La consommation mondiale d’électricité croit de façon continue depuis de nombreuses années (19% du mix énergétique final en 2017 et 15% en 2000) et l’AIE dans son rapport annuel 2018 (IEA, World Energy Outlook 2018, www.iea.org) a proposé un scénario dans lequel la demande d’électricité croîtrait à un rythme annuel de 2,1% d’ici 2040. Elle envisageait une variante électrique forte de ses scénarios, « Le futur est électrique », qui prévoit un taux plus élevé d’électrification de la planète (31% de la consommation finale d’énergie en 2040) avec une part importante des énergies renouvelables et notamment de la contribution des filières solaires. Rappelons qu’il en existe deux, la filière photovoltaïque (PV) est la principale (les photons solaires sont transformés en courant électrique dans un matériau semi-conducteur constituant une cellule solaire), et celle à concentration (le rayonnement solaire, en chauffant un fluide à l’aide de miroirs produit de la vapeur qui alimente une turbine), elle a besoin d’un fort ensoleillement. La seconde progressant plus lentement, nous allons nous intéresser à la filière PV.

La puissance mondiale installée de centrales solaires photovoltaïques, raccordées à un réseau, progresse à un rythme soutenu, depuis le début du siècle, comme le montre une étude récente du marché des centrales solaires de l’AIE (IEA, Snapshot of global PV markets, 2019, www.iea.org, cf. aussi IRENA, Renewable energy statistics, 2019, www.resouceirena.irena.org ). Elle a dépassé, en effet, pour la première fois en 2018, la barre symbolique des 500 GW ; rappelons que l’ensoleillement étant variable, un panneau solaire ne produit de l’énergie électrique, en moyenne annuelle, à une puissance qui n’est qu’une fraction de sa puissance nominale c’est-à-dire maximum, soit environ 15 % en France. Si en 2018, la puissance mondiale installée a augmenté de 100 GW (76,4 GW en 2016 et 99 GW en 2017), on observe un net ralentissement des investissements dans la filière l’an dernier. La Chine est l’incontestable leader mondial du solaire PV avec 45 GW installés en 2018 (une capacité cumulée de 176 GW), l’Inde est le numéro 2 avec 11 GW installés, et les Etats-Unis en troisième position avec 10,6 GW mais ils sont en deuxième position pour la capacité cumulée (62 GW) suivis de près par le Japon avec une puissance cumulée de 56 GW et l’Allemagne en quatrième position avec 45,4 GW, la France venant en neuvième position avec 9 GW. On observe que l’ensemble des pays de l’UE n’ont augmenté leur puissance installée que de 8,3 GW l’an dernier mais avec une puissance cumulée de 115 GW. S’agissant de la production d’électricité, on observe que l’Allemagne qui n’est pas un pays où le Soleil est particulièrement généreux, produit 8% de son électricité avec la filière PV (la Grèce et l’Italie près de 7, 5 % chacune et la France seulement 2,2%). Enfin, remarquons que l’énergie solaire n’assure que 3% de la production électrique mondiale (l’éolien 7% et l’hydraulique 17%). Toutefois, l’AIE, dans ses dernières projections, « prévoit » un net rebond des investissements dans les énergies renouvelables, en 2019,  notamment pour le solaire (une augmentation de 17% des capacités installées).  

Il est utile de faire un zoom sur la situation de la France (avec des données fournies par l’ADEME, cf. IEA, PVPS Annual report 2018, 2019). En 2018, les nouvelles capacités installées s’élevaient à 862 MW comparés à 875 MW en 2017 ce qui représente un ralentissement de la dynamique comme d’ailleurs au niveau mondial. Les 9 GW de puissance cumulée correspondaient au total, fin 2018, à 425 000 installations (90 % d’entre elles d’une puissance inférieure à 9 kW, mais les deux tiers de la puissance installée correspondent à des puissances supérieures à 100 kW (cf. photo de l’installation Urbasolar à St Privas dans le Gard sur un parking, photo urbasolar/M. Colin) Le kWh électrique était revendu au réseau (sans autoconsommation) pour les petites installations (≤ 3 kW) à 18 c€ et à 8 c € pour celles de plus grande puissance (de 100 à 500 kW).

Après une forte croissance des investissements dans les filières renouvelables depuis 2010 (55%), ceux-ci se sont tassés ces deux dernières années (IEA, World Energy Investments 2019) pour le solaire comme pour l’éolien, alors que le coût en capital du kW installé a baissé des trois quarts pour le solaire, de 20 % pour l’éolien et de 50 % pour les batteries utilisées pour le stockage de l’électricité sur les centrales. Il est vrai que ce sont les pays émergents, la Chine, l’Inde et les pays africains, où la demande d’électricité est potentiellement forte, qui sont des marchés en croissance. Les progrès des techniques de production et de stockage seront des vecteurs de la croissance des énergies renouvelables, en particulier pour la filière solaire photovoltaïque. Le stockage est un point clé et la baisse des coûts de production dépend en partie de ceux des batteries (le stockage pour la filière à concentration peut être réalisé par voie thermique).  Ainsi, en Californie à Los Angeles, un projet de nouvelle centrale PV de 400 MW était en discussion en juillet 2019 (il devrait fournir 7% de l’électricité de la ville) pour un coût estimé à 2 c$ / kWh pour la production et à 1,3 c$/ kWh pour le stockage avec des batteries de 800 MW, une électricité moins coûteuse que celle d’origine thermique (R.F. Service, « Solar plus batteries is now cheaper than fossil power », Science, vol. 365, p. 108, 12 July 2019, www.sciencemag.org). Le stockage dans des barrages est la technique de loin la plus utilisée mais, faute de sites disponibles pour les construire, notamment en Europe, la batterie lithium-ion est le mode de stockage le plus utilisé pour les centrales solaires (elle est aussi utilisée dans les voitures électriques, cf? photo), mais sa densité énergétique ne progresse que lentement (150 Wh/kg). D’autres options sont envisagées comme les couples lithium-air, sodium-ion ou sodium-soufre (testé par EDF à La Réunion, il a l’inconvénient de fonctionner à haute température). La filière hydrogène est une autre option envisagée pour le stockage, elle consiste à produire de hydrogène avec l’électricité par électrolyse de l’eau, celui-ci peut ensuite être transformé en méthane, partiellement ou totalement, et injecté dans un gazoduc (la technique dite « power to gas »), ou bien utilisé dans une pile à combustible pour reproduire de l’électricité, par exemple à une heure de pointe. Une installation pilote « Jupiter 1000 » de 1 MW électrique, soutenue par l’ADEME, est en cours de test à Fos-sur-Mer. La rentabilité énergétique (en général inférieure à 50%) et économique de cette technique est loin d’être acquise.

Il reste enfin une dernière question : peut-on escompter des progrès dans le rendement des cellules solaires ? Le rendement des cellules au silicium, le semi-conducteur le plus utilisé, est aujourd’hui au maximum de 25%, en utilisant des concentrateurs optiques pour le rayonnement solaire. Depuis quelques années des travaux importants sont consacrés à des nouveaux matériaux, les pérovskites, notamment au Japon et à l’EPFL à Lausanne. Ces composés organiques et halogénés (à base d’iode par exemple) du plomb et de l’étain ont un rendement de 22%, ils peuvent être synthétisés à basse température (100° C) ce qui serait un avantage mais leur stabilité chimique est encore problématique. Une option possible consisterait à utiliser un tandem pérovskite-silicium, la pérovskite absorbant bien la lumière  bleue et verte elle la transforme en rayonnement infra-rouge qui lui est très bien absorbé par le silicium (R.F Service « Solar cell built for two looks sweet », Science, Vol. 364, p. 116, 12 April 2019, www.sciencemag.org ). Plus généralement les processus physiques consistant à produire une cascade de photons à partir du rayonnement solaire dans un matériau, organique notamment, est une piste sur laquelle travaillent les physiciens, elle est sans doute prometteuse mais encore au stade du laboratoire (J.M. Luther, J.C. Johnson, « An exciting boost for solar cells », Nature, Vol. 571, p. 38, 4 July 2019).

L’électricité produite par la filière solaire photovoltaïque a atteint le seuil de rentabilité économique dans plusieurs régions du monde, celles bénéficiant d’un bon ensoleillement comme la Californie, les pays du Golfe et d’Europe du sud. Ce n’est pas encore le cas pour la France. Le stockage de l’électricité est le verrou technique à faire sauter afin d’assurer la flexibilité de la filière (pour passer notamment les heures de pointe). La baisse du coût des batteries est indéniablement encourageante, mais pour l’heure qu’il s’agisse du stockage et des cellules solaires, celle-ci n’a pas connu de véritable rupture technique.