé à 21 GWc, dont 16 GWc pour l'Union européenne ; le marché des États-Unis est en hausse à 13,3 GWc, dont 60 % d'installations de taille commerciale ; l'Inde a reculé à 9,9 GWc et le Japon se classe au cinquième rang avec 7 GWc installés ; on note d'importantes contributions du Vietnam (4,8 GWc), de l'Australie (3,7 GWc) et de la Corée du Sud (3,1 GWc)[28].

Les trois pays les plus équipés en photovoltaïque sont en 2021 l'Australie : 990 Wc/hab, les Pays-Bas : 757 Wc/hab et l'Allemagne : 711 Wc/hab[p 3].

Solaire PV : les dix principaux marchés (GWc installés dans l'année)

Pays	2014 [104]	%	2015 [105]	%	2016 [106]	%	2017 [107]	%	2018 [108]	%	2019 [28]	%	2020 [27]	%	2021 [p 4],[p 1],[p 5]	%
Chine	10,6	27 %	15,2	34 %	34,5	46 %	53	54 %	45	45 %	30,1	26 %	48,2	34,6 %	54,9	31,4 %
États-Unis	6,2	16 %	7,3	15 %	14,7	20 %	10,6	11 %	10,6	10,6 %	13,3	11,6 %	19,2	13,8 %	26,9	15,4 %
Inde	0,6	1,6 %	2	4 %	4	5 %	7	7 %	10,8	10,8 %	9,9	8,6 %	4,4	3,2 %	13	7,4 %
Japon	9,7	25 %	11	22 %	8,6	11 %	9,1	9 %	6,5	6,5 %	7,0	6,1 %	8,2	5,9 %	6,5	3,7 %
Brésil							0,9	0,9 %					3,1	2,2 %	5,5	3,1 %
Allemagne	1,9	5 %	1,5	3 %	1,5	2 %	1,8	1,8 %	3,0	3,0 %	3,9	3,4 %	4,9	3,5 %	5,3	3,0 %
Espagne											4,4	3,8 %	2,8		4,9	2,8 %
Australie	0,9	2,3 %	0,9	2 %	0,8	1 %	1,25	1,3 %	3,8	3,8%	3,7	3,2 %	4,1	2,9 %	4,6	2,6 %
Corée du Sud	0,9	2,3 %	1	2 %	0,9	1 %	1,2	1,2 %	2,0	2,0 %	3,1	2,7 %	4,1	2,9 %	4,2	2,4 %
France	0,9	2,3 %	0,9	2 %		%	0,875	0,9 %					0,9		3,4	1,9 %
Pays-Bas									1,3	1,3 %			3,0	2,2 %	3,3	1,9 %
Viêt Nam											4,8	4,2 %	11,1	8,0 %
Ukraine											3,5	3,0 %
Mexique									2,7	2,7 %			1,5		1,8
Turquie							2,6	2,7 %	1,6	1,6 %
Royaume-Uni	2,3	6 %	3,5	7 %	2	3 %	0,9	0,9 %
Chili					0,7	1 %
Philippines					0,8	1 %							1,1
Canada			0,6	1 %		%
Afrique du Sud	0,8	2,1 %											1,0
Reste du monde	3,9	10 %	6,1	12 %	6,5	9 %	9,6	10 %	12,6	12,6 %
Monde	38,7	100 %	50	100 %	75	100 %	98	100 %	99,9	100 %	114,9	100 %	139,4	100 %	175	100 %

Les trois premiers pays totalisent 54,2 % des installations de 2021. L'Union européenne totalise 26,8 GWc, soit 15,4 % du total mondial.

Le tableau ci-dessous retrace l'évolution des puissances installées en photovoltaïque (PV) (y compris les installations non connectées au réseau) dans le monde de 2010 à 2021 :

Puissance PV installée au 31/12 (GWc) dans les pays les plus équipés en PV

Pays	2010 [109]	2011 [110]	2012 [110]	2013 [111]	2014 [104]	2015 [105]	2016 [106]	2017 [107]	2018 [108]	2019 [28]	2020 [27]	2021 [p 4],[p 6]
Chine	0,8	3,3	8,3	18,3	28,2	43,5	78,1	131	176,1	204,7	253,4	308,5
États-Unis	2,53	4,43	7,78	12,0	18,28	25,62	40,3	51,0	62,2	75,9	93,2	122,9
Japon	3,62	4,91	6,91	13,6	23,3	34,41	42,75	49	56	63	71,4	78,2
Inde	nd	nd	nd	2,21	2,94	5,05	9,01	18,3	32,9	42,8	47,4	60,4
Allemagne	17,37	24,81	32,41	35,71	38,2	39,7	41,22	42,0	45,4	49,2	53,9	59,2
Australie	0,57	1,41	2,41	3,3	4,14	5,07	5,9	7,2	11,3	14,6	20,2	25,4
Italie	3,5	12,9	16,36	17,93	18,46	18,92	19,28	19,7	20,1	20,8	21,7	22,6
Corée du Sud	nd	nd	nd	1,47	2,38	3,43	4,35	5,6	7,9	11,2	15,9	21,5
Espagne	3,91	4,89	5,17	5,34	5,36	5,44	5,49	5,6	5,97	10,3	12,7	18,5
Viêt Nam	nd	nd	nd	nd	nd	nd	nd	nd	nd	4,9	16,4	17,4
France	1,05	2,92	4,0	4,67	5,66	6,58	7,13	8,0	9,0	9,9	10,9	14,3
Royaume-Uni	0,09	0,9	1,83	3,37	5,1	8,78	11,63	12,7	13	13,3	13,5	nd
Pays-Bas	nd	nd	nd	nd	nd	1,57	2,1	2,9	4,2	6,6	10,2	13,2
Turquie	nd	nd	nd	nd	nd	nd	nd	3,4	5,0	5,9	6,9	7,9
Ukraine	nd	nd	nd	nd	nd	nd	nd	nd	nd	4,8
Belgique	1,05	2,05	2,65	2,98	3,07	3,25	3,42	3,8	4,2	4,7	5,7	6,5
Mexique	nd	nd	nd	nd	nd	nd	0,39	0,54	3,2	4,2	5,7	7,5
Chili	nd	nd	nd	nd	nd	0,86	1,61	1,8	2,26	2,96	3,75	5
Canada	nd	nd	nd	nd	1,9	2,5	2,7	2,9	3,0	3,2	3,4	3,8
Grèce	0,62	1,54	2,58	2,59	2,61	2,61	2,61	2,7	2,95
Afrique du Sud	nd	nd	nd	nd	nd	0,91	1,45	1,8	1,86	2,86	3,8
Thaïlande	nd	nd	nd	nd	nd	1,42	2,15	2,7	2,7
Taïwan	nd	nd	nd	nd	nd	nd	1,28	1,8	2,7
Suisse	nd	nd	nd	nd	nd	1,39	1,64	1,9	2,06	2,41
Pakistan	nd	nd	nd	nd	nd	nd	1,0	1,8	2,4
Tchéquie	1,95	1,96	2,07	2,17	2,13	2,08	2,2	2,2	2,2
Total mondial	39	70	100	137	177	228	304	407	511	622	767	942
taux accroisst	+72 %	+75 %	+44 %	+36 %	+27 %	+29 %	+33 %	+34 %	+26 %	+22 %	+23 %	+23 %
dont total Union européenne	30,47	52,88	70,04	79,96	86,67	93,96	93,0	112,7	115,0	131,3	151,2	178,7
% Europe	74,9 %	74,4 %	68,6 %	57,6 %	49,0 %	34 %	30,7 %	28 %	23 %	21 %	20 %	19 %

Canada : en 2021, 400 MWc ont été installés[p 5], après 200 MWc en 2020[27], comme en 2019[28], contre seulement 100 MWc en 2018 et 249 MWc en 2017[108] ; puissance cumulée fin 2017 : 2 900 MWc[107].

Mexique : environ 1 800 MWc installés en 2021[p 5], 1 500 MWc en 2020[27], 1 000 MWc en 2019[28], 2 700 MWc en 2018[108] ; en 2017, 150 MWc installés, puissance cumulée : 539 MWc[107].

Honduras : démarrage avec 389 MWc installés en 2015[105].

Argentine : 200 MWc installés en 2021[p 5], 320 MWc en 2020[27], environ 500 MWc en 2019[28].

Thaïlande : 251 MWc installés en 2017, portant la puissance cumulée à 2 700 MWc[107].

Taïwan : près de 2 GWc installés en 2020[p 1], 1,7 GWc en 2020[27], 523 MWc en 2017, portant la puissance cumulée à 1 800 MWc[107].

Pakistan : près de 2 GWc installés en 2021[p 1] ; 800 MWc installés en 2017, portant la puissance cumulée à 1 800 MWc[107].

Philippines : 1,1 GWc installés en 2020[27], 756 MWc installés en 2016[106], portant la puissance cumulée à 1 400 MWc[107].

Malaisie : 50 MWc installés en 2017, portant la puissance cumulée à 286 MWc[106].

Algérie : 270 MWc installés en 2015, portant la puissance cumulée à 300 MWc[105] ; seulement 50 MWc installés en 2017, mais un appel d'offres pour 4 GWc est annoncé pour 2018[107].

Égypte : plus de 1 700 MWc installés en 2019[28].

Éthiopie : 250 MWc installés en 2020[27].

Mali : 75 MWc installés en 2020[27].

Sénégal : 50 MWc installés à fin juillet 2017[107].

Turquie : 40 MWc installés en 2014[104] ; décollage en 2015 avec 208 MWc installés[105] ; 584 MWc installés en 2016, portant la puissance cumulée à 832 MWc[106] ; 2,6 GWc installés en 2017, puissance cumulée : 3,4 GWc[107] ; 1,6 GWc installés en 2018[108], 900 MWc installés en 2019[28], 1 GWc installés en 2020[27] et 1 GWc en 2021[p 5].

Émirats Arabes Unis : 260 MWc installés en 2017[107], près de 2 000 MWc mis en service en 2019[28].

Jordanie : 600 MWc installés en 2019[28].

Oman : 355 MWc installés en 2020[27].

Arabie saoudite : début 2018, annonce d'un plan de 200 GWc pour 2030[107].

Les parcs au sol sont rarement présents en ville. La densité du bâti ainsi que le manque d’espace vierge contribuent à ce manque dans le contexte urbain. L’installation sur les toits de la ville reste privilégiée, ceux-ci offrant une nouvelle surface exploitable importante. Ces constructions sont valorisées par de nouvelles politiques, comme, en France, la loi portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets du 22 août 2021, dite loi climat et résilience. L’article 101 dispose que les nouvelles surfaces commerciales, entrepôts et parcs de stationnements couverts doivent intégrer un système de production d'énergie renouvelable, un système de végétalisation ou tout autre dispositif permettant d'améliorer l'efficacité thermique du bâtiment[124].

La majorité des parcs solaires au sol se trouvent en campagne ou dans des déserts (ce qui est souvent le cas aux États-Unis). Certains se trouvent en commune urbaine, comme la centrale solaire de Labarde, située dans la commune de Bordeaux[125], et celle d’Oncopole à Toulouse, la plus grande centrale solaire urbaine d’Europe[126]. La première est située sur le site d’une ancienne décharge à ciel ouvert[127], la seconde sur l’emplacement de l’ancienne usine AZF de Toulouse. Ces deux centrales solaires permettent ainsi de valoriser des terrains non exploitables par l’agriculture ou le secteur immobilier.

Une des solutions est l'installation de parcs photovoltaïques flottants. Ces centrales flottantes peuvent être installées sur d'anciens lacs de carrière, des bassins d'irrigation ou de régulation des crues, des réservoirs d'eau potable, des bassins industriels pollués, voire des terrains inondables[128].

Le premier système flottant de 14 kWc a été installé en février 2011 sur un lac de carrière à Piolenc, dans le Vaucluse ; une centrale de 1 MWc a été mise en service en juillet 2013 à Okegawa, au Japon, une autre de 200 kWc fin septembre 2014 sur un réservoir d'irrigation de l'exploitation agricole de Sheeplands Farm, dans le comté de Berkshire à l'ouest de Londres ; des projets de centrales sont en développement en Corée du Sud et en Thaïlande. La centrale de Huainan, inaugurée en mai 2017 en Chine, occupe plus de 800 000 m² sur un ancien lac de carrière, pouvant produire jusqu'à 40 mégawatts[129].

Colas, filiale de travaux routiers de Bouygues, a conçu un revêtement pour routes et parkings incluant des cellules photovoltaïques. En couvrir 2,5 % des surfaces routières assurerait 10 % des besoins en électricité de la France. Ce revêtement, composé de cellules photovoltaïques collées à la route existante et recouvertes d'un substrat de résines supportant la circulation des véhicules, y compris les poids lourds, sera vendu sous la marque « Wattway » à compter de janvier 2016, au terme de cinq ans de recherche avec l'Institut national de l'énergie solaire (Ines). Il peut alimenter l'éclairage public, des affichages lumineux, des abribus ou des feux rouges en zone urbaine, ou des habitations ou entreprises en zones peu peuplées. Wattway peut aussi recharger des véhicules électriques par induction : 100 m² fournissent l'énergie pour rouler 100 000 km par an, selon l'INES. Colas affirme que le prix sera le même que celui des fermes solaires[130].

Le 22 décembre 2016, un tronçon de route solaire d'un kilomètre (2 800 m²) a été ouvert à Tourouvre au Perche dans l'Orne, subventionné par l'État à hauteur de 5 millions d'euros, a suscité de nombreuses critiques : « il s'agit sans doute d'une prouesse technique, mais, pour développer les renouvelables, il y a d'autres priorités qu'un gadget dont on est certain qu'il est très cher sans être sûr qu'il marche », pense Marc Jedliczka, vice-président du Réseau pour la transition énergétique (CLER) ; le prix du watt-crête raccordé se monte, pour l'actuelle route solaire, à 17 euros contre seulement 1,30 euro pour le photovoltaïque posé en grande toiture, et moins de 1 euro pour les installations au sol[131].

• (en) 2022 Snapshot of Global PV Markets [PDF], Agence internationale de l'énergie-PVPS, avril 2022.

• Cour des comptes Rapport sur la politique de développement des énergies renouvelables [PDF], juillet 2013.

• Autres références

• Centre national d'information et de ressources sur le photovoltaïque (France)
• Comment mener à bien son projet photovoltaïque [PDF]
• Le guide du photovoltaïque. La Librairie des énergies renouvelables (composants, logiciels, fixation, intégration, site isolé, mise en service, exploitation, marché, économie, écologie, marketing... ), version septembre 2014.
• Carte des installations d'électricité d'origine photovoltaïque en France et données de production
• Guide des producteurs d'électricité d'origine photovoltaïque [PDF]
• Baromètre photovoltaïque EurObserv'ER - 2013 [PDF]
• Le photovoltaïque est loin d'être mort 2013

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