Énergie solaire en France

En 2020, le parc solaire a produit 12,6 TWh (+2,3 %), soit 2,5 % de la production totale d'électricité du pays, grâce à un taux d’ensoleillement important[10]. La production solaire atteint le mardi 14 avril 2020 à 14 h un maximum de 7 803,3 MW, avec un facteur de charge de 77,1 %. La production solaire est maximale d'avril à septembre, avec une puissance moyenne mensuelle maximale de 2 286 MW en juillet. Le solaire couvre en moyenne 2,9 % de la consommation annuelle contre 2,2 % en 2019[11] grâce à la progression du parc et à la baisse de la consommation d'électricité provoquée par la crise sanitaire[12].

La production photovoltaïque a atteint 11,6 TWh en 2019, en progression de 7,8 % par rapport à 2018[7] ; sa part dans la production nette nationale d'électricité est de 2,2 %[6].

Le photovoltaïque a couvert en moyenne 2,2 % de la consommation d'électricité[n 1] en 2019 contre 2,3 % en 2018 ; la production solaire a atteint un maximum historique à 7 379 MW le 13 mai 2019 à 14 h, soit un facteur de charge (taux d'utilisation de la puissance installée) de 83,3 %[7].

La France se situait en 2019 au 4^e rang européen des producteurs d'électricité photovoltaïque avec une production de 11 357 GWh, soit 8,6 % du total européen, derrière l'Allemagne (36,1 %), l'Italie (18,0 %) et le Royaume-Uni (9,6 %)[13]. Au niveau mondial, elle se classait en 2019 au 10^e rang avec 1,6 % de la production solaire photovoltaïque mondiale, la Chine totalisant 223,8 TWh (30,9 %)[14].

En 2018, elle se classait au 8^e rang mondial avec 1,9 % de la production solaire photovoltaïque mondiale (la Chine atteignant 177 TWh, soit 31,9 %) en puissance installée, et au 9^e rang pour la part du solaire PV dans la production d'électricité : 1,8 %, loin derrière l'Italie (7,8 %) et l'Allemagne (7,1 %)[15].

En 2017, la France était au 5^e rang européen des producteurs d'électricité photovoltaïque avec une production de 8,6 TWh (hors DOM), soit 7,6 % du total européen, derrière l'Allemagne (35 %), l'Italie (22,1 %), le Royaume-Uni (10,1 %) et l'Espagne (7,7 %)[16].

En 2020, le taux de couverture de la consommation par la production photovoltaïque dépasse 5 % dans quatre régions :

La production photovoltaïque se distingue de l'éolien par son profil plus régulier : nulle la nuit, elle culmine entre 12 et 16 h; elle a couvert en moyenne 2,9 % de la consommation nationale en 2020 (2,3 % en 2019). Cette production est beaucoup plus faible en hiver qu'en été : en 2020, la puissance moyenne mensuelle était de 598 MW en janvier contre 2 286 MW en juillet, et la puissance maximale atteinte dans l'année a été de 7 803 MW le 14 avril 2020 à 14 h[11].

Le profil de la production quotidienne du solaire est caractérisé par une forme « en cloche » centrée sur le midi solaire, qui résulte du lissage des irrégularités des installations individuelles par l'effet de foisonnement : les variations dues à des passages nuageux ne se produisent pas aux mêmes moments pour toutes les installations solaires, elles se compensent les unes les autres pour former une courbe régulière ; cet effet est bien illustré par un graphique comparant un profil individuel avec celui d'une région et celui de la France entière[e 1]. Ce graphique permet également de comprendre la nécessité des réseaux pour rendre possible ce foisonnement, la production décentralisée étant excessivement irrégulière.

Le facteur de charge moyen de la production photovoltaïque a été de 14,65 % en 2020 contre 13,5 % en 2019. Il est largement inférieur en hiver : 4,2 % en décembre et 6,3 % en janvier contre 23,1 % en juillet[11]. Il varie fortement (mais moins que pour l'éolien) selon la région :

Carte de la puissance PV installée par habitant dans les régions de France en 2013.
source données : EPIA[19]

0 - 1 W/habitant 1 - 10 W/hab 10 - 50 W/hab

50 - 100 W/hab 100 - 200 W/hab 200 - 350 W/hab

Évolution du parc solaire en France : nombre d'installations, puissance raccordée dans l'année et la puissance du parc solaire[20].

Ancien silo militaire à missiles transformé en centrale photovoltaïque, sur le Plateau d'Albion.

Le parc solaire atteint 10 387 MW fin 2020, dont 9 738 MW raccordés aux réseaux d’Enedis, des ELD et d’EDF-SEI pour la Corse, et 649 MW au réseau de transport (RTE).Il s'est accru de 820 MW (+8,6 %) en 2020, alors qu'il faudrait 3 200 MW par an pour atteindre l'objectif de 20 100 MW en 2023[11]. Les retards constatés sont causés par des problèmes d'accès au foncier et des difficultés croissantes liées à l'acceptabilité locale des projets de grandes installations[21].

La puissance photovoltaïque installée a atteint 9 435 MW au 31/12/2019, en progression de 10,4 % en un an ; elle représente 7 % du parc installé total, mais du fait de son faible facteur de charge sa contribution à la production d'électricité n'est que de 2,2 %[6].

Évolution de la puissance installée photovoltaïque en France[7] (MWc)

Année	Installations de l'année	Puissance au 31/12	Variation
2008	54	61	+771 %
2009	129	190	+211 %
2010	688	878	+362 %
2011	1706	2584	+194 %
2012	1143	3727	+44,2 %
2013	639	4366	+17,1 %
2014	931	5297	+21,3 %
2015	899	6196	+17,0 %
2016	576	6773	+9,3 %
2017	877	7654	+13,0 %
2018	873	8527	+11,4 %
2019	890	9435	+10,4 %
2020[11]	820	10387	+8,6 %

Les 890 MW raccordés au réseau en 2019 sont dans la moyenne des cinq dernières années ; le parc se répartit entre 643 MW raccordés au réseau de transport de RTE et 8 793 MW raccordés aux réseaux de distribution d'Enedis, des ELD et de Corse[7].

Au niveau européen, la France a été en 2019 le 4^e marché de l'année avec 6,2 % du marché européen, derrière l'Espagne, l'Allemagne et les Pays-Bas, et sa puissance installée atteignait 10 576 MWc au 31 décembre 2019 (DOM inclus), au 4^e rang européen, derrière l'Allemagne (49 016 MWc), l'Italie (20 864 MWc) et le Royaume-Uni (13 616 MWc)[13].

Selon l'Agence internationale de l'énergie, au niveau mondial, la France ne figure plus parmi les dix principaux marché de l'année 2019, avec 0,8 % du marché mondial, très loin derrière la Chine : 30,1 GWc, les États-Unis : 13,3 GWc, l'Inde : 9,9 GWc et le Japon : 7 GWc. Sa puissance installée atteint 9,9 GWc, au 10^e rang mondial avec 1,6 % du total mondial, très loin derrière la Chine (204,7 GWc), les États-Unis (75,9 GWc), le Japon (63 GWc), l'Allemagne (49,2 GWc) et l'Inde (42,8 GWc)[22].

La puissance photovoltaïque par habitant est en France de 157,9 Wc fin 2019, soit 62 % de la moyenne européenne : 254,5 Wc ; l'Allemagne a la plus forte puissance par tête : 590,4 Wc et l'Italie est au 4^e rang avec 345,7 Wc derrière les Pays-Bas (400,6 Wc) et la Belgique (395,5 Wc) ; la France se situe au 13^e rang[13].

En 2018, au niveau européen, la France a été le 3^e marché de l'année avec 11,3 % du marché européen, et sa puissance installée atteignait 9 466 MWc au 31 décembre 2018 (DOM inclus), au 4^e rang européen, derrière l'Allemagne (45 277 MWc), l'Italie (20 107 MWc) et le Royaume-Uni (13 054 MWc)[26].

En 2017, la France a été le 2^e marché européen de l'année avec 15,7 % du marché européen, et sa puissance installée atteignait 8 075 MWc au 31 décembre 2017 (DOM inclus), au 4^e rang européen, derrière l'Allemagne (42 394 MWc), l'Italie (19 692 MWc) et le Royaume-Uni (12 760 MWc)[16].

En décembre 2017, EDF annonce un programme d'investissement de 25 milliards d'euros pour la construction de 30 GW de centrales solaires photovoltaïques entre 2020 et 2035, ce qui ferait passer la part du solaire dans la production d'électricité de 1,6 % en 2017 à 7 ou 8 % en 2035 ; la baisse des prix du solaire rend en effet cette technique prometteuse, mais des interrogations subsistent sur la capacité d'EDF à financer un tel projet ainsi que sur la possibilité de trouver les près de 30 000 hectares nécessaires à sa réalisation[27].

Le quart de l'accroissement de 2015 vient de la mise en service en septembre 2015 des 230 MW du parc de Constantin sur la commune de Cestas en Gironde, le plus grand parc photovoltaïque d’Europe[28].

Répartition des installations solaires photovoltaïques en France par tranche de puissance au 30/09/2016[29].

Le graphique ci-contre montre que les petites installations (≤3 kW) représentent 74,84 % des installations en France en 2016 mais ne pèsent que 10,86 % du parc, alors que les centrales (>250 kW) représentent 50,72 % du parc photovoltaïque pour seulement 0,34 % des installations.

Répartition de la capacité solaire par département en 2012.

La carte des installations photovoltaïques par département montre leur concentration dans le quart sud de la France, avec cependant une assez forte présence en Alsace et Lorraine.

Répartition du parc solaire photovoltaïque par région en France en 2016.

Les trois régions méridionales totalisent 61 % de la puissance installée.

Le parc photovoltaïque se segmente (en 2014) en trois niveaux de puissance correspondant à des natures différentes[e 2] :

• installations inférieures à 36 kVA : 320 000 installations (97 % du parc en nombre, 25 % en puissance) raccordées au réseau de distribution, principalement situées sur des habitations ; leur puissance moyenne est de 4 kW ;
• entre 36 et 250 kVA : raccordées au réseau de distribution, principalement situées sur des bâtiments industriels de grande taille, des parkings ou des serres ; 30 % de la puissance du parc ; puissance moyenne : 116 kW ;
• au-dessus de 250 kVA : raccordées au réseau de transport HTA ou HTB, ce sont majoritairement des installations au sol occupant plusieurs hectares ; elles représentent en puissance plus de 45 % du parc total ; la puissance moyenne de celles raccordées au réseau HTA est de 2,4 MW.
  La majorité de la puissance installée dans les régions Aquitaine et Provence-Alpes-Côte d'Azur est constituée de grandes centrales au sol, tandis que la région Pays de la Loire possède une forte majorité d'installations de faible puissance.

La puissance des installations photovoltaïques hors réseau était de 10,7 MW en 2000 et 10,8 MW en 2014[31]^,[24].

Les quatre régions méridionales (hors Corse) concentrent 75,3 % de la production en 2020.

La présidente de la FNSEA, Christiane Lambert, réclame un cadre national pour éviter que le développement des parcs solaires prévu dans la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) accélère la réduction de l'espace agricole, qui atteint 50 000 hectares tous les six à sept ans, soit l'équivalent d'un département. Selon une étude de l'Ademe publiée en 2018, les centrales photovoltaïques au sol concerneraient en 2015 de l'ordre de 450 hectares de foncier productif. Or la PPE prévoit de passer de 8,5 GWc de solaire fin 2018 à 35,6 à 44,5 GWc en 2028, soit environ 30 000 hectares, et pour baisser les coûts, le solaire photovoltaïque sera proportionnellement plus développé dans de grandes centrales au sol qu'il ne l'est aujourd'hui. Emmanuel Hyest, président de la FNSafer, prévient que la FNSafer préemptera systématiquement lorsqu'elle aura vent d'une cession de terres qui en changerait l'utilisation. Un projet de loi est d'ailleurs annoncé pour 2019 ou 2020 qui pourrait « sanctuariser » les terres agricoles[33].

Cinq opérateurs développent un projet qui pourrait s'étendre sur 2 000 hectares de la communauté de communes Coteaux et Landes de Gascogne, qui regroupe 27 villages du Lot-et-Garonne, sur la frontière Est de la forêt des Landes. Les deux-tiers des terrains sont aujourd'hui cultivés et le tiers restant est de la forêt. Les opérateurs ont déjà fait affaire avec des propriétaires fonciers pour réserver leurs terrains, mais le projet nécessitera encore plusieurs années de développement[34].

Des projets de centrales solaires flottantes sont développés par Akuo Energy, EDF et la CNR : la centrale de Piolenc (17 MWc) dans le Vaucluse, mise en service en octobre 2019, et la centrale de Lazer (près de 20 MWc) dans les Hautes-Alpes, toujours en projet[35].

Akuo évalue le potentiel foncier du solaire flottant à 10 gigawatts en France. Les développeurs sont à la recherche de « surfaces non utiles » où le solaire n'entre pas en concurrence avec d'autres usages, tels que les bassins de rétention d'eau. Il y a un petit surcoût dû aux études d'ancrage et à la spécificité du sol, mais la proximité de l'eau permet de refroidir les panneaux et ainsi d'améliorer le rendement global[36].

Centrale photovoltaïque de la Colle des Mées.

La plus grande centrale solaire photovoltaïque d’Europe, la centrale solaire de Cestas, a été inaugurée à Cestas (Gironde) le 1^er décembre 2015 par la société Neoen. Composée d’un million de panneaux solaires, elle s’étend sur 260 hectares. Sa puissance installée de 300 MWc lui permettra de produire en moyenne 350 GWh/an, l’équivalent de la consommation moyenne de 50 000 foyers. La centrale est directement reliée au réseau de transport de l’électricité. Le tarif de vente de son électricité à EDF de 105 €/MWh pendant 20 ans la classe parmi les centrales les plus proches de la rentabilité en France. Ce tarif reste supérieur au prix de l’électricité sur le marché en France (moins de 40 €/MWh), mais témoigne de la forte baisse des prix du solaire ces dernières années : la première version du projet en 2010 arrivait à 300 €/MWh. Neoen a utilisé pour construire cette centrale des panneaux (environ 45 % du coût total) construits par des groupes chinois (Yingli, Trina Solar et Canadian Solar), mais a choisi des groupes français pour l’installation et les systèmes électriques : Clemessy, filiale d’Eiffage a piloté le génie civil ; Eiffage a fourni le câblage et Schneider Electric les onduleurs[37].

En 2020, une centrale solaire de 152 MWc est en construction sur le site de l'ancienne base aérienne de Marville, dans le nord de la Meuse. Le projet est mené par le développeur des Alpes-Maritimes Third Step Energy (TSE) et l'allemand Enerparc. La mise en service est prévue en février 2021 avec une production annuelle estimée à 156 GWh/an. Sur la partie ouest du site de 155 hectares, TSE a confié à Spie l'installation de 164 000 panneaux, et sur la partie ouest, Bouygues, mandaté par Enerparc, installe progressivement 200 000 modules solaires classiques. La communauté de communes de Montmédy avait choisi initialement le projet de Neoen, qui avait cependant préféré se consacrer à son projet de Cestas[38].

La construction de la centrale photovoltaïque Tiper solaire 3, située à Thouars (Deux-Sèvres), a débuté en mai 2014 sur 16 hectares et devrait s'achever fin 2014 ; elle totalisera, avec 34 200 modules installés, une puissance de 8,7 MWc ; une extension à 50 hectares est prévue avec la tranche « Tiper solaire 1 », d'une puissance de 11,7 MWc, portant la puissance totale à 20,4 MWc pour une production annuelle de 24 GWh. Le projet Tiper (technologies innovantes de production d'énergies renouvelables), initié par la région Poitou-Charentes, regroupera sur un même site une unité de méthanisation (16 GWh/an, inaugurée en avril 2013), deux parcs éoliens (14 MW) et le parc photovoltaïque, avec une production totale de 68,9 GWh d'électricité par an et 9,7 GWh de chaleur ; le projet est porté par une société d'économie mixte d'investissement formée par Solairedirect (constructeur du parc solaire), Séolis et Sorégies, deux entreprises publiques locales d'énergie ; l'électricité sera vendue pendant 20 ans au prix de 105 €/MWh pour « Tiper 3 » et de 84 €/MWh pour « Tiper 1 », puis au prix du marché de gros[46].

Les DOM-TOM, par leur lieu géographique bénéficient d'un ensoleillement optimal[47].

En juillet 2017, le dernier appel d'offres solaire pour l'Outre-mer et la Corse a sélectionné 67 projets lauréats pour des installations d'une capacité totale de 63,3 MWc, qui bénéficieront d'un tarif d'achat garanti moyen de leur électricité de 113,60 €/MWh, en baisse de plus de 40 % par rapport au prix octroyé lors de l'appel d'offres de juin 2016. En 2012, les projets retenus avaient encore un tarif d'achat autour de 400 €/MWh. Selon le ministère de la Transition écologique, ce tarif est désormais compétitif par rapport aux coûts complets de production d'électricité dans ces zones, supérieurs à 200 €/MWh car le coût d'acheminement du fioul ou du charbon est bien plus élevé qu'en métropole. Les installations lauréates intégreront en outre à ce tarif des solutions de stockage, qui leur permettront de fournir de l'électricité sur une plage horaire plus importante : 50 lauréats se sont engagés à fournir de l'électricité lors de la période de pointe de consommation ; les dispositifs de stockage permettront également d'améliorer le lissage et la prévisibilité de la production solaire[48].

En 2015, près de 36 % de l’électricité produite à La Réunion « a été générée à partir d'énergies renouvelables et presque 10 % à partir des seules sources « intermittentes »[49] (solaire photovoltaïque et éolien) »[50].

Exemples de parc photovoltaïque dans les DOM-TOM :

• ESS – Mangassaye[51]^,[52] - Ile de la Réunion
• BARDZOUR[53] - Ile de la Réunion
• Montjoly[54] - Guyane
• Centrale solaire du Toucan[55] - Guyane

Acteurs du secteur :

• Akuo Energy
• Albioma
• EREN Groupe via EDF Énergie Nouvelle
• Voltalia

Panneaux solaires près d'Avignonet-Lauragais.

La filière se développe massivement dans plusieurs pays (Allemagne, Espagne, Italie, États-Unis, Chine, Inde), ce qui contribue à en diminuer les coûts. Selon GTM Research, les coûts de production des modules premium des marques chinoises renommées ont diminué de plus de 50 % entre 2009 et 2012, passant de 1 à 0,46 €/W ; cette baisse devrait se ralentir, mais continuer jusqu'à 0,33 €/W en 2015, grâce à de nouvelles innovations techniques[56].

Mais une guerre commerciale s'est développée entre les États-Unis et l'Europe d'une part, la Chine de l'autre, sur des accusations de soutiens étatiques aux fabricants de panneaux solaires photovoltaïques ; les aides et subventions étant massives dans tous les pays, il est difficile de dire si l'un ou l'autre exagère… Les États-Unis ont institué en octobre 2012 des droits de douanes dissuasifs sur les panneaux chinois, et l'Europe a lancé une enquête antidumping, ce qui a eu pour effet un ralentissement marqué du développement du photovoltaïque[57]^,[58].

Cependant, la Chine importe de grandes quantités de silicium d'Europe et des États-Unis ; la Chine a annoncé en octobre l'ouverture d'une enquête antidumping sur les importations de silicium polycristallin en provenance de l'Union européenne, après avoir fait de même en juillet pour celles des États-Unis ; le gouvernement allemand, dont l'industrie exporte et investit massivement en Chine, presse pour une solution amiable[56] ; le 4 juin 2013, Bruxelles avait conclu au dumping de la part de l'industrie chinoise, qui affiche avec l'Europe un excédent commercial de 21 milliards de dollars dans les équipements solaires, et annoncé le relèvement de ses droits de douane de 11,8 % dans un premier temps avant de les augmenter de 47,6 % à partir du 6 août. Un accord a été négocié et conclu en juillet 2013 sur un prix minimum de vente de 0,56 €/W solaire fourni et sur un volume maximum d'exportation vers l'Europe de 7 GW, soit 60 % du marché européen, alors que les Chinois ont pris, en 2012, 80 % du marché, mettant en faillite une trentaine d'entreprise européennes[59].

Le 12 mars 2014, le Conseil supérieur de l'énergie a adopté le projet d'arrêté mettant fin à la majoration tarifaire pour les installations dont les panneaux sont fabriqués en Europe, la Commission européenne jugeant que ces bonus constituent une entrave à la libre concurrence[23].

La Commission européenne a décidé le 5 décembre 2015 l’ouverture d’une enquête visant à déterminer si les mesures anti-dumping mises en place en Europe en 2013, face à l’afflux de panneaux solaires « made in China », devaient être maintenues ; cette décision prolonge de facto ces mesures de 15 mois[60].

Selon l'Ademe, le secteur photovoltaïque français fournissait 12 270 emplois en 2014, dont 10 250 emplois dans les équipements et l'installation et 2 020 emplois dans l'exploitation des sites ; le secteur a perdu près de 60 % de ses effectifs entre 2011 et 2013. Le chiffre d'affaires du secteur atteignait 3 780 M€ en 2013, dont 1 380 M€ dans la fabrication d'équipements et 2 360 M€ dans l'exploitation et la maintenance ; il a régressé de 40 % depuis 2010[61].

Les principaux acteurs sont :

Engie (ex-GDF Suez)

qui a racheté en juillet 2015 Solairedirect, société dont les 57 parcs en exploitation, ou en cours de construction, sur tous les continents totalisent une capacité de 486 MWc, dont 224 MWc en France, ainsi que 4,5 GWc de nouveaux projets en phase de développement ; Engie avait de son côté 201 MWc[62] ; en 2018, après l'acquisition de la société bretonne Langa, le groupe Engie devient le numéro un du solaire français avec 455 MWc installés, devant l'indépendant Photosol, puis EDF EN ; lors du dernier appel d'offres, à travers ses filiales Engie Green, Langa et la Compagnie nationale du Rhône, le groupe Engie a remporté 25 projets photovoltaïques en France, soit près de 230 MWc sur les 720 attribués ; il prévoit d'atteindre 2 200 MWc installés en 2021[63] ;

EDF Énergies Nouvelles

filiale d'EDF, qui assure l’exploitation et la maintenance de 1,5 GWc de capacités solaires photovoltaïques dans le monde, dont 848 MWc en propre, en Europe, en Inde et aux États-Unis ; le groupe a annoncé en 2015 sa volonté de doubler ses capacités installées dans les renouvelables en Europe d’ici à 2030[64] ;
en décembre 2017, EDF annonce un programme d'investissement de 25 milliards d'euros pour la construction de 30 GW de centrales solaires photovoltaïques entre 2020 et 2035, ce qui ferait passer la part du solaire dans la production d'électricité de 1,6 % en 2017 à 7 ou 8 % en 2035[27] ; en avril 2017, EDF EN annonce l'acquisition d'une participation majoritaire de 61 %, en plus d'obligations convertibles, dans Futuren (ex-Theolia), valorisant ce dernier à environ 188 millions d'euros[65] ; en avril 2019, EDF annonce l'acquisition de Luxel, PME basée près de Montpellier spécialisée dans le développement de parcs solaires, avec 150 MWc en exploitation et surtout un portefeuille de projets d'environ 900 MWc ; EDF avait également fait une offre sur le développeur Valeco basé dans l'Hérault, qui lui a finalement préféré l'allemand EnBW ;
après intégration de Luxel, EDF affiche seulement 300 MWc de capacités solaires exploitées en France[66] ;

Photosol[67]

était en 2016 le quatrième producteur français d'énergie photovoltaïque avec 150 MWc en exploitation[68] et serait, selon Les Échos, passé à mi-2018 au deuxième rang ex-aequo avec EDF-EN[63] ;

Total

qui détient 66 % de l’américain Sunpower, l’un des leaders mondiaux des panneaux solaires, qui développe aussi des installations ; en avril 2018, Total annonce l'achat de 74 % de Direct Énergie[69], qui avait, en juin 2017, racheté Quadran[70] ;

Neoen

créé en 2008 par Jacques Veyrat, ancien président de Louis Dreyfus, a construit à Cestas en Gironde la plus grande centrale photovoltaïque d'Europe (300 MWc) ; les centrales en exploitation ou en construction par Neoen en avril 2017 totalisaient 1 125 MWc, dont 542 MWc en France, 458 MWc en Australie, 125 MWc au Portugal et au Salvador, et se répartissent entre le solaire : 59 %, l'éolien : 39 % et la biomasse : 2 %[71]. Détenue à 55 % par le fonds Impala de Jacques Veyrat, Neoen détient en mai 2017 une puissance totale en fonctionnement ou en construction de 1 800 MWc et vise 4 000 MWc en 2021[72] ; en septembre 2018, Neoen a enregistré son document de base auprès de l'Autorité des marchés financiers (AMF) pour son introduction en Bourse prévue en octobre[73].

Fin 2017, le marché de l'exploitation des installations solaires reste très morcelé : les dix premiers acteurs ne contrôlent que le quart de la capacité installée totale, alors que dans l'éolien la part de marché des dix premiers acteurs dépasse 50 %. Les quatre premiers au classement solaire sont EDF Énergies Nouvelles : 290 MWc (4 %), Photosol : 229 MWc (3,2 %), Engie : 214 MWc (3 %) et Urbasolar : 210 MWc (2,9 %). L'annonce du projet d'EDF de construire un parc de 30 000 MWc d'ici 2035 pourrait changer radicalement la physionomie du secteur[74].

La France comptait en 2015 une quinzaine de grosses PME capables de décrocher des contrats à l’international  : Générale du Solaire, Fonroche, Voltalia, Akuo, Quadran, Urbasolar, etc., dont beaucoup ont cherché des débouchés à l’étranger lorsque le marché français s’est effondré après le moratoire en 2010[64].

La société « Eren Renewable Energy » (Eren RE), filiale du groupe Eren, a annoncé en octobre 2015 la levée de 200 millions €, dont la moitié souscrite par Bpifrance, pour financer son développement dans le solaire et l'éolien. Le groupe Eren, fondé par les anciens dirigeants d'EDF Energies Nouvelles Pâris Mouratoglou et David Corchia, a déjà investi près de 800 millions €, dont environ 250 millions € en fonds propres, dans le développement de parcs solaires et éoliens dans les DOM, en Grèce, en Israël et en Inde. EREN RE compte 240 MW de puissance installée nette en exploitation ou en construction, et 600 MW en comptant les parts de ses partenaires et s'est fixé pour objectif d’atteindre 2 000 MW nets d’ici 2020, non seulement en Inde, mais aussi en Asie du Sud-Est (Thaïlande, Indonésie), en Afrique (Ouganda, Égypte), et en Amérique du Sud (Brésil, Chili), zones où les énergies renouvelables n’ont quasiment plus besoin de subventions directes [75].

En septembre 2018, Arkolia Énergies lève 15 millions d'euros auprès de Bpifrance ; la société a réalisé, à fin 2017, plus de 450 centrales « clefs en main » (solaire au sol et en toitures, biogaz, éolien) et exploite un portefeuille de 108 MW[76].

Le parc photovoltaïque est pour l'essentiel raccordé au réseau de distribution : 91,6 % fin 2017, dont 6 529 MW sur le réseau d'Enedis, 342 MW sur les réseaux des ELD et 147 MW sur celui d'EDF-SEI en Corse ; le réseau de transport de RTE accueille 642 MW (8,4 %)[77].

L'intégration au réseau des installations photovoltaïques implique non seulement leur raccordement au réseau, mais aussi, en amont, des renforcements du réseau de distribution et parfois, encore plus en amont, des renforcements du réseau de transport ; RTE élabore donc des Schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) en partant des objectifs fixés par les Schémas régionaux Climat-Air-Environnement (SRCAE), en concertation avec les régions, les gestionnaires des réseaux de distribution et les associations de producteurs ; au 31 mars 2014, neuf S3REnR ont été approuvés et publiés, et trois sont déposés et en cours d'approbation ; le total des objectifs 2020 des SRCAE pour le photovoltaïque atteint 15 400 MW (dont : 2 380 MW pour Rhône-Alpes, 2 300 MW pour Provence-Alpes-Côte d'Azur et 2 000 MW pour Languedoc-Roussillon), largement supérieur à l'objectif national de 5 400 MW ; pour les 12 régions ayant déposé leur S3REnR, le cumul des objectifs 2020 atteint 23 100 MW (éolien + photovoltaïque), dont 11 000 MW déjà installés ou en file d'attente ; RTE a donc réservé 12 100 MW pour les EnR, dont 5 100 MW de réseau existant (marges de capacité suffisantes), 2 200 MW de renforcement non exclusivement destinés au raccordement des EnR et 4 800 MW consacrés aux EnR ; le financement de ces travaux d'ici 2020 est estimé à 1 200 M€, dont 150 M€ seront à la charge des producteurs[78].

Le système de soutien aux énergies renouvelables sous la forme de l'obligation d'achat de ces énergies par les fournisseurs d'électricité à un tarif réglementé a été institué par la loi n^o 2000-108 du 10 février 2000 ; le surcoût de ce tarif réglementé par rapport au prix de marché est remboursé au fournisseur d'électricité grâce à une taxe sur les factures d'électricité dénommée contribution au service public de l'électricité.

Le 23 août 2010 une baisse de 12 % des tarifs d'achat de l'électricité photovoltaïque par les fournisseurs d'électricité, ainsi que de futures révisions de ces tarifs ont été annoncées pour réorganiser la filière[79]. Quatre mois plus tard, le Premier Ministre annonce une remise à plat du soutien public à la filière photovoltaïque, annonçant un moratoire sur les nouveaux projets (hors installations « domestiques ») avant publication d'un nouveau cadre en mars 2011[80].

Le 3 septembre 2010, un rapport de l'Inspection générale des finances avance que le photovoltaïque, du fait de la faible production nationale, contribue pour 2 % au déficit commercial de la France (800 millions d'euros en 2009)[81], étant source d'un « risque financier majeur » pour les consommateurs[82]. En décembre 2010, Nathalie Kosciusko-Morizet s'élève contre l’importation en grande quantité de panneaux photovoltaïques chinois à bas coût en France[83]. Selon la ministre de l'Écologie, ces panneaux solaires importés de Chine équivaudraient à « une gamme de base dont la réalisation représente 1,8 fois la production de CO₂ d'un panneau français »[84] ».

Le 7 janvier 2013, la Ministre de l'Écologie et de l'Énergie a annoncé le doublement des objectifs fixés pour 2013 en termes de MW photovoltaïques installés. Ces objectifs passent ainsi de 500 à 1 000 MW, notamment à la faveur d'un nouvel appel d'offres de 400 MW pour les grosses installations de plus de 2 500 mètres² et 100 kWc (pour 200 MW) et les centrales au sol (pour 200 MW). Sont privilégiées notamment les technologies innovantes telles que le photovoltaïque à concentration ou les trackers, ainsi que des technologies plus matures, telles que les ombrières de parking ; la production française sera favorisée par des tarifs de rachats préférentiels aux projets utilisant des produits en partie fabriqués en Europe ; la bonification pourra atteindre 10 % au maximum[85]. Cette bonification a été supprimée en avril 2014 sur mise en demeure de la France par la Commission européenne[e 3].

En réaction au coût croissant des subventions sous forme de tarifs d'achat, qui constituent des aides publiques admises à titre dérogatoire pendant la période initiale de lancement des énergies renouvelables, la Commission européenne a publié en avril 2014 des propositions de réforme pour améliorer l'efficacité des systèmes de soutien en accroissant leur sélectivité et en cherchant à insérer progressivement les EnR dans les mécanismes de marché : pour la période 2014-2020, elle propose d'interdire le système de prix garantis pour toutes les installations solaires de plus de 500 kWh ou éoliennes de plus de 3 MW, pour privilégier un système d'appel d'offres, afin de réintégrer l'électricité verte dans les mécanismes de marché ; la France a plaidé pour une période d'adaptation jusqu'à 2018[86].

La réforme du système français d'aides a été intégrée dans la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte. La loi y consacre son titre V « Favoriser les énergies renouvelables pour diversifier nos énergies et valoriser les ressources de nos territoires »[87], dont les principales dispositions sont :

• maintien de l'obligation d'achat ;
• remplacement du tarif d'achat réglementé par un complément de rémunération (nouvelle section 3 de l'article 314 du code de l'énergie), dont les modalités de calcul, précisées par décret, tiennent compte des investissements, des charges et des recettes de vente, mais aussi de l'autoconsommation ; la rémunération des capitaux immobilisés résultant de ce complément ne doit pas dépasser un niveau raisonnable, et les conditions du complément sont révisées périodiquement ;
• les contrats résultant des appels d'offres peuvent comporter soit un tarif d'achat, soit un complément de rémunération (art. 106) ;
• la CSPE est maintenue aussi bien pour les contrats à tarif d'achat que pour ceux à complément de rémunération (article 104) ;
• la possibilité d'investissement participatif des habitants ou des collectivités locales aux projets de production d'énergie renouvelable (sur le modèle allemand) est prévue par les articles 109 à 111
• des mesures, à préciser par ordonnances, destinées à promouvoir le développement de l'autoconsommation (article 119) ;
• un plan de développement du stockage des énergies renouvelables par hydrogène décarboné, à soumettre au Parlement dans un délai d'un an (article 121).

Le système de soutien aux énergies renouvelables en France passe par les tarifs d'obligation d'achat pour les petites installations et par des appels d'offres pour les installations de plus de 100 kWc ; pour les centrales sur très grandes toitures au-delà de 250 kWc (plus de 2 500 m² de panneaux) et pour les centrales au sol, les appels d'offres reposent sur un cahier de charges standard, élaboré en concertation avec les acteurs de la filière et prévoyant des exigences environnementales et industrielles. L'appel d'offres de novembre 2014 portait sur 400 MWc, dont 150 MWc d'installations sur bâtiments, 200 MWc au sol et 50 MWc d'ombrières de parking. Pour les installations entre 100 kWc et 250 kWc, la procédure d'appel d'offres est simplifiée, afin de garantir une réponse plus rapide aux candidats et prévenir tout phénomène spéculatif. Le troisième appel d'offres de ce type a été lancé en mars 2015 pour 120 MWc, sur trois périodes de quatre mois avec 40 MWc chacune. Le SER critique ces procédures qui selon lui ralentissent le développement du photovoltaïque[24].

La ministre de l'Environnement a annoncé la suppression des tarifs attribués aux installations solaires intégrées au bâti pour les bâtiments existants à partir du 1^er janvier 2016, afin de favoriser plutôt le développement des installations en toiture de bâtiments dans les zones commerciales[88].

La CRE a lancé en mai 2015 un appel d'offres pour des installations photovoltaïques de plus de 100 kWc dans les zones non interconnectées (DOM et Corse) pour 50 MW, dont 25 MW au sol et 25 MW sur bâtiments ; les installations doivent comprendre des capacités de stockage d'au moins 0,5 kWh par kilowatt et respecter divers critères d'intégration au réseau et de respect de l'environnement[89]

Le président Hollande a annoncé le 20 août 2015 un doublement de l’appel d’offres en cours pour la création d’installations photovoltaïques, de 400 à 800 MWc. L'appel d'offres de l'automne 2014 pour les installations de plus de 250 kWc, clos le 1^er juin 2015, avait suscité une ruée : 574 dossiers ont été déclarés complets, pour une puissance totale de 2 291 MWc, avec des prix d'achat entre 70 et 150 €/MWh pour les fermes solaires de moins de 12 MWc[90].

L'appel d’offres lancé en août 2015 pour l’installation de 800 MWc de capacités photovoltaïques a retenu 212 lauréats. Le tarif moyen de vente de l’électricité produite a fortement baissé. Les projets retenus représentent 1 milliard d’euros d’investissement et une production annuelle de 1,1 TWh[60]. Cet appel d'offres a finalement été porté à 1 100 MWc, mais les professionnels se plaignent des reports incessants qui ont limité le nombre d'appels d'offres à trois seulement depuis le moratoire de 2010 ; ils prévoient un creux dans les mises en service en 2016 à 700 MWc, avant le plein effet du dernier appel d'offres en 2017[91]. La ministre de l’Écologie a présenté le 13 novembre 2015 le calendrier des appels d’offres dans le solaire sur trois ans : 800 MWc en 2016, dont 500 MWc pour les centrales au sol, et 1 450 MWc sur chacune des deux années suivantes, dont 1 000 MWc de centrales au sol[25].

Le 28 juin 2016, le ministère de l'environnement a annoncé que l'appel d'offre pluriannuel prévu sur les centrales photovoltaïques au sol porterait sur six ans, et non pas sur trois ans comme attendu ; il visera 1 000 MWc par an ; un autre appel d'offres, consacré aux centrales photovoltaïques sur bâtiments, portera sur 450 MWc par an pendant trois ans ; enfin, un nouvel appel d'offres de 50 MWc sur le solaire avec stockage, dans les zones non interconnectées (ZNI), sera lancé prochainement. Le dernier appel d'offres similaire, dont les résultats ont été publiés le 11 juin 2016, a rencontré un grand succès : sur les 222 dossiers déposés pour une capacité de 356 MWc, 33 ont finalement été retenus pour 52 MWc, et le prix de vente moyen proposé pour l'électricité produite est tombé à 204 €/MWh contre 400 €/MWh lors de l'appel d'offres précédent, en 2012. Le photovoltaïque avec stockage est ainsi devenu moins cher que l'électricité du réseau : selon la CRE, le prix moyen de l'électricité dans les ZNI atteint 225 €/MWh. Le Ministère a fixé dans un arrêté du 24 avril 2016 des objectifs ambitieux pour le photovoltaïque : 10 200 MWc en 2018 et 18 200 à 20 200 MWc en 2023, contre 6 100 MWc fin 2015[92].

En 2017, huit appels d'offres ont été publiés pour un total de 1 503 MWc : deux appels d'offres pour des centrales au sol et ombrières (1 043 MWc), avec des tarifs moyens de 70,6 €/MWh en mars et de 63,9 €/MWh en juin ; trois appels d'offres pour des projets en autoconsommation (83 MWc), deux pour des projets en toiture (314 MWc) et un pour des centrales avec stockage en zones non interconnectées (63 MWc, tarif moyen : 113,6 €/MWh)[16].

En janvier 2018, Nicolas Hulot a confirmé que le volume des appels d'offres solaires passera progressivement de 1,5 à 2,5 GW par an, avec une première étape dès les prochains appels d'offres qui auront lieu en mars pour les installations sur bâtiment (pour 200 MWc) et en juin pour les centrales au sol[93].

Le 28 juin 2018, Sébastien Lecornu, secrétaire d'Etat auprès du ministre de la Transition écologique et solidaire, présente un « plan de mobilisation pour accélérer le déploiement de l'énergie solaire ». L'Armée s'engage à mettre à disposition plus de 2 000 hectares de terrains avant 2025 pour développer des projets photovoltaïques. Le plan solaire de 30 GWc annoncé par EDF nécessitera au moins 30 000 hectares. Total compte installer 10 GWc d'ici 10 ans sur ses stations-services et sur l'ensemble de ses sites. Le plan du ministère promet un soutien financier renforcé pour les chauffe-eau solaires, et une simplification du code de l'urbanisme pour faciliter les ombrières photovoltaïques sur les parkings ou les serres solaires ; il va « rendre possible » le tiers-investissement sur les toitures pour l'autoconsommation[94].

De fait, en 2019, certaines sociétés de tiers-investisseur se sont spécialisées dans le parking à ombrières photovoltaïques, qui prennent en charge des projets sur vingt ans, moyennant un loyer et en comptant un amortissement en une quinzaine d'années[95]. Les parkings de supermarchés sont notamment une ressource, qui représenterait « plusieurs centaines de milliers d’hectares » équipés en 2019.

En août 2019, l'Armée, qui a déjà cédé en un an 100 hectares à des opérateurs photovoltaïques, a publié son premier appel d'offres pour près de 300 hectares, dont 250 à Creil dans l'Oise. Ces sites sont à louer sur une durée de 30 ans. La programmation pluriannuelle de l'énergie prévoit de doubler les capacités de production d'électricité d'origine solaire en cinq ans, passant de 9 GW en 2018 à plus de 20 GW en 2023 puis 40 GW en 2028. L'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie a identifié près de 18 000 sites « propices à l'installation d'une centrale photovoltaïque » qui pourraient produire plus de 50 GW ; il s'agit essentiellement de « zones délaissées » tels que d'anciens dépôts d'hydrocarbures, garages, carrières ou d'anciens sites de stockage de déchets[96]. L'appel d'offres sur la base aérienne de Creil a été attribué en février 2020 à la PME française Photosol ; la centrale solaire occupera 180 hectares ; sa mise en service est prévue fin 2022 ; sa production est estimée à 240 GWh. Le ministère de la Défense s'est engagé en 2018 à mettre à la disposition de producteurs d'énergie solaire 2 000 hectares de terrains d'ici à la fin de l'année 2022[97].

La nouvelle ministre de la Transition écologique Élisabeth Borne a annoncé fin août 2019 le lancement de nouveaux appels d'offres pour les projets photovoltaïques en 2020 : deux périodes d'appels d'offres pour les centrales au sol, pour 850 MWc et 1 000 MWc, et une seule pour 300 MWc dans les projets sur bâtiment. Les délais ont toutefois du mal à être tenus : si les appels d'offres prévoient deux ans pour la mise en chantier des centrales solaires, en réalité il faut 30 mois et parfois plus pour les voir sortir de terre du fait de délais de raccordement, de la prise de conscience de la biodiversité ou de difficultés conjoncturelles dans la disponibilité des panneaux solaires[98].

Le 23 avril 2020 a été publiée la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) qui fixe, pour le photovoltaïque, des objectifs de 20,1 GWc pour 2023 et 35,1 à 44 GWc pour 2028[13].

L'étude « Coûts des énergies renouvelables en France » publiée par l'ADEME en janvier 2017 fournit une évaluation des coûts complets de l'électricité solaire (coût du kWh actualisé sur 25 ans intégrant l'investissement, les coûts de raccordement, l'exploitation et la maintenance, mais pas le démantèlement ni les coûts liés à la variabilité des énergies renouvelables pour le système électrique) ; les fourchettes de prix tiennent compte des caractéristiques de site (zones plus ou moins ensoleillées, distance de raccordement, etc.) et du taux d'actualisation[99] :

Pour comparaison, l'ADEME fournit une fourchette de coûts d'une centrale à cycle combiné gaz tirée de données AIE : 27 à 124 €/MWh selon les caractéristiques et le taux d'actualisation.

La plupart des installations (>100 kWc) sont désormais, depuis 2014, soumises à une procédure d'appels d'offres. L'appel d’offres lancé en août 2015 pour l’installation de 800 MWc de capacités photovoltaïques a retenu 212 lauréats. Le tarif moyen de vente de l’électricité produite a fortement baissé depuis le dernier appel d’offres, à 129 €/MWh pour les grandes toitures (-18 %), 82 €/MWh pour les centrales au sol (-23 %), et 124 €/MWh pour les ombrières (-15 %)[60].

La troisième période de l'appel d'offres pour des installations photovoltaïques sur bâtiment, portant sur un volume de 150 MWc, attribués en janvier 2018 à 283 nouveaux lauréats, a été marquée par une poursuite de la baisse des prix proposés : à 85 €/MWh, le prix moyen est inférieur de 9 % par rapport à la période précédente[93].

La quatrième période de l'appel d'offres solaire a permis de choisir 103 projets solaires au sol de grande puissance, pour une capacité de 720 MWc, avec un prix moyen de 58,2 €/MWh en baisse de 5 % par rapport à la période précédente ; les installations de plus grande puissance (entre 5 et 30 MWc) ont proposé un prix moyen de 52 €/MWh, qui se rapproche du prix de marché[100]^,[63].

Une étude publiée en mars 2019 par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) considère que le secteur photovoltaïque français est « une filière compétitive ». Le coût des investissements, qui représentent 80 % des coûts de production, a baissé de 32 % en trois ans, et les coûts de fonctionnement de 27 %. En retenant seulement les 30 % de dossiers les plus compétitifs parmi les plus grandes fermes au sol, les coûts s'élèvent autour de 48 €/MWh, soit un niveau équivalent au prix de marché actuel de l'électricité, et dix fois inférieur au niveau de subvention de la fin des années 2000[101].

Cependant, les résultats du dernier appel d'offres des parcs solaires au sol montrent une remontée du prix moyen à 56,8 €/MWh contre 52,1 €/MWh lors du précédent appel d'offres ; en février, les tarifs moyens lauréats de l'appel d'offres solaire sur toits de bâtiments ont été 7 à 10 % plus chers que ceux de l'appel d'offres précédent. On observe de plus un reflux des candidatures : l'appel d'offres solaire sur les bâtiments n'a été alloué qu'à hauteur de 112 MWc sur 300 MWc proposés ; en juin 2018, l'appel d'offres pour des projets en autoconsommation n'avait attribué que 2,2 MWc de projets sur les 50 MWc initialement prévus[102].

Évolution des tarifs d'achat de l'électricité photovoltaïque en France
source données : Commission de régulation de l'énergie

Le système de soutien aux énergies renouvelables repose sur l'obligation d'achat de ces énergies par les fournisseurs d'électricité à un tarif réglementé ; le surcoût de ce tarif réglementé par rapport au prix de marché est remboursé au fournisseur d'électricité grâce à une taxe sur les factures d'électricité dénommée contribution au service public de l'électricité, dont le montant pour 2016 est de 22,5 €/MWh, soit en moyenne 16 % de la facture moyenne des ménages, dont 38,7 % pour la compensation du surcoût du photovoltaïque[103].

Le tarif d'achat de l'électricité photovoltaïque, qui était en France en 2010 de 60 c€/kWh pour les particuliers, est depuis début 2011 fixé par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) et révisé trimestriellement en fonction de la progression du parc installé au trimestre précédent. Il est, au 4^e trimestre 2013, de 29,1 c€/kWh pour une installation « intégrée au bâti »[104]^,[105].

Le graphique ci-joint présente l'évolution de ces tarifs depuis le 2^e trimestre 2011 : en 2 ¹⁄₂ ans, le tarif particuliers (<9 kWh, intégration au bâti) a baissé de 37,3 % et celui qui s'applique aux installations à intégration simplifiée au bâti, hors résidentiel (<36 kW) de 52,1 %.

Les tarifs d'achat en vigueur en 2013-14-15-16 sont les suivants :

Au-delà de 100 kWc, le système de soutien passe par des appels d'offres, le tarif ci-dessus étant trop bas[24].

En comparaison de ces tarifs d'achat, voici les prix de vente de l'électricité pratiqués au 2^e semestre 2014 :

• ménages (2500 à 5 000 kWh) : 16,71 c€/kWh TTC (source : Eurostat[108]) ;
• professionnels (< 20 MWh) : 16,42 c€/kWh TTC (source : Eurostat[108]) ;
• petits industriels ( 20 à 500 MWh) : 13,63 c€/kWh TTC (source : Eurostat[108]) ;
• prix de gros sur le marché : 4 à 5 c€/kWh (fourchette années 2010-2013).

La parité réseau est encore lointaine pour les ménages, mais semble atteinte pour les professionnels et industriels. Dans les sites les plus favorables du sud de la France, pour des installations très optimisées, il est déjà intéressant d'autoconsommer.

Dans le cadre de l’appel d’offres public attribué en décembre 2015 pour la construction de centrales photovoltaïques en France (appel CRE-3), les grandes centrales au sol fournissent l'électricité à un tarif moyen de 82 €/MWh (8,2 c€/kWh)[109], un niveau équivalent à celui de l’éolien terrestre (85 €/MWh), et certains projets proposaient un tarif plus proche de 70 €/MWh. Ce tarif reste très supérieur au prix de l'électricité des centrales nucléaires existantes (l’Arenh, le prix auquel EDF vend son électricité nucléaire à ses concurrents, s’élève à 42 €/MWh) ou encore au prix de l’électricité sur le marché : autour de 38 €/MWh, mais il a baissé très fortement : l’appel d’offres de mars 2012 affichait un prix moyen proposé de 188 €/MWh. L'électricité photovoltaïque pourrait à l'avenir devenir moins chère que celle des nouvelles centrales, notamment nucléaires : EDF a obtenu un tarif garanti de 109 €/MWh pour l’EPR de Hinkley Point, en Grande-Bretagne[110].

Le 28 février 2019, le 5^e appel d'offres pour centrales au sol de 500 kWc à 30 MWc a sélectionné 118 projets totalisant 855 MWc avec un prix moyen de 62,7 €/MWh, supérieur de 3 % à celui du précédent appel d'offres ; le prix moyen des projets de plus de 5 MWc (557 MWc) a été de 56,8 €/MWh. La CRE a publié en février 2019 un rapport sur les coûts et la rentabilité des grandes centrales au sol en métropole : les coûts d'investissement ont chuté de 32 % en 3 ans et approchent 600 €/kWc pour les grandes centrales ; les coûts de production des 30 % les plus compétitives sont en moyenne de 48 €/MWh, semblables à ceux observés en Allemagne et arrivent au niveau des prix du marché, ce qui laisse espérer leur développement sans subventions[26].

En 2019, l'appel d'offres pour les centrales au sol a sélectionné 88 projets totalisant 649 MWc à un prix moyen de 62,11 €/MWh ; l'appel d'offres pour les projets photovoltaïques innovants a sélectionné 39 projets totalisant 104 MWc à un prix moyen de 82,8 €/MWh, dont 40 MWc de projets « agrivoltaïques » combinant des utilisations agricoles et photovoltaïques du sol ; un appel d'offres spécifique au département du Haut-Rhin, lancé dans le cadre des mesures de compensation de la fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim, a sélectionné 12 projets totalisant 94,2 MWc à un prix moyen de 55,78 €/MWh pour les projets au sol, 92 €/MWh pour les projets en toiture de plus de 500 kWc et 98,5 €/MWh pour les projets en toiture de moins de 500 kWc. L'appel d'offres pour les projets photovoltaïques d'autoconsommation a sélectionné 30 projets totalisant 11,8 MWc avec une prime moyenne (par rapport au prix de marché) de 15,97 €/MWh. Les appels d'offres pour les projets photovoltaïques en Corse et dans les DOM-TOM ont sélectionné 38 projets avec stockage totalisant 54,8 MWc à un prix moyen de 108,2 €/MWh, 37 projets, sans stockage, totalisant 44,1 MWc à un prix moyen de 96,2 €/MWh et 9 projets d'autoconsommation totalisant 2,8 MWc avec un prime moyenne de 44,1 €/MWh[13].

En octobre 2020, le ministère de la Transition écologique et solidaire confirme le projet du gouvernement de remettre en cause les tarifs dont ont bénéficié certains parcs photovoltaïques entre 2006 et 2011, qui ont des retours sur investissement de 20 % ou plus ; ces parcs « représentent moins de 5 % de la production d'électricité renouvelable et mobilisent un tiers du soutien public aux énergies renouvelables » ; cette mesure ne devrait viser que 800 contrats ; les parcs photovoltaïques de moins de 250 kWc ne sont pas concernés, et cela exclut les installations des particuliers et des agriculteurs ; les pouvoirs publics estiment que la réforme doit permettre une économie budgétaire annuelle de 300 à 400 millions €. Le dispositif a été analysé par le Conseil d'État, qui considère que la sur-rentabilité considérable des contrats est un motif d'intérêt général qui permet de les amender[111]. Le Conseil constitutionnel rejette fin décembre les recours contre cette mesure, considérant qu'elles vont « mettre un terme aux effets d'aubaine dont bénéficiaient certains producteurs, au détriment du bon usage des deniers publics et des intérêts financiers de l'État, qui supporte les surcoûts incombant aux distributeurs »[112].

En juin 2019, la SNCF signe avec le développeur Voltalia un contrat d'achat, pendant vingt-cinq ans, de la production de trois nouveaux champs solaires qui seront construits sur 136 hectares dans le Gard et le Var, pour une puissance totale de 143 mégawatts et une production prévue de 207 gigawattheures, soit 3,6 % de la consommation de traction de la SNCF, qui prévoit d'acheter environ 20 % de son électricité de traction (6,4 térawattheures) via ces contrats de long terme, soit de 6 à 7 opérations dans les deux à trois ans à venir. Ces contrats de long terme entre entreprises et développeurs sont déjà fréquents aux États-Unis ou en Europe de Nord mais pas encore en France, où seules deux ou trois opérations sont recensées sur des capacités déjà existantes et pour des durées plus courtes. Le prix négocié avec Voltalia, autour de 45 €/MWh, rejoint le niveau des prix de marché[113].

En France, l'autoconsommation est autorisée, mais son développement était limité jusqu'en 2017, compte tenu des prix faibles de l’électricité et des obstacles juridiques ; une loi favorisant leur développement a été votée définitivement le 15 février 2017 pour éliminer les obstacles juridiques ; elle attend ses décrets d'application ainsi que les arrêtés tarifaires ; le compteur communicant Linky facilitera ce développement en permettant le comptage des surplus d'électricité injectés sur le réseau ; les petites installations en autoconsommation bénéficieront d'une prime à l'investissement de 800 €/kWc, et le tarif de revente sera réduit à 6 c€/kWh au lieu de 12 à 24 c€/kWh auparavant ; l'autoconsommation collective est aussi prévue par la loi ; au début 2017, on dénombre environ 15 000 foyers qui autoconsomment leur électricité sans être raccordés au réseau et 5 000 foyers qui autoconsomment une partie de leur électricité et revendent le surplus sur le réseau[114].

Les coûts de revient de l’électricité solaire, divisés par trois depuis 2010, sont devenus, dans le sud de la France, équivalents au prix de la fourniture d’électricité pour les installations résidentielles (15 c€/kWh). Cette situation a créé un fort engouement pour les systèmes fonctionnant en autoconsommation dans les régions françaises les plus ensoleillées. Selon Enedis, à la fin de 2017, environ 20 000 foyers produisaient eux-mêmes leur énergie pour une partie de leur consommation (autour de 20 %), contre 8 000 foyers au début 2017. Selon EDF Énergies Nouvelles, le nombre de foyers optant pour l’autoconsommation serait susceptible de doubler chaque année pour atteindre 600 000 d’ici 2023. Il serait déjà de l’ordre d’1,5 million en Allemagne, où le prix de l’électricité est beaucoup plus élevé[16].

Le secteur de la grande distribution a remporté une bonne part des appels d'offres de novembre 2016 (près de la moitié des 72 lauréats) et mars 2017 (environ le tiers) ; ce secteur se prête bien à l'autoconsommation, car ses besoins sont constants, en particulier ses chambres froides utilisent l'électricité en permanence ; consommant toute l'électricité produite, il n'a pas besoin d'en injecter une partie sur le réseau ; il a d'importantes surfaces disponibles sur ses toits et ses parkings ; grâce aux primes accordées (2 à 4 c€/kWh autoconsommé) le délai moyen de retour sur investissement est abaissé de deux ans et s'établit désormais entre 8 et 10 ans[115].

Engie et GreenYellow, filiale du groupe Casino, ont annoncé le 17 octobre 2018 la création d'une coentreprise baptisée Reservoir Sun, détenue à parité, pour développer chaque année 100 MWc de projets d'autoconsommation collective, pour un investissement évalué à 100 millions d'euros par an. Les projets seront développés sur des ombrières de parking, des toitures, des hangars agricoles et sur des réserves foncières « non valorisables ». L'objectif est que les clients puissent produire ainsi 20 à 25 % de leur consommation d'électricité. GreenYellow a déjà développé 190 MWc de projet d'autoconsommation sur les toitures des hypermarchés du groupe, puis sur celles d'autres clients (Leroy-Merlin, Castorama, etc.)[116].

Les systèmes photovoltaïques fonctionnant en autoconsommation pouvaient jusqu'en 2016 recevoir un tarif d’achat qui rémunérait l’électricité injectée dans le réseau. Des discussions étaient en cours au niveau national pour augmenter la part fixe des coûts d’accès au réseau et réduire les coûts variables, ce qui n’est pas favorable au développement de l’autoconsommation[25].

Plusieurs régions françaises s’engagent à soutenir les projets solaire photovoltaïque en autoconsommation : l'ADEME et la région Languedoc-Roussillon ont lancé un appel à projets pour 10 projets photovoltaïques en autoconsommation, ciblant les bâtiments industriels, tertiaires ou publics (10 à 250 kWc, avec une part d’autoconsommation minimum de 20 %) ; la région Aquitaine a lancé un appel à projets pour les installations photovoltaïques en autoconsommation d’une puissance comprise entre 10 et 500 kWc, avec un objectif d’autoconsommation moyenne annuelle de 75 % ; les régions Alsace et Poitou-Charentes proposent également des aides à l'autoconsommation[117].

La Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) a réuni en 2014 un groupe de travail d'une quarantaine d’acteurs afin de définir un cadre réglementaire pour le développement de l’autoconsommation sans créer d’effet d’aubaine ni perturber le fonctionnement du réseau. Le rapport de ce groupe de travail est un compromis entre les positions des partisans de l’autoconsommation et celles de ses opposants. Il reconnait que l'autoconsommation est intéressante dans des secteurs comme le tertiaire, les entrepôts frigorifiques, les centres commerciaux, les bâtiments scolaires ou l’industrie, activités qui ont des besoins diurnes en électricité. En revanche, un consensus s’est dégagé pour dire que l’autoconsommation n’était pas pertinente à l’échelle des maisons individuelles mais davantage au niveau des îlots urbains. Le document souligne la nécessité d’un dispositif de soutien spécifique à l’autoconsommation, complémentaire au dispositif actuel (tarifs d’achat et appels d’offres). La subvention serait calculée à partir du volume autoconsommé après soustraction du volume injecté ; les syndicats professionnels ont demandé une phase d’expérimentation de trois ans portant sur 300 MW par an. Mais depuis la fin des travaux du groupe de travail, l’État n’a pas bougé sur le dossier. La région Aquitaine a lancé en 2011 un appel à projets qui a permis la réalisation d'une quarantaine de projets (1/3 industrie, 1/3 collectivités et 1/9 exploitations agricoles) avec un budget de près de 1,2 million d’euros ; le deuxième appel à projets en 2013 n'a retenu qu'une vingtaine de projets ; celui de 2014 impose une autoconsommation d'au moins 75 % de la production. En 2014, les régions Alsace, Poitou-Charentes et Languedoc-Roussillon ont également lancé des appels à projets[61].

La règlementation environnementale du bâtiment de 2020, qui remplace la RT 2012, ne prendra plus en compte l'électricité photovoltaïque revendue dans les calculs des indicateurs de performance énergétique du bâtiment. Elle valorisera uniquement l'autoconsommation. Cette évolution règlementaire marque la fin de la politique de promotion du « bâtiment à énergie positive »^{[réf. nécessaire]}.

Processus de recyclage d'un panneau photovoltaïque.

Le recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie est organisé par la Directive européenne 2012/19/UE relative aux déchets d'équipements électriques et électroniques (D3E) du 24 juillet 2012[118], qui fixe des objectifs de recyclage ; les opérations de collecte et de recyclage doivent, selon le principe du pollueur-payeur, être mises en place et financées par les fabricants des panneaux photovoltaïques ou leurs importateurs établis sur le territoire national, qui sont tenus de s’enregistrer auprès des autorités compétentes[119]. Cette directive a été transposée en France en août 2014, mais l'éco-organisme européen PV Cycle[120] a déjà collecté depuis sa naissance en 2010 jusqu'au début 2017 plus de 16 000 panneaux auprès de ses adhérents, qui représentent 90 % des fabricants et metteurs sur le marché de panneaux solaires ; les panneaux récupérés en France étaient transportés en Belgique pour y être recyclés. L'antenne française de PV Cycle, fondée en 2014, a lancé un appel d'offres pour le recyclage en France, qui a permis de choisir comme opérateur Veolia, via sa filiale Triade Electronique, avec qui PV Cycle a signé en mars 2017 un contrat de quatre ans ; Veolia va construire la première ligne de France spécialisée dans les panneaux sur son site de déconstruction de D3E à Rousset (Bouches-du-Rhône)[121].

Le recyclage des modules à base de silicium cristallin consiste en un traitement thermique servant à séparer les différents éléments du module photovoltaïque et permet de récupérer les cellules photovoltaïques, le verre et les métaux (aluminium, cuivre et argent) qui sont ensuite recyclés[122].

Veolia a mis en service en 2018 au Rousset, près d’Aix-en-Provence, la première usine française de recyclage de panneaux photovoltaïques. Auparavant, les panneaux étaient traités par un verrier en Belgique. Environ 90 à 92 % des déchets seront valorisés. En 2018, l'usine recyclera surtout les panneaux défectueux et les chutes de production ; la collecte a atteint 700 tonnes en 2017 ; elle devrait passer à 1 600 tonnes en 2018[123]. Fin 2018, le taux de recyclage dans l'usine atteint 95 %. Le marché, alimenté initialement surtout par la casse liée à la fabrication, au transport ou au chantier, va doubler tous les trois ans, passant de 6 000 tonnes sur la période 2018-2020 à 124 000 tonnes sur 2024-2026. Le premier renouvellement de contrat est prévu en 2021 ; PV Cycle France pourrait alors organiser un appel d'offres pour une nouvelle unité. Veolia recycle les panneaux en verre cristallin ; les panneaux à couches minces (5 % du marché) sont recyclés par la société américaine First Solar en Allemagne à Francfort-sur-l'Oder[124].

• Réseau de transport d'électricité, ERDF, Syndicat des énergies renouvelables, Association des distributeurs d’électricité en Franc (eADEeF), Panorama des énergies renouvelables 2014, 12 février 2015 (lire en ligne [PDF]).

• Autres références :

 : document utilisé comme source pour la rédaction de cet article.

• Ademe, Transénergie, Évaluation du gisement relatif aux zones délaissées et artificialisées propices à l'implantation de centrales photovoltaïques, Ademe, coll. « Expertises », avril 2019, 75 p. (présentation en ligne) (synthèse [PDF]).

• site internet de la Commission de régulation de l'énergie (CRE)
• statistiques annuelles de l'énergie électrique en France, RTE
• Le solaire photovoltaïque en France, site Jeunes EDF.

• Portail des énergies renouvelables
• Portail de la France