Photovoltaïque économique

La croissance mondiale du photovoltaïque a été une courbe exponentielle entre 1992 et 2017. Au cours de cette période, le photovoltaïque (PV), également connu sous le nom de PV solaire, est passé d’un marché de niche d’applications à petite échelle à une source d’électricité ordinaire. Lorsque les systèmes solaires photovoltaïques ont été reconnus pour la première fois comme une technologie d’énergie renouvelable prometteuse, un certain nombre de gouvernements ont mis en œuvre des programmes, tels que des tarifs de rachat, afin de fournir des incitations économiques aux investissements. Pendant plusieurs années, la croissance a été principalement tirée par le Japon et les pays européens pionniers. En conséquence, le coût du solaire a considérablement diminué en raison des effets de la courbe d’expérience, tels que les améliorations technologiques et les économies d’échelle.

Les courbes d’expérience décrivent que le prix d’une chose diminue avec la somme totale produite. La croissance de la production photovoltaïque a augmenté encore plus rapidement lorsque la production de cellules et de modules solaires a commencé à augmenter aux États-Unis avec le projet Million Solar Roofs et lorsque les énergies renouvelables ont été ajoutées au plan quinquennal chinois de production d’énergie. Depuis lors, le déploiement du photovoltaïque a pris de l’ampleur à l’échelle mondiale, en particulier en Asie, mais aussi en Amérique du Nord et dans d’autres régions où le solaire photovoltaïque d’ici 2015-2017 était de plus en plus en concurrence avec la parité réseau. des pays.

Les projections de croissance photovoltaïque sont difficiles et entachées de nombreuses incertitudes. Les agences officielles, telles que l’Agence internationale de l’énergie, ont constamment augmenté leurs estimations au fil des ans, mais n’ont toujours pas réussi à se déployer.

Historiquement, les États-Unis étaient le leader des systèmes photovoltaïques installés depuis de nombreuses années et leur capacité totale s’élevait à 77 mégawatts en 1996, soit plus que tout autre pays au monde à l’époque. Ensuite, le Japon était le leader mondial de l’électricité solaire produite jusqu’en 2005, date à laquelle l’Allemagne a pris les devants et qui avait une capacité de plus de 40 gigawatts en 2016. Cependant, en 2015, la Chine est devenue le premier producteur mondial d’énergie photovoltaïque et, en 2017, elle est devenue le premier pays à dépasser les 100 GW de capacité PV installée cumulée. La Chine devrait être le leader de la capacité photovoltaïque installée, et avec l’Inde et les États-Unis, elle devrait être le plus grand marché pour les installations photovoltaïques solaires au cours de la prochaine décennie.

À la fin de 2016, la capacité photovoltaïque cumulée atteignait environ 302 gigawatts (GW), soit une quantité suffisante pour fournir entre 1,3% et 1,8% de la demande mondiale en électricité. Solar a contribué à hauteur de 8%, 7,4% et 7,1% à la consommation intérieure annuelle respective en Italie, en Grèce et en Allemagne. La European Photovoltaic Industry Association, un groupe commercial de l’industrie solaire, affirme que la capacité installée dans le monde entier va plus que doubler, voire tripler, pour dépasser les 500 GW entre 2016 et 2020; D’ici 2050, l’énergie solaire deviendra la plus grande source d’électricité au monde. Une telle réalisation nécessiterait une capacité de PV de 4 600 GW, dont plus de la moitié devrait être déployée en Chine et en Inde.

Statut actuel
La capacité de la plaque signalétique indique la puissance de sortie maximale des centrales en watts par unité préfixée, par exemple, en kilowatt (kW), en mégawatt (MW) et en gigawatt (GW). Étant donné que la production d’électricité pour des sources renouvelables variables est imprévisible, l’utilisation de la capacité de la plaque signalétique en tant que mesure surestime considérablement la production moyenne d’une source. Ainsi, la capacité est généralement multipliée par un facteur de capacité approprié, qui prend en compte des conditions variables – météo, nuit, latitude, maintenance, etc. pour donner aux planificateurs énergétiques une idée de la valeur d’une source pour le public. De plus, selon le contexte, la puissance de pointe indiquée peut être antérieure à une conversion ultérieure en courant alternatif, par exemple pour un panneau photovoltaïque unique, ou inclure cette conversion et sa perte pour une centrale photovoltaïque raccordée au réseau. Dans le monde entier, le facteur de capacité solaire photovoltaïque moyen est de 11%.

L’énergie éolienne présente des caractéristiques différentes, par exemple un facteur de capacité plus élevé et environ quatre fois la production d’électricité solaire en 2015. Par rapport à l’énergie éolienne, la production d’énergie photovoltaïque est en corrélation avec la consommation d’énergie pour la climatisation dans les pays chauds. En 2017, une poignée d’utilitaires ont commencé à combiner des installations photovoltaïques avec des bancs de batteries, obtenant ainsi plusieurs heures de génération distribuable pour aider à atténuer les problèmes associés à la courbe du canard après le coucher du soleil.

Pour un historique complet du déploiement au cours des deux dernières décennies, voir également la section Historique du déploiement.

À l’échelle mondiale
En 2016, la capacité photovoltaïque a augmenté d’au moins 75 GW, avec une croissance de 50% en glissement annuel pour les nouvelles installations. La capacité installée cumulée a atteint au moins 302 GW à la fin de l’année, ce qui est suffisant pour fournir 1,8% de la consommation totale d’électricité dans le monde.

Les régions
En 2014, l’Asie a connu la croissance la plus rapide avec plus de 60% des installations mondiales. La Chine et le Japon représentent à eux seuls 20 GW ou la moitié du déploiement mondial. L’Europe a continué à décliner et à installer 7 GW, soit 18% du marché mondial du photovoltaïque, soit trois fois moins qu’en 2011, année où 22 GW avaient été installés. Pour la première fois, l’Amérique du Nord et l’Amérique du Sud ont représenté au moins autant que l’Europe, soit environ 7,1 GW, soit environ 18% du total mondial. Cela était dû à la forte croissance aux États-Unis, soutenue par le Canada, le Chili et le Mexique.

En termes de capacité cumulée, l’Europe était encore la région la plus développée avec 88 GW, soit la moitié du total mondial de 178 GW. Le solaire photovoltaïque couvrait respectivement 3,5% et 7% de la demande européenne d’électricité et la demande maximale d’électricité en 2014. La région Asie-Pacifique (APAC), qui comprend des pays comme le Japon, l’Inde et l’Australie, a suivi capacité mondiale. La Chine était troisième avec 16%, suivie des Amériques avec environ 12%. La capacité cumulée dans la région MEA (Moyen-Orient et Afrique) et le reste du monde (RD) ne représentaient qu’environ 3,3% du total mondial.

Des pays
La croissance mondiale du photovoltaïque est extrêmement dynamique et varie fortement selon les pays. Les principaux installateurs de 2016 étaient la Chine, les États-Unis et l’Inde. Il y a plus de 24 pays dans le monde avec une capacité PV cumulée de plus d’un gigawatt. L’Autriche, le Chili et l’Afrique du Sud ont tous franchi la barre du gigawatt en 2016. La capacité solaire photovoltaïque disponible au Honduras est désormais suffisante pour fournir 12,5% de l’électricité du pays, tandis que l’Italie, l’Allemagne et la Grèce peuvent produire entre 7% et 8%. % de leur consommation électrique domestique respective.

Les principaux déploiements de PV en 2016 ont été la Chine (34,5 GW), les États-Unis (14,7 GW), le Japon (8,6 GW), l’Inde (4 GW) et le Royaume-Uni (2 GW).

Prévoir
Prévisions pour 2017
Le 19 décembre 2016, IHS Markit prévoyait que les nouvelles installations mondiales atteindraient 79 GW, soit une croissance de 3%. En juillet 2017, la SolarPower Europe Association prévoyait une capacité installée de 80,5 GW (scénario moyen) avec un écart allant de 58,5 GW (scénario bas) à 103,6 GW (scénario élevé). Le 21 août 2017, Greentech Media a prédit que le marché solaire mondial devrait croître d’environ 4% en 2017, pour atteindre 81,1 GW, après un total de 77,8 GW en 2016. Le 14 septembre 2017, EnergyTrend a prédit que le marché solaire mondial atteindra 100,4 GW en 2017, soit une augmentation d’environ 26% par rapport à l’année précédente.

Prévisions mondiales à court terme
En août 2017, GTM Research a prédit qu’en 2022, la capacité photovoltaïque mondiale installée atteindra probablement 871 gigawatts.

Prévisions mondiales à long terme (2050)
En 2014, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) a publié sa dernière édition de la feuille de route technologique: rapport sur l’énergie solaire photovoltaïque, appelant à des signaux clairs, crédibles et cohérents de la part des décideurs. L’AIE a également reconnu avoir sous-estimé le déploiement des systèmes photovoltaïques et réévalué ses objectifs à court et à long terme.

Rapport de l’AIE Feuille de route technologique: l’énergie solaire photovoltaïque (septembre 2014) –

Beaucoup de choses se sont passées depuis notre feuille de route technologique de l’AIE pour l’énergie photovoltaïque. La PV a été déployée plus rapidement que prévu et d’ici 2020, elle atteindra probablement le double du niveau attendu auparavant. Un déploiement rapide et des coûts en baisse ont chacun entraîné l’autre. Ces progrès, ainsi que d’autres changements importants dans le paysage énergétique, notamment en ce qui concerne le statut et les progrès de l’énergie nucléaire et du captage et du stockage du carbone, ont conduit l’AIE à réévaluer le rôle du solaire photovoltaïque dans l’atténuation du changement climatique. Cette feuille de route mise à jour prévoit que la part de l’électricité photovoltaïque dans l’électricité mondiale augmentera jusqu’à 16% d’ici 2050, contre 11% dans la feuille de route de 2010.
Le scénario à long terme de l’AIE pour 2050 décrivait comment la capacité solaire photovoltaïque (PV) et la concentration solaire thermique (CSP) mondiales atteindraient 4 600 GW et 1 000 GW, respectivement. Afin de réaliser les prévisions de l’AIE, un déploiement PV de 124 GW et des investissements de 225 milliards de dollars étaient nécessaires chaque année. C’était à peu près trois et deux fois les niveaux à cette époque, respectivement. D’ici 2050, le coût moyen actualisé de l’électricité produite par l’énergie solaire photovoltaïque coûterait entre 4 et 16 cents US par kilowattheure (kWh) ou par segment et en moyenne 5,6 cents le kWh pour les centrales électriques de service public (gamme de 4 ¢ à 9,7 ¢) et de 7,8 ¢ le kWh pour les systèmes solaires sur toit (fourchette de 4,9 ¢ à 15,9 ¢) 24 Ces estimations étaient fondées sur un coût moyen pondéré du capital (WACC) de 8%. Le rapport note que lorsque le WACC dépasse 9%, plus de la moitié du LCOE de PV est constituée de dépenses financières, et que des hypothèses plus optimistes d’un WACC inférieur réduiraient de manière significative le LCOE du photovoltaïque solaire à l’avenir. ont souligné que ces nouveaux chiffres ne sont pas des projections, mais plutôt des scénarios qui, selon eux, se produiraient si les conditions économiques, réglementaires et politiques sous-jacentes se réalisaient.

En 2015, Fraunhofer ISE a réalisé une étude commandée par le groupe de réflexion allemand Agora Energiewende sur les énergies renouvelables et a conclu que la plupart des scénarios sous-estiment fondamentalement le rôle de l’énergie solaire dans les futurs systèmes énergétiques. L’étude de Fraunhofer (voir le résumé de ses conclusions ci-dessous) différait de manière significative du rapport de la feuille de route de l’AIE sur la technologie photovoltaïque solaire, même si elle n’était publiée qu’à quelques mois d’intervalle. Le rapport prévoyait que la capacité photovoltaïque installée dans le monde atteindrait 30 700 GW d’ici 2050. À cette date, Fraunhofer s’attendait à ce que le LCOE atteigne entre 0,02 et 0,04 euro par kilowattheure, soit environ la moitié de ce que l’Agence internationale de l’énergie avait projeté (4 ¢ à 9,7 ¢). Les coûts clés en main des systèmes diminueraient de plus de 50%, passant de 995 € / kWp à 436 € / kWc. Cela vaut également la peine, puisque la feuille de route de l’AIE a publié des estimations nettement plus élevées de 1 400 à 3 300 dollars par kWp pour huit grands marchés du monde (voir le tableau ci-dessous sur les prix des systèmes PV typiques en 2013). Cependant, l’étude a été en accord avec le rapport de la feuille de route de l’AIE en soulignant l’importance du coût du capital (WACC), qui dépend fortement des régimes réglementaires et peut même dépasser les avantages locaux d’une insolation solaire plus élevée. 53 Dans cette étude, un WACC de 5%, 7,5% et 10% a été utilisé pour calculer le coût prévisionnel de l’électricité pour la production d’énergie solaire photovoltaïque à l’échelle des services publics sur 18 marchés différents dans le monde.

Fraunhofer ISE: Coût actuel et futur du photovoltaïque. Scénarios à long terme pour le développement des marchés, les prix des systèmes et le LCOE des systèmes photovoltaïques à échelle industrielle. Etude pour Agora Energiewende (février 2015) –

Le photovoltaïque solaire est déjà aujourd’hui une technologie d’énergie renouvelable à faible coût. Le coût de l’énergie des installations photovoltaïques à grande échelle en Allemagne est passé de plus de 40 ct / kWh en 2005 à 9 cts / kWh en 2014. Des prix encore plus bas ont été observés dans les régions les plus ensoleillées, les marchés mondiaux.
L’énergie solaire sera bientôt la forme d’électricité la moins chère dans de nombreuses régions du monde. Même dans des scénarios prudents et en l’absence de percées technologiques majeures, la fin de la réduction des coûts n’est pas en vue. En fonction de l’ensoleillement annuel, le coût de l’énergie de 4–6 cts / kWh est attendu d’ici 2025 pour atteindre 2–4 ct / kWh d’ici 2050 (estimation prudente).
Les environnements financiers et réglementaires seront essentiels pour réduire les coûts à l’avenir. Le coût du matériel provenant des marchés mondiaux diminuera indépendamment des conditions locales. Cependant, des régimes réglementaires inadéquats peuvent augmenter le coût de l’électricité jusqu’à 50% grâce à des coûts de financement plus élevés. Cela peut même surcompenser l’effet de meilleures ressources solaires locales.
La plupart des scénarios sous-estiment fondamentalement le rôle de l’énergie solaire dans les systèmes énergétiques futurs. Sur la base d’estimations de coûts obsolètes, la plupart des scénarios modélisant les futurs systèmes énergétiques nationaux, régionaux ou mondiaux ne prévoient qu’une faible contribution de l’énergie solaire. Les résultats de notre analyse indiquent qu’un examen fondamental des voies d’approvisionnement en énergie optimales en termes de coûts est nécessaire.

Prévisions régionales

Chine
En octobre 2015, la Chine prévoyait d’installer 150 GW d’énergie solaire d’ici 2020, soit une augmentation de 50 GW par rapport à l’objectif de 2020 annoncé en octobre 2014, lorsque la Chine prévoyait d’installer 100 GW d’énergie solaire , 350 GW d’hydroélectricité et 58 GW d’énergie nucléaire.
Dans l’ensemble, la Chine a constamment augmenté ses objectifs annuels et à court terme. Cependant, les estimations, les objectifs et le déploiement réel ont considérablement varié dans le passé: en 2013 et 2014, la Chine devait continuer à installer 10 GW par an. En février 2014, la NDRC en Chine a revu à la hausse son objectif pour 2014 de 10 GW à 14 GW (ultérieurement ajusté à 13 GW) et a fini par installer environ 10,6 GW en raison de lacunes dans le secteur PV distribué.

Inde
Le pays prévoyait d’installer une capacité d’énergie solaire de 100 GW d’ici 2022, soit cinq fois plus que l’objectif précédent.

Japon
Le Japon vise une capacité de production solaire photovoltaïque de 53 GW d’ici à 2030, et 10% de la demande totale d’énergie primaire au pays sera assurée par l’énergie solaire photovoltaïque d’ici 2050. L’objectif de 2030 a été atteint en 2018.

L’Europe 
D’ici 2020, l’Association européenne de l’industrie photovoltaïque (EPIA) s’attend à ce que la capacité photovoltaïque dépasse 150 GW. Il a estimé que les plans d’action nationaux pour les énergies renouvelables (NREAP) supervisés par la CE étaient trop prudents, l’objectif de 84 GW de panneaux solaires d’ici 2020 ayant déjà été dépassé en 2014 – les chiffres préliminaires s’élevaient à près de 88 GW à la fin de 2014. Pour 2030, l’EPIA prévoyait à l’origine que le PV solaire atteindrait entre 330 et 500 GW, fournissant 10 à 15% de la demande d’électricité en Europe. Cependant, les réévaluations ultérieures ont été plus pessimistes et se sont soldées par une part de marché de 7 à 11% si aucune modification majeure de la politique n’était entreprise.

Économie
Dans le monde, le marché photovoltaïque a été créé par les besoins d’électrification de systèmes isolés du réseau tels que les satellites, les bateaux, les caravanes et autres objets mobiles (montres, calculatrices…), ou les sites isolés et l’instrumentation. Les progrès des techniques de production de cellules photovoltaïques ont conduit, depuis les années 1990, à une baisse des prix, ce qui a permis d’envisager avec diverses subventions publiques une production de masse pour le réseau électrique, production pouvant être étendue à l’auto-consommation la production intégrée dans les réseaux intelligents, des murs et des toits et dans la perspective d’une énergie propre et décentralisée, via des services partagés comme ceux préconisés par Jeremy Rifkin dans son concept de troisième révolution industrielle.

Emplois
L’industrie photovoltaïque employait directement environ 435 000 personnes dans le monde en 2012, dont 265 000 personnes en Europe, selon l’EPIA; près d’un million d’emplois dépendent indirectement de ce secteur, dont 700 000 dans l’installation, la maintenance et le recyclage de systèmes photovoltaïques; Les scénarios EPIA prévoient jusqu’à 1 million de créations d’emplois en Europe d’ici 2020. La production d’une MWC induit la création de 3 à 7 emplois directs équivalents à temps plein et de 12 à 20 emplois indirects.

Le secteur photovoltaïque représenterait entre 20 000 et 35 000 emplois en France, situés “en aval de la chaîne de valeur (développement de projets, installation …)” et non dans la partie la plus innovante (recherche, fabrication). Une étude du bureau de SIA, un emploi en photovoltaïque coûterait 10 à 40% plus cher que la rémunération d’un chômeur. Le moratoire photovoltaïque en France, qui a duré de décembre 2010 à mars 2011, pourrait entraîner la suppression de plus de 5 000 emplois.

Histoire du développement du marché

Prix ​​et coûts (1977 – présent)
Le prix moyen du watt a chuté de manière drastique dans les décennies précédant 2017. Alors qu’en 1977, les prix des cellules en silicium cristallin étaient d’environ 77 dollars le watt, les prix moyens en août 2018 étaient de 0,13 dollar le watt, soit près de 600 fois moins il y a quarante ans. Les prix des cellules solaires à couche mince et des panneaux solaires en c-Si étaient d’environ 0,60 dollar par watt. Les prix des modules et des cellules ont encore diminué après 2014 (voir les prix indiqués dans le tableau).

Cette tendance des prix a été considérée comme une preuve de la loi de Swanson (une observation similaire à la célèbre loi de Moore) selon laquelle le coût par watt des cellules et panneaux solaires diminue de 20% à chaque doublement de la production photovoltaïque cumulée. Une étude réalisée en 2015 a montré que le prix / kWh avait baissé de 10% par an depuis 1980 et que l’énergie solaire pourrait représenter 20% de la consommation totale d’électricité d’ici 2030.

Dans son édition de 2014 de la feuille de route technologique: rapport sur l’énergie solaire photovoltaïque, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) a publié les prix des systèmes photovoltaïques résidentiels, commerciaux et utilitaires pour huit grands marchés à partir de 2013 (voir tableau ci-dessous). Cependant, le rapport SunShot Initiative du DOE indique des prix inférieurs à ceux du rapport de l’AIE, bien que les deux rapports aient été publiés au même moment et se réfèrent à la même période. Après 2014, les prix ont encore baissé. Pour 2014, l’initiative SunShot a modélisé les prix des systèmes américains entre 1,80 et 3,29 dollars le watt. D’autres sources ont identifié des fourchettes de prix similaires entre 1,70 et 3,50 dollars pour les différents segments de marché aux États-Unis. Sur le marché allemand très pénétré, les prix des systèmes résidentiels et commerciaux de petite taille allant jusqu’à 100 kW ont baissé à 1,36 dollar par watt (1,24 euro). fin 2014. En 2015, Deutsche Bank a estimé les coûts des petits systèmes de toit résidentiels aux États-Unis à environ 2,90 dollars le watt. En mai 2017, un système résidentiel de 5 kW en Australie coûtait en moyenne 1,25 dollar australien, soit 0,93 dollar par watt.

Technologies (1990 – présent)
Des avancées significatives ont été enregistrées dans la technologie du silicium cristallin conventionnel (c-Si) au cours des années précédant 2017. La baisse du coût du silicium polycristallin depuis 2009, après une période de pénurie sévère (voir ci-dessous) Les fabricants de technologies PV commerciales à couche mince, notamment le silicium amorphe à couche mince (a-Si), le tellurure de cadmium (CdTe) et le cuivre indium gallium diséléniure (CIGS), ont conduit à la faillite de plusieurs entreprises de très vantée. Le secteur a été confronté à la concurrence des prix de la part des fabricants chinois de cellules et de modules en silicium cristallin, et certaines sociétés, avec leurs brevets, ont été vendues à des prix inférieurs aux coûts.

En 2013, les technologies des couches minces représentaient environ 9% du déploiement mondial, tandis que 91% concernaient le silicium cristallin (mono-Si et multi-Si). Avec 5% du marché total, CdTe détenait plus de la moitié du marché des couches minces, laissant 2% à chaque CIGS et au silicium amorphe. – 25

Technologie CIGS
Le séléniure de gallium et d’indium (CIGS) est le nom du matériau semi-conducteur sur lequel la technologie est basée. L’un des plus gros producteurs de CIGS photovoltaïque en 2015 était la société japonaise Solar Frontier avec une capacité de production à l’échelle du gigawatt. Leur technologie de ligne CIS comprenait des modules ayant un rendement de conversion supérieur à 15%. La société a profité de l’essor du marché japonais et a tenté d’étendre ses activités internationales. Cependant, plusieurs fabricants de premier plan ne pouvaient pas suivre les progrès de la technologie conventionnelle du silicium cristallin. La société Solyndra a cessé toute activité et a déposé son bilan en 2011, et Nanosolar, également fabricant de CIGS, a fermé ses portes en 2013. Bien que les deux sociétés aient produit des cellules solaires CIGS, cette défaillance n’était pas due à la technologie mais plutôt à cause des entreprises elles-mêmes, utilisant une architecture imparfaite, comme par exemple les substrats cylindriques de Solyndra.

Technologie CdTe
La société américaine First Solar, un des principaux fabricants de CdTe, a construit plusieurs des plus grandes centrales solaires au monde, telles que la ferme solaire Desert Sunlight et la ferme solaire Topaz, toutes deux dans le désert californien de 550 MW chacune. Centrale solaire Nyngan de 102 MWAC en Australie (la plus grande centrale photovoltaïque de l’hémisphère sud à l’époque) mise en service à la mi-2015. En 2013, la société produisait avec succès des panneaux CdTe avec une efficacité sans cesse croissante et un coût par watt en baisse. –19 CdTe était le délai de récupération d’énergie le plus bas de toutes les technologies photovoltaïques produites en série. emplacements favorables. La société Abound Solar, également fabricant de modules de tellurure de cadmium, a fait faillite en 2012.

technologie a-Si
En 2012, ECD solar, l’un des premiers fabricants mondiaux de silicium amorphe (a-Si), a déposé son bilan au Michigan, aux États-Unis. Le suisse OC Oerlikon a cédé sa division solaire qui produisait des cellules tandem a-Si / μc-Si à Tokyo Electron Limited. En 2014, la société japonaise d’électronique et de semi-conducteurs a annoncé la fermeture de son programme de développement de technologies micromorphes. Les autres sociétés qui ont quitté le marché des couches minces de silicium amorphe sont DuPont, BP, Flexcell, Inventux, Pramac, Schuco, Sencera, EPV Solar, NovaSolar (anciennement OptiSolar) et Suntech Power qui ont cessé de fabriquer des modules a-Si panneaux solaires en silicium. En 2013, Suntech a déposé son bilan en Chine.

Pénurie de silicium (2005-2008)
Au début des années 2000, les prix du silicium polycristallin, la matière première des cellules solaires conventionnelles, étaient aussi bas que 30 dollars le kilo et les fabricants de silicium n’étaient pas incités à accroître leur production.

Cependant, il y a eu une grave pénurie de silicium en 2005, lorsque les programmes gouvernementaux ont entraîné une augmentation de 75% du déploiement de l’énergie solaire photovoltaïque en Europe. En outre, la demande de silicium des fabricants de semi-conducteurs était en augmentation. Étant donné que la quantité de silicium nécessaire pour les semi-conducteurs représente une part beaucoup plus faible des coûts de production, les fabricants de semi-conducteurs ont pu surenchérir sur les sociétés solaires pour le silicium disponible sur le marché.

Au départ, les producteurs de silicium polycristallin en place ont tardé à répondre à la demande croissante d’applications solaires, en raison de leur expérience pénible en matière de surinvestissement. Les prix du silicium ont fortement augmenté pour atteindre environ 80 dollars le kilo et ont atteint jusqu’à 400 dollars / kg pour les contrats à long terme et les prix au comptant. En 2007, les contraintes sur le silicium sont devenues si graves que l’industrie solaire a été obligée de laisser tourner environ un quart de sa capacité de production de cellules et de modules, soit une capacité de production estimée à 777 MW. La pénurie a également fourni aux spécialistes du silicium à la fois des liquidités et une incitation à développer de nouvelles technologies et plusieurs nouveaux producteurs sont arrivés sur le marché. Les premières réponses de l’industrie solaire ont porté sur l’amélioration du recyclage du silicium. Lorsque ce potentiel était épuisé, les entreprises se sont penchées plus sérieusement sur les alternatives au processus conventionnel de Siemens.

Comme il faut environ trois ans pour construire une nouvelle usine de silicium polycristallin, la pénurie s’est poursuivie jusqu’en 2008. Les prix des cellules solaires conventionnelles sont restés constants, voire ont légèrement augmenté pendant la période de pénurie de silicium de 2005 à 2008. Cela se voit dans la courbe d’apprentissage de la technologie PV de Swanson et l’on craignait qu’une pénurie prolongée ne retarde la compétitivité de l’énergie solaire par rapport aux prix de l’énergie conventionnelle sans subventions.

Entre-temps, l’industrie solaire a réduit le nombre de grammes par watt en réduisant l’épaisseur des plaquettes et les pertes, en augmentant les rendements à chaque étape de fabrication, en réduisant les pertes de modules et en augmentant l’efficacité des panneaux. Enfin, la montée en puissance de la production de silicium polycristallin a permis de réduire les marchés mondiaux de la rareté du silicium en 2009 et d’entraîner une surcapacité avec une forte baisse des prix dans l’industrie photovoltaïque pour les années suivantes.

Surcapacité solaire (2009-2013)
L’industrie du polysilicium ayant commencé à accroître ses capacités de production pendant la période de pénurie, les prix ont chuté à 15 dollars le kilo, obligeant certains producteurs à suspendre leur production ou à quitter le secteur. Les prix du silicium se sont stabilisés autour de 20 dollars le kilo et le marché en plein essor du photovoltaïque a permis de réduire l’énorme surcapacité mondiale à partir de 2009. Cependant, la surcapacité dans l’industrie photovoltaïque a persisté. En 2013, le déploiement record mondial de 38 GW (chiffre actualisé d’EPIA) était toujours bien inférieur à la capacité de production annuelle de la Chine d’environ 60 GW. La surcapacité persistante a encore été réduite en réduisant de manière significative les prix des modules solaires et, en conséquence, de nombreux fabricants ne pouvaient plus couvrir leurs coûts ou rester compétitifs. À mesure que la croissance mondiale du déploiement de la technologie photovoltaïque se poursuivait, l’écart entre la surcapacité et la demande mondiale était attendu pour 2014 dans les prochaines années.

IEA-PVPS a publié en 2014 des données historiques sur l’utilisation mondiale de la capacité de production de modules solaires photovoltaïques qui ont montré un lent retour à la normalisation de la fabrication dans les années précédant 2014. Le taux d’utilisation est le ratio des capacités de production année donnée. Un minimum de 49% a été atteint en 2007 et reflète le pic de la pénurie de silicium qui a laissé une part importante de la capacité de production du module. En 2013, le taux d’utilisation s’était quelque peu redressé et avait atteint 63%.

Droits antidumping (2012 – présent)
Après le dépôt d’une requête antidumping et la réalisation d’enquêtes, les États-Unis ont imposé des tarifs de 31 à 250% sur les produits solaires importés de Chine en 2012. Un an plus tard, l’UE imposait également des mesures antidumping et antisubventions définitives. les importations de panneaux solaires en provenance de Chine ont atteint 47,7% en moyenne sur une période de deux ans.

Peu de temps après, la Chine a, à son tour, perçu des droits sur les importations américaines de polysilicium, la matière première utilisée pour la production de cellules solaires. En janvier 2014, le ministère chinois du commerce a fixé son droit antidumping sur les producteurs de polysilicium américains, tels que Hemlock Semiconductor Corporation, à 57%, tandis que les autres grandes sociétés productrices de silicium polycristallin telles que German Wacker Chemie et OCI coréen étaient beaucoup moins touchées. Tout cela a suscité beaucoup de controverse entre les partisans et les opposants et a fait l’objet de débats.

Historique du déploiement
Les chiffres de déploiement à l’échelle mondiale, régionale et nationale sont bien documentés depuis le début des années 1990. Alors que la capacité photovoltaïque mondiale a augmenté de manière continue, les chiffres de déploiement par pays étaient beaucoup plus dynamiques, car ils dépendaient fortement des politiques nationales. Un certain nombre d’organisations publient des rapports complets sur le déploiement de la technologie photovoltaïque chaque année. Ils incluent la capacité PV déployée annuelle et cumulative, généralement exprimée en watts, une répartition par marchés, ainsi que des analyses approfondies et des prévisions concernant les tendances futures.

Déploiement annuel mondial
En raison de la nature exponentielle du déploiement PV, la majeure partie de la capacité globale a été installée dans les années précédant 2017 (voir graphique à secteurs). Depuis les années 1990, chaque année a été une année record en termes de capacité photovoltaïque nouvellement installée, sauf en 2012. Contrairement à certaines prévisions antérieures, les prévisions du début de 2017 prévoyaient l’installation de 85 gigawatts en 2017. Près de la fin de l’année les chiffres ont toutefois augmenté les estimations à 95 GW pour les installations de 2017.

Cumulatif mondial
La croissance mondiale de la capacité solaire photovoltaïque a été une courbe exponentielle entre 1992 et 2017. Les tableaux ci-dessous montrent la capacité nominale cumulée globale à la fin de chaque année en mégawatts et l’augmentation annuelle en pourcentage. En 2014, la capacité mondiale devrait augmenter de 33%, passant de 139 à 185 GW. Cela correspond à un taux de croissance exponentiel de 29%, soit environ 2,4 ans, pour doubler la capacité PV mondiale actuelle. Taux de croissance exponentiel: P (t) = P0ert, où P0 est de 139 GW, taux de croissance r 0,29 (avec un temps de doublement t de 2,4 ans).