Énergie solaire photovoltaïque

En une quinzaine d’années, le photovoltaïque (PV) est passé du produit de niche à la source d’électricité dont la croissance a été la plus rapide de l’histoire. La production solaire mondiale a grimpé d’environ 250 TWh en 2015 à près de 2 800 TWh en 2025, soit près de 9 % de l’électricité de la planète, et il s’installe désormais chaque année plus de solaire que toutes les autres technologies de production réunies. La Chine produit à elle seule plus de 40 % de l’électricité solaire mondiale, devant les États-Unis et l’Inde. Voici comment fonctionne la technologie, ce qui distingue les principaux types de cellules, et ce que disent les chiffres sur les coûts, le foncier, les matériaux et les émissions.

Comment fonctionne le photovoltaïque

Une cellule solaire est une diode à semi-conducteur, le plus souvent en silicium cristallin. Lorsqu’un photon suffisamment énergétique frappe le silicium, il libère un électron et laisse derrière lui un « trou » chargé positivement : c’est l’effet photovoltaïque. Le champ électrique interne de la jonction p-n pousse électrons et trous dans des directions opposées, et des contacts métalliques à l’avant et à l’arrière les recueillent sous forme de courant continu (DC). Une cellule de silicium ne délivre qu’environ 0,6 à 0,7 V ; un module associe donc 60 à 144 cellules (ou demi-cellules) en série pour obtenir une tension exploitable. Des diodes de dérivation limitent les pertes en cas d’ombrage partiel.

Avec sa bande interdite de 1,12 eV, le silicium plafonne le rendement théorique d’une cellule à simple jonction à environ 29 à 33 % (limite de Shockley-Queisser, un peu plus basse pour le silicium si l’on tient compte de la recombinaison Auger). Les photons d’énergie inférieure à la bande interdite traversent la cellule sans effet, et l’énergie excédentaire des photons plus énergétiques finit en chaleur. Les modules réels perdent aussi de l’énergie par réflexion, par la résistance des contacts et surtout à cause de la température : le silicium cristallin perd environ 0,25 à 0,40 % de sa production par degré au-dessus de 25 °C, si bien qu’un module posé sur un toit brûlant n’atteint pas sa puissance nominale.

La puissance des modules s’exprime en watts-crête, mesurés aux conditions standard de test (STC : éclairement de 1 000 W/m², cellule à 25 °C). Les onduleurs transforment le courant continu en courant alternatif compatible avec le réseau. Ils exécutent aussi des algorithmes MPPT, qui ajustent sans cesse la tension de fonctionnement pour tirer le maximum de puissance du champ de modules quand la lumière et la température varient.

Les grandes familles de technologies PV

Cellules en silicium cristallin

Le silicium cristallin représente plus de 95 % de la production mondiale de modules. En dix ans, l’industrie a pourtant changé plusieurs fois d’architecture de cellule :

• Le silicium polycristallin (multi) a dominé jusque vers 2017. Moins cher à couler mais moins performant (modules de 16 à 18 % en général), il a presque disparu de la production neuve.
• Le PERC monocristallin (Passivated Emitter and Rear Cell) ajoute une couche diélectrique de passivation à l’arrière de la cellule, qui renvoie la lumière non absorbée et réduit la recombinaison. Le PERC a porté le marché de 2018 à 2023, avec des modules autour de 20 à 22 %.
• Le TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) passive le contact arrière grâce à un oxyde ultrafin et une couche de polysilicium dopé. Comme les usines peuvent le produire sur des lignes PERC modernisées, il est devenu dès 2024 la technologie dominante des nouvelles usines, avec des modules autour de 22 à 23,5 %.
• L’hétérojonction (HJT) prend une plaquette cristalline en sandwich entre de fines couches de silicium amorphe. Elle offre le meilleur coefficient de température (environ -0,24 à -0,26 %/°C), une forte bifacialité et des rendements de module de 22 à 24 %. Revers de la médaille : elle exige d’autres équipements et davantage d’argent, ou bien des contacts en cuivre électrodéposé.
• Les cellules à contacts arrière (IBC) reportent tous les contacts métalliques sur la face arrière, ce qui supprime l’ombrage de la face avant et pousse les modules commerciaux vers 23 à 25 %.

Modules bifaciaux

Un module bifacial possède une face arrière transparente (film ou verre) : l’arrière des cellules capte ainsi la lumière réfléchie par le sol. Il produit en général 5 à 15 % d’énergie supplémentaire par rapport à un module monofacial, et jusqu’à 20 % ou davantage au-dessus de surfaces claires comme le sable, la neige ou le gravier blanc (albédo de 0,3 à 0,8). Pour les grandes centrales au sol, les modules bifaciaux verre-verre montés sur trackers à un axe sont aujourd’hui la norme.

Couches minces

Les modules en couches minces déposent quelques micromètres de matériau absorbant sur du verre. Le tellurure de cadmium (CdTe), fabriqué à grande échelle surtout par First Solar, atteint des rendements commerciaux d’environ 19 à 20 % et affiche une empreinte carbone plus faible que la plupart des modules en silicium. Le CIGS (cuivre, indium, gallium, sélénium) atteint 15 à 18 % en production ; le silicium amorphe (6 à 9 %) a pratiquement quitté les marchés de l’électricité. Les cellules pérovskites, en particulier les tandems pérovskite sur silicium qui dépassent 33 % en laboratoire, sont la prochaine étape que toute la filière surveille. Personne ne sait encore comment elles vieilliront en extérieur sur plusieurs décennies.

Toitures, centrales au sol et trackers

Les installations en toiture (quelques kW sur une maison, jusqu’à plusieurs MW sur un entrepôt) ne consomment aucun terrain, évitent les pertes de transport et se rentabilisent surtout par l’autoconsommation au prix de détail. Les centrales au sol de 50 MW à plusieurs GW abaissent fortement le coût du kWh grâce à leur taille, à une orientation idéale et aux trackers solaires. Les trackers à un axe, qui font pivoter les rangées d’est en ouest au fil de la journée, augmentent la production annuelle d’environ 15 à 25 % par rapport à une inclinaison fixe sur les sites ensoleillés de basse latitude. Ils équipent désormais la majorité des nouvelles centrales aux Amériques, au Moyen-Orient et en Australie. Le PV flottant sur les retenues d’eau et l’agrivoltaïsme au-dessus des cultures restent des niches plus modestes, mais en croissance.

Onduleurs

Dans le résidentiel, on trouve des onduleurs de chaîne (string), des micro-onduleurs sur chaque module, ou des onduleurs de chaîne couplés à des optimiseurs de puissance par module. Les centrales au sol utilisent soit de gros onduleurs centraux (plusieurs MW chacun), soit de nombreux onduleurs de chaîne répartis. Les concepteurs installent couramment plus de puissance DC en modules que de puissance AC en onduleurs (un ratio DC/AC de 1,2 à 1,4). Ils acceptent un peu d’écrêtage à midi en échange d’une production plus forte le matin, le soir et en hiver. Les onduleurs participent maintenant aussi à la conduite du réseau : les onduleurs grid-forming peuvent fournir une inertie synthétique et un soutien de tension, services autrefois assurés par les machines tournantes.

Rendement, productible et facteur de charge

Le rendement des modules détermine la surface nécessaire. La quantité d’énergie produite, elle, dépend de l’ensoleillement local. L’estimation classique de la production annuelle s’écrit :

H_poa désigne l’irradiation annuelle reçue dans le plan des modules et PR le ratio de performance, généralement compris entre 0,75 et 0,85 pour une installation moderne bien conçue. Il englobe les pertes liées à la température, à l’onduleur, au câblage, à l’encrassement et aux dispersions entre modules. Une installation de 10 kWc à Madrid, qui reçoit 2 000 kWh/m² dans son plan incliné avec un PR de 0,80, produit environ 16 000 kWh par an : un productible spécifique de 1 600 kWh/kWc et un facteur de charge DC de 18 %. Le calculateur panneaux solaires fait ce calcul heure par heure avec une météo réelle, et la carte du potentiel solaire montre comment la ressource varie dans le monde.

Le facteur de charge du solaire paraît faible à côté de celui des centrales thermiques, parce que le soleil se couche chaque soir et faiblit en hiver. Cette variabilité est le principal casse-tête des gestionnaires de réseau. Elle creuse les prix en milieu de journée, phénomène connu sous le nom de courbe en canard, et c’est pourquoi le solaire s’accompagne toujours plus souvent de stockage par batterie. Le calculateur de facteur de charge convertit entre puissance, heures et production.

Coûts

Aucune technologie énergétique n’a vu ses coûts chuter aussi vite que le PV. Le prix des modules a reculé d’environ 20 à 25 % à chaque doublement de la production cumulée (le taux d’apprentissage connu sous le nom de loi de Swanson). En 2024, sur fond de surcapacités industrielles en Chine, les prix spot des modules standard sont passés sous 0,10 à 0,12 USD/W.

• IRENA (2024) : le LCOE moyen pondéré mondial des centrales PV au sol mises en service s’établissait à environ 0,044 USD/kWh en 2023, en baisse d’environ 90 % depuis les 0,46 USD/kWh de 2010. Le coût total d’installation moyen pondéré tournait autour de 750 à 800 USD/kW, bien moins en Inde et en Chine, nettement plus au Japon et sur certains marchés européens.
• Lazard LCOE+ (2024) : sans subventions, le PV au sol américain revient à environ 29 à 92 USD/MWh ; les installations collectives et commerciales se situent dans le milieu de la fourchette ; le résidentiel en toiture atteint environ 177 à 282 USD/MWh, reflet d’un coût installé par watt bien plus élevé.
• L’ATB du NREL prévoit une baisse continue du coût d’investissement des centrales PV jusqu’en 2035, avec un large écart entre scénarios prudents et avancés.

Deux réserves s’imposent. Le LCOE solaire réagit fortement au taux d’actualisation : presque tout le coût se paie au départ, et le financement suffit à doubler le LCOE entre un marché de l’OCDE peu risqué et un pays émergent jugé risqué. Ensuite, l’électricité solaire perd de la valeur à mesure que sa part augmente, car toutes les centrales produisent aux mêmes heures. Sur les marchés très équipés, les prix de midi deviennent souvent négatifs et l’écrêtement progresse : le coût du « solaire plus stockage » devient donc la référence pertinente. Le calculateur de LCOE vous montre comment CAPEX, productible et WACC interagissent, et la comparaison des technologies situe le solaire face aux autres sources.

Foncier, eau et matériaux

Foncier. Une centrale PV au sol demande environ 1 à 2,5 hectares par MW, espacements, pistes et onduleurs compris, selon la latitude, la présence de trackers et le rendement des modules. Par unité d’énergie, c’est plus de terrain que le nucléaire ou le gaz, mais moins que la bioénergie, et le sol n’est pas imperméabilisé : des moutons peuvent y paître, des habitats pour pollinisateurs s’y développer, et des cultures pousser sous des structures surélevées (agrivoltaïsme). Toitures, parkings et retenues d’eau ne demandent aucun terrain supplémentaire.

Eau. En exploitation, le PV consomme très peu d’eau, surtout pour le nettoyage occasionnel des modules : quelques dizaines de litres par MWh en général, bien moins que le refroidissement des centrales thermiques. L’étape gourmande en eau, c’est la fabrication du polysilicium et des plaquettes.

Matériaux. Un module cristallin se compose surtout de verre (environ 70 % de sa masse), d’un cadre en aluminium, d’un encapsulant polymère, de cuivre et de silicium. Les intrants sensibles sont le polysilicium de haute pureté et l’argent des contacts. Le PV absorbe déjà une part importante et croissante de la demande mondiale d’argent, ce qui pousse les fabricants vers le cuivre électrodéposé. Le CdTe utilise du tellure, sous-produit du raffinage du cuivre à l’offre limitée. Le rapport de l’AIE sur les chaînes d’approvisionnement (2022) a montré que la Chine détenait plus de 80 % des capacités mondiales à chaque étape de fabrication, et plus de 95 % pour les plaquettes. Cette concentration a orienté les politiques industrielles des États-Unis, de l’Inde et de l’UE.

Émissions de CO2 sur le cycle de vie

Le PV n’émet rien en fonctionnement. Ses émissions sur le cycle de vie proviennent de l’extraction minière, du raffinage du silicium (très gourmand en électricité), de la fabrication, du transport, de l’installation et du traitement en fin de vie.

• GIEC AR5 WGIII Annexe III (2014) : PV au sol, médiane de 48 gCO2e/kWh (fourchette de 18 à 180) ; PV en toiture, médiane de 41 g (fourchette de 26 à 60). Ces chiffres reflètent la fabrication d’avant 2012 et passent aujourd’hui pour prudents.
• CEE-ONU (2021) : 8 à 83 gCO2e/kWh selon les technologies et les régions. Le bas de la fourchette correspond aux couches minces CdTe et aux modules fabriqués avec une électricité bas carbone ; le haut, aux modules en polysilicium produits avec une électricité très charbonnée et installés dans des lieux peu ensoleillés.

À titre de comparaison, ces mêmes évaluations placent le charbon à environ 750 à 1 100 g et le gaz en cycle combiné à environ 400 à 500 g. La majeure partie des émissions venant de l’électricité consommée en usine, l’empreinte d’un module dépend beaucoup de son lieu de fabrication, et elle diminue à mesure que ces réseaux se décarbonent. Le temps de retour énergétique tombe désormais à un an environ, voire moins, dans les régions ensoleillées.

Sécurité et impacts environnementaux

Le PV affiche l’un des taux de mortalité par unité d’énergie les plus bas de toutes les sources. Le principal risque professionnel reste la chute depuis un toit pendant la pose. Le risque d’incendie est faible mais réel, le plus souvent dû à des connecteurs DC défaillants ou à des erreurs d’installation ; de nombreux pays imposent désormais une électronique de coupure rapide pour que les pompiers puissent mettre hors tension les installations en toiture. Dans les modules CdTe, le cadmium est chimiquement lié et encapsulé dans le verre, et les fabricants proposent des programmes de reprise.

Le plus gros problème à long terme, c’est le devenir des vieux panneaux. En 2016, l’IRENA et l’IEA PVPS estimaient que les déchets PV cumulés pourraient atteindre environ 60 à 78 millions de tonnes d’ici 2050. Le verre, l’aluminium et le cuivre se recyclent facilement. Récupérer du silicium et de l’argent de haute pureté de façon rentable reste hors de portée pour l’instant. Dans l’UE, la directive DEEE (WEEE) rend déjà les producteurs responsables de la collecte. Mal implantées, les grandes centrales au sol peuvent aussi fragmenter les habitats ; bien gérés, les sites augmentent souvent la biodiversité par rapport à une agriculture intensive.

Perspectives

Le solaire est aujourd’hui la première source de nouvelles capacités de production dans le monde : environ 600 GW ajoutés en 2024, pour une puissance cumulée qui dépasse 2 TW. Les scénarios de l’AIE montrent tous le solaire devenir la première source d’électricité en puissance installée avant 2030 et, dans les trajectoires de neutralité carbone, la première en production dans les années 2030. La technologie s’oriente vers les cellules de type n (TOPCon, HJT, contacts arrière), les trackers bifaciaux comme standard des centrales au sol, et les tandems pérovskite-silicium, qui pourraient porter le rendement des modules vers 30 %.

Le goulet d’étranglement n’est plus le coût mais l’intégration : files d’attente de raccordement, transport d’électricité, cannibalisation des prix de midi et besoin de flexibilité. La croissance du solaire dépend donc désormais du stockage par batterie, de la flexibilité de la demande et de l’hydrogène vert pour absorber les excédents. Pour un solaire pilotable grâce au stockage thermique, voyez le solaire thermodynamique à concentration, et pour dimensionner une installation domestique avec batterie, essayez le calculateur solaire avec batterie.