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. Ce n’est par hasard que l’association des anciens élèves de l’Ecole Polytechnique consacre un numéro spécial de sa revue aux énergies renouvelables électriques et au solaire en particulier.  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.

1 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 (2). 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 !

En 2016, il a  été installé (dans le monde) environ 75 GW (3)  (dont la moitié en Chine); c’est 5 fois plus qu’en 2010 et 50 % de plus qu’en 2015. Le cap de 100 GW devrait être franchi en 2017. Le Renewable Energy Market Report 2017 de l’AIE prévoit une capacité PV mondiale en 2022 entre 740 et 880 GW, pour une production qui pourrait donc dépasser 1000 TWh/an. Le World Energy Outlook 2017 la situe en 2040 entre 2000 GW (New Policies Scenario) et 3250 GW (Sustainable Development Scenario), soit dans ce dernier un taux de croissance du parc installé de 10% par an. Les projections conduisant à une fourchette 6000 à 8000 GW en 2050, telles que celles réalisées par Nicolas Ott dans une étude de 2015 pour la FNH, ne sont pas excessives. Elles supposent une croissance du parc installé de moins de 10% par an.

2. 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 !


Une reprise s’observe en 2017 (4). 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 Enerplan estiment qu’il est possible d’avoir raccordé d’ici 2028 42 GW pour une production d’environ 45 TWh (5). 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.

3. 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.

Limitons nous ici à la France.

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 (6) 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.

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. A ceux qui considèrent que c’est une aide indue, rappelons que le projet d’Hinkley Point a bénéficié d’une aide d’état colossale  (7), validée par la Commission européenne après des débats tendus,  et que les énergies fossiles sont toujours fortement subventionnées. 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.

4. 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.

a/ 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.

b/ 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 (8). 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.

c/ Le solaire plomberait le coût de l’électricité via la CSPE dans des proportions insupportables aux consommateurs

On sait que les énergies renouvelables ont bénéficié d’importantes aides via des tarifs de rachat généreux. Ces tarifs d’achat ont été considérablement réduits, comme le  montre le graphique suivant (par exemple le  tarif dont  les installations au sol bénéficient  est passé de  plus de 300 euros le  MWh en 2009 à environ 80 euros en 2016).

L’écart entre le tarif d’achat et le prix de marché de gros est compensé par la CSPE, payée entièrement par le consommateur d’électricité jusqu’à une réforme récente (9). En 2017, la CSPE -qui ne contient pas que l’aide aux renouvelables-  s’élève à 8 milliards d’euros, soit 22,5 Euros le MWh, 15% du prix payé par le  consommateur (au tarif réglementé) qui est de l’ordre de 150 euros le MWh. L ‘évolution future de la part de la CSPE liée aux EnR a, pour une année donnée, deux composantes : les engagements anciens (les tarifs d’achat sont garantis pour 20 ans) et les engagements relatifs aux nouveaux engagements.

Le coût du solaire PV s’étant effondré, ces nouveaux engagements baissent fortement. Ainsi Enerplan les estime (10) à :

• 47 M€ par GW supplémentaire raccordé en 2019
• 22 M€ par GW supplémentaire raccordé en 2023
• 7,5 M€ par GW supplémentaire raccordé en 2028.

Le volume élevé de la part  solaire de la  CSPE est du aux engagements anciens. A l’avenir le solaire PV demandera de moins en moins d’aides et en tout état de cause beaucoup moins que l’EPR neuf.

d/ Les coûts liés à la gestion de l’intermittence seraient exorbitants.

Dans son bilan prévisionnel, RTE ne mentionne pas de difficultés d’insertion des EnR dans le réseau électrique à horizon 2035, dans les scénarios examinés, qui se situent dans les ordres de grandeur, pour la part du nucléaire dans le mix électrique que j’ai suggéré dans ce blog et dans l’article paru dans Enerpresse (de l’ordre de 50/40/10, 50% de nucléaire, 40% d’EnR dont l’hydraulique, et 10% de fossile). Les « coûts de l’intermittence » (back-up et renforcement du réseau) à cet horizon 2025-2035 et avec ce mix électrique français   sont estimés à 33 euros le MWh (pour un coût de 54 euros le MWh). D’autres experts l’évaluent à 20 ou 30 % du cout du MWh. Ils ne sont en rien rédhibitoires (pour ce mix, la question se posant différemment pour un mix 100% EnR) car conduisent au total à un coût toujours inférieur à celui du nucléaire neuf.

e/ Les besoins en matériaux rares condamneraient le solaire à terme

Le solaire PV en couches minces utilisent des terres rares dont l’abondance est pour le moins discutée.  Mais, selon le site « décrypter l’énergie » :
« Le marché du solaire photovoltaïque se distingue en deux grandes catégories : les technologies cristallines (silicium monocristallin, polycristallin ou amorphe), qui sont de loin les plus utilisées aujourd’hui (plus de 90 % en 2014), et les technologies « couches minces », utilisant des complexes de matériaux en fines couches. (…) La matière première principale des technologies cristallines est le silicium, deuxième matériau le plus abondant sur Terre après l’oxygène. Les autres composants sont l’aluminium (pour le cadre), ainsi que le cuivre (câbles) et l’argent (soudures). En dehors de ces deux derniers, aucun autre métal rare n’est employé. »

Les risques de pénurie d’argent et de cuivre sont envisagés par de nombreux observateurs ; il est bien évident en effet qu’une croissance exponentielle finit toujours par buter sur la finitude des ressources. Quant au recyclage il est bien clair – cela a été montré brillamment par François Grosse en 2010 – aussi qu’il ne  peut suffire à limiter si ce risque quand la croissance est trop forte et le taux de recyclage insuffisant. Mais les analyses des géologues montrent que ce risque est faible pour les deux métaux cités. Quoiqu’il en soit, ils ne sont par ailleurs pas spécifiques au solaire PV…

f/ L’Eroi du solaire PV serait très faible

L’argument, s’il était valide, serait important. Il consiste à dire que l’énergie produite par l’énergie solaire est proche de l’énergie consommée pour la produire…

Plus précisément, qu’est-ce que l’EROI ?  Je cite Cédric Philibert :« La façon directe d’exprimer l’EROI consiste à diviser l’énergie produite au cours de la vie du produit, par l’énergie investie dans sa fabrication. Si ce produit est supérieur à un, c’est une source d’énergie (et potentiellement un puits de gaz à effet de serre, s’il se substitue à l’usage de combustibles fossiles); si ce produit est inférieur à un, c’est un puits d’énergie (et une source de gaz à effet de serre si des combustibles fossiles interviennent dans sa fabrication). »

Une méta-étude de plus de deux cents études conduite par R.H.E.M.Koppelaar de l’Imperial College montre  que les estimations selon lesquelles l’EROI serait de l’ordre de 1 reposent sur des données anciennes et obsolètes. Elle lui donne une valeur de 8,7 à 34,2, et des temps de retour moyens, selon les technologies, de 1 à 4,1 ans.

g/ Le poids carbone du solaire PV (dont les panneaux sont produits en Chine) annihilerait leur intérêt dans la lutte contre le changement climatique.

Il est bien vrai que si les rayons du soleil sont entièrement décarbonnés ce n’est pas le cas des panneaux ; l’électricité chinoise est faite avec beaucoup de charbon. Mais pour y voir clair nous disposons d’un juge de paix : le facteur d’émission du kWh photovoltaïque, calculé en analyse de cycle de vie. L’ADEME l’estime  à 55 grammes de CO2 par kWh (11), soit en gros 8 fois moins que le gaz et 10 fois moins que la moyenne mondiale de l’électricité. En outre ce facteur d’émissions (calculé à partir de données 2011) ne peut que baisser à mesure de la décarbonation de l’électricité et l’efficacité énergétique des procédés de production. Le solaire PV comme tous les moyens de production dont le contenu en carbone est inférieur à 100 grammes CO2 le kWh est bien un outil de lutte contre le changement climatique.

h/ Le solaire  ne créerait d’emplois qu’à l’étranger

Le solaire PV  occupait 8400 ETP en 2014 (après avoir culminé à 30 000 en 2010). Ces emplois sont dédiés très majoritairement à l’installation et sont donc non délocalisables. Une étude récente évalue le potentiel d’emplois créés par le solaire PV à 25000 d’ici 2023 et 40000 d’ici 2028.

5 Les mesures à prendre en France

Le solaire PV est limité en France essentiellement par les dispositifs administratifs (et un peu par les acteurs eux-mêmes, les développeurs ayant gagné un AO tardant parfois à installer) et par les lenteurs administratives ; il n’y a pas de problèmes de contentieux comme dans l’éolien. Les mesures à prendre sont du coup assez simples.

• Afficher  une ambition claire et s’engager pour que les moyens suivent

EDF s’est engagé le 11 décembre à raccorder 30 GW sur la période 2020-2035. Enerplan propose qu’on vise d’avoir installé 42 GW fin 2028. Proposons que soient raccordés 50 GW de PV en 2030.

• Augmenter le volume annuel des Appels d’Offre (12) pour les passer progressivement à 4GW par an.
• Relever le plus rapidement possible à 1MW le seuil  des projets visés par les AO (13)
• Augmenter le taux de réalisation des projets dans les délais, en modifiant les cahiers des charges
• Accélérer les délais administratifs
• Augmenter la taille des appels d’offre, de la CRE,  actuellement limités à 17 MW, qui limitent le développement des grandes « fermes solaires » (supérieures à 100MW).

6 Conclusion

Alors que la PPE va être révisée en France, le gouvernement et notamment Nicolas Hulot peuvent impulser une forte dynamique dans le secteur du solaire photovoltaïque. Ce serait l’une des manières les plus accessibles et rapides de montrer que la transition énergétique est… en marche.

Alain Grandjean

Je remercie vivement des remarques et suggestions de Robin Girard, Antoine Huard et Cédric Philibert, qui ne sont en rien engagés par ce texte.

Notes

1. Source : Observatoire de l’énergie photovoltaïque Le RE Market Report 2017 de l’AIE donne 298.9 GW
2. Soit un  1,2 TWh par GW en gros, un facteur de charge de 14%
3. Source Solar Power  Europe
4. Due aux raccordements de l’appel d’offres CRE 3 attribué en décembre 2015 (délai de mise en service de 2 ans), l’AO CRE 4 multi-périodes va prendre le relais progressivement
5. Soit un facteur de charge de 12%
6. Sources DGEC/MTES/CRE et étude ENERPLAN/FTS/FFB-GMPV
7. Sous forme d’un « contract for difference » qui revient à faire supporter au budget de l’Etat britannique l’écart entre le prix garanti au producteur et le prix de marché
8. C’est l’ordre de grandeur que j’avais retenu dans des coins de table en 2011. Voir l’aritcle
9. En résumé, le financement des surcoûts des EnR  a été étendu aux énergies carbonées et budgétisé. Voir sur le site du Sénat.
10. Ces montants dépendent aussi des hypothèses prises pour les prix de gros. Paradoxe habituel du système actuel : plus on fait d’EnR, plus les prix de gros baissent, plus la CSPE augmente algébriquement …
11. Voir sur le site de l’Ademe  et ici
12. Nicolas Hulot, ministre de la Transition écologique et solidaire, vient (le 11 décembre 2017) de  porter le volume des appels d’offres solaires à 2,45 GW par an, soit une hausse annuelle de 1 GW, et ce à partir de mars 2018.
13. Est-il pertinent de demander à un agriculteur de passer par un appel d’offres national de la CRE pour son hangar agricole de 100 kW, qui représente un chiffre d’affaires de l’ordre de 10 000 euros/an ? Les appels d’offres entrainent des surcoûts de procédure qui ne se justifient pas pour de petits projets.