Montrer le sommaire Cacher le sommaire
Résumé :
• Innovation : les cellules « tandem » étudiées au CNRS montent jusqu’à 34 % de rendement en laboratoire, au-delà de la limite pratique du silicium.
• Foncier : à l’échelle des ordres de grandeur, 1 % des surfaces agricoles suffirait à viser 100 GW en 2050 (CNRS).
• Production : en 2024, le solaire a produit 24,5 TWh et représente environ 5,6 % de l’électricité consommée (CNRS).
• Coûts : les panneaux ne comptent plus que pour 15 à 20 % du coût total ; le reste se joue sur la pose, le raccordement et l’ingénierie.
• Usage : fin 2024, 58,2 % des installations fonctionnent en autoconsommation totale ou partielle (SDES).
Le solaire photovoltaïque progresse vite en France, mais sa place se joue moins sur le débat “pour ou contre” que sur des questions très concrètes : où installer, quand produire, comment consommer sur place, et comment s’articuler avec un mix déjà largement bas-carbone. À partir de l’analyse du CNRS et des chiffres du SDES, voici ce que le photovoltaïque apporte réellement, et dans quelles conditions il devient utile au système.
IA : les renouvelables peuvent-elles vraiment décarboner les data centers ?
EnerGaïa 2026 : les sujets qui vont décider du rythme des renouvelables en France
Ce que disent les chercheurs : potentiel, apports, limites
Le CNRS insiste sur un point de méthode : comprendre la place du photovoltaïque suppose de parler rendement, durée de vie, surfaces mobilisables, et surtout d’intégration au système. Stéphane Collin, directeur de recherche au CNRS, résume l’enjeu ainsi :
« Il est nécessaire que les citoyens et les pouvoirs publics comprennent les termes du débat sur l’évolution du mix énergétique et les solutions de décarbonation. »
Rendements : le silicium progresse, mais la recherche prépare l’après
En une dizaine d’années, les panneaux standards sont passés d’environ 16 % à 23 % de rendement. Le silicium se rapproche toutefois d’une limite autour de 30 %. D’où l’intérêt des cellules « tandem », deux matériaux empilés pour capter une part plus large du spectre lumineux. En laboratoire, on atteint 34 %.
Le sujet n’est pas seulement la performance. Pour que la technologie compte dans le réel, il faut une durée de vie comparable aux modules actuels, soit 25 à 30 ans. C’est, pour les chercheurs, un verrou industriel plus qu’un défi purement scientifique.
Foncier : moins un blocage qu’un choix d’implantation
Sur l’occupation des sols, le CNRS invite à sortir des réflexes. Les centrales au sol restent souvent les plus compétitives, mais elles ne résument pas le solaire. Toitures, parkings et autres surfaces déjà artificialisées jouent un rôle important et réduisent la pression sur les espaces naturels.
Anne Migan Dubois met en avant l’agrivoltaïsme, qui cherche à faire coexister production agricole et production d’électricité sur une même parcelle. Le CNRS propose un ordre de grandeur parlant : mobiliser environ 1 % des surfaces agricoles permettrait d’atteindre l’objectif de 100 GW de capacité photovoltaïque à l’horizon 2050. En clair, la contrainte n’est pas d’abord une “pénurie de place”, mais un arbitrage d’implantation, de paysage, d’usages et de cadre local.
Ce que montrent les données : une progression rapide, chiffrée
Les statistiques du SDES confirment que la filière s’accélère. En 2024, la production photovoltaïque s’établit à 24,5 TWh, contre 22,4 TWh en 2023.
Une part qui dépend de la convention retenue
Pour situer cette production dans le système, il faut être précis sur le mode de calcul. Le CNRS retient 5,6 % de l’électricité consommée. Le SDES indique 5,2 % pour la part calculée hors autoconsommation, c’est-à-dire selon sa convention ce qui est pris en compte côté injection réseau.
Ce n’est pas une contradiction, c’est une différence de périmètre. Et cette précision compte, car l’autoconsommation change la façon dont le solaire “apparaît” dans les statistiques.
Parc : volume d’installations et puissance raccordée
Fin 2024, la France compte environ 1,175 million d’installations, pour une puissance raccordée totale de 25,3 GW. Sur la seule année 2024, la hausse est d’environ 5 GW.
Sur les coûts, le message principal est simple : le prix des panneaux, jadis dominant, pèse aujourd’hui bien moins lourd. Ils ne représentent plus que 15 à 20 % du coût total d’un projet. Le reste se concentre sur l’installation, le raccordement, l’onduleur et l’ingénierie. Autrement dit, la compétitivité ne se joue plus seulement à l’achat du module, mais dans l’exécution du chantier et l’intégration technique.
Souveraineté : une dépendance industrielle encore marquée
Le tableau européen met aussi en lumière un point de vigilance. L’Europe a installé plus de 60 GW en 2024, mais sa production propre reste inférieure à 10 GW, avec un objectif affiché autour de 30 GW en 2030. La dépendance aux cellules importées, notamment d’Asie, reste donc un sujet, même quand les installations se multiplient.
Ce que ça implique concrètement : usages, autoconsommation, flexibilité
Le photovoltaïque produit surtout en journée, avec des pics à certaines saisons. Pour qu’il apporte de la valeur au système, la question devient très pratique : quand produit-on, quand consomme-t-on, et comment synchroniser les deux sans créer de tensions inutiles.
L’autoconsommation gagne du terrain
Fin 2024, 58,2 % des installations fonctionnent en autoconsommation totale ou partielle (SDES). Ce mouvement est cohérent avec l’évolution des tarifs d’achat : le CNRS indique une baisse d’environ 12,64 à 4 c€/kWh (février 2025, selon les segments). Dans ce contexte, l’arbitrage change : utiliser une partie de l’électricité sur place peut devenir plus intéressant que tout revendre.
Le CNRS cite aussi l’exemple de l’université de Grenoble, où la production est partagée entre plusieurs bâtiments via un cadre d’autoconsommation collective. C’est un bon résumé de l’idée “système” : on ne parle pas seulement de panneaux, mais d’organisation locale de l’énergie.
Complémentarités : quand le solaire tombe au bon moment, et quand il tombe “trop”
Avec l’électrification, notamment la recharge de véhicules, une part de la demande se déplace vers la journée. Cela peut mieux correspondre aux heures de production solaire.
Mais l’alignement n’est pas automatique. Le CNRS mentionne l’apparition de prix négatifs sur le marché de l’électricité lors de certaines journées estivales à faible demande, un signal de surproduction ponctuelle. Frédéric Wurtz insiste alors sur un mot-clé : la flexibilité. Le solaire ne remplace pas le socle nucléaire et hydraulique ; il s’y ajoute, et son intérêt dépend de la capacité à piloter certains usages, à décaler des consommations et, dans certains cas, à recourir au stockage.
Google (Alphabet) sécurise l’électricité de ses data centers : accord à 4,75 milliards
Le Royaume-Uni relance l’éolien en mer : 8,44 GW attribués d’un coup
Le photovoltaïque a des apports clairs : il progresse vite, il se déploie à grande échelle, et son coût matériel n’est plus le facteur principal d’un projet. Dans un pays où l’électricité est déjà largement bas-carbone, son efficacité ne se mesure pas seulement en puissance installée, mais dans sa capacité à servir des besoins concrets au bon moment, au bon endroit, et dans des cadres collectifs adaptés.
La question devient donc méthodologique : comment organiser la consommation, et une partie du partage local, pour que chaque kilowattheure solaire compte réellement dans le système, sans opposition stérile avec les autres sources, et sans promesse irréaliste d’une solution unique.
