CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 1
Photovoltaïque
Situation mondiale
et
propositions pour la France
PHELMA, Physique Nanosciences
Grenoble INP, Minatec
Alain RICAUD, Conférence du 8 Novembre 2011
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 2
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 3
Sommaire
I. Introduction ................................................................................................................................6
II. Les idées fortes ...........................................................................................................................6
A. Les caractéristiques du solaire photovoltaïque ........................................................................6
B. … et leurs conséquences sociétales .........................................................................................6
III. Le contexte mondial ................................................................................................................8
A. Historique ...............................................................................................................................8
B. Segmentation ..........................................................................................................................8
C. Productions mondiales ............................................................................................................9
1. Cellules et modules .............................................................................................................9
a) Les 28 premiers ............................................................................................................. 11
2. Répartition géographique .................................................................................................. 14
a) Amérique du Nord: une descente inexorable… .............................................................. 14
b) Japon: la perte d’un leadership… ................................................................................... 15
c) Europe: Deutschland über alles … .................................................................................. 15
d) Et la France ? ................................................................................................................. 16
e) Chine : une conquête fulgurante … ................................................................................ 17
f) Reste du monde............................................................................................................. 18
3. Technologies ..................................................................................................................... 19
a) Silicium cristallin …......................................................................................................... 19
b) … ou couches minces ? .................................................................................................. 21
4. Commentaires ................................................................................................................... 22
a) Des croissances époustouflantes ................................................................................... 22
b) Des capacités justifiées .................................................................................................. 23
c) Veni, vidi, vici ? .............................................................................................................. 23
D. Situation des installations mondiales en 2010 ....................................................................... 24
1. Les installations cumulées ................................................................................................. 24
1. Et toujours plus de modules en stock ................................................................................. 25
E. Prévisions d’évolution 2010-2015 .......................................................................................... 26
1. La production .................................................................................................................... 26
2. Le marché .......................................................................................................................... 27
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 4
3. Les technologies ................................................................................................................ 27
4. Courbe d’apprentissage ..................................................................................................... 28
a) Modules au Si mono et multi cristallin ........................................................................... 29
b) Modules films minces (a-Si:H, CdTe, CIGS)..................................................................... 30
c) Quand les modules pour moins de 1€/Wc ? ................................................................... 30
F. Prospective pour 2020-50 ..................................................................................................... 31
1. Parité réseau ..................................................................................................................... 31
2. Potentiel solaire ................................................................................................................ 32
IV. Le contexte français .............................................................................................................. 34
A. Comprendre les erreurs du MEEDDM .................................................................................... 35
B. Pourquoi la France n’est-elle pas dignement représentée ? .................................................. 36
1. Une concurrence exacerbée .............................................................................................. 36
2. Quelle motivation ? ........................................................................................................... 37
3. Quels objectifs ? ................................................................................................................ 37
C. Les tarifs d’achat, principal instrument de soutien ................................................................. 38
1. La CSPE .............................................................................................................................. 38
D. Propositions ......................................................................................................................... 40
1. Sur le tarif d’achat ............................................................................................................. 40
2. Recommandations sur les objectifs .................................................................................... 41
3. Définir un indicateur de coût ............................................................................................. 42
4. Moratoire et gestion de la file d’attente ............................................................................ 42
5. Concernant l’industrie, que faire ? ..................................................................................... 43
a) Options possibles ? Stratégie de suiveur ou stratégie de rupture ? ................................. 43
b) … et comment faire ? ..................................................................................................... 43
c) Financement des développements ................................................................................ 44
d) Lien R&D / entreprises / fonds d’investissement ............................................................ 44
e) Groupement d’entreprises ............................................................................................. 45
f) Construction de la filière à partir de l’amont ou de l’aval ............................................... 45
E. Proposition de création de nouveaux business ...................................................................... 46
1. En production .................................................................................................................... 46
a) Le CIGS .......................................................................................................................... 46
b) Les challenges à relever ................................................................................................. 47
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 5
2. Et dans l’aval. .................................................................................................................... 47
a) Les toitures « actves » … ................................................................................................ 47
b) Potentiel des surfaces de toitures disponibles................................................................ 48
c) … et les emplois locaux .................................................................................................. 49
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 6
I. Introduction
Suite à mes échanges avec bon nombre d’acteurs du secteur PV, historiques comme plus
récents, aux propositions contenues dans mes éditoriaux successifs de « La lettre du Solaire », ce
document récapitule mon point de vue. C'est celui d’un pionnier qui s'implique depuis plus de 30 ans
à la fois dans les secteurs de la recherche, de l’enseignement, de l'industrie et du conseil, en France
comme l’étranger, et ayant survécu quatre fois au décollage, puis à la coupure des gaz du secteur.
Après avoir rappelé quelques idées fortes, je fais un petit historique au niveau mondial,
donne les éléments de segmentation du marché, analyse les productions de cellules par pays, par
technologie et donne quelques éléments de prospective en termes de volumes et de technologie.
Puis je me concentre sur le contexte français, particulièrement le débat autour du coût
généré par le PV sur la CSPE1, et enfin j’aborde les aspect industriel.
II. Les idées fortes
A. Les caractéristiques du solaire photovoltaïque
Le photovoltaïque comporte certains avantages et quelques inconvénients :
La source est bien d’origine nucléaire ; sa durée de vie se compte en milliards d’années et le
retraitement des déchets y est intégré, à 150 millions de km de distance.
Elle est assez également répartie sur l’ensemble de la planète avec des ratios de gisement
allant de 1 à 3 .
Chacun de nous dispose de la source à sa porte
Les installations sont silencieuses, non polluantes et demandent très peu de maintenance.
La construction est modulaire
La décroissance des coûts de fabrication des modules suit la loi de Verdoorn des objets
industriels : diminution du coût unitaire de 20% chaque fois que double la production
cumulée.
La source est diluée (50-900 W/m²), elle est à la fois périodique et aléatoire, elle ne se stocke
pas facilement.
Le facteur de charge est faible (1 200 h d'ensoleillement correspondent à un taux
d’utilisation de 14%).
Les rendements photovoltaïques restent encore relativement faibles (5 à 20 %).
B. … et leurs conséquences sociétales
Ces quelques caractéristiques simples ont des conséquences considérables.
1 Contribution au Servicve Public de l’Electricité, payée par tous les abonnés et dont le taux est de 7.5 €/MWh
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 7
L’énergie solaire photovoltaïque doit se comprendre dans le cadre d’un triple changement de
paradigme : le passage des énergies « stocks » aux énergies « flux » d’une part, une grande
égalité d’accès d’autre part, et enfin de proximité démocratique (les consommateurs
deviennent en même temps producteurs), donc une véritable rupture dans nos modes de
raisonnement.
En outre, elle ne peut pas être source de conflits armés prédateurs de territoires comme
c’est le cas pour les énergies fossiles, mais seulement de guerres économiques (accès aux
ressources minières par exemple).
L’irradiation solaire annuelle sur l’ensemble de la planète au niveau de la mer (754 million de
TWh) représente plus de 5 000 fois l’énergie que nous consommions en 2005 (environ 12
Gtep ou 139 000 TWh2). Sur le long terme - environ 50 ans - le potentiel extractible des
différentes sources d’énergie renouvelable pourrait en pratique couvrir la consommation
mondiale actuelle - qui pourrait rester constante si nous options tous pour l’efficacité et la
sobriété: la biomasse au premier chef avec 6 Gtep (70 000 TWh), puis le vent avec 1,7 Gtep
(20 000 TWh), la grande hydraulique 14 à 20 000 TWh, dont le potentiel théorique mondial
est d'environ 40 000 TWh, le solaire installé sur les toits des bâtiments industriels,
commerciaux, tertiaires et domestique 0.25 Gtep (2 900 TWh), et la géothermie des couches
profondes 0.2 Gtep (2 300 TWh).
Le PV ne doit pas être vu comme une technologie supplémentaire pour construire des
centrales électriques, en s’en remettant à un oligopole d’opérateurs, mais un moyen parmi
d’autres de transformation de la société.
En outre, les enjeux ne portent pas tant sur le volume des puissances installées en France,
mais - comme l’a si bien montré l’Allemagne - sur la création d’industries innovantes,
exportatrices et créatrices d’eplois locaux.
Comme la production peut avoir lieu sur le site d’utilisation, à terme la « parité réseau » se
mesurera en comparaison du tarif domestique, grâce à des compteurs réversibles. Il faut
donc clairement distinguer les producteurs d’électricité de type « utilities » comme les
centrales au sol dont l’objectif est de vendre cette électricité (l’ancien paradigme), et les
utilisateurs qui auto consommeront toute leur production, et utiliseront le réseau comme un
moyen de « stockage temporaire» qui contrebalance le déphasage entre production et
consommation (le nouveau paradigme).
Les systèmes photovoltaïques ne suivent pas de véritable loi d'économie d'échelle dans leurs
coûts d'installation. D’où l’inutilité économique de programmes de grandes centrales en
plein champ. L’argument de l’aide à l’augmentation des volumes est fallacieux, il ne vaut que
temporairement, dans le cadre d’un tarif très favorable comme c’est le cas aujourd’hui en
France.
Ses possibilités décentralisées en termes d’installations sont sources d’emplois, avec une
grande diversité d’approches. La révolution informatique de bureau suivie de l’internet qui
2 1Mtep = 1,3 Mtec = 11,680 TWh = 11,680 10 9 kWh = 42 10 9 MJ (Mégajoules).
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 8
ont cassé le monopole d’IBM des années 70, nous ont montré le chemin; à nous de répondre
présents dans cette fabuleuse révolution pour redonner confiance et espoir aux générations
futures …
Concernant le stockage, les réseaux intelligents incluront la partie recharge de véhicules
électriques : chargés au travail et déchargés en différé, les véhicules « transporteront »
l’énergie solaire du midi vers le soir, rendant ainsi à la collectivité à la pointe de 19h, un
service d’usage autre que le seul transport.
Malgré une relative stagnation des rendements photovoltaïque, des progrès considérables
peuvent encore être faits pourvu que la recherche fondamentales sur les nouveaux
matériaux (cellules multi spectrales, absorption à deux photons par des semi-conducteurs
magnétiques, couches minces, etc…), et les recherches appliquées pour leur mise en œuvre
industrielle soient accompagnées de façon structurée et pérenne.
Dans le contexte actuel où c’est encore une industrie qui a besoin d’aide, la vision du législateur doit
être globale et à long terme.
III. Le contexte mondial
A. Historique
Le secteur du PHOTOVOLTAÏQUE terrestre existe depuis 1973 : autant dire que c’est une technologie
mature et fiable d’autant plus qu’elle est directement issue du domaine spatial (Programme Apollo
de la fin des années 60).
Les premières centrales (1975-1995) étaient destinées aux pays du tiers monde dépourvus de réseau
électrique (pompes solaires) et, jusqu’en 1995, le taux de croissance du secteur était de 10-15% /an,
puis est passé à 30-40% à partir de 1997, atteignant 80%, voire plus de 100% en 2004.
Conjugué aux préoccupations environnementales des gouvernements, le principe de la connexion au
réseau et des tarifs d’achat (feed-in tariff : FIT) ont vraiment propulsé le PV au devant de la scène, qui
connaît ainsi des taux de croissance réservés à de rares secteurs d’activité vraiment innovants et ce,
depuis maintenant plus de 12 ans.
B. Segmentation
Au niveau mondial, on retrouve une segmentation de la demande autour de deux grands usages,
avec d’une part la production autonome sur batterie (historique de l’ordre de 10% du marché) :
l’électrification des sites isolés (habitat),
l’électrification des systèmes autonomes (faisceaux hertziens),
l’alimentation de systèmes embarqués (bateaux, véhicules, ….).
et d’autre part une production raccordée au réseau très largement dominante (depuis l’an 2000,
environ 90% du marché) :
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 9
la production par des centrales attachées aux façades et toitures de bâtiments industriels, tertiaires, agricoles ou habitations collectives.
la production intégrée en toiture dans l’habitat individuel et le petit tertiaire.
la production par des centrales au sol,
Le marché des systèmes de production autonomes a été le premier
marché du photovoltaïque à se développer. Bien que les besoins soient
immenses dans les pays dépourvus de réseau, il est aujourd’hui très
largement supplanté par les applications raccordées au réseau et restera
relativement stable.
Les centrales au sol représentent une part significative (> 15%) de l’usage
des modules PV. Ce segment est surtout en croissance dans les zones
fortement ensoleillées et faiblement urbanisées. Les appels d’offres
internationaux pour des centrales de l’ordre de plusieurs GWc en cours
vont conforter ce type de marché.
Le photovoltaïque raccordé au réseau prend tout sens comme
source de production d’énergie décentralisée lorsque les centrales
sont intégrées sur les bâtiments, d’une part parce que l’on fait des
économies sur les matériaux de construction qu’elles remplacent,
d’autre part parce que lorsque les tarifs aidés auront disparu (2015-
16), la vente du courant se fera sur le mode réversible; par exemple en France : 12-15 c€ /kWh au
lieu des 4-6 c€ /kWh dont devraient bénéficier les centrales en plein champ dont la production sera
jugée au même titre qu’une centrale classique connectée au réseau moyenne ou haute tension.
C. Productions mondiales
A la fin 2008, avaient été produits 21 500 MWc de modules dont 5 661 depuis le Japon (26 %), 6 114
MWc depuis l’Europe (28%), 1 783 depuis les USA (8 %) et 7 957 provenant du reste du monde dont
la Chaine (37%).
A la fin 2009 le volume des productions cumulées passe à 31 GWc puis à 50 GWc fin 2010. Pour ne
donner qu’un chiffre dans la comparaison au secteur de l’électronique, la consommation de silicium
de base qui ne représentait en 1995 que 10% des 17 000 tonnes annuelles de l’industrie électronique
(rebuts, casse, têtes et queues de lingots), est passée à 74 000 tonnes en 2009, reléguant celle–ci à
un consommateur marginal de matière première !
En 2010, il aura fallu près de 200 000 tonnes de Silicium, principalement produit par l’oligopole
Wacker Chemie, Tokuyama, MEMC, ASIMI et Dow Corning.
1. Cellules et modules
La production mondiale de cellules a connu en 2010 une augmentation stupéfiante, atteignant pour
cette année un volume de 27,2 GW, soit une croissance de 117% par rapport à l’année précédente !
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 10
Observant le cumul modial, on constate que la production de l’année 2010 représente à elle seule
près de la moitié de l’ensemble de la production cumulée jusqu’à aujourd’hui (60 000 MWc).
En puissance crête, les fabricants de cellules ont produit cette année l’équivalente de 22 tranches
nucléaires de 1 200 MW ! Il y a cependant de fortes chances pour qu’une grande partie de ces ventes
soient en cours d’acheminement, en stock dans des containers, non encore installées ou sur des
centrales non raccordées. Nous constatons en effet depuis 5 ans un décalage d’un an environ entre
les statistiques des ventes et les d’installations. Rien qu’en France, où le nombre de projets a explosé
en 2010, une grande partie des installations de tailles importantes ne seront raccordés qu’en 2011.
Le PV mondial aura produit plus de 60 TWh en 2011, ce qui le placera au niveau actuel de la
production de la grande hydraulique en France. Avec des taux de croissance raisonnables (30-40 %
/an), le PV pourrait satisfaire une demande mondiale de 310 TWh en 2015, 557 TWh en 2017 – soit
l’équivalent de la production totale d’électricité de la France d’aujourd’hui – et un peu plus de 1 000
TWh en 2020 pour un peu moins de 1 000 GWc cumulés.
Que pèseront alors les 5 GWc installés cumulés de la France prévus dans la PPI3 à ce moment là ?
Seulement 0.5 % ...
Figure 1: Production de cellules par région (Source PI, Cythelia)
La Chine est devenu leader mondial en termes de volume de production. Celle qui faisait encore ses
premiers pas il ya juste sept ans, a connu une croissance exponentielle et a littéralement explosé le
marché cette année. Le volume de production représentant le reste du monde (ROW) arrive en
deuxième position, mais constitue à peine plus de la moitié de celui du leader mondial.
3 Programmation pluri-annuelle des investissements
Allemagne10%
Reste Europe
3%
USA5%
Japon8%
Chine49%
Taïwan13%
Corée du Sud3%
Reste Monde
9%
Production 2010 de cellules 0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
2005 2006 2007 2008 2009 2010
PV cells production by region: 2005-2010 MWc
USA
Japan
Europe
Rest of the world
China
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 11
Concernant la répartition de la production par région : 49% vient de Chine qui gagne 10 points, 13%
de Taïwan, 10% d’Allemagne, 9% reste du Monde, 8% du Japon qui perd 4 points, 5% des USA qui
restent stables et 3% du reste de l’Europe. Même si l’Allemagne tente de résister, la Figure 1
confirme à l’évidence que la Chine, Taïwan et la Corée du Sud deviennent l’atelier du monde grâce
notamment à la même Allemagne par le marché qu’elle représente et par les technologies qu’elle
leur a livrées.
Avec une croissance de 174% par rapport à l’an passé et quelques entreprises phare (Suntech, JA
Solar, Trina, Yingli, …), la Chine s’arroge près de la moitié du gâteau. A l’inverse, les régions
précurseur, que sont l’Europe et le Japon, continuent leur descente avec une perte respective de 7 et
4 points. Seuls les Etats-Unis affichent une certaine stabilité dans leur part de marché mondiale, avec
une belle croissance de +131%. Cette tendance sera de courte durée, Photon International prévoyant
une baisse de près de -30% pour l’an prochain…
Le Reste du Monde comprend de nombreux pays émergents. L’un d’entre eux, Taïwan, se distingue
nettement comme le montre la Figure 2. A en juger par le profil de sa croissance, on peut être amené
à penser que Taïwan pourrait connaître une croissance similaire à celle de la Chine. Cependant, en
étudiant les principaux acteurs en Asie, on constate qu’il s’agit essentiellement de délocalisations,
plus qu’une performance réelle des pays eux-mêmes. A une plus petite échelle, un autre pays
asiatique percera probablement d’ici quelques années. Entrée sur le marché depuis seulement 2007,
la Corée du Sud parait aussi promise à une très forte croissance.
a) Les 28 premiers
28 acteurs ont été retenus pour le classement des meilleurs mondiaux. Chacun de ces acteurs
produit au minimum 1% de la production mondiale de l’année, ce qui nous mène à un total de 18
GW pour ces premiers acteurs, soit 65% de la production mondiale.
En 2009 nous avions recensé 35 acteurs pour décrire 73% de la production mondiale. Il y a six ans, les
onze premiers faisaient 80%. La restructuration du secteur est donc encore loin d’être terminée.
Mais il se pourrait bien que la situation actuelle de surproduction ajoutée à la crise financière
planétaire conduise à une restructuration violente avec la disparition de nombreux acteurs, y
compris certains des plus gros…
En 2010, l’américain First Solar a été détrôné par le chinois SuntechPower, avec une croissance de
125% par rapport à l’an passé. La seconde place est occupée par JA Solar (+181%).
Si la Chine et les pays émergents connaissent des croissances spectaculaires, dépassant 150%, les
pays comme le Japon et l’Allemagne connaissent quant à eux des croissances plus raisonnables, aux
alentours de 50% pour la plupart. Le Japon, dont la croissance est régulière et maîtrisée depuis des
années, risque à plus long terme de ne représenter qu’une très faible part de la production mondiale,
sans pour autant arrêter sa croissance. Nul ne peut dire aujourd’hui quelles seront les conséquences
industrielles de la catastrophe du 11 Mars. Taïwan se distingue cette année par la présence de quatre
de ses ressortissants dans le Top 28, de même que la Corée du Sud.
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 12
Tableau 1: Les 28 premiers acteurs représentent 65% de la production mondiale et leurs capacités pour 2011
28 premiers 2010 2008 2009 2010 Croiss. Part CumulCapa
2011
Suntech Power (China) 497 704 1 585 125% 5,8% 3 409 2 400
JA Solar (China) 300 520 1 463 181% 5,4% 2 448 3 000
First Solar Inc. (US) 504 1 100 1 412 28% 5,2% 3 307 2 253
Trina (China) 210 399 1 050 163% 3,9% 1 688 1 900
Q-Cells (De) 667 771 1 002 30% 3,7% 3 480 1 265
Yingli (China) 282 525 980 87% 3,6% 1 975 1 700
Motech (Taïwan) 272 360 945 163% 3,5% 1 977 1 800
Sharp (Japan) 473 595 910 53% 3,3% 3 848 1 400
Gintech (Taïwan) 180 368 827 125% 3,0% 1 441 1 500
Kyocera (Japan) 290 400 650 63% 2,4% 2 106 1 000
SunPower (US) 237 397 563 42% 2,1% 1 381 574
Neo Solar Power (Taïwan) 135 201 545 171% 2,0% 921 1 300
Canadian Solar (China) 103 200 523 161% 1,9% 866 1 300
Hanwha Solar One (ex-Solarfun) (China) 170 260 500 92% 1,8% 930 1 300
REC Scancell (No) 135 130 480 269% 1,8% 865 750
Jinko Solar (China) - 26 480 1746% 1,8% 506 1 500
Sun Earth (ex-Ningbo Solar)(China) 175 260 450 73% 1,7% 1 055 800
Risun Solar (China) - 50 432 764% 1,6% 482 1 000
E-Ton Solar (ex-E-Ton Dynamic) (Taïwan) 97 220 420 91% 1,5% 858 780
China Sunergy (China) 110 194 400 106% 1,5% 782 800
Bosch -Ersol (De) 143 200 385 93% 1,4% 877 700
Jiasheng Photovoltaic Tech. (China) - NA 360 1,3% 360 800
Schott Solar (De) 149 240 320 33% 1 091 350
Sanyo (Japan) 215 260 300 15% 1,1% 1 350 565
EGing (China) 106 150 300 100% 1,1% 566 1 000
Hyundai Heavy Industries (South Korea) - 54 290 437% 1,1% 344 580
Solartech Energy (Taïwan) 59 132 260 97% 1,0% 481 1 000
Solar World (De) 30 50 260 420% 1,0% 395 500
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 13
Figure 2: les 10 leaders en 2010 (Source PI / Cythelia)
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 14
2. Répartition géographique
a) Amérique du Nord: une descente inexorable…
Après s’être fait détroné de sa place de leader mondial, First Solar a perdu en 2010 sa place de leader
américain (241 MWc) au profit de la filiale américaine de Solarworld (260 MWc de mc-Si) avec une
croissance de 420%. Le nouveau venu, Suniva (sc-Si) s’est également bien placé cette année en
occupant la troisième place du podium. Avec Evergreen (ruban) et United Solar Ovonic (a-Si:H) aux
quatrième et cinquième places, ces cinq leaders représentent à eux seuls 78% de la production
nationale.
Tableau 2: Production en Amérique du Nord en 2009-10 et prévisions pour 2011 (MWc)
Cependant, malgré des taux de croissances honorables, l’Amérique du nord tend à perdre de
l’importance par rapport à ses conccurents internationaux et commence à fuir le territoire.
La filiale américaine de Schott Solar, qui produisait une dizaine de MW de ruban depuis 2004, ferme
son usine aux USA, avançant un manque de productivité. Le leader mondial de ruban Evergreen
envisageait la possibilité de fermer son usine à la fin du premier trimestre 2011, renforçant par la
suite sa collaboration avec le chinois Jiawei. En fait il dépose le bilan au début de l’été 2011.
Malgré cela, des entreprises envisagent de faire leur entrée sur le marché : c’est le cas de Stion (joint-
venture créée par Khosla Ventures, Braemar Energy Ventures, Lightspeed Venture Partners, et
General Catalyst Partners) qui n’a pas produit en 2010 mais qui prévoit une production de 110 MW
pour l’année suivante. Quant à Nanosolar après huit ans de tapage médiatique, toujours pas de
décollage en vue…
America 2009 2010
year
growth
world
share
Plan
2011
1 Solarworld 50 260 420% 1,0% 300
2 First Solar 143 241 69% 0,9% 250
3 Suniva 25 170 580% 0,6% 170
4 Evergreen 103,4 157 52% 0,6% 38
5 United Solar Ovonic 123,4 150 22% 0,6% 210
6 Solyndra 30 68 127% 0,3% 115
7 CaliSolar NA 40 0,1% 75
8 Spectrolab NA 40 0,1% 50
9 Global Solar 10 30 200% 0,1% 35
10 Abound Solar 3 30 900% 0,1% 65
11 Héliovolt < 1 20 0,1% 70
12 Miasole 13 20 54% 0,1% 100
13 Spectrawatt NA 10 0,0% 10
14 Emcore PV 30 5,0 -83% 0,0% 20
15 Solar Power Industries NA 5,0 0,0% 15
16 Nanosolar < 1 2,5 0,0% 25
17 Solopower 0 2,0 0,0% 10
18 Ascent Solar 0 1,0 0,0% 10
19 AQT Solar NA 0,5 10
Total N-America 543 1253 131% 4,6% 893
Cell World 12 514 27 172 117% 100% 50550
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 15
b) Japon: la perte d’un leadership…
« Chacun à sa place » : voilà comment nous pourrions qualifier le marché japonais. Avec des taux de
croissance de 60 % pour les plus gros producteurs Sanyo excepté, le Japon maintient son classement
de l’an passé. Ses quatre leaders restent donc respectivement Sharp, Kyocera, Sanyo, et Mitsubitshi
Electric, représentant à eux-seuls 90% de la production japonaise. Une montée en puissance de Solar
Frontier (anicennement Showa Shell) est attendue pour 2011. Quant à Sanyo, sa technologie HIT,
certes performante, mais pas très bon marché, ne pourra connaître la même croissance que celle du
mc-Si.
Fidèle à sa constance, le Japon continue une croissance régulière et maîtrisée qu’il connait depuis
trente ans. En considérant le Japon dans sa globalité, on note que les volumes de production sont
encore importants. Mais relativement faibles du fait de la croissance démesurée de ses voisins
asiatiques ; le Japon risque donc de perdre son leadership d’ici deux-trois ans.
Tableau 3: Production au Japon en 2009-10 et prévisions pour 2011 (MWc)
c) Europe: Deutschland über alles …
Depuis des années, l’essentiel du marché européen est détenu par l’industrie allemande. La règle se
vérifie encore une fois cette année avec la présence de 9 sociétés allemandes parmi les 10
premières. Q-Cells est toujours en tête du classement malgré sa déconfiture boursière et une
décroissance limitée de 15%. Cette baisse d’activité a été profitable à Bosch Solar (ex ERSOL) qui
talonne à présent le leader national. L’ancien numéro deux Schott Solar reste tout de même dans la
course, de même que First Solar (Francfort-Oder). Conergy et Sovello présentent quant à eux des
croissances supérieures à 100%.
Le norvégien REC Scancell (+38% à 180 MWc) connaît une reprise modeste en Europe et un
démarrage très fort à Singapour (300 MWc).
PV Cells Japan 2009 2010 Croiss. PartPlan
2011
1 Sharp 595 910 53% 3,3% 1250
2 Kyocera 400 650 63% 2,4% 800
3 Sanyo 260 300 15% 1,1% 400
4 Mitsubishi Electric 120 210 75% 0,8% 250
5 Solar Frontier (ex-Showa Shell) 43 74 72% 0,3% 600
6 Kaneka 40 58 45% 0,2% 115
7 Mitsubishi Heavy Ind. 42 50 19% 0,2% 55
8 Honda Motor 28 28 0% 0,1% 30
9 Clean Venture 21 10 10 0% 0,0% 50
10 Fuji Electric 7 10 43% 0,0% 17
Total Japan 1545 2300 49% 8,5% 3 567
Cell World 12 514 27 172 117% 100% 50 550
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 16
Tableau 4:Production en Europe en 2009-10 et prévisions pour 2011 (MWc)
d) Et la France ?
Photowatt relégué à la 87ème place avec une production stable de 58 MW, n’a pas su se renouveler
même dans le contexte euphorique de la France en 2010.
Cell Production Europe 2009 2010 year growth
world
share 2011
1 Q-Cells (De) 551 470 -15% 1,7% 530
2 Bosch Solar Energy (ex-Ersol) (De) 200 385 93% 1,4% 700
3 Schott Solar (De) 229 320 40% 1,2% 350
4 First Solar (De) 193 238 24% 0,9% 501
5 Conergy (De) 100 210 110% 0,8% 250
6 Deutsche Cell (Solarworld) (De) 200 200 0% 0,7% 250
7 REC Scancell (Nor) 130 180 38% 0,7% 180
8 Azur Space Solar Power (De) 100 160 60% 0,6% 200
9 Sovello (De) 65 145 123% 0,5% 180
10 Sunways (De) 67 116 73% 0,4% 116
11 Solland (Nl) 80 110 38% 0,4% 170
12 Arise Technologies (De) 16 85 438% 0,3% 130
13 Isofoton (Sp) 70 80 14% 0,3% 170
14 Photovoltech (Be) 54 79 45% 0,3% 150
15 Solibro (Q-Cells) (De) 14 75 436% 0,3% 135
16 X Group (It) 22 60 173% 0,2% 150
17 Photowatt (Fr) 49 58 18% 0,2% 70
18 Solar Cells Hellas(Gr) 10 48 380% 0,2% 80
19 Malibu (De) 20 40 100% 0,1% 40
20 Inventux (De) 15 40 167% 0,1% 80
21 Solsonica (It) 8 35 338% 0,1% 80
22 Instalaciones Pevafersa (Sp) 2 35 1650% 0,1% 120
23 Innotech Solar (Nor) NA 35 0,1% 85
24 Würth Solar (De) 30 30 0% 0,1% 30
25 EPV (De) 30 30 0% 0,1% 30
26 Gadir (Sp) 10 30 200% 0,1% 45
27 Masdar PV (De) 3 30 900% 0,1% 75
28 Global Solar (De) 10 25 150% 0,1% 35
29 Pramac (Sw) 5 25 400% 0,1% 35
30 HeliosSphera (Gr) 1 24 2300% 0,1% 60
31 Avancis (De) 5 20 300% 0,1% 20
32 Istar Solar (It) 2 20 900% 0,1% 40
33 Sulfurcell (De) 2 18 800% 0,1% 35
34 T-Solar Global (Sp) 18 16 -14% 0,1% 54
35 Moncada Energy Group (It) 0 10 0,0% 55
36 Cel Celis (Sp) 0 10 0,0% 120
37 Omniasolar (It) 10 8 -20% 0,0% 30
38 Ferrania Solis (It) 2 7 0,0% 60
39 Calyxo (Q-Cells) (De) 1 7 600% 0,0% 50
40 Solar Plus (Por) 7 5 -25% 0,0% 20
41 Odersun (De) 1 5 400% 0,0% 25
42 Eco Europe (De) NA 5 0,0% 15
43 Sunerg Solar (It) 1 5 380% 0,0% 5
44 Soliker (Sp) NA 4 0,0% 8
45 Yohkon Energia (Sp) 1 4 250% 0,0% 20
46 Schüco TF (ex-Sunfilm) (De) 60 2 -97% 0,0% 110
47 EniPower (It) 2 1 -41% 0,0% 30
48 Fototherm (It) NA 1 0,0% 6
Total 2499 3545 27% 13% 6 090
Cell World 12 514 27 172 85% 100% 64 926
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 17
Trois places derrière ce dernier, BP Solar, avec un président du groupe qui n’y croit pas, connait sa
longue descente aux enfers avec une décroissance de -80% cette année, production issue
uniquement de son usine en Inde.
Les plans de production annoncés par les acteurs européens (6 000 MWc en 2011) devraient
permettre s’ils se réalisent, une croissance de 69% mais une part de marché réduite à 10%. Les
acteurs européens sont en général sous-critiques en termes de volumes produits. En effet, on en
recense 48 en 2010, alors que le volume produit ne représente que 13% de la production mondiale.
Bien que les unités de production soient des multiples de tranches de 30 MWc, ce qui permettrait de
penser que les volumes gigantesques ne sont pas le critère premier des bas coûts, il y a cependant un
effet d’échelle sur les achats des matériaux entrants, et comme ceux-ci représentent une part
importante de la valeur ajoutée des modules, la taille des usines pourrait bien l’emporter sur les
améliorations technologiques.
Enfin, on peut constater l’apparition de nouveaux acteurs, en particulier italiens et espagnols, qui
devraient faire leur entrée l’an prochain, comme l’italien X-Goup, ou les espagnols Cel Celis et
Instalationes Pervafersa. Réussiront-elles à bousculer l’Allemagne d’ici quelques années ?
e) Chine : une conquête fulgurante …
Poursuivant sa croissance exponentielle débutée en 2006, la Chine est à présent le leader mondial
en terme de volume, avec 32 producteurs affichant des résultats supérieurs à 100 MW dont 11
d’entre eux dans le top 28.
SuntechPower demeure le numéro un, suivi de très près par son compatriote JA Solar dont
l’époustouflante croissance de 181% coupe court aux élans de Trina. En troisième position, Trina n’a
cependant pas à rougir de ses perfomances, avec une croissance de 163%. Avec Yingli et Canadian
Solar, ces cinq acteurs représentent le cinquième de la production mondiale ! Et cette croissance
n’est pas prête de s’arrêter, si l’on en croit les capacités annoncées pour l’année prochaine…
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 18
Tableau 5:Production supérieure à 100MW en Chine en 2009-10 et prévisions pour 2011 (MWc)
f) Reste du monde
Parmi les pays du Reste du Monde, la croissance rapide de Taïwan apparue sur la scène
internationale grâce à Sinonar, tend à laisser penser qu’elle sera le deuxième acteur majeur
asiatique derrière la Chine. En effet, les productions issues de Motech (945 MW) et Gintech
(827 MW) représentent des volumes proches des plus grands producteurs.
On notera que les gros volumes de Gintech proviennent de la seule production de cellules pour
l’exportationj vers des entités de production de modules.
Une autre nation commence à percer : il s’agit de la Corée du Sud. Cette nation apparue en 2007
semble très prometteuse. Après de timides débuts pendant les deux premières années, elle atteint la
moitie du volume de production américain en 2009 et les trois quart en 2010. Il est donc très
probable qu’elle prenne une place non négligeable dès l’an prochain.
PV Cells China 2009 2010 Croiss. Part 2011
1 Suntech Power 704,0 1585,0 125% 5,8% 2400
2 JA Solar 520,0 1463,0 181% 5,4% 2200
3 Trina Solar Energy 399,0 1050,0 163% 3,9% 1700
4 Yingli Green Energy 525,3 980,0 87% 3,6% 1500
5 Canadian Solar 200,0 522,9 161% 1,9% 1076
6 Hanwha SolarOne (ex-Solarfun) 260,0 500,0 92% 1,8% 1000
7 Jinko Solar 26,0 480,0 1746% 1,8% 1000
8 Sun Earth Solar Power (ex-Ningbo Solar El.) 260,0 450,0 73% 1,7% 700
9 Risun Solar 50,0 432,0 764% 1,6% 800
10 China Sunergy 194,0 400,0 106% 1,5% 800
11 Jiasheng Photovoltaic Tech.(ex-Jiangsu) NA 360,0 1,3% 600
12 EGing 150,0 300,0 100% 1,1% 600
13 CNPV 60,0 250,0 317% 0,9% 500
14 Motech 64,0 235,0 267% 0,9% 500
15 Jetion 100,0 200,0 100% 0,7% 450
16 Risen Electric (ex-Ninghai Risen) 70,0 200,0 186% 0,7% 400
17 Era Solar NA 200,0 0,7% 400
18 Tianwei New Energy NA 180,0 0,7% 500
19 Topray 15,0 180,0 1100% 0,7% 450
20 Sunflower 133,0 170,0 28% 0,6% 400
21 Chint Solar (Astroenergy) 100,0 160,0 60% 0,6% 650
22 DelSolar 0,0 160,0 0,6% 400
23 Sopray Solar NA 160,0 0,6% 350
24 Hareon Solar Technology - 155,0 0,6% 920
25 Trony 50,0 145,8 192% 0,5% 255
26 Light Way Green New Energy NA 120,0 0,4% 200
27 Magi Solar Technology NA 120,0 0,4% 350
28 Sunlink PV NA 105,0 0,4% 150
29 China Light Solar 70,0 100,0 43% 0,4% 120
30 Shenglong PV-Tech (ex-Suzhou Shenlong) 60,0 100,0 67% 0,4% 300
31 Green Power NA 100,0 0,4% 180
Autres Fabricants 660,0 1328,7 50,8 5% 5602
Total 4740,3 12992,4 101% 48% 28113
Cell World 12514,3 27171,8 100%
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 19
Tableau 6: Production supérieure à 100MW dans le Reste du Monde en 2009-10 et prévisions pour 2011 (MWc)
3. Technologies
L’étude de la répartition des ventes par technologie (Tableau 7) montre que le silicium cristallin
domine encore largement en 2010 avec une part de marché qui est passée de 80 à 87 %. Le
monocristallin (y compris le HIT de Sanyo) est passé de 35 à 34% – dont 3% seulement pour les
cellules à très haut rendement (VHE sc-Si) - contre 46 à 52% pour le multi cristallin, un ratio qui croît
nettement par rapport à 2009 notamment à cause de l’explosion des ventes de produits multi-
cristallins de la part des chinois Suntech Power (part de marché : 5.6 à 5.8%), JA Solar (4.2 à 5.4%) ,
Trina (3.2 à 3.9%) et du Taïwanais MOTECH (2.9 à 3.5%). Le ruban de silicium ne décolle pas, restant à
1% de part de marché, pas plus que le µc-Si. La part des couches minces passe de 17 à 12 % en un an
à cause principalement de la pause de First Solar sur les investissements, qui passe de 9 à 5.3 % du
marché.
a) Silicium cristallin …
Tant que les technologies au silicium cristallin (c-Si) restent bon marché, les technologies en couche
mince (TF), à moindre rendement (12% pour le CIGS versus 18% pour le c-Si mono), devront être 10%
moins chères en € /Wc. Au fil du temps, les modules en couches minces sont restés de 7 à 24% moins
chers que les modules cristallins. La raison de la différence de prix tient à la surface nécessaire : en
termes simples, il faut plus pour faire la même chose en surface et en matériel. Actuellement, il ya
des préoccupations de marché – justifiées ou non – sur la fiabilité des couches minces sur le terrain.
L’écart actuel de prix entre les couches minces et le cristallin n’est pas assez grand pour encourager
Reste du Monde 2009 2010 Croiss. Part 2011
1 First Solar (Malaysia) 764,5 932,5 22% 13,2% 1400
2 Gintech (Taïwan) 368,0 827,0 125% 11,7% 1261
3 Motech (Taïwan) 296,0 710,0 140% 10,0% 1000
4 Sun Power (Philippines) 397,0 558,0 41% 7,9% 558
5 Neo Solar Power (Taïwan) 201,0 545,0 171% 7,7% 1000
6 Q-cells (Malaysia) 20,0 457,0 2185% 6,5% 600
7 E-Ton Solar (Dynamics) (Taïwan) 220,0 420,0 91% 5,9% 620
8 REC (Scan Cell) (Singapore) - 300,0 4,2% 570
9 Hyundai Heavy Industries (South Korea) 54,0 290,0 437% 4,1% 470
10 Solartech Energy (Taïwan) 132,0 260,0 97% 3,7% 700
11 Shinsung Holdings (South Korea) 80,0 250,0 213% 3,5% 300
12 Moser Baer (India) 120,0 150,0 25% 2,1% 250
13 Indosolar (India) 21,8 140,0 542% 2,0% 360
14 DelSolar (Taïwan) 88,8 125,0 41% 1,8% 315
15 Sunrise Global Solar Energy (Taïwan) 17,0 120,0 606% 1,7% 500
16 LG Electronics (South Korea) 0,0 100,0 1,4% 250
17 Millinet Solar (South Korea) 60,0 100,0 67% 1,4% 360
18 Tainergy Tech (Taïwan) 45,0 100,0 122% 1,4% 380
Autres fabricants 302,4 697,8 131% 10% 2009
TOTAL 3 188 7 082 76 26% 12 903
Cell World 12 514 27 172 71% 100% 50 550
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 20
l’achat. En ce moment, les conditions du marché ne favorisent pas les technologies en couches
minces et pour être franc, elles ne favorisent pas les créateurs de technologie. Des marchés faibles,
des surcapacités de production, des stocks élevés côté demande et des changements dans les
programmes de subventions mettent une forte pression à la baisse sur les prix.
Tableau 7: Production mondiale de cellules par technologie en MWc (2007-2010) et cumulées (1978-2010) avec la
nouvelle catégorie « others ».
Les troubles politiques, des gouvernements instables en Europe en risque de défaut, la tendance
anti-subvention aux États-Unis (situation exacerbée par la prochaine élection présidentielle, le niveau
élevé de chômage et plusieurs faillites de sociétés d’énergie solaire) contribuent à la morosité du
marché. Les prix sont annoncés à la baisse chaque semaine. Les achats de fin d’année aux Etats-Unis,
dopés par la fin probable des subventions, laissent prévoir une forte croissance de la demande, mais
si les fabricants PV perdent de l’argent à chaque watt vendu, cela n’a pas de sens. Actuellement, un
module cristallin se vend de moins de 1 US$ à 1.5 $/Wc, avec quelques produits de très haut
rendement qui tiennent encore à 3 $/Wc. En octobre 2011, le prix moyen de vente des modules c-Si
aura été de 1.32 $/Wc. Les technologies en film mince ont été cotées entre 0.5 et 1.5 $/Wc. Avec une
capacité de production d’environ 37.5 GWc toutes technologies confondues, l’année 2012 s’annonce
très difficile pour tous, malgré la poursuite des constructions. En solaire photovoltaïque, le risque de
manquer le marché reste une motivation plus forte que celui de détenir de la capacité inactive. Avec
les changements actuels du marché, il est probable que les prix resteront bas et les marges des
fournisseurs limitées pour un bon moment.
Technology 2007 2008 2009 2010 Cumul
sc-Si 1 569 2 725 4 105 9 021 20 445
38% 36% 33% 33% 34%
mc-Si 1 859 3 611 5 757 14 157 29 926
45% 48% 46% 52% 50%
Ribbon 90 114 175 326 988
2,2% 1,5% 1,4% 1,2% 2%
c-Si 3 518 6 450 10 036 23 504 51 359
85,9% 85,2% 80,2% 86,5% 86%
a-Si:H 180 326 657 951 2 544
4,4% 4,3% 5,3% 3,5% 4%
CdTe 192 484 1 126 1 440 3 429
4,7% 6,4% 9,0% 5,3% 6%
CIS 20 76 213 435 779
0,5% 1,0% 1,7% 1,6% 1%
µcSi 20 61 113 326 547
0,5% 0,8% 0,9% 1,2% 1%
Thin Films 414 946 2 109 3 152 7 299
10% 13% 17% 12% 12%
a-Si:H sur CZ 164 176 235 300 1 281
HIT 4% 2% 2% 1% 2%
Others 4 0 113 217 341
(DSSC,GaAs,...) 0,1% 0,0% 0,9% 0,8% 1%
Total 4 100 7 572 12 493 27 173 59 939
Growth 71% 85% 65% 118% 51%
Sources: PV News 1990-2001 / PI Mars 2002 - 2011 / calculs Cythelia
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 21
Figure 3: Production mondiale de cellules par technologie et par région en MWc (2007-2010)
b) … ou couches minces ?
La Figure 4 montre bien l’irrésistible ascension du CdTe de First-Solar de 2004 à 2009, son tassement
en 2010, la dégringolade du a-Si:H dans la période 2000-05, liée à la désillusion des faibles
rendements et des promesses de bas coûts pas au rendez-vous, puis le regain d’intérêt pour le a-Si:H
en 2006 et sa promesse de tandem (a-Si:H/µc-Si) propagée par le battage médiatique d’Applied
Materials, mais soudainement arrêté compte tenu des disputes sur les brevets avec Oerlikon et des
nombreux revers commerciaux en rapport avec des rendements insuffisants (6-7%). Le µc-Si trop
cher (requiert 6 fois plus de machines PECVD pour un même « throuput » en volume) ...
Quant au CIGS, toujours au stade d’unités de production de taille moyenne (< 100 MWc), confirme
son ascendant sur les jonctions tandem (a-Si:H/µc-Si) avec l’arrivée de très nombreux acteurs (nous
avons dénombré 60 start-ups) tout particulièrement en Europe, issus de l’Université de Stuttgart, du
HMI de Berlin, de l’Angström Solar Center d’Uppsala, … la société Solibro/ Q-Cells qui en est issue, se
distinguant par les meilleurs rendement commerciaux (12-13%). L’annonce récente du japonais Solar
Frontier de la mise en production d’une usine de capacité 1 000 MWc en CIGS laisse augurer pour
2011-12 la même révolution que celle de First Solar en 2008-09, mais avec un matériau garanti sans
cadmium, portant la part des couches minces à plus de 25%.
01 0002 0003 0004 0005 0006 0007 0008 0009 000
10 00011 00012 00013 00014 00015 00016 00017 00018 00019 00020 00021 00022 00023 00024 00025 00026 00027 00028 00029 000
2007 2008 2009 2010
Cells production by technology (MWc)
Others
µcSi
a-Si:H sur CZ
Ribbon
CIS
a-Si:H
CdTe
sc-Si
mc-Si
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
5 500
6 000
6 500
7 000
7 500
8 000
8 500
9 000
9 500
10 000
10 500
11 000
11 500
12 000
USA Japan Europe China ROW
Cells production by region and by
technology 2010 (MWc)
µcSi
ribbon
CIS
a-Si:H
HIT
CdTe
mono sc-Si
multi mc-Si
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 22
Figure 4: Tableau de la part de marché des couches minces (1999-2010) Source Cythelia
La part de la catégorie « autres » prend de l’importance. Son volume en MW rejoint celui des
membranes souples et du silicium micromorphe. La technologie principale de cette catégorie est
l’arséniure de gallium GaAs produit par la société chinoise Sunflower, affichant un volume de
production de 170 MW en 2010. A l’avenir, la part des cellules à hautes performances prendra de
l’importance avec la multiplication des centrales à concentration. Cependant, au vu des volumes des
autres technologies, en particulier les cellules au c-Si, celles-ci ne représenteront pas une part
importante en volume au niveau mondial, sauf peut-être en chiffre d’affaire.
4. Commentaires
a) Des croissances époustouflantes
Les volumes de production recensés en 2010 sont gigantesques. Parmi les plus fortes croissances de
production, on retrouve la Corée du Sud avec +277% ainsi que Taïwan avec +143%. Les USA nous font
une belle surprise avec une croissance de +131% dont les principaux responsables sont Solarworld,
Evergreen, First Solar, Suniva et Onovic Solar. Un autre élément de dynamisme est également
remarquable: l’apparition de sept nouveaux acteurs
Une question vient naturellement à l’esprit de tous les énergéticiens: que signifie cette croissance
sans répit du photovoltaïque ; est-elle réellement soutenable ? A notre avis, la vigueur du marché se
continuera de se ralentira en 2012-2013 mais elle ne se démentira pas sur le long terme.
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
8%
9%
10%
11%
12%
13%
1999 20002001 2002 20032004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Part des technologies en films minces
a-Si:H
CdTe
CIS
µcSi
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 23
b) Des capacités justifiées
En observant l’utilisation des capacités de production pour 2010, on remarque que les usines de
fabrication de cellules ont été utilisées en moyenne à 75%, avec un maximum atteint à Taïwan avec
91% d’utilisation. D’où les augmentations de capacité et leur pertinence.
Tableau 8: Comparaison des capacités de production et des volumes de production pour 2011 par pays
En revanche, les capacités les moins utilisées correspondent aux sites de délocalisation (Malaisie,
Philippines, Singapour) avec 57%, et aux USA et l’Europe (Allemagne exclu) avec 60%.
Tableau 9: Nombre acteurs par tranche de capacité
D’après le Tableau 8 dénombrant les entreprises ayant les plus fortes capacités de production, trois
faits ressortent. Premièrement, on peut remarquer que l’Asie du Sud-Est et le Japon représentent à
eux-seuls 44 des sites de production les plus importants sur les 48. Parmi eux se trouvent les trois
producteurs aux capacités 2011 les plus importantes, qui sont trois chinois : JA Solar avec 3 GW, le
leader mondial SuntechPower, avec 2,4 GW, et Trina Solar avec 1,9 GW. Seules cinq entreprises sont
présentes dans la catégorie ROW : quatre d’entre elles se situent en Malaisie, Philippines et
Singapour, lieu de prédilection pour la délocalisation choisi par First Solar, Q-Cells, SunPower et
RECScancell ; le dernier étant un sud-coréen.
c) Veni, vidi, vici ?
Apparue dans le photovoltaïque en 2003, la Chine a réussi l’exploit de dominer le marché en sept ans.
A présent, les questions qui se posent à nous sont : que recherche la Chine, pourquoi et comment fait-
elle ? Avec le ralentissement de l’économioe mondiale, on pouvait penser qu’elle se redéploierait sur
son immense territoire aux besoins illimités. Or, elle vient tout juste de mettre en place un tarif
Pays Production
2010
Croiss. Prod
(2009/2010)
Croiss.
Capacité
(2010/2011)
Utilisation
capacité
Nouveaux
acteurs
USA 1 253 131% 35% 60% 7
Japon 2 300 49% 73% 86% 0
Corée du Sud 865 277% 82% 88% 2
Malaysie+Philippines+
Singapour 1752 49% 32% 57% 0
Taïwan 3 446 143% 134% 91% 2
Chine 12 992 179% 105% 73% 19
Germany 2 656 38% 28% 84% 0
Reste de l'Europe 889 94% 44% 60% 5
Capacité 2011 (MWc) 500 à 1000 > 1000 Total
USA 1 0 1
Japon 2 2 4
Europe 3 0 3
Chine 13 14 27
Taïwan 4 4 8
ROW 4 1 5
Total 27 21 48
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 24
(faible) pour son marché intérieur. Jusqu’à présent, des grands projets de centrales en plein champ,
souvent réalisés en partenariat avec du matériel … First Solar ! Cependant, on ne peut que constater
l’augmentation de ses capacités de production, 18 GW en 2010, 36 GW en 2011, la plupart des
fabricants anticipant une augmentation encore plus spectaculaire.
Cette stratégie est loin d’être irréfléchie : les dirigeants chinois ont parfaitement compris que le
photovoltaïque sera un élément déterminant du bouquet énergétique des années 2020-30. Ils savent
aussi que grâce au charbon, ils produisent l’électricité la moins chère du monde (voir Figure 6).
Pourquoi s’embêteraient-ils à financer le développment du PV alors que les gouvernements européens
le font si bien pour eux ? Lorsque par sa courbe d’apprentissage, le coût du photovoltaïque sera
comparable au coût augmenté de la production d’électricité au charbon, alors les chinois inonderont
leur territoire de leurs propres modules. Ceci ne commencera probablement pas avant 2016 : en
attendant, ils comptent sur nous. Et notre gouvernement les a bien aidés avec le décret du 5 Mars :
les opérateurs français, pour monter des projets encore compétitifs avec les nouveaux tarifs, ont soit
abandonné la partie, soit renforcé leurs liens avec les entreprises chinoises, les seules à proposer des
modules cristallins à moins de 1,25 € /Wc.
D. Situation des installations mondiales en 2010
1. Les installations cumulées4
A fin 2009, les installations mondiales cumulées étaient de 23 GWc et 37 GWc fin 2010.
Le différentiel entre productions cumulées et installations cumulées pouvait être évalué à 20 GWc, à
la fin 2010, soit une année entière de production. Jusqu’à présent près de la moitié de la production
mondiale était installée en Allemagne chaque année, les deux-tiers allant à la Bavière – le land du
Sud – qui risque à ce rythme de rencontrer localement des problèmes de saturation de réseau.
Cependant, le potentiel d’installation dans le monde reste extrêmement important.
Il est intéressant de noter la divergence des statistiques entre les productions de modules et les
installations : + 4 900 MWc à fin 2008 et environ + 8 000 MWc à fin 2009 de stocks divers – installés
ou pas – qui, depuis quatre ans ne cesse de croître et de s’accumuler. Ceci était en contradiction avec
la difficulté de se procurer des modules en 2009. Pour comprendre ce phénomène, il faut faire
l’hypothèse que ce sont les modules des compagnies réputées qui sont rares et ceux des sociétés
chinoises nouvellement créées qui sont surabondants et qui encombrent les port de leurs containers.
On note que si tous ces modules étaient en place et en bon ordre de marche, leur production,
pondérée par le facteur de charge, équivaudrait à celle de 5 tranches nucléaires de 1 200 MW. On
peut dire que le photovoltaïque est bien sorti de son ghetto de source d’énergie tout juste bonne
pour les services des systèmes isolés.
4 A partir de ‘report IEA-PVPS 2010’
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 25
Tableau 4 : Evolution passée du marché photovoltaïque par zone géographique (2000-2010)
1. Et toujours plus de modules en stock
A titre de vérification, nous avons comparé le tableau des ventes de Navigant Consulting au tableau
des productions et des capacités des usines données par Photon (LLS Avril 2011).
Tableau 10 : Productions mondiales de photovoltaïque (Source Photon/ Cythelia, Mars 2011)
On constate tout d’abord que les % d’utilisation des capacités sont beaucoup plus élevés, qu’ils vont
en augmentant et qu’ils sont du même ordre de grandeur pour le c-Si et les TF.
Par différence entre les productions (Photon) et les ventes (Navigant), nous avons calculé la quantité
de stocks annuels et cumulés de modules.
Tableau 11 : Stocks annuels et cumulés de PV non installé (calcul avec hypothèse de stock de 200 MWc c-Si et 50 MW TF
à fin 2006)
Evolution du marché du PV (en MWc) de 2000 à 2009. (Etude EPIA)
Total Cap.
MWc c-Si
2007 4 104 3 526 5 000 71% 414 600 69%
2008 7 572 6 450 8 500 76% 946 1 300 73%
2009 12 493 10 149 11 000 92% 2 109 2 500 84%
2010 26 962 23 504 25 000 94% 3 233 3 300 98%
PROD c-Si % util TF Cap. TF % util
Stock Cumul
MWc c-Si
2007 1 031 782 1 231 35% 85 135 33%
2008 2 080 1 713 3 311 51% 191 326 34%
2009 4 579 3 577 7 890 78% 767 1 093 52%
2010 9 559 8 414 17 449 74% 920 2 013 62%
Stock c-Si Cum %
prodTF
Cumul
TF
Cum %
prod
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 26
Si les données de Navigant et de Photon sont correctes, le tableau valide et confirme les craintes que
nous manifestons chaque année au mois d’Avril quand on compare les productions aux installations.
En effet le stock disponible de modules non encore vendus s’élèvait à 19 500 MWc à fin 2010 - soit
près d’une année de production - d’où les prix bas délirants qu’auront rencontré les vendeurs tout au
long de l’année 2011 …
E. Prévisions d’évolution 2010-2015
1. La production
Le tableau ci-dessous montre deux scénarii, l’un prudent et l’autre accéléré. Il a été réalisé sur la base
des expéditions (ventes) au premier point de vente du marché. Outre les faibles ratios ventes /
capacités de production, il indique une domination continue des technologies c-Si, qui devrait se
prolonger.
Tableau 12 : Scénarios prudent et accéléré des ventes comparées des technologies c-Si et TF (Source Paula Mints,
Navigant Consulting, le 07/10/2011)
Dans le scénario prudent, la demande mondiale en constante progression devrait se stabiliser autour
de 20 GWc par an dans la période 2010-2015.
Total Cap.
MWc c-Si
2007 3 073 2 744 4 880 56% 329 563 58%
2008 5 492 4 737 8 586 55% 755 1 290 59%
2009 7 914 6 572 11 043 60% 1 342 2 546 53%
2010 17 403 15 090 19 211 79% 2 313 3 299 70%
2011 18 089 15 647 33 900 46% 2 442 3 600 68%
2012 18 983 16 325 45 803 36% 2 658 4 822 55%
2013 19 560 16 626 51 536 32% 2 934 5 307 55%
2014 20 349 17 093 51 967 33% 3 256 6 634 49%
2015 21 374 17 954 51 700 35% 3 420 6 800 50%
Total Cap.
MWc c-Si
2010 17 402 15 090 19 211 79% 2 312 3 299 70%
2011 22 029 19 496 33 900 58% 2 533 3 600 70%
2012 25 080 22 070 45 803 48% 3 010 4 822 62%
2013 28 823 25 076 53 416 47% 3 747 5 307 71%
2014 35 981 30 944 58 467 53% 5 037 6 634 76%
2015 46 709 41 104 74 284 55% 5 605 7 250 77%
Hyp. haute c-Si TF Cap. TF% util % util
Hyp. basse c-Si TF Cap. TF% util % util
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 27
2. Le marché
Tableau 13 : Prévision d’évolution du marché photovoltaïque par zone géographique (2009-2015)
La course aux économies d’échelle a poussé à une augmentation très rapide des capacités de
production, risquant ainsi de créer une situation sur-capacitaire et donc une guerre des prix. La
maturité grandissante des acheteurs et utilisateurs des modules PV générera une segmentation des
offres par une augmentation de des niveaux d’exigence par application, fournissant ainsi des
opportunités de positionnement.
3. Les technologies
Dans ce contexte de demande soutenue et de forte concurrence, différents types de produit ont vu
le jour sur la base :
des technologies existantes depuis plusieurs décennies (base de plaquettes de silicium),
des nouvelles technologies couches minces.
Globalement, ces nouvelles technologies permettent de développer des produits plus économiques
et différenciés (notamment par le type de substrat) mais proposant des rendements électriques plus
faibles. L’attractivité de ces produits étant importante, leur poids relatif est croissant depuis 2005.
Ainsi en deux ans la part de marché des couches minces a été multipliée par deux. Cette croissance
relative devrait être confirmée dans les prochaines années, ce qui portera la part de marché des
couches minces à plus de 35% du marché global dont 15% pour le CIGS à l’horizon 2015.
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 28
Tableau 14 : Production mondiale de modules par technologie (2005-2015)
Compte tenu du décret du 4 Mars 2011 qui favorise par ses nouveaux tarifs les applications
domestiques inférieures à 9 kWc (46 c€ /kWh), les bâtiments scolaires et de santé pour des
puissances installées inférieures à 36 kW (41 c€/kWh), les applications liées à ce type de bâtiments
représentent le plus gros potentiel notamment pour les modules couches minces. En effet, ces
technologies permettent un compromis intéressant (montant de l’investissement, productible,
esthétique, « intégrabilité » architecturale)
4. Courbe d’apprentissage
La Figure 5 montre sur une échelle Log/Log, l'évolution historique du prix des modules de puissance
en monnaie constante, en fonction du volume des ventes cumulées.
En faisant certaines hypothèses, le comportement passé permet d'élaborer les tendances du futur.
La formule classique de Verdoorn est utilisée: Ln (P1/P0)= (Ln a/ Ln 2). Ln (V0 /V1) où a est le
coefficient d'apprentissage, Pn le prix de vente unitaire et Vn le volume des ventes cumulées de
l’année n.
A proprement parler, la théorie de la courbe d'apprentissage s'applique à la productivité du travail
humain, tout au plus à l'évaluation des coûts directs. Il faut donc rester prudent dans son usage pour
prédire des évolutions de prix: elle ne prend pas en considération les variations du coût de l'énergie
auxquelles cette industrie est très sensible, les périodes de récession entraînant la guerre des prix, ni
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
18 000
20 000
22 000
24 000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
mc-Si
standard sc-Si
sc-Si VHE
a-Si:H / µc-Si
CdTe
CIGS
Volumes de production de modules PV passés et prévisibles, par technologie (Source Cythelia )
Technologie
Screen Solar
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 29
les profits à regagner; elle ignore l'implantation de nouvelles technologies (en particulier elle ne dit
rien sur les effets perturbateurs que vont provoquer l'entrée en production de trois nouvelles usines
de modules en films minces aux USA).
Figure 5: Courbes d’apprentissage comparées du prix des modules au silicium cristallin et des modules en couches minces
(Source Cythelia)
Dans l'industrie électronique, le coefficient d'apprentissage est égal à 0.79 ; nous avons constaté
dans le photovoltaïque un coefficient d'apprentissage de 0.82.
La saturation de la baisse des coûts pendant la période 2003-2007 correspond à une demande
croissante confrontée à une offre en silicium limitée (la fameuse « crise du silicium » qui a duré 4
ans). Elle a permis aux acteurs des modules en films minces de faire une percée sur le marché.
Le parallélisme des deux courbes prouve que les technologies en silicium cristallin et en films minces
ont à peu près le même coefficient d’apprentissage, mais que les premières ont un coût intrinsèque
beaucoup plus élevé (cf le cours sur les modules où l’on montre qu’il y a 40 étapes dans la production
des modules en silicium cristallin contre 13 pour les modules en films minces). Typiquement, si les
volumes cumulés étaient égaux, il y aurait un écart de 0.9 € /Wc en 2010.
a) Modules au Si mono et multi cristallin
• volume produit en 2010 : 24 000 MWc
• cumul installé en 2011 : 51 000 MWc
• 12 -18% de rendement au niveau module
• Prix de vente : 1,0 à 1,6 €/Wc (120 - 290 € /m²),
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 30
• 2 à 10 ans de garantie produit
• 20- 25 ans de garantie des performances électriques.
• Coût typique système installé connecté réseau < 36 kVA : 2.0 – 3.0 € /Wc
• 0.12 - 0.18 € / kWh réseaux distribués (< 1 500 h /an)
• 0.10 - 0.15 € / kWh centrales solaires (> 1 500 h /an)
b) Modules films minces (a-Si:H, CdTe, CIGS)
• volume produit en 2010 : 3 000 MWc
• cumul installé en 2011 : 7 000 MWc
• 6-12% rendement d’ouverture
• Prix de vente : 0,8 à 1,4 €/Wc (50 - 170 €/m²), compétitif avec le remplacement des tuiles
• 2 à 5 ans de garantie produit
• 15-25 ans de garantie des performances électriques
• Coût typique système installé connecté réseau < 36 kVA : 2.0 – 4.0 € /Wc
• 0.12 - 0.24 € / kWh réseaux distribués (< 1 500 h /an)
• 0.10 - 0.20 € / kWh centrales solaires (> 1 500 h /an)
Ainsi, et contrairement à une idée répandue, l’industrie photovoltaïque aura atteint des coûts de
systèmes permettant la « parité réseau » en France dès 2011 si les marges des intermédiaires
n’étaient pas tirées vers le haut par des tarifs d’achat que nous jugeons encore beaucoup trop élevés.
c) Quand les modules pour moins de 1€/Wc ?
D’après nos prévisions, les prix de vente usine des modules au silicium cristallin devraient croiser la
barre de 1 € /Wc en 2013-145 alors que les modules en couches minces auront déjà atteint le seuil de
0.5 € /Wc6. Compte tenu du nombre d’étapes important (40 comparé à 13) et du coût encore élevé
du silicium de qualité solaire, la seule chance qui reste au silicium cristallin pour maintenir ses parts
de marché est donc la poursuite des rendements élevés avec des techniques de plus en plus
sophistiquées dont l’immersion plasma (émetteurs sélectifs), ou cellules tout à l’arrière inter digitées,
peuvent être des éléments.
5 En fait on trouve à l’automne 2011 des modules au c-Si à moins de 1€ /Wc, mais c’est le résultat d’un
déstockage forcé, dû à la suproduction de 2010 suivie du coup de frein brutal des installations en 2011
6 A l’automne 2011, First Solar prétend fabrique ses modules au Cd-Te à 0.77 $ /Wc , soit 0.57 € /Wc
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 31
F. Prospective pour 2020-50
Le PV mondial aura produit 57 TWh en 2010, ce qui le place au niveau actuel de la production de la
grande hydraulique en France. Avec des taux de croissance raisonnables (30-40 % /an), le PV
pourrait satisfaire une demande mondiale de 310 TWh en 2015, 557 TWh en 2017 – soit l’équivalent
de la production totale d’électricité de la France d’aujourd’hui – et un peu plus de 1 000 TWh en
2020 pour un peu moins de 1 000 GWc cumulés.
Que pèseront alors les 5 GWc installés cumulés de la France prévus dans la PPI à ce moment là ?
Seulement 0.5 %...
Aujourd’hui, les études et articles prospectifs ne portent plus sur le pourcentage des EnR dans la
consommation électrique du milieu du siècle, mais sur la possibilité de fournir la totalité de la
consommation électrique par des sources EnR7.
1. Parité réseau
Figure 6: Parité réseau : prévision de prix du kWh solaire / prix du réseau distribué
(www.mckinseyquarterly.com/Energy_Resources_Materials/Strategy_Analysis/The_economics_of_solar_power_2161)
7 Exemple : Jacobson, Hoste, Université Stanford, ou bien Sovacool (Université Singapour) & Watts (Refit-NZ)
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 32
Si l’on observe attentivement la Figure 6 à trois entrées, il apparaît que le Sud de l’Italie dont le coût
de l’électricité traditionnelle est particulièrement élevé (produit essentiellement à partir de centrales
à fioul) et dont l’irradiation solaire annuelle est supérieure à 1 500 kWh /m².an, est arrivée à la parité
réseau (de l’électricité domestique) dès que le coût moyen des systèmes installés est descendu au-
dessous de 6$/Wc (4,5 € /Wc), c'est-à-dire en 2010.
Le diagramme montre qu’il faudrait attendre en France un coût moyen de systèmes de 2.5 $/Wc (1,8
€ /Wc) si le prix de l’électricité domestique n’évolue pas. Si l’on tient compte d’une évolution du prix
de l’électricité distribuée de 1.5% par an, la parité réseau arrivera chez nous en 2016.
Quant à la Chine, au coût actuel de sa production d’électricité à base de charbon très bon marché, il
faudrait attendre un coût moyen de systèmes de 1.0 $/Wc (0.7 € /Wc) ce qui n’est pas demain la
veille et qui laisse à penser que la Chine n’est pas encore prête à offrir son marché intérieur comme
débouché à sa surproduction de modules.
Figure 7: Juge final… le coût de l’électricité solaire par kWh
2. Potentiel solaire
Si l’on regarde une carte mondiale du gisement solaire, on voit que le plus gros potentiel n’est pas
dans les pays de l’OCDE, sauf quelques exceptions (la « sun belt » aux USA, la Grèce, l’Italie, l’Espagne
et l’Australie) :
- la moitié des terres émergées reçoit plus de 1 600 kWh/m².an, ces pays sont situés en
Amérique Centrale et Amérique du Sud, en Afrique, au Moyen Orient, en Asie Centrale et en
Extrême Orient
- les pays les plus favorisés sont bien souvent non pourvus ou sous-équipés en réseau
- leur consommation énergétique est plutôt orientée électricité que chaleur
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1990 2000 2010 2020 2030 2040
€/kWh 900 h/y:
0.60 €/kWhNorth of
Europe
1800 h/y:
0.30 €/kWhSouth of
Europe
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 33
De même que l’Afrique n’est pas passée par le téléphone filaire avant de passer au portable, les pays
émergents et en voie de développement ne passeront pas par les mêmes phases technologiques que
les pays du Nord : ils passeront directement aux technologies et aux infrastrustures pertinentes pour
eux. Il est donc fort probable qu’ils ne passeront pas par la technologie nucléaire.
La question de la parité réseau est à examiner au niveau mondial, et pas seulement au niveau
national.
Et elle doit l’être à la fois
- Du côté du producteur d’électricité s’il investit en « utilities », auquel cas le niveau de la
parité réseau est un prix de revient (prix d’achat en gros, ou prix d’achat en pointe, etc.)
- Du côté de l’utilisateur s’il investit pour sa consommation, auquel cas la parité réseau est un
prix d’achat pour lui (prix de vente consommateur)
Quand la France s’est lancée dans l’industrie aéronautique, Airbus n’existait pas. Les start up PME de
l’époque étaient nombreuses et bon nombre ont maintenant disparues ou ont été rachetées. Mais
nous avions un marché national avec un client « Air France » qui a acheté les produits français de
l’époque. Pour l’automobile cela a été identique : Henry Ford, Louis Renault, Armand Peugeot n’ont
pas créé des grandes entreprises, ils ont grandi - c’est différent - en vendant des automobiles à leur
marché de proximité géographique.
Donc si l’on veut développer une filière industrielle, il faut :
- Apprendre à raisonner suivant le nouveau paradigme défini plus haut
- Choisir entre une stratégie de « suiveur » ou une stratégie de « rupture »
- Démarrer sur son propre marché pour se roder
- Et se déployer à l’export car c’est là qu’est le potentiel
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 34
IV. Le contexte français
Comme indiqué ci-dessus, le PV peut donc être mis en oeuvre à des échelles et dans des conditions
techniques, économiques et juridiques extrêmement variables, et c’est vraiment le cas en France :
- irradiations solaires annuelles variant presque du simple au double ; centrales en plein
champ, centrales rapportées au bâti, toitures intégrées ; raccordées ou en sites isolés ;
- usagers particuliers qui cherchent à profiter d’avantages fiscaux ou d’investissements à la
rentabilité exceptionnelle
- citoyens convaincus qui cherchent à habiter un bâtiment à énergie positive ;
- opportunistes qui se lancent dans la production d’électricité solaire en louant des toitures ou
des terres agricoles
- producteurs historiques d’électricité qui se diversifient dans l’électricité verte ;
Cette diversité a produit un corpus de règles :
- formalités d’urbanisme ;
- règles d’intégration ;
- procédures administratives de raccordement avec création de files d’attente ;
- tarification différenciée avec ou sans crédit d’impôt ;
- seuils de puissance installée donnant lieu à des procédures différentes ;
Et ce corpus cherche à suivre ou à anticiper ce secteur en pleine évolution, d’où
- fiscalité changeante ;
- mise en place de procédures administratives longues et compliquées, avec ensuite une
recherche de simplification ;
- modification tarifaires brutales ;
- files d’attente peu transparentes, donc risque de conflit d’intérêt ;
Les acteurs se sont positionnés sur la chaîne de valeur, en cherchant à optimiser le couple risque /
profitabilité en fonction de leurs moyens en compétences et financiers.
En bref, le contexte actuel ne permet pas aujourd’hui d’augurer favorablement le déploiement
d’une industrie du composant PV. L’absence de visibilité sur le marché national freine toute
décision. Certains des projets de développement (création d’activité, création de prototypes et
test, augmentation de capacité) sont actuellement en stand-by. Et ceux qui ont déjà démarré, donc
ont pris des risques, sont déstabilisés parce que le tapis leur est retiré sous les pieds.
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 35
A. Comprendre les erreurs du MEEDDM
Les erreurs commises par le MEEDDM ont été les suivantes :
le système de 2006 comportait trois aberrations qu’on ne peut expliquer que par une
méconnaissance grave du secteur PV :
une indexation à 60% du tarif sur des indices INSEE alors que le prix de revient d’une
installation ne varie guère avec le temps
une programmation des augmentations de tarif des nouveaux contrats alors que les
coûts ne cessaient de baisser
un point de départ du tarif (la demande de contrat d’achat) qui n’engage pas : quand
vous réservez une place dans le train, vous payez, même si votre départ est dans 3 mois
l’acceptation de négociations plus ou moins ouvertes entre l’annonce de baisse et la baisse
effective, ce que le rapport Charpin appelle « les objectifs connexes », un élégant non-dit pour
des objectifs électoraux (soutien aux agriculteurs, élections régionales, …)
une « pensée unique silicium cristallin » parce que notre « champion national »8 était sur cette
technologie !
une résistance passive aux changements de mentalités : les EnR sont des sources de production
diversifiées, décentralisées, locales et « autonomes ». Les modèles de pensée anciens des
utilities sont obsolètes. Ainsi en va-t-il de la notion de grandes centrales en plein champ. D’où
l’absence de responsabilité de l’administration dans le pilotage, et donc « un système
d’information trop divisé », qui n’intègre pas d’indicateur de coût, ce que le rapport Charpin
traduit par «asymétrie d’information sur les coûts ».
Le rapport Charpin, dont la feuille de route était entre autres d’évaluer la politique suivie par le
gouvernement, a eu le mérite de pointer de nombreux dysfonctionnements au niveau de la dépense
publique. Il fait des constats pertinents sur le déficit commercial, sur la rentabilité outrageuse de
certaines installations, sur l’absence d’industriels, sur les programmes de R&D…
Les propositions de ce rapport que nous jugeons positives :
une programmation de la régulation tarifaire,
une baisse significative du crédit d’impôt aux particuliers et de l’ISF PME
une focalisation de la R&D sur les 2ème et 3ème génération
la limitation des centrales au sol
Les propositions que nous n’approuvons pas :
8 L'entreprise Photowatt, leader français du photovoltaïque, basée à Bourgoin-Jallieu dans l'Isère, est en
situation de dépôt de bilan et va faire l'objet d'une demande de procédure de mise en redressement judiciaire.
(Les Echos, Vendredi 4 Novembre 2011)
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 36
le corridor de 500 MWc /an que nous jugeons malthusien et dangereux
la mise en œuvre de la stratégie industrielle à partir des grands groupes
les appels d’offres pour les installations supérieures à 100kWc
B. Pourquoi la France n’est-elle pas dignement représentée ?
Deux raisons structurelles et une raison conjoncturelle :
- Elle arrive trop tard : depuis 2001 en Allemagne, la loi EEG a d’abord favorisé l’essor du marché
allemand et la concurrence la plus acharnée provient désormais de Chine et de Taïwan … grâce à
l’Allemagne qui, profitant de sa forte tradition de pourvoyeur de machine-outil, a su exporter les
lignes de production clé en mains vers les pays émergents. La France ne sait pas faire cela
- La deuxième raison structurelle est la conséquence du choix de 1974 d’avoir fondé notre
production d’énergie électrique sur le tout nucléaire. Ce choix a stérilisé pour plusieurs décennies
les recherches sur les énergies alternatives. On en paie aujourd’hui les conséquences
- L’augmentation vertigineuse des capacités de production ainsi que l’apparition continuelle de
nouveaux acteurs, ont entraîné l’industrie mondiale dans une situation de surcapacité, l’offre
surpassant largement la demande depuis un an (près de 20 000 MWc de modules en stock à fin
2010) et les prix des modules diminuent très rapidement depuis un an, d’où une concurrence très
dure.
1. Une concurrence exacerbée
Les prix du matériel PV chutent brutalement en 2011 et certains professionnels en souffrent. C’est
le constat que font les acteurs français d’un secteur en grande difficulté. Depuis le début de
l’année, le prix des modules ne cesse de chuter et cette tendance ne devrait pas s’arrêter de sitôt.
Selon la plateforme commerciale pvXchange, le prix du silicium brut qui est passé pour la première
fois sous la barre des 50 $/kg, pourrait conduire à de nouvelles baisses de coût pour les modules
de l’ordre de 15 % d’ici la fin 2011.
Pour des projets de 36 kWc à l’automne 2011, les module Q-Cells qui sortent d’usine à 0.99€/Wc,
sont vendus aux installateurs 1.23€/Wc (marge distributeur: 20% soit 8 640 €) et sont vendus par
l’installateur au client final: 1,94 €/Wc (marge installateur: 36% soit 25 560 €). Idem sur onduleur,
système d’intégration, cables, et boitiers de protection.
Conclusion : avec des prix de matériel aussi bas et des tarifs français encore beaucoup trop élevés
pour le segment des particuliers, tout le monde ne « souffre » pas de la même façon, en tous cas
l’installateur indépendant profite à plein de la baisse des prix et du maintien des tarifs ! 9Ca n’est
hélas pas le cas du distributeur ou de l’installateur dépendant d’un grand opérateur comme EDF-
EN qui garde toute la marge et ne rémunère les artisans que pour leur travail d’installation.
9 Avec des installations domestiques revenant à 3€ /Wc, le Coût Global Actualisé (CGA) de l’électricité produite
est de 0.17€ /kWh et avec le tarif révisé au 1er Novembre 2011 à 0.406€ /kWh, le temps de retour actualisé est
encore de 8 ans !
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 37
2. Quelle motivation ?
Le rapport Charpin souligne très justement que le PV n’est pas vraiment utile pour respecter les
objectifs du Grenelle. En fait, dans le nouveau bouquet énergétique, le PV n’est pas nécessaire pour
atteindre les objectifs en volume: si par exemple, l’Etat se fixe un objectif supplémentaire de 0.47
Mtep (l’équivalent du PV) en électricité originaire de biomasse, cela donne pour cette filière un taux
de croissance annuel de 16% au lieu de 14% - pas un changement significatif.
La réponse à cette objection est un peu dans le court terme (le rattrapage indispensable de la France
sur ce sujet), plutôt dans le moyen terme (la politique industrielle et la balance commerciale), et
beaucoup dans le long terme car le photovoltaïque est la plus prometteuse des EnR, en termes
d’empreinte écologique et de potentiel. Tous les sondages montrent que les français sont
majoritairement prêts à soutenir les filières électricité renouvelables10 et pas prêts à une relance du
nucléaire. Mais poser la problématique en ces termes, c’est raisonner ‘utilities’ et non pas stratégie
industrielle. Soutenir une filière industrielle, c’est travailler pour le moyen et le long terme, pas pour
demain matin. Arrêter aujourd’hui en espérant que ça reparte dans 3 à 5 ans parce qu’on a renforcé
la R&D sur les modules de 2ème et 3ème génération est un pari risqué sur le long terme et qui
n’apporte pas de solution à court terme.
D’autre part, vouloir « positionner les entreprises françaises sur ce secteur à fort potentiel de
croissance au niveau mondial » sans base nationale sera très difficile. Le rapport Charpin préconise
«la mise en œuvre d’une stratégie industrielle » : il oublie que ce sont les entreprises et pas l’Etat qui
conçoivent et mettent en œuvre une stratégie industrielle, qu’elles sont à ce jour majoritairement
des PME, qu’elles n’ont pas attendu « que le Gouvernement mobilise, à un niveau politique, les
grands acteurs français de l’énergie (…) pour les inciter à investir ». Et ajouter que « sans cela, il est
peu probable que l’effort de R&D se traduise par un développement industriel », c’est faire peu de
cas de la centaine de chefs d’entreprise qui s’y sont investis « corps et âme » !
3. Quels objectifs ?
Sur le moyen terme la question se pose en ces termes : toutes les sources d’EnR favorisent
l’indépendance énergétique, la diminution des émissions de GES, etc. Mais à quel niveau l’objectif PV
est-il réaliste ? A 5 400 MWc en 2020 ? L’exemple allemand (15 000 MWc cumulés en 2010) montre
que cet objectif est faible : il peut être largement dépassé. Avec des taux de croissance qui diminuent
progressivement des 200% /an actuels à 30% /an, on peut facilement atteindre 16 000 MWc cumulés
en 2020. De nouveau fixer un objectif de volume d’installations sans accepter de le dépasser, c’est
raisonner « utilities » et non pas stratégie industrielle.
L’objectif à fixer est de nature financière, à savoir : quel est le montant du soutien à la création d’une
filière industrielle et quels sont les leviers ? Et pas sur le volume de MWc installés.
10 voir le dernier baromètre ADEME publié le 20 janvier 2011
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 38
A titre d’exemple, la couverture de la totalité des toitures correctement orientées donnerait en
France une capacité de l’ordre de 50 000 MWc, soit une production annuelle de 60 TWh, l’équivalent
de la grande hydraulique actuelle, et environ 12% de la consommation nationale d’électricité (la part
domestique). Un tel objectif peut être atteint en 2030 : c’est une question de volonté politique.
C. Les tarifs d’achat, principal instrument de soutien
Les tarifs d’achat favorables par filière sont reconnus comme l’instrument le plus efficace, le plus
ouvert, le plus vertueux, le moins coûteux, le plus pérenne et le plus juste pour accélérer le
développement des EnR, dès lors que leurs niveaux et leur évolution dans le temps sont
correctement choisis et monitorés.
Tous les experts ont adopté un consensus sur les tarifs d'achat.
Même les USA ont abordé ce sujet. A la demande du DOE, le NREL a publié en juin 2010 un guide sur
la conception des politiques de tarifs d'achat11. Citons la première phrase de l’executive summary :
« les feed-in tarifs représentent la politique la plus largement mise en oeuvre dans le monde pour
accélérer le déploiement des EnR, ils expliquent un développment de la part des EnR plus important
que n’importe quel avantage fiscal ou normes relatives aux sources d’EnR12 ».
1. La CSPE
Le tarif d’achat du photovoltaïque en France est financé par une contribution collective, la
Contribution au Service Public de l’Electricité (CSPE). L’actuelle répartition des différentes fonctions
est : 24% ENR, 32% co-génération et 41% péréquation tarifaire. Sur la base actuelle de 4,5€ /MWh et
de 468 TWh consommés en France en 2010, la CRE estime la CSPE à 2 100 M€ et la part du PV à 120
M€ en 2010 soit 5.7% de son montant global. Ce coût représentait en 2009 moins de 4 € /an et par
ménage.
Entre les opposants au photovoltaïque qui prétendent que c’est lui qui est la cause de
l’augmentation de la CSPE à venir – passant de 4.5€ /MWh à 7.5€ /MWh au 1er Janvier 2011 - et la
version lénifiante de certains, nous avons voulu nous faire notre opinion en recalculant cela par
nous-mêmes, sans tenir compte d’un éventuel « corridor » contraignant.
Dans le Tableau 15, nous trouvons pour l’aide par les tarifs 99 M€ en 2009, 306 M€ pour 2010, et 744
M€ pour 2011, année pour laquelle la CRE prévoit que 1 200 MWc seront installés et connectés. Sur
la base des prévisions actuelles de révision tarifaire et d’un ralentissement de la croissance des 200%
actuels à 30% en 2015, le cumul de la part du PV dans la CSPE sur la période 2006-2015 serait de
14 836 M€. Sachant que la charge sur la CSPE dure 20 ans et ne cesse d’augmenter chaque année, il
faut bien sûr prévoir une baisse régulière des tarifs. Mais même avec une baisse tarifaire de 10% par
an prenant effet en 2011, à la fin 2025 le financement public aura atteint 260 milliards d’euros. En
11 A Policymaker’s Guide to Feed-in Tariff Policy Design Technoical report jun – 2010 NREL
12 Les Renewable Portfolio Standards (RPS) anglo-saxonnes
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 39
outre, il ne s’éteindra qu’en 2035 et coûtera beaucoup plus cher à nos propres enfants. On voit bien
que ce scénario de laisser faire, même s’il conduit à plus de 50 000 MWc installés en 2020 –soit
environ le potentiel des toitures - n’est pas acceptable.
France 2008 2009 2010 2011 2012 2015 2006-15 2020 2025 2006-25
MWc installés dans l'année 49 186 592 1 183 1 893 5 167 9 079 14 621
MWc installé cumul 82 268 860 2 043 3 935 15 917 15 917 53 773 114 742 114 742
Intégré et rapporté au bâti cumul MWc 69 209 653 1 675 3 148 12 733 12 733 43 019 91 793 91 793
Centrales plein champ cumul MWc 13 59 206 368 787 3 183 3 183 10 755 22 948 22 948
Prix de vente pondéré du KWh PV € /kWh 0,51 0,44 0,38 0,34 0,30 0,21 0,12 0,12
Coût du Wc installé pondéré € /Wc 6,22 4,98 3,94 3,31 2,90 2,19 1,72 1,47
Financement privé (M€) 305 926 2 330 3 915 5 491 11 322 41 314 15 575 21 541 193 448
Financement public (M€) 279 397 821 1 398 2 167 6 888 20 265 19 826 45 458 260 103Aide publique à la recherche 26 28 29 30 32 37 276 47 60 763
Crédit d’Impôt Recherche Entreprises 39 42 47 51 56 75 475 121 195 1 791
Crédit d’impôt aux particuliers 165 210 414 548 622 944 4 510 0 0 4 510
Collectivités locales 15 18 27 24 22 16 169 0 0 169
Aide par les tarifs (CSPE: 20 ans) 35 99 306 744 1 435 5 816 14 836 19 658 45 204 252 871
TWh produits 0,087 0,283 0,909 2,159 4,160 16,825 42,947 56,842 121,289 704,838
Coût privé du kWh PV 0,32 0,25 0,20 0,17 0,14 0,11 0,09 0,07
Coût CSPE du kWh PV 0,40 0,35 0,34 0,34 0,35 0,35 0,35 0,35
Coût total du kWh PV 0,72 0,60 0,53 0,51 0,49 0,46 0,43 0,44
Tableau 15 : Installations constatées et prévisions dans un scénario de laisser faire. Financement public et privé. Coûts
annuels et cumulés pour la CSPE.
En annonçant fin décembre un objectif de plafond annuel de la CSPE de 2 milliards €, la
Ministre du Développement Durable a déplacé le débat et ouvert des perspectives un peu plus
intéressantes à la filière. Il devient en effet possible de concilier une augmentation significative des
objectifs de la PPI nécessaires à l’émergence d’une industrie photovoltaïque sur le sol français
souhaitée par tous et une maîtrise complète du coût global des mesures de soutien.
France 2008 2009 2010 2011 2012 2015 2006-15 2020 2025 2006-25
MWc installés dans l'année 49 186 592 947 1 041 1 386 2 232 3 595
MWc installé cumul 82 268 860 1 806 2 848 6 639 6 639 15 946 30 936 30 936
Intégré et rapporté au bâti cumul MWc 69 209 653 1 481 2 392 5 776 5 776 14 671 30 008 30 008
Centrales plein champ cumul MWc 13 59 206 325 456 863 863 1 276 928 928
Prix de vente pondéré du KWh PV € /kWh 0,51 0,44 0,38 0,30 0,27 0,20 0,13 0,09
Coût du Wc installé pondéré € /Wc 6,22 4,98 3,94 3,39 3,10 2,61 2,19 1,92
Financement privé (M€) 305 926 2 330 3 211 3 224 3 620 20 594 4 889 6 892 68 532
Financement public (M€) 279 397 821 1 130 1 028 2 411 9 435 5 711 11 123 74 447Aide publique à la recherche 26 28 29 30 32 37 276 47 60 763
Crédit d’Impôt Recherche Entreprises 39 42 47 51 56 75 475 121 195 1 791
Crédit d’impôt aux particuliers 165 210 414 452 0 0 1 241 0 0 1 241
Collectivités locales 15 18 27 24 22 16 169 0 0 169
Aide par les tarifs (CSPE: 20 ans) 35 99 306 572 918 2 283 7 275 5 543 10 868 70 484
TWh produits 0,087 0,283 0,909 1,909 3,010 7,018 22,989 16,856 32,701 214,531
Coût privé du kWh PV 0,32 0,25 0,20 0,17 0,15 0,13 0,11 0,10
Coût CSPE du kWh PV 0,40 0,35 0,34 0,30 0,30 0,33 0,33 0,33
Coût total du kWh PV 0,72 0,60 0,53 0,47 0,46 0,46 0,44 0,44
Tableau 16 : Installations constatées et prévisions dans un scénario de plafond annuel de 2 milliards par an pour la CSPE
et suppression du crédit d’impôt en 2012. Financement public et privé. Coûts annuels et cumulés pour la CSPE
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 40
Le Tableau 16 montre qu’on peut atteindre 16 GW de puissance installée en 2020, soit un triplement
de l’objectif de la PPI sans que le montant annuel de la CSPE ne dépasse significativement le plafond
de 2 milliards € fixé par la ministre du moins sur la période 2006-2015.
Avec une décroissance des tarifs de vente de 20% en 2011 et de 10% /an jusqu’en 2015, les citoyens
auront dépensé 9.4 milliards € et le secteur privé 20.6 milliards €.
Mais les conditions sont très contraignantes en termes de croissance.
D’abord au lieu des 1 200 MW prévus par la CRE en 2011 , il faudra se limiter à 947, ensuite le taux
de croissance en volume ne peut pas dépasser 10% /an sur les 10 prochaines années ; sachant que
les prix de vente baissent du même montant, les acteurs sont condamnés à un chiffre d’affaire
constant sur les 10 prochaines années s’ils ne gagnent pas de parts de marché sur leurs concurrents.
Donc même si elle paraît plus astucieuse que le corridor, la mesure est encore une fois malthusienne.
En fait, tant que la parité réseau n’est pas atteinte, l’aide restera compliquée. Mais au rythme actuel
de la baisse des coûts et de l’augmentation du prix de l’électricité domestique il est possible que la
parité réseau chez le particulier (0.13 € /kWh) soit atteinte dès 2015 !
Ainsi les tarifs verts français devraient pouvoir s’éteindre fin 2015... avec malheureusement des
répercussions jusqu’en 2035, et tout entrepreneur digne de ce nom devrait s’y préparer.
D. Propositions 13
1. Sur le tarif d’achat
Le tarif pour les centrales en plein champ est beaucoup trop élevé ; sachant qu’à terme, celles-
ci devront produire de l’électricité à un coût comparable à celui des centrales traditionnelles (de
l’ordre de 5 à 6 c€ /kWh, si jamais elles y parviennent), pour cesser de favoriser des projets
opportunistes, il faut imposer des TRI raisonnables (6-8%)14, avec des tarifs qui soient calculés
dans la proportion du rapport prix du courant domestique/ prix de gros (12/6), par rapport au
tarif accordé au PV intégré au bâti. L’Etat a-t-il conscience que les centrales multi-mégawatt de
Provence produisent déjà en 2010 un courant à 0.16 € /kWh15 ?
Le tarif de l’intégration : l’expérience des assureurs montre que la plupart des problèmes
rencontrés dans les installations limitées à 3 kW chez les particuliers provient de fuites au niveau
des abergements : ceci pourrait être évité par l’une et l’autre des mesures suivantes :
13 Il convient ici de rappeler que les recommandationqs qui suivent datent de Janvier 2011 en plein moratoire,
et que les propositions gouvernementales n’en ont repris qu’un nombre limité.
14 Il est pertinent de raisonner en TRI projet, puisque toute la politique fiscale incitative devra disparaître, et
donc la différence TRI projet / TRI fonds propres représentera majoritairement l’impact de l’effet de levier de
l’endettement, comme tout projet d’investissement
15 En coût global actualisé
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 41
Suppression de la catégorie limitée à 3 kW chez les particuliers : monter le seuil à 36
kW avec une baisse tarifaire significative (44 c€/kWh dès 2011) ouvrant la possibilité de
réaliser sur les toits domestiques une couverture totale ; en outre, ceci irait dans le
sens voulu par le Grenelle sur les BEPOS.
Promotion de l’autoconsommation : celle-ci pourrait être au moins expérimentée dans
les futurs labels BEPOS, mais ce ne sera pas avant 2013, donc avec 3 ans de retard par
rapport à l’Allemagne
La régionalisation : la productivité des systèmes dépendant, toutes choses égales d’ailleurs, de
l’irradiation annuelle du lieu d’implantation, elle se traduit en France métropolitaine par un
potentiel de production allant de 800 kWh/kWc à Dunkerque à 1 400 kWh/kWc à Toulon, voire
1 900 pour un système doté d’un suivi, soit une variabilité de 1 à 2. Un écart aussi important est
une spécificité de la géographie française qui ne se retrouve dans aucun autre État européen, ce
qui explique qu’elle ne soit pas prise en compte dans les autres grands pays dotés de tarifs
d’achat comme l’Allemagne, l’Espagne ou l’Italie. Ce paramètre n’est que partiellement pris en
compte dans la structure actuelle des tarifs à travers l’application pour les systèmes de plus de
250 kWc d’un coefficient R (de 0 à 20 % selon les départements). Son extension à l’ensemble
des catégories tarifaires, est logique, juste et souhaitable.
Enfin, l’idée d’une modulation de la durée du contrat d’achat peut être intéressante : cela
réduirait le poids dans la durée sur la CSPE, cela favoriserait les calculs de rentabilité tenant
compte de l’exploitation après la fin du tarif, ce qui n’est pas fait aujourd’hui. Mais l’effet pervers
pourrait être la mise en œuvre de modules dont on se soucierait peu de la fiabilité sur 20 ans.
2. Recommandations sur les objectifs
L’objectif de maîtrise du coût de la CSPE par un plafonnement annuel à 2 milliards d’Euros proposé
par Nathalie Kosciusko-Morizet est certes compatible avec le triplement des objectifs de la PPI, soit
16 GW de puissance totale installée en 2020, mais on a montré qu’il était encore malthusien, en ce
sens qu’il ne permet pas la croissance du chiffre d’affaire de la profession.
Il est cependant nécessaire :
d’assigner au mécanisme des tarifs d’achat, l’assurance pour tout maître d’ouvrage et pour
toute catégorie de systèmes, de la garantie d’une rentabilité raisonnable en échange d’une
baisse régulière jusqu’à la parité réseau.
de prendre en compte la dynamique industrielle dans la structuration et l’évolution des tarifs
de mettre en place une grille tarifaire permettant une adaptation fine du tarif à chaque projet
en fonction de sa typologie, de sa puissance et de sa localisation par un système de seuils de
puissance et de coefficients d’irradiation du site sur la base suivante :
- systèmes < 36 kWc intégrés au bâti = 44 c€/kWh
- systèmes rapportés sur bâtiment ou sur structure urbaine = 33 c€/kWh
- systèmes ancrés au sol = 22 c€/kWh
de mettre en place un système d’indexation annuelle automatique corrélérée à l’indicateur de
coût PV sus-mentionné, augmentée d’un certain pourcentage en cas de dépassement des
seuils programmés de CSPE en euros. Il est intéressant de noter que c’est ce qui existait … dans
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 42
l’arrêté de juillet 2006 ! Mais avec une différence colossale : l’indicateur ne doit pas être global
et donc suivre « l’inflation », alors que justement l’évolution des prix du secteur PV est
complètrement décorrélée de l’inflation, comme la plupart des industries naissantes.
de privilégier la cible des systèmes de moyenne puissance intégrés ou rapportés au bâti à
occupation permanente dans la perspective des bâtiments à énergie positive
de supprimer le crédit d’impôt et les autres avantages fiscaux (TEPA / Dutreil)16.
3. Définir un indicateur de coût
L’Etat aurait dû être attentif à un autre effet pervers de tarifs trop élevés : le particulier français qui
achète une centrale de 3 kW sur son toit à 21 000 € - prix qui n’a que peu diminué depuis trois ans,
alors que le prix des modules a été divisé par deux - sait-il que l’installateur a mis la moitié du crédit
d’impôt dans sa poche et que le citoyen allemand ou italien paye moitié prix la même installation ?
Pour piloter l’évolution du tarif des nouveaux contrats, l’Etat doit créer un indicateur. L’INSEE est
équipé pour cela. Il est indispensable qu’une méthode d’indexation explicite, stable et publique soit
pleinement intégrée au futur mécanisme des tarifs d’achat. Il existe déjà des sources d’information
répondant à ces critères, comme l’index établi mensuellement par la revue de référence Photon
International.
4. Moratoire et gestion de la file d’attente
Si le moratoire a pour objectif de détruire les projets spéculatifs de la file d’attente, en particulier
ceux ayant des TRI exagérés grâce aux anciens tarifs, - objectif très pertinent dans le but de diminuer
la pression sur la CSPE – il faut qu’il soit montré en toute transparence qui sont les opérateurs
derrière ces projets, ce qui était le premier point de la lettre de mission du rapport Charpin.
Pour l’instant, nous pensons que les perdants sont les start-up, les entreprises établies et les
industriels eux-mêmes, profondément blessés par la façon dont ils ont été traités par ce moratoire.
En outre, ce dernier ne résoudra pas le problème du coût des projets opportunistes des grands
opérateurs actuellement en file d’attente. Nombre de participants à la réunion du 20 décembre 2010
ont été surpris de découvrir une deuxième file d’attente, directement gérée par RTE, filiale d’EDF en
charge des réseaux haute tension, en grande partie remplie au cours du deuxième semestre 2010
avec 41 projets de grandes centrales totalisant 1 300 MWc. Depuis deux ans, nous demandons la
transparence totale sur les files d’attente. De même que le CEA a été scindé en entités distinctes
pour éviter les conflits d’intérêt (création de l’IPSN entre autres), il faut sortir la gestion de la file
d’attente d’EDF ou de toute autre entreprise privée. Reviendrait–il à la CRE de gérer cette question ?
En tant qu’actionnaire d’EDF, il appartient au gouvernement de faire le ménage dans cette entreprise
tentaculaire qui est à la fois le promoteur de deux réacteurs EPR et le leader du photovoltaïque
français via sa filiale EDF-EN.
16 Ce qui a déjà été fait en ce qui concerne TEPA / Dutreil
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 43
Il faut laisser les collectivités territoriales avancer dans leurs projets et leurs appels d’offre : on ne
peut pas les taxer de spéculateurs ; ceci devrait passer, dans un nouveau décret modifiant celui du 9
décembre, par une limite des projets maintenus non pas à 3 kWc, mais à 36 kWc. Enfin autoriser les
projets dont le producteur est propriétaire du bâtiment, ceux où l’exploitant définitif est le même
que celui qui a déposé sa demande.
5. Concernant l’industrie, que faire ?
En 2009, 83% de la production de modules photovoltaïques reposait sur du silicium cristallin contre
17% aux technologies « couches minces » principalement (9.6%) à base de tellure de cadmium (CdTe)
dont le leader est First Solar, de silicium amorphe (5.3%), ou d’un alliage de cuivre-indium-gallium-
sélénium (1.7%), sur lequel se positionnent deux sociétés françaises, en Provence, la start-up Nexcis
et en Savoie la start-up Screen Solar. En 2010, la part des couches minces passe à 24%.
a) Options possibles ? Stratégie de suiveur ou stratégie de rupture ?
Produire à bas coûts des technologies standard ? Trop tard ! Les chinois sont omniprésents.
Même par rapport à des concurrents européens, l’écart de taille et d’expérience semble
impossible à combler. Chaque année, Photowatt perd des parts de marché.
Développer quelques niches ? Par exemple la spécificité de l’intégration au bâti. Oui
certainement, d’où le déploiement d’une multitude de systèmes de fixation (nous en avons
dénombré 60).
Travailler sur les aspects multi-fonctionnels du PV ? Oui certainement, notamment en utilisant le
préchauffage de l’air ventilant les modules en toiture, pour faire marcher une pompe à chaleur.
La recherche et l’innovation ? Sur le long terme, l’INES doit travailler sur les fondements de la
conversion photovoltaïque - il y a 20 points de rendement à gagner sur les cellules multi-
spectrales – sur le moyen terme sur les nouvelles méthodes de dépôt du CIGS (Projet SCREEN
SOLAR) et sur le court terme sur les nouvelles techniques de croissance du Silicium feedstock à
bas coût (Projet PHOTOSIL).
L’avantage technologique devrait donc devenir le critère prépondérant. Des innovations de
rupture permettant de dépasser les rendements théoriques des cellules simple jonction (24%)
pourraient aussi modifier la donne.
L’avantage de la baisse des coûts dans la production des couches minces par procédé
d’impression (Screen Solar) pourraient permettre de produire des modules à moins de 0.35€
/Wc soit pour des rendements de 12% des « tuiles solaires » à 40 € /m² qui seraient vendues à
des prix inférieurs à celui des ardoises…
b) … et comment faire ?
Pour recréer de vraies filières industrielles, il faut d’abord être maître de technologies nouvelles
bordées par de la propriété intellectuelle, savoir les transférer sur des « pilotes » avec de bons
ingénieurs process, trouver facilement l’argent pour investir (dans la filière CIGS, les montants
actuels sont de l’ordre de 100 à 200 M€ pour une unité de 100 MWc).
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 44
A ce jour, seul First Solar a trouvé la bonne combinaison (augmentation des rendements à 11.5%,
tout en réduisant les coûts à moins de 0.8 $/Wc) – mais sur un matériau jugé politiquement
incorrect, le CdTe. Il reste donc de bonnes idées à trouver du côté des cellules à très haut rendement
(VHE c-Si), des couches minces au CIGS ou du silicium micro cristallin.
Pour relancer l’embryon d’une industrie en France, il faut donc investir massivement dans la
recherche, privée et publique, et assurer des ponts entre les deux pour favoriser les transferts de
technologie. C’est ce qu’essaye de faire le CEA depuis quatre ans avec l’aide du crédit d’impôt
recherche.
L’OSEO a aussi un rôle fondamental à jouer, tant en accompagnateur sur les programmes de R&D
que financier auprès des start-up innovantes. Les pouvoirs publics devront être également capables
de mettre en place les structures nécessaires pour favoriser la croissance rapide de nouvelles
entreprises.
Mais de grâce pas les grands acteurs énergéticiens comme le suggère le rapport Charpin car «on ne
résout pas un problème avec les modes de pensée qui l’ont engendré » (Albert Einstein).
c) Financement des développements
Classiquement en France, l’appui des pouvoirs publics auprès des industriels se fait à travers des
concours à projet donnant lieu à des aides à la recherche et à l’innovation avec des taux de 40% à
75% à travers l’ANR et l’ADEME (recherche amont). La recherche aval et les pilotes industriels sont
financés à travers l’OSEO qui accompagne l’innovation sous forme d’avances remboursables et de
subventions. L’approche est économique et juridique et l’OSEO garantit la levée de fonds auprès des
banques.
Avec la loi extrêmement favorable du Crédit d’Impôt Recherche, les demandes des industriels ont
explosé. D’après une étude du Ministère de la Recherche, 58% des chefs d’entreprises seraient
incités à augmenter leurs dépenses R&D à la suite de la réforme : le Baromètre Alma Consulting
Group confirme cette tendance puisque ce sont déjà 37% des entreprises, en un an, qui ont
effectivement augmenté leurs dépenses R&D.
Mais une chose était de camoufler de la subvention d’exploitation par des aides à la Recherche sur
des sujets plus ou moins bidon dans une conjoncture où la concurrence était douce (Allemande et
Japonaise), une autre est maintenant de se battre avec des entreprises utilisant des technologies
développées chez nous, mais dont les coûts de revient sont moitié moindre des nôtres. Photowatt en
sait quelque chose ! Fin 2009, l’entreprise chinoise Magi Solar, qui n’avait pas encore un an,
fabriquait déjà des cellules avec 17.5% de rendement pour des coûts (valeur ajoutée) de 0,29$/W (à
comparer au coût de Q-Cells de 0,44$/W).
d) Lien R&D / entreprises / fonds d’investissement
Toute activité innovante comporte des risques et des opportunités. Le trio entrepreneur / chercheur
/ investisseur est le socle des emplois de demain. Cette promiscuité se réalise au sein de structures
comme les pôles de compétitivité ou des associations professionnelles souvent régionales. Et plus le
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 45
contexte est globalement risqué – ce qui est le cas actuellement pour le marché national – plus une
protection doit être assurée
Le Crédit d’impôt Recherche (CIR) est actuellement l’outil financier le plus utilisé pour soutenir la
R&D. La commission mixte paritaire préparant le vote de la loi de finances 2011 a voté des décisions
qui ne sont pas favorables au financement de la R&D dans les PME : elle réduit son montant (passant
de 50 à 40%) pour 2012, baisse la prise en compte des frais de fonctionnement (passant de 75 à 50%)
mais augmente la dotation aux amortissements (passe de 50% à 75%).
De même pour le statut fiscal des Jeunes Entreprises Innovantes (JEI), avec une dégressivité des
exonérations de charges dès la 4ème année, et pour le financement en fonds propres, le taux de
déduction de l’ISF passe de 75 à 50%. Tout ceci globalement ne favorise pas la mise en fonds propres
dans les PME – TPE innovantes. Et donc l’appui à la recherche de financement extérieur est encore
plus important
e) Groupement d’entreprises
Le niveau du groupement est plus sécurisant pour des PME. Ces groupements ont intérêt à
rechercher une certaine formalisation pour pérenniser leurs investissements (marketing,
commerciaux, R&D).
Il peut se présenter sous plusieurs formes :
Actionnariat croisé
Actions R&D communes, par un financement commun
Actions commerciales communes, dont représentation à l’export
Projet ponctuel commun, dont appel d’offres
f) Construction de la filière à partir de l’amont ou de l’aval
Depuis 2 à 3 ans, la filière PV française est en train de se construire à partir de l’aval, et pas de
l’amont. Les aspects - spécifiques à la France - de l’intégration au bâti doivent être traités non
seulement au niveau de l’étanchéité des toitures mais aussi de la température de fonctionnement
des modules.
Un module intégré au bâti, fonctionne avec une TUC de l’ordre de 20°C supérieure à la TUC
normalisée des modules en plein champ. Outre la perte de rendement liée à l’effet de température,
la durée de vie des modules peut être considérablement réduite s’ils fonctionnent à plus haute
température, et ceci pourrait bien devenir le talon d’Achille de la spécificité française de l’intégration
en toiture.
Les modules intégrés doivent être convenablement refroidis par un courant d’air naturel ou forcé
ménagé entre l’arrière des panneaux et la structure du bâtiment. Sans augmentation de coût
considérable, il est possible de prévoir l’utilisation de l’énergie thermique ainsi produite pour couvrir
une partie des besoins du bâtiment. Pour des utilisations à basse température, comme le
préchauffage par exemple, il est possible d’optimiser la production d’électricité et de chaleur
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 46
Il ne nous paraît pas raisonnable à ce jour de recommander de remonter vers l’amont (production de
silicium feedstock) dans la techno cristalline (c-Si) même si elle représente encore 75% du marché.
Sauf à développer des techniques spécifiques et innovantes pour atteindre le très haut rendement
( > 20%), le risque est trop important de coût non compétitif face à la Chine.
Le niveau financier des entreprises ne correspond pas à la mise de fond de l’amont de la filière
silicium cristallin, celle-ci est probablement condamnée, les échecs passés l’ont déjà montré.
Si l’on remonte vers l’amont, nous recommandons sur les aspects fondamentaux de travailler sur les
matériaux avancés (potentiel de rendement supérieur à 50%) et sur les aspects préindustriels de
changer de technologie (CIGS et µc-Si) mais cela nécessite de trouver les financements de la R&D.
E. Proposition de création de nouveaux business
1. En production
En amont, face à la concurrence des pays émergents, faire de l’encapsulation/finition de modules n’a
pas beaucoup de sens économique. Les filières à suivre sont les systèmes d’intégration au bâti, la
production de cellules au silicium cristallin à très haut rendement (VHE c-Si, déjà poursuivie à l’INES
de Chambéry), et les modules en couches minces (CIGS et µc-Si). Ces dernières suscitent de réelles
attentes, malgré leur poids encore faible sur le marché.
a) Le CIGS
La filière chalcogénure ternaire (CIS), quaternaire (CuInGaSe2) et ses nombreuses variantes n’a pas eu
la croissance explosive du CdTe. Pourtant, elle reste encore la plus pertinente pour se lancer
aujourd’hui dans les couches minces car elle combine le meilleur compromis de haut rendement, de
bonne stabilité et de faible coût potentiel sans offenser l’environnement. Contrairement aux
matériaux III-V utilisés dans les « cellules de course » tels que GaAs ou InSb qui doivent être
synthétisés dans des conditions d'extrême pureté, les matériaux de type II-VI comme CdTe ou I-III-VI
comme CIS sont beaucoup plus tolérants aux impuretés, et donc peuvent être produits dans des
conditions « banalisées ». Le CIS est malheureusement un matériau peu connu des physiciens du
solide pour la plupart formés à l'école du Silicium. Il y a en effet un déficit de connaissances
fondamentales et la mise en œuvre des quatre éléments reste très compliquée quelle que soit la
technologie de dépôt retenue. L’indium dont on connaît la rareté et les augmentations récentes du
prix peut astucieusement être remplacé par le Zinc (Zn) et l’étain (Sn)17 au cours des six prochaines
années.
La société française Screen Solar, fondée à Chambéry en 2009, travaille en partenariat avec le CEA-
LITEN, à Grenoble, sur des modules photovoltaïques au CIGS en couches minces imprimées, pour
des applications intégrées au bâti. Un programme de recherche de 7 millions d’euros sur trois ans est
en cours pour une véritable rupture technologique, apte à construire une filière photovoltaïque
17 Programme de Recherche NOVACEZ en cours à l’ANR
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 47
locale. Le but est de parvenir dans les cinq ans à des modules techniquement et économiquement
capables de supporter la croissance d’un marché sans subvention . Leur coût de production
avoisinerait 0,35 € par watt/crête pour un rendement de l’ordre de 12%.
Nexcis, depuis Rousset, table sur un pilote industriel à l’horizon 2012 à partir aussi d’une technologie
CIGS éléctro-déposé, sans que la fabrication ne nécessite une atmosphère sous vide qui alourdit
toujours le coût d’un procédé industriel. Dans un premier temps, elle commercialisera des modules
bi-verres. Mais, à terme, elle veut proposer pour des toitures de bâtiments à faible charge au sol des
modules flexibles et légers, sur substrat métallique encapsulé de polymère capable de durer vingt
ans, pour un coût de fabrication inférieur à 1 euro par Watt/crête et un rendement voisin de 10-12%.
b) Les challenges à relever
Quelles que soient les approches, chercheurs et industriels devront lever plusieurs verrous
technologiques pour parvenir à terme à imposer les modules en couches minces comme une
alternative compétitive. Ils concernent le choix des matériaux, les modalités de dépôt (électrochimie,
impression, co-évaporation ) des couches minces sur les substrats choisis (métal, verre, plastique…),
le niveau de flexibilité, les garanties de fiabilité et de durabilité. Il faut aussi lever certains obstacles
technologiques liés à l’encapsulation des modules qui conditionne sur le long terme leur résistance
aux UV, à la vapeur d’eau, à l’oxygène… Et comment ne pas songer d’ores et déjà aux possibilités de
recyclage des composants ? Il y a aussi des leçons à tirer des expériences de la microélectronique,
compte tenu des nombreuses similitudes avec les procédés de fabrication des semi-conducteurs. Il
s’agit de trouver le juste équilibre. Les perspectives de volumes de marchés découleront directement
de la capacité des acteurs industriels et académiques à offrir un rapport coût-rendement-pérennité
plus attractif que celui obtenu avec du silicium cristallin.
2. Et dans l’aval.
a) Les toitures « actves » …
En grande majorité les nouvelles applications sont déjà créés ou en développement :
Intégrées au bâti : toitures domestiques, collèges, lycées, abri-bus, toitures industrielles et
commerciales, …
Rapportées à des structures existantes : hangars agricoles, granges, trains,…
Et non intégré : serres, parkings de supermarchés ou d’entreprises, friches industrielles…
Lorsque les modules photovoltaïques sont conçus de façon à rem¬placer les matériaux qui servent
d’enveloppe au bâtiment, il est logique de déduire du coût de la centrale photovoltaïque le coût des
matériaux auxquels ils ont été substitués.
A la Maison ZEN de Montagnole construite en 2007, le coût de 100 € /m² des ardoises d’Angers
posées est à comparer au coût de modules en couches minces au CIS payés 200 € /m² en 2007 et qui
coûtent 125 € /m² en 2011!
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 48
Parallèlement au simple développement commercial du photovoltaïque, est à préparer l’avenir des
systèmes multifonctionnels, des bâtiments à énergie positive, la question du stockage, la conception
des systèmes hybrides de chauffage / ECS / ventilation et les systèmes de rafraîchissement pour
éviter les surchauffes d’été.
En outre, par sa disposition en façade ou en toiture, l’élément photovoltaïque peut également jouer
un rôle dans le contrôle de l’éclairage et du climat intérieur du bâtiment : les éléments peuvent être
translucides et participer à l’éclairement des locaux. Ils peuvent être disposés en brise-soleil. Ils
peuvent être mobiles et contrôler la pénétration des rayons solaires.
b) Potentiel des surfaces de toitures disponibles
Les surfaces de terrain propre à construire des centrales solaires en campagne et en montagne sont
considérables, mais une telle multiplica¬tion d’installations porterait vite atteinte aux paysages et ne
serait sans doute pas tolérée.
Potentiel solaire (km2) Potentiel solaire
Pays kWh/m²a Maison Bureaux Industrie Total m² /hab Wp/hab
Autriche 1 200 50 15 13 78 10 997
Belgique 1 000 43 20 14 77 8 772
Danemark 1 000 34 11 6 51 10 988
Finlande 900 45 11 8 64 13 1 283
France 1 200 362 122 85 569 10 992
Allemagne 1 000 532 214 242 988 12 1 227
Grèce 1 500 64 11 6 81 8 791
Islande 800 2 1 0 3 11 1 149
Irlande 1 000 16 5 4 25 7 714
Italie 1 300 336 120 86 542 9 937
Luxemburg 1 000 2 1 1 4 10 1 020
Pays-Bas 1 000 63 30 21 114 7 750
Norvège 900 34 10 8 52 12 1 210
Portugal 1 700 54 11 11 76 8 775
Espagne 1 600 145 60 51 256 7 654
Suède 900 78 20 13 111 13 1 276
Suisse 1 200 42 18 12 72 10 1 043
GB 1 000 248 123 96 467 8 808
Europe 1122 2 150 803 677 3 630 10 956
Tableau 17 : Potentiel de surface en toiture en Europe. (Source: "Photovoltaïcs in 2010", EC-DG XVII, EPIA-ALTENER, Avril 1996)
CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011 Page 49
L’utilisation de l’environnement construit, par contre, ne soulèvera aucune objection et ne suppose
aucune modification de nos com¬portements habituels.
L’intégration du solaire et du PV en particulier dans le bâtiment dispose d’un potentiel de surfaces
énorme en Europe. L’estimation des surfaces potentiellement disponibles est donnée sur le Tableau
17. La surface potentielle (totale construite) en France représente plus de 2 500 km2. L’utilisation de
25 % de cette surface permettrait d’installer pour 56 GW de centrales photovoltaïques produisant
environ 56 TWh/an soit 12 % de la consommation actuelle d’électricité.
Tableau 18 : Potentiel des toitures existantes équipées de photovoltaïque dans 18 pays d’Europe en TWh /an comparé à
la grande hydraulique actuelle (source : “ PV in 2010, EC-DG XVII ; EPIA-ALTENER, Avril 96 ”)
Et pour un peu plus tard, les réseaux intelligents avec la partie recharge du véhicule
électrique : chargés au travail et déchargés en différé, les véhicules « transporteront » l’énergie
solaire du midi vers le soir, rendant ainsi à la collectivité un service d’usage autre que le seul
transport. Ce faisant, on aura créé le stockage mobile d’énergie solaire électrique !
c) … et les emplois locaux
Une nouvelle directive adoptée en 2009 exige que les Etats membres s’engagent pour 2020
sur des objectifs contraignants. L’Allemagne a promis de produire au moins 38.6% d’électricité
renouvelable et la France n’a mis la barre qu’à 27%.
Le secteur des ENR représentait 367 000 emplois en Allemagne en 2010. Cinq millions
d’emplois supplémentaires sont escomptés d’ici à 2030, amenant la branche au niveau de l’industrie
automobile. Au lieu de cela, le moratoire a anéanti en un an 10 000 des 20 000 emplois créés dans le
secteur du PV en France
Si l’objectif est principalement la création d’emplois, l’analyse économique doit prendre en
compte tout l’aval. Sur ce terrain il y a peu de risques de voir des installateurs chinois s’implanter en
France. L’ADEME doit sortir un état des lieux actualisé sur les marchés et emplois des EnR : il ne s’agit
pas seulement d’évaluer les possibles créations d’emplois mais d’estimer le poids de la main
d’oeuvre française par MWc installé par comparaison avec les sources d’énergies centralisées.
Solar potential on roofs in Europe (TWh/year)Adapted from source: "Photovoltaïcs in 2010", EC-DG XVII, EPIA-ALTENER, April 1996
0
20
40
60
80
100
120
140
AUS BEL DNK FIN FRA DEU GRE ISL IRL ITA LUX NLD NOR PRT ESP SWE CHE GBR
Solar PV (TWh/year)
Hydro (TWh/year)