Photovoltaïque Situation mondiale et propositions pour …¯que situation... · CYTHELIA Expertise...

CYTHELIA Expertise & Conseil www.cythelia.fr Novembre 2011

Photovoltaïque

Situation mondiale

et

propositions pour la France

PHELMA, Physique Nanosciences

Grenoble INP, Minatec

Alain RICAUD, Conférence du 8 Novembre 2011

http://www.cythelia.fr/


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



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



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



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



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).



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) :



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 !


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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



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.



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



Figure 2: les 10 leaders en 2010 (Source PI / Cythelia)



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



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



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



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…



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%



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



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



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



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



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



(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’



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



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



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.



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



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),



• 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



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)



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



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



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.



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)



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 !



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



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



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



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



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



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



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).



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



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



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



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!



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)



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

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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)


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