Alors que l’énergie solaire est encore marginale dans le mix énergétique mondial, sa croissance spectaculaire et fondée sur des bases très solides en fait un vecteur clef de la transition énergétique mondiale. La France et l’Europe ne doivent pas rater ce mouvement et reprendre une place d’acteurs majeurs d’une partie significative de la chaine de valeur et, bien sûr, du stockage électrique qui est la clef du succès final.
Nous allons ici situer les ordres de grandeur en jeu, sur différents plans, tordre le coup à quelques idées reçues et proposer quelques mesures essentielles de politique publique pour la France.

CAP Soleil Energie
Evolution de la croissance du secteur photovoltaïque

La croissance spectaculaire du solaire dans le monde

Fin 2016, le parc solaire PV raccordé est estimé à environ 300 GW (1), pour une production de l’ordre de 350 TWh/an. Rappelons que la puissance électrique installée au total en 2014 était de l’ordre de 6000 GW pour une production de 24 000 TWh (qui représente un peu de moins de 20% de la demande d’énergie finale). Aujourd’hui le solaire est donc marginal.

Mais il est utile de jeter un œil sur le taux de croissance des capacités installées chaque année ; Denis Dupré nous a montré la puissance des exponentielles dans un post récent !

L’exception française

La France vient de battre son record (de faible niveau !) en 2016 : la production d’électricité PV (de 7,7 TWh à fin 2016) ne s’est accrue que de 0,6 TWh, sa croissance la plus faible depuis 10 ans. Est-ce à dire que la situation est désespérée ? Eh bien Non !

Les causes de la langueur du solaire sont connues : calibration trop faible des appels d’offre, délais de mise en service des développeurs qui, ayant gagné un AO, tardent à installer, complexité administrative des appels d’offres. A titre d’exemple, il faut l’accord de la préfecture pour changer de modules, pour changer l’actionnariat du projet, ou pour lever les garanties bancaires d’exécution… A plus long terme, la complexité des procédures d’urbanisme fait peser un risque sur la montée en puissance du pipeline de projets : il faut compter 2 ans minimum pour un permis de construire d’une centrale au sol : 1 an pour l’étude d’impact, 1 an pour l’instruction, dans le meilleur des cas.

Des professionnels comme CAP Soleil Energie estiment qu’il est possible d’avoir raccordé d’ici 2028 42 GW pour une production d’environ 45 TWh. Il s’agit de quadrupler le rythme de montée en puissance par rapport au rythme moyen actuel (de l’ordre de 1GW raccordé par an). Cela semble bien possible à partir de 2020 si les bonnes mesures sont prises maintenant. Dans son bilan prévisionnel à horizon 2035, RTE envisage plusieurs options à cet horizon, de 36 à 48 GW (ce qui semble faible, mais RTE est inversement assez optimiste sur l’éolien). EDF vient d’ailleurs d’annoncer un nouvel engagement, de mise en service de 30 GW sur la période 2020-2035. Cela peut paraître excessif pour une entreprise qui n’a jusque là pas brillé dans le solaire en France mais cela montre la dynamique possible du secteur.

La dynamique des coûts

Les coûts du solaire PV s’effondrent dans le monde, comme le montre le graphique ci-après, qui n’intègre pas les coûts les plus bas récemment constatés.
Ce coût dépend au premier ordre du « segment » dont on parle : celui des grandes installations au sol est trois fois plus bas que celui des petites installations en toiture. Sur la décennie 2020-2030, diverses études montrent que les coûts les plus bas se stabiliseraient aux environs de 45 euros le MWh pour les grandes installations, et que les coûts des autres installations (ombrières et toitures) pourraient baisser de 30% pour atteindre des coûts de 50 à 70 euros le MWh pour les ombrières et les toitures de plus de 100 kW, et de 100 pour les toitures résidentielles.

Ceci confirme qu’évoquer comme je l’ai fait dans un article paru dans Enerpresse un cout moyen de 54 euros le MWh à ces horizons est dans le bon ordre de grandeur.

Les performances économiques des installations photovoltaïques
Il faut cependant insister sur le fait que ces performances économiques s’obtiennent grâce à des coûts de financement très bas (les développeurs trouvent en France des prêts à 2% sur 20 ans et du capital qui « se contente » de 6% par an de rendement). Le dispositif public de soutien tarifaire ne doit donc pas être supprimé (selon l’idée qu’il ne serait plus utile puisque le solaire est compétitif) alors qu’il facilite grandement ces faibles coûts de financement grâce à la sécurité qu’il apporte.

Rappelons également que ce soutien tarifaire dépend du niveau du prix de gros. Si le prix de gros passe au dessus du prix demandé par un développeur lors de l’appel d’offres, le développeur doit rembourser l’Etat. Il s’agit donc plus d’une sorte de contrat entre l’Etat et le développeur, qu’un soutien à coup de subventions massives. Il est aussi dans l’intérêt de la puissance publique de « sécuriser » des contrats d’achat de l’électricité (PPA, Power Purchase Agreement ) à prix stable sur 20 ans , même si ce prix est encore un peu au dessus des prix de gros actuels, qui par ailleurs ne reflètent plus grand-chose. Plus généralement, toute infrastructure capitalistique (aéroport, voie ferrée, autoroute, centrale nucléaire, centrale solaire, éolienne ou hydro) a besoin de visibilité sur les flux. Ce n’est pas une question de politique de soutien, c’est une réalité du financement des infrastructures.

Les idées reçues

Le solaire bénéficie dans l’opinion d’une bonne image et ne se heurte pas, contrairement à l’éolien, à des résistances sur le terrain. En revanche, il subit des critiques parfois infondées de la part de certains experts.

La durée de vie des panneaux serait de 20 ans

Les constructeurs garantissent la puissance des panneaux sur une durée de 20 à 25 ans. Mais des mesures faites sur des panneaux anciens montrent que les pertes de puissance sont faibles et qu’il est envisageable que les panneaux puissent produire sur 30 voire 40 ans avec une puissance proche de la puissance garantie. Il y a évidemment là un enjeu clef pour l’industrie et une question importante de qualité de production.

Le potentiel (surfaces disponibles) serait très limité

On croit souvent que le déploiement du solaire pourrait buter sur un manque de surfaces disponibles. Il serait notamment problématique de devoir déforester pour installer du solaire PV…

Peut-on quantifier les ordres de grandeur ?

En ordre de grandeur, il faut 1 à 2 ha de surface pour installer une puissance d’1 MW. Une étude récente faite par le CEREMA sur 4 régions : PACA, Aquitaine, Languedoc–Roussillon et Midi- Pyrénées évalue les surfaces potentiellement éligibles à du PV à 1 Million d’ha (pour 14 millions de surface totale) – soit un potentiel théorique de 500 GW – et conclut à la fourchette de 200 à 400 GW de potentiel (réparti entre toitures (90%) et sols (10%). L’étude 100% ENR ADEME parue en 2015 évoque également le chiffre de 400 GW avec les mêmes proportions. Pour mémoire elle envisage à horizon 2050 une puissance solaire installée de 63 GW dans son scénario central. Avec un facteur de charge de 15% cela fait une production de 72 TWh , ce qui pourrait représenter 15% de la production électrique totale (500 TWh en ordre de grandeur).

On pourrait être plus ambitieux et viser une centaine de GW (soit 115 TWh) ou plus comme Negawatt (qui envisage 150 TWh dans son scénario 2017) mais cela ne change pas à la conclusion : ce ne sont pas les surfaces qui manqueront à cet horizon.

Le secteur photovoltaïque est en perpétuel évolution, et vous trouverez de nombreuses informations, articles, et vidéos instructives sur la page Facebook de CAP Soleil Energie.