# Filières de gestion des modules photovoltaïques en fin de vie - Etat de l'art et perspectives

Association Record, A. Deprouw, M. Borie, L. Rouquette, M. Ighilahriz

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Association Record, A. Deprouw, M. Borie, L. Rouquette, M. Ighilahriz. Filières de gestion des modules photovoltaïques en fin de vie - Etat de l'art et perspectives. n°21-0920/1A, RECORD. 2023, pp.129. hal-05070913

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Submitted on 26 May 2025

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# FILIERES DE GESTION DES MODULES PHOTOVOLTAÏQUES
EN FIN DE VIE

## ETAT DE L'ART ET PERSPECTIVES

RAPPORT FINAL

avril 2023

A. DEPROUW, M. BORIE, L. ROUQUETTE – In Extenso
Innovation Croissance
M. IGHILAHRIZ

In Extenso
Innovation Croissance
Créée à l'initiative du Ministère en charge de l'Environnement, l'association RECORD est depuis 1989, le catalyseur d'une coopération entre industriels, institutionnels et chercheurs.

Acteur reconnu de la recherche appliquée dans le domaine des déchets, des sols pollués et de l'utilisation efficace des ressources, RECORD a comme objectif principal le financement et la réalisation d'études et de recherches dans une perspective d'économie circulaire.

Les membres de ce réseau (groupes industriels et institutionnels) définissent collégialement des programmes d'études et de recherche adaptés à leurs besoins. Ces programmes sont ensuite confiés à des laboratoires publics ou privés.

### Avertissement :

Les rapports ont été établis au vu des données scientifiques et techniques et d'un cadre réglementaire et normatif en vigueur à la date de l'édition des documents.

Ces documents comprennent des propositions ou des recommandations qui n'engagent que leurs auteurs. Sauf mention contraire, ils n'ont pas vocation à représenter l'avis des membres de RECORD.

* ✓ Pour toute reprise d'informations contenues dans ce document, l'utilisateur aura l'obligation de citer le rapport sous la référence :

**RECORD**, Filières de gestion des modules photovoltaïques en fin de vie - Etat de l'art et perspectives, 2023, 129 p, n°21-0920/1A

* ✓ Ces travaux ont reçu le soutien de l'ADEME (Agence de la transition écologique) www.ademe.fr

### Comité de suivi de l'étude :

Gérard ANTONINI – RECORD, Rémy BAYARD - INSA DE LYON / RECORD, Christelle BOUILLY - SNCF IMMOBILIER, Raphael BRIERE – ENGIE, Guillaume CAPDEVIELLE - TOTAL ENERGIES, Coryse COUDRAY – EDF, Bénédicte COUFFIGNAL – RECORD, Stéphane DERCOURT - SECHE ENVIRONNEMENT, Etienne DRAHI - TOTAL ENERGIES, Adeline ELISABETH MESNAGER – SUEZ, Anne GRAU – EDF, Caroline GREATTI - TOTAL ENERGIES, Jean-Baptiste LEFEUVRE – AREP, Boris LESJEAN – VEOLIA, Ronan LEVILLY - INRS CENTRE DE LORRAINE, Céline MEHL – ADEME, Sandrine MORICEAU – ADEME, Magali POLLARD - TOTAL ENERGIES, Clément REYSZ – AREP, Yann RIFFONNEAU - SNCF RESEAU

© RECORD, 2023
## RESUME

Avec un parc européen de 164 GW en 2021 et une prévision de plus de 250 GW à horizon 2024, l'installation de panneaux photovoltaïques augmente de manière exponentielle dans toute l'Union Européenne et en France en particulier. Il est donc essentiel de se projeter sur la gestion de la fin de vie des modules photovoltaïques (PV). Cette étude vise à mieux connaitre les différents aspects de ce marché en construction. Elle apporte une mise à jour de certains des travaux réalisés par RECORD en 2012 afin de disposer d'une évaluation de l'avenir à court et moyen terme de la filière de gestion des modules photovoltaïque en fin de vie dans le monde. Le travail a été mené en trois étapes. En premier lieu, une étape de cadrage de l'étude et de mise en contexte a permis d'appréhender le cadre global incluant le contexte règlementaire, les technologies des modules PV (silicium cristallin, couches minces, autres) et les gisements à court et moyen termes de modules PV en fin de vie. La seconde étape s'est focalisée sur une vision globale et qualitative des procédés et briques technologiques de démantèlement et de recyclage, quel que soit leur niveau de développement. La troisième étape a conduit à l'analyse d'une dizaine de procédés jugés prioritaires, basée sur leurs caractéristiques économiques, logistiques, techniques et environnementales. Le panorama des procédés de démantèlement et recyclage des panneaux PV en fin de vie a permis d'identifier une dizaine de procédés très prometteurs pour l'avenir de la filière en France et en Europe. Ces procédés ont chacun leurs particularités et permettent de couvrir la diversité du gisement futur de déchets-ressources que constitueront les panneaux PV en fin de vie de ces prochaines années et les besoins à court et moyen terme. L'enjeu principal de la filière est d'être capable d'exploiter ce gisement de déchets de panneaux PV pour garder la main sur sa valeur ajoutée. Le recyclage des modules photovoltaïques est un secteur qui évolue rapidement, ce qui implique d'affiner les informations présentées en fonction des progrès actuels et futurs des travaux.

## MOTS CLES

Modules photovoltaïques en fin de vie, recyclage, semi-conducteur, métaux stratégiques, encapsulant, délaminage, DEEE, éco-organisme

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## SUMMARY

With a European fleet of 164 GW in 2021 and a forecast of more than 250 GW by 2024, the installation of photovoltaic panels is increasing exponentially throughout the European Union and in France in particular. It is therefore essential to focus on the end-of-life management of photovoltaic (PV) modules. This study aims to better understand the different aspects of this market under construction. It updates some of the work carried out by RECORD in 2012 in order to provide an assessment of the short- and medium-term future of the end-of-life PV module management industry worldwide. The work was conducted in three stages. Firstly, a study scoping and contextualisation stage provided a global framework including the regulatory context, PV module technologies (crystalline silicon, thin-film, others) and the short- and medium-term end-of-life PV module deposits. The second step focused on a global and qualitative vision of dismantling and recycling processes and technological building blocks, whatever their level of development. The third stage led to the analysis of ten or so priority processes, based on their economic, logistical, technical and environmental characteristics. The overview of processes for dismantling and recycling PV panels at the end of their life cycle has made it possible to identify ten or so very promising processes for the future of the sector in France and Europe. Each of these processes has its own particularities and covers the diversity of the future waste-resource pool that will be constituted by end-of-life PV panels in the coming years and the short- and medium-term needs. The main challenge for the industry is to be able to exploit this pool of PV panel waste to retain control over its added value. The recycling of photovoltaic modules is a rapidly evolving sector, which means that the information presented needs to be refined according to current and future progress in the work.

## KEY WORDS

End-of-life photovoltaic modules, recycling, semiconductor, strategic metals, encapsulant, delamination, WEEE, PROs
# SOMMAIRE

1 Cadrage de l'étude .................................................................................................................. 8

1.1 Objectifs de l'étude .................................................................................................................. 8

1.2 Périmètres de l'étude .................................................................................................................. 8

1.2.1 Périmètre temporel .................................................................................................................. 8

1.2.2 Périmètre technologique........................................................................................................ 8

1.2.3 Périmètre géographique ........................................................................................................ 8

2 Éléments de contexte relatifs au recyclage des panneaux photovoltaïques............ 9

2.1 Les technologies du photovoltaïque.................................................................................... 9

2.2 Composition des modules photovoltaïques........................................................................ 14

2.2.1 Caractérisation des composants par type de technologie ........................................ 15

2.2.2 Enjeux liés aux matériaux et substances composant les modules PV .......................... 17

2.2.3 Focus sur le marché et les enjeux de recyclage de quelques composants phare des modules PV .................................................................................................................. 19

2.3 Le marché du photovoltaïque .................................................................................................... 21

2.3.1 Parc installé .......................................................................................................................... 21

2.3.2 La production des panneaux solaires................................................................................ 31

2.3.3 Le coût des modules PV........................................................................................................ 34

2.4 La fin de vie des panneaux photovoltaïques........................................................................ 35

2.4.1 Contexte réglementaire ........................................................................................................ 35

2.4.2 Organisation de la filière de gestion des déchets................................................................ 43

2.4.3 Évaluation du gisement en fin de vie (quantité et caractéristiques) .......................... 47

2.4.4 Freins et leviers au développement de la collecte et recyclage .................................... 52

3 Vision globale et analyse qualitative des technologies de démantèlement et de recyclage.................................................................................................................. 54

3.1 Panorama des technologies de démantèlement et de recyclage........................................ 54

3.1.1 Les différentes technologies existantes ........................................................................ 54

3.1.2 Les enjeux relatifs aux étapes de démantèlement et de recyclage des panneaux photovoltaïques .................................................................................................................. 57

3.1.3 Cartographie des procédés identifiés et de leurs sites de traitement .......................... 59

3.1.4 Cartographie des acteurs académiques et industriels ................................................................ 67

3.1.5 Secteurs potentiellement intéressés par les matières issues du recyclage, enjeux et besoins sur le marché européen ........................................................................................................ 68

3.1.6 Priorisation des procédés technologiques........................................................................ 77

4 Comparaison basée sur des éléments quantitatifs relatifs aux procédés prioritaires de démantèlements et de recyclage .................................................................................. 87

4.1 Fiches sur les procédés jugés les plus intéressants dans le cadre de l'étude ............ 87

4.1.1 Procédé ANTEC .................................................................................................................. 87
<table><tr><td>4.1.2</td><td>Procédé ENVIE 2E – ROSI</td><td>89</td></tr><tr><td>4.1.3</td><td>Procédé First Solar</td><td>92</td></tr><tr><td>4.1.4</td><td>Procédé Fraunhofer</td><td>96</td></tr><tr><td>4.1.5</td><td>Procédé FRELP</td><td>98</td></tr><tr><td>4.1.6</td><td>Procédé Klugmann-Radziemska</td><td>101</td></tr><tr><td>4.1.7</td><td>Procédé Lux Chem Tech</td><td>103</td></tr><tr><td>4.1.8</td><td>Procédé PHOTORAMA</td><td>105</td></tr><tr><td>4.1.9</td><td>Procédé ReProSolar</td><td>108</td></tr><tr><td>4.1.10</td><td>Procédé Solarcycle</td><td>111</td></tr><tr><td>4.1.11</td><td>Procédé Véolia</td><td>115</td></tr><tr><td>4.2</td><td>Analyses comparatives</td><td>117</td></tr><tr><td>4.2.1</td><td>Matériaux recyclés et performances</td><td>117</td></tr><tr><td>4.2.2</td><td>Impacts sanitaires et environnementaux des procédés</td><td>119</td></tr><tr><td>4.2.3</td><td>Maturité et performance</td><td>120</td></tr><tr><td>4.3</td><td>Conclusion stratégique</td><td>124</td></tr><tr><td colspan="2">Annexe – cartographie des procédés sélectionnés</td><td>128</td></tr></table>
ABREVIATIONS

<table><tr><td>a-Si</td><td>Désignation pour l'ensemble des technologies photovoltaïques en silicium amorphe</td></tr><tr><td>backsheet</td><td>Dernière couche en face arrière du panneau solaire photovoltaïque</td></tr><tr><td>BSF</td><td>Back Surface Field</td></tr><tr><td>CdTe</td><td>Tellurure de Cadmium, utilisé comme semi-conducteur pour les modules de type CdTe</td></tr><tr><td>CIGS</td><td>Cellule de (Cu(In,Ga)Se<sub>2</sub>), alliage de Cuivre (Cu), Indium (In), Gallium (Ga) et Sélénium (Se)</td></tr><tr><td>c-Si</td><td>Désignation pour l'ensemble des technologies photovoltaïques en silicium cristallin</td></tr><tr><td>DEEE</td><td>Déchets Équipements Électriques et Électroniques</td></tr><tr><td>ECHA</td><td>Agence européenne des produits chimiques</td></tr><tr><td>EEE</td><td>Équipements Électriques et Électroniques</td></tr><tr><td>EVA</td><td>Éthylène Vinyle Acétate, utilisé comme encapsulant dans la plupart des modules PV</td></tr><tr><td>GEM F et HF</td><td>Gros électroménager froid et hors froid</td></tr><tr><td>IBC</td><td>Interdigitated Back Contact</td></tr><tr><td>PAM</td><td>Petits Appareils en Mélange</td></tr><tr><td>PBB</td><td>Polybromobiphényles</td></tr><tr><td>PBDE</td><td>Polybromodiphénylethers</td></tr><tr><td>PERC</td><td>Passivated Emitter and Rear Cell</td></tr><tr><td>PERT</td><td>Passivated Emitter Rear Totally Diffused</td></tr><tr><td>PV</td><td>Photovoltaïque</td></tr><tr><td>PVB</td><td>Polybutyral vinylique</td></tr><tr><td>REACH</td><td>Registration, Evaluation, Authorization and restriction of Chemicals</td></tr><tr><td>REP</td><td>Responsabilité Elargie du Producteur</td></tr><tr><td>RoHS</td><td>Restriction of Hazardous Substances</td></tr><tr><td>SHJ</td><td>Silicon Heterojunction</td></tr><tr><td>UE</td><td>Union Européenne</td></tr></table>
## DEFINITIONS

<table><tr><td>AGEC (loi)</td><td>Loi n° 2020-105 du 10 février 2020 relative à la lutte contre le gaspillage et à l'économie circulaire</td></tr><tr><td>Cellule PV</td><td>Un composant électronique semi-conducteur qui constitue un panneau solaire photovoltaïque et qui, exposé à la lumière, produit de l'électricité.</td></tr><tr><td>Démantèlement</td><td>Dans le cadre de cette étude, le démantèlement désigne l'activité de séparation des différents composants d'un module PV (boîtier de raccordement, câbles, cadre, module...).</td></tr><tr><td>Encapsulant</td><td>Élément qui protège les cellules de l'eau et de la poussière.</td></tr><tr><td>Module PV</td><td>Un assemblage en série ou en parallèle de plusieurs cellules photovoltaïques protégées par un revêtement qui en permet l'utilisation à l'extérieur.</td></tr><tr><td>Recettes matières</td><td>Bénéfice dégagé lors de la revente des matières issus du recyclage.</td></tr><tr><td>Rendement d'un panneau solaire</td><td>Quantité d'énergie lumineuse transformée en électricité par rapport à la quantité d'énergie qui est entrée dans le système. Il s'exprime en pourcentage.</td></tr><tr><td>Wafers</td><td>Plaquettes sciées dans des lingots de silicium qui, une fois transformées, deviennent des cellules.</td></tr></table>
# 1 Cadrage de l'étude

## 1.1 Objectifs de l'étude

La présente étude vise à apporter une mise à jour de certains des travaux réalisés en 2012¹ afin de disposer d'une évaluation de l'avenir à court et moyen terme de la filière de gestion des modules PV en fin de vie dans le monde. Cette filière étant en forte évolution, il est en effet nécessaire de pouvoir disposer d'informations actualisées sur le contexte sur lequel repose le développement du recyclage (évolution du marché, contexte réglementaire, quantités de déchets prévues), ainsi que sur les évolutions en matière de technologies de démantèlement et recyclages des panneaux PV, incluant les impacts environnementaux et sanitaires associés à cette étape de la fin de vie des panneaux PV.

## 1.2 Périmètres de l'étude

### 1.2.1 Périmètre temporel

La plage temporelle considérée par défaut est 2010-2021, avec une volonté de disposer de données actualisées par rapport à l'étude réalisée en 2012. La filière étant en évolution rapide, le périmètre temporel 2016-2021 est privilégié.

### 1.2.2 Périmètre technologique

L'étude se centre sur les panneaux photovoltaïques installés au sol et sur bâti. Les panneaux photovoltaïques flottants et autres objets connectés sont exclus du périmètre.

Les différentes technologies de cellules photovoltaïques, dont les procédés de démantèlement et de recyclage existant ou en développement seront étudiés, sont les suivantes :

* Première génération : silicium monocristallin (mono-Si ou sc-Si en anglais), silicium polycristallin (poly-Si ou mc-Si en anglais) ;

* Seconde génération : couches minces de type Tellurure de Cadmium (CdTe), couches minces de type Cuivre Indium Gallium Sélénium (CIGS), couches minces de type silicium amorphe hydrogénée (a-Si-H) ;

* Troisième génération : hybrides (multi-jonctions, cellules à concentration), organiques.

Les cellules photovoltaïques de 4ème génération (ex. pérovskites) et autres cellules en développement sont considérées comme peu matures sur le marché pour pouvoir étudier leurs données de recyclage et sont donc exclues du périmètre de l'étude.

Les autres composants d'un panneau photovoltaïque inclus dans le périmètre de cette étude sont ceux des modules : backsheet, verre solaire, encapsulant, cadre de soutien (souvent aluminium), boite de connexion, rubans d'interconnexions de cellules, etc. Cependant, les composants de la BOS (Balance of System)<fnref n="2" /> sont exclus, comme par exemple les composants de distribution de courant continu ou alternatif, l'onduleur, le système de contrôle, la structure, le système de stockage.

### 1.2.3 Périmètre géographique

Pour les éléments de contexte relatifs au recyclage des panneaux, le périmètre étudié est mondial, avec des focus sur la France et l'Union européenne pour la réglementation et l'organisation des acteurs.

<footnote n="1">¹ RECORD (2012), Recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie. État des lieux international, 231 p, n°11-0912/1A</footnote>

<footnote n="2">² La balance du système (BOS) englobe tous les composants d'un système photovoltaïque autres que les panneaux photovoltaïques. Cela inclut le câblage, les interrupteurs, un système de montage, un ou plusieurs onduleurs solaires, des batteries rechargeables et leur chargeur.</footnote>
# 2 Éléments de contexte relatifs au recyclage des panneaux photovoltaïques

## 2.1 Les technologies du photovoltaïque

La cellule photovoltaïque est constituée d'un empilement de matériaux :

* la couche active, constituée du semi-conducteur, qui absorbe le rayonnement solaire et où se déroule l'effet photoélectrique ;

* les contacts métalliques avant et arrière, qui sont les électrodes chargées de collecter le courant généré ;

* des couches supplémentaires : antireflet, matériaux permettant une meilleure absorption de la lumière ou participant à une meilleure collecte des électrons (couche de passivation).

<figure><img src="image_2.png" /><figcaption>Figure 1 : Éléments constitutifs d'un panneau PV (exemple des panneaux c-Si monocristallin, source : NREL, 2016)<fnref n="3" /></figcaption></figure>

La nature du semiconducteur distingue les différentes technologies PV :

* la principale famille technologique présente au stade industriel utilise des cellules fabriquées à partir de silicium cristallin ;

* l'autre grande famille utilise des cellules fabriquées à partir de semi-conducteur inorganique, tellurure de cadmium (CdTe) ou cuivre/indium/gallium/sélénium (CIGS), encore appelées génériquement cellules couches minces ;

* d'autres technologies existent, comme les cellules à base de pérovskite ou les cellules à base organique.

### Les cellules en silicium cristallin

Cette famille de technologies est la plus répandue. Elle est divisée en deux sous-catégories :

* le silicium monocristallin ;

<footnote n="3">³ Woodhouse, Michael, Rebecca Jones-Albertus, David Feldman, Ran Fu, Kelsey Horowitz, Donald Chung, Dirk Jordan, and Sarah Kurtz. 2016. On the Path to SunShot: The Role of Advancements in Solar Photovoltaic Efficiency, Reliability, and Costs. Golden, CO: National Renewable. Energy Laboratory. NREL/TP-6A20-65872. http://www.nrel.gov/docs/fy16osti/65872.pdf.</footnote>
* le silicium polycristallin.

<figure><img src="image_3.png" /><figcaption>Figure 2 : Composition d'une cellule photovoltaïque cristalline "classique" (source : T. Mambrini, 2014)<fnref n="4" /></figcaption></figure>

Les cellules monocristallines ont un meilleur rendement énergétique que les polycristallines, mais sont également plus coûteuses à fabriquer<fnref n="5" />. De nombreuses innovations et recherches ont été conduites sur ce type de cellules, et ont notamment permis de passer de 15 à 17 % pour les cellules multicristallines standards et de 18 à 22 % pour les cellules monocristallines les plus sophistiquées entre 1998 et 2018⁵ (Figure 3).

Les innovations dans ce secteur ont également permis de réduire la taille des wafers utilisés, et de ce fait d'améliorer les rendements et utiliser moins de matière dans la production des panneaux<fnref n="5" />.

<footnote n="4">⁴ Thomas Mambrini (2014), Caractérisation de panneaux solaires photovoltaïques en conditions réelles d'implantation et en fonction des différentes technologies. Météorologie. Université Paris Sud - Paris XI. Français.</footnote>

<footnote n="5">⁵ Ministère de la Transition Écologique (2020), Le photovoltaïque : choix technologiques, enjeux matières et opportunités industrielles.</footnote>
<figure><img src="image_4.png" /><figcaption>Figure 3 : Évolutions des rendements des modules commerciaux (source : ANCRE)<fnref n="6" /></figcaption></figure>

Légende : IBC (Interdigitated Back Contact) est une technologie utilisée pour fabriquer des cellules solaires à contact arrière (rear contact) et avoir un rendement plus élevé. SHJ (silicon heterojunction) est une technologie d'hétérojonction silicium. PERC (Passivated Emitter and Rear Cell) et PERT (Passivated Emitter Rear Totally diffused) sont des technologies conventionnelles cristallines. Al-BSF (Aluminum Back Surface Field Solar Cells) est une technologie réduisant la surface en aluminium de la face arrière. Les cellules CIGS sont des cellules composées principalement de cuivre, indium, gallium et sélénium. Les cellules CdTe sont des cellules au tellurure de cadmium (CdTe).

La fabrication de cellules photovoltaïques est la quatrième étape de la production des modules cristallins. Les différentes étapes pour la construction d'un panneau en silicium sont les suivantes : l'extraction de la silice, la production de silicium, la production de lingots et leur découpe en plaquettes, la fabrication des cellules photovoltaïques, l'assemblage des modules, l'intégration des modules dans les systèmes photovoltaïques et la gestion de fin de vie des panneaux<fnref n="7" />.

<footnote n="6">⁶ ANCRE (Alliance Nationale de Coordination de la Recherche pour l'Energie) (2017), Potentiel technologique et économique des filières PV à haut rendement.</footnote>

<footnote n="7">⁷ Ministère de la Transition Écologique (2020), Le photovoltaïque : choix technologiques, enjeux matières et opportunités industrielles.</footnote>
<table><caption>Tableau 1 : Structure de la chaîne de valeurs des modules cristallins (source : Ministère de la Transition Ecologique)⁷</caption><thead><tr><th>Segment de la chaîne de valeur</th><th>Capacité de production mondiale (en kt ou en GWc) ou production</th><th>Part de la production chinoise (y compris taiwanaise) dans la production mondiale</th><th>Indice de concentration géographique de la production (IHH)<sup>38</sup></th><th>Concentration de marché (part des 10 plus grosses entreprises dans la production mondiale)</th><th>Répartition des entreprises du top 10 (2)</th></tr></thead><tbody><tr><td>Silicium métal (2018) (1)</td><td>3 000 kt</td><td>68 %</td><td>IHH = 0,48</td><td>---</td><td>---</td></tr><tr><td>Polysilicium (2018)</td><td>475 - 578 kt (3)</td><td>45 % (4)</td><td>---</td><td>---</td><td>7 asiatiques (dont 6 chinoises), 2 européennes, 1 nord-américaine</td></tr><tr><td>Lingots</td><td colspan="5">Forte intégration des étapes polysilicium et lingots</td></tr><tr><td>Plaquettes</td><td>---</td><td>90 % (4)</td><td>---</td><td>---</td><td>10 entreprises asiatiques (dont 9 chinoises)</td></tr><tr><td>Cellules</td><td>115 GWc</td><td>79 % (4)</td><td>---</td><td>---</td><td>10 entreprises asiatiques (dont 7 chinoises)</td></tr><tr><td>Modules</td><td>115 GWc</td><td>73 % (4)</td><td>---</td><td>70 % (plus de 1 000 producteurs)</td><td>9 entreprises asiatiques (dont 8 chinoises)</td></tr></tbody></table>

Source :

(1) BRGM - Fiche de criticité silicium ; (2) Bloomberg New Energy Finance ; (3) JRC ; (4) CEA, Liten/DTS/FB

## Les cellules en couches minces

Ces cellules consomment moins de matières semi-conductrices que les cellules en silicium cristallin. On distingue trois différents types de cellules (Tableau 2) :

* CdTe : le tellure de cadmium, qui est la technologie en couches minces la plus répandue. Elle est très stable dans le temps et a un prix compétitif ;

* CIGS : cuivre/indium/gallium/sélénium : ce sont des technologies moins répandues car elles ont un cout élevé ;

* silicium amorphe : c'est une variété de silicium où les atomes sont désordonnés, l'étape de cristallisation n'est pas présente et le refroidissement est très rapide⁷. C'est une technologie beaucoup moins consommatrice d'énergie que le polysilicium, mais avec un rendement faible (Tableau 3), ce qui a freiné son développement commercial<fnref n="8" />.

Les rendements des technologies CdTe et CIGS sont aux alentours de 15-16 %⁷. Pour les modules CdTe, le processus de fabrication est constitué de 4 étapes : la récupération du cadmium et du tellure dans les processus métallurgiques de production (du zinc et du cuivre), la production d'un cadmium de haute pureté, la production de poudre de CdTe de haute pureté et la fabrication de cellules. Lors du recyclage, les semi-conducteurs qui composent ces cellules sont récupérables aux alentours de 95 %, et le verre aux alentours de 90 %⁷.

<footnote n="8">⁸ IRENA (2019), Future of solar Photovoltaic.</footnote>
## Tableau 2 : Caractéristiques techniques et économiques des technologies couches minces
(source : ANCRE<fnref n="9" />)

Actualisation des rendements : la Série 6 de First Solar affiche un rendement supérieur à 18,2 % et le module souple CIGS de chez AXTER par exemple peut aller jusqu'à un rendement de 18,3 %.

<table><thead><tr><th></th><th>CdTe</th><th>CIGS</th><th>a-Si:H</th></tr></thead><tbody><tr><th scope="row">Architecture cellule</th><td><img src="cdte_image.png" alt="CdTe cellule with Sunlight, Glass, and Aluminized back contact"></td><td><img src="cigs_image.png" alt="CIGS cellule with Sunlight, Glass, metal film, and plastic back contact"></td><td><img src="aoh_image.png" alt="a-Si:H cellule with Sunlight, Glass, and Aluminized back contact"></td></tr><tr><th scope="row">Rendement record module commercial</th><td>16,2 % (First Solar)</td><td>14 % (Solar Frontier)</td><td>9 %</td></tr><tr><th scope="row">Principaux fabricants</th><td>First Solar</td><td>Solar Frontier</td><td>Retrait des principaux acteurs</td></tr><tr><th scope="row">Caractéristiques technologiques</th><td>Couche active de p-type CdTe sur n-type buffer de CdSe suivie d'une couche ZnTe interfaciale avant un back-contact métallique (métal stack avec titane)</td><td>Un back-contact de molybdène sur verre suivie d'une couche (2-2,5 micron) de CIG et d'un procédé de selenisation</td><td>p-i-n structure de silicium amorphe (PECVD) entre deux électrodes transparentes et conductrices</td></tr><tr><th scope="row">Avantages concurrentiels</th><td colspan="2">Chaîne logistique de production entièrement intégrée, forte cadence de production<br>Performance supérieure au Si aux hautes températures et faible irradiance</td><td>Chaîne logistique de production intégrée.<br>Bénéficie historiquement de l'infrastructure de l'industrie silicium</td></tr><tr><th scope="row">Point faible</th><td>Un seul acteur industriel de la technologie<br>Approvisionnement terres rares Cd, Te, In et chaîne de recyclage</td><td>Technologie plus chère que CdTe<br>Approvisionnement terres rares In, et chaîne de recyclage</td><td>Un rendement < 10% qui devient discriminant dans un marché extrêmement compétitif<br>Dégradation initiale de performance due à la lumière : LID</td></tr><tr><th scope="row">Marché visé</th><td colspan="2">Résidentiel et grandes centrales</td><td>Orientation vers cellule micromorph (tandem et multijonction)</td></tr></tbody></table>

Source graphique : NREL

### Les cellules issues d'autres types de technologies

Les cellules dites « tandem » sont des technologies encore au stade expérimental. Ce sont des cellules qui combinent une cellule solaire en silicium avec un autre semi-conducteur ayant une bande interdite plus grande (la pérovskite par exemple), ce qui permet notamment d'améliorer le rendement énergétique. Ainsi, cette technologie pourrait atteindre de hauts rendements (cf. Tableau 3), puisqu'elle pourrait dépasser les 35 % de rendement énergétique<fnref n="10" />. La fabrication de ce type de cellule se diviserai en trois étapes : l'extraction des minerais de plomb ; la concentration du minerai pour être raffiné, et la fabrication de la cellule<fnref n="11" />. Cette technologie étant encore au stade expérimental, peu de données sont disponibles sur le processus de fabrication.

Ainsi, parmi ces différentes catégories de technologies, le silicium cristallin est la plus utilisée et présente les rendements les plus élevés (cf. Tableau 3).

<footnote n="9">⁹ ANCRE (Alliance Nationale de Coordination de la Recherche pour l'Energie) (2017), Potentiel technologique et économique des filières PV à haut rendement. Part du marché du PVCF correspond a priori à la part des technologies de PV couche mince.</footnote>

<footnote n="10">¹⁰ https://www.pv-magazine.fr/2019/08/30/nouveau-record-defficacite-a-341-avec-une-cellule-a-triple-jonction-obtenu-par-fraunhofer-ise/</footnote>

<footnote n="11">¹¹ Ministère de la Transition Écologique (2020), Le photovoltaïque : choix technologiques, enjeux matières et opportunités industrielles.</footnote>
<table><caption>Tableau 3 : Récapitulatif des technologies et de leurs rendements (source : Ministère de la Transition Écologique<fnref n="12" />)</caption><thead><tr><th>Technologie</th><th>Nom de la technologie</th><th>Rendement</th><th>Coût en France<sup>13</sup>(en €/kWc)</th><th>Part de marché en 2017 (monde)</th><th>Part de marché (France)</th></tr></thead><tbody><tr><td rowspan="3">Silicium cristallin</td><td>Monocristallin</td><td>18-22 %</td><td>429</td><td>33%</td><td>Environ 70 %</td></tr><tr><td>Multicristallin</td><td>15-17 %</td><td>423</td><td>62%</td><td>Environ 10 %</td></tr><tr><td>Hétérojonction</td><td>23-25 %</td><td>x</td><td>Négligeable</td><td>Négligeable</td></tr><tr><td rowspan="5">Couches minces</td><td>Tellurure de cadmium (CdTe)</td><td>15-16 %</td><td>335</td><td>5 % (CdTe majoritaire)</td><td>Environ 20 %</td></tr><tr><td>CIGS</td><td>15-16 %</td><td>x</td><td></td><td>Négligeable</td></tr><tr><td>Ga-AS</td><td>> 25-30 %</td><td>x</td><td>Usage réservé au domaine spatial</td><td>Usage réservé au domaine spatial</td></tr><tr><td>Silicium amorphe</td><td>9-10 %</td><td>x</td><td>En voie de disparition</td><td>En voie de disparition</td></tr><tr><td>Pérovskite</td><td>> 25 %</td><td>x</td><td>Non industrialisée</td><td>Non industrialisée</td></tr></tbody></table>

## 2.2 Composition des modules photovoltaïques

Les panneaux photovoltaïques, toutes technologies confondues, sont principalement composés de verre et d'aluminium. Cependant, certaines technologies de cellules PV font appel au sein de leur composition - le plus souvent dans leurs matériaux semi-conducteurs - à des composés qui peuvent être dans certains cas des matériaux qualifiés de stratégiques, ou à haute valeur ajoutée, ou encore des substances toxiques. La nature des différents composants d'un module PV, variable selon les technologies, va donc influer sur la gestion du module en fin de vie et notamment sa capacité à être démantelé et recyclé.

La structure générale d'un module PV (toute technologie confondue) est présentée dans la figure suivante. Un module est constitué d'en général 60 cellules ou 120 demi-cellules. Ces cellules, (n°5 dans la figure ci-dessous) sont interconnectées les unes aux autres et forment la couche active. Elles sont de plus « encapsulées » dans des couches « molles » de protection en polymère (n°4). Le tout est assemblé entre une face arrière le plus souvent en polymère ou en verre (n°6), sur laquelle est collée une boîte de jonction et une face avant en verre ultra transparent (n°3 sur le schéma). Enfin, le plus souvent un cadre en aluminium assure la rigidité et la maniabilité de l'ensemble (n°1 et 2), mais il existe aussi des modules sans cadre.

<footnote n="12">¹² MTES, 2020, Le photovoltaïque : choix technologiques, enjeux matières et opportunités industrielles.</footnote>

<footnote n="13">¹³ CRE, 2019, Coûts et rentabilités du grand photovoltaïque en métropole continentale.</footnote>
<figure><img src="image_5.png" /><figcaption>Figure 4 : Constitution d'un module PV (source : Ministère de la transition écologique, 2020) <fnref n="14" /></figcaption></figure>

### 2.2.1 Caractérisation des composants par type de technologie

Les tableaux ci-dessous donnent une composition moyenne pour chaque technologie de module photovoltaïque. À noter que les compositions varient au sein d'une même technologie selon les fabricants, et qu'elles évoluent en fonction des avancées scientifiques, notamment pour améliorer le rendement électrique ainsi que le rendement matière (affinement des wafers notamment). De même, les démarches d'éco-conception en vue d'une meilleure recyclabilité amènent à modifier ces compositions en substituants certaines substances par d'autres ou en modifiant le design du module.

<table><caption>Tableau 4 : Détails de composants possibles de l'ensemble des couches d'un module PV cristallin<fnref n="15" /></caption><thead><tr><th colspan="3">Technologie cristalline (mono et multi-cristallin)</th></tr><tr><th></th><th>Fonction</th><th>Composants / Matériaux : Champ des possibles</th><th>Composants / Matériaux :<br>Composition du module type<br>sélectionné pour l'étude</th></tr></thead><tbody><tr><td rowspan="10">CRISTALLIN</td><td></td><td>Verre traité</td><td></td></tr><tr><td>Couche de protection</td><td>Traitement anti-reflet: Teflon/ Acrylate/ multiester/ multicarbonate/ PIBS/ résine d'acryl/ Ta2O5 – pentoxyde de tantale/ TiO2 – Dioxode de titane/ SiO – Monoxyde de silicium/ SiO2 – Dioxode de silicium/ Si3N4 – Nitrure de Silicium</td><td>Verre</td></tr><tr><td>Métaliseur supérieur</td><td>Lignes d'argent + Aluminium sérigraphiées sur la cellule / acier</td><td>Ag</td></tr><tr><td>Encapsulant</td><td>Multimère Ethylène Vinyl Acetate (EVA) ou multiVinyl Butyrale / multiureéthane / Acrylate</td><td>EVA</td></tr><tr><td rowspan="2">Cellule</td><td>Semi-conducteur supérieur: Silicium mono/multi-cristallin dopé au Phosphore</td><td>Si, B</td></tr><tr><td>Semi-conducteur Inférieur: Silicium mono/multi-cristallin dopé au Bore</td><td>Si, P</td></tr><tr><td>Encapsulant</td><td>Multimère Ethylène Vinyl Acetate (EVA) ou multiVinyl Butyrale / multiureéthane / Acrylate</td><td>EVA</td></tr><tr><td>BSF (Back Surface Field) / Métaliseur inférieur</td><td>Plaque d'aluminium ou lignes d'aluminium + Argent sérigraphiées sur la cellule</td><td>Ag</td></tr><tr><td>Couche inférieure</td><td>Verre / Tedlar / résine d'acryle / multiester / Acrylate / multiester fluoriné</td><td>Tedlar</td></tr><tr><td>Autres composants électroniques (diodes, boitier de raccordement)</td><td>Multiester terephtalate (PET), multicarbonates, Argent (Ag), Cuivre (Cu), Etain (Sn), ignifuges bromés<br>Ignifuges bromés: biphenyls multibrominés (PBBs) et diphényléthers multibrominés (PBDEs)</td><td>Sn, Cu, Ag<br>PBBs ou PBDEs</td></tr><tr><td>Joints adhésifs</td><td>PIBS</td><td>Non détaillé</td></tr><tr><td>Soudures (electronique)</td><td>Plomb</td><td>Pb</td></tr><tr><td>Cadre</td><td>Aluminium (ALMgSiO5)</td><td>Al</td></tr></tbody></table>

<footnote n="14">¹⁴ Ministère de la Transition Écologique (2020), Le photovoltaïque : choix technologiques, enjeux matières et opportunités industrielles.</footnote>

<footnote n="15">¹⁵ RECORD (2012), Recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie - État des lieux international. Rapport final.</footnote>
<table><caption>Tableau 5 : Détails de composants possibles de l'ensemble des couches d'un module PV de type CdTe<fnref n="16" /></caption><thead><tr><th colspan="3">Technologie en couches minces CdTe</th></tr><tr><th></th><th>Fonction</th><th>Composants / Matériaux : Champ des possibles</th><th>Composants / Matériaux :<br>Composition du module type<br>sélectionné pour l'étude</th></tr></thead><tbody><tr><td rowspan="10">CdTe</td><td>Couche de protection</td><td>Verre traité avec revêtement anti-reflet / Teflon / Acrylate /<br>Polyester / Polycarbonate</td><td>Verre</td></tr><tr><td>TCO Supérieur (Transparent<br>Conducteurs Oxides)</td><td>ITO ( 90% In2O3, 10% SnO2) / ZnO/Al</td><td>In₂O₃ - SnO₂</td></tr><tr><td>Métalliseur</td><td>Mo, Ag, Al, CuSn</td><td>CuSn</td></tr><tr><td>Encapsulant</td><td>Polymere Ethylen vinyl acetate (EVA) ou PolyVinyl Butyrale /<br>Polyurethane / acrylates</td><td>EVA</td></tr><tr><td>Cellule</td><td>Sulfide de Cadmium pulvérisé* sur du substrat de verre<br>Tellurure de Cadmium pulvérisé* sur du substrat de verre</td><td>CdS, substrat de verre<br>CdTe, substrat de verre</td></tr><tr><td>Encapsulant</td><td>Polymere Ethylen vinyl acetate (EVA) or PolyVinyl Butyrale /<br>Polyurethane / acrylates</td><td>EVA</td></tr><tr><td>TCO Inférieure (Transparent<br>Conducteurs Oxides)</td><td>ITO ( 90% In2O3, 10% SnO2) ou ZnO2</td><td>In₂O₃ - SnO₂</td></tr><tr><td>BSF (Back Surface Field) /<br>Métaliseur inférieur</td><td>Molybdène, Al, Ag</td><td>Non détaillé</td></tr><tr><td>Autres composants<br>électroniques (diodes,<br>boitier de raccordement)</td><td>Polyestère terephtalate (PET), polycarbonates, Argent (Ag), Cuivre<br>(Cu), Etain (Sn), soudures (Plomb)</td><td>Non détaillé</td></tr></tbody><tfoot><tr><td colspan="4">* Il existe des méthodes variées de déposition du CdTe et du CdS: sublimation, transport par la vapeur, déposition chimique en phase gazeuse, pulvérisation, déposition par impression, électro-déposition (utilisant une solution de HTeO3+), spray (utilisant du CdCl2)...</td></tr></tfoot></table>

<table><caption>Tableau 6 : Détails de composants possibles de l'ensemble des couches d'un module PV de type CIGS<fnref n="16" /></caption><thead><tr><th colspan="3">Technologie en couche mince CIGS</th></tr><tr><th></th><th>Fonction</th><th>Composants / Matériaux : Champ des possibles</th><th>Composants / Matériaux :<br>Composition du module type<br>sélectionné pour l'étude</th></tr></thead><tbody><tr><td rowspan="10">CIGS</td><td rowspan="2">Couche de protection<br>supérieure</td><td>Verre ou substrat de verre (teflon / polyestère / acrylate /<br>polycarbonate) traité avec un revêtement anti-reflet</td><td>Verre</td></tr><tr><td>Revêtement anti-reflet : résine d'acrylate / Nitrure de Silicium<br>(Si3N4)</td><td>Si3N4</td></tr><tr><td>TCO Supérieur (Transparent<br>Conducteurs Oxides)</td><td>ITO ( 90% In2O3, 10% SnO2) ou ZnO2</td><td>In₂O₃ - SnO₂</td></tr><tr><td>Métalliseur</td><td>Molybdène</td><td>Mo</td></tr><tr><td>Encapsulant</td><td>Polymere Ethylen vinyl acetate (EVA) or PolyVinyl Butyrale /<br>Polyurethane / acrylates</td><td>EVA</td></tr><tr><td rowspan="2">Cellule</td><td>CdS pulvérisé sur du substrat de verre</td><td>CdS, substrat de verre</td></tr><tr><td>CIGS pulvérisé sur du substrat de verre</td><td>Cu, In, Ga, Se, substrat de verre</td></tr><tr><td>TCO Inférieure (Transparent<br>Conducteurs Oxides)</td><td>ITO ( 90% In2O3, 10% SnO2) ou ZnO2</td><td>ZnO₂</td></tr><tr><td>BSF (Back Surface Field) /<br>Métaliseur inférieur</td><td>Molybdène ou Plaque d'aluminium</td><td>Mo</td></tr><tr><td>Encapsulant</td><td>Polymere Ethylen vinyl acetate (EVA) or PolyVinyl Butyrale /<br>Polyurethane / acrylates</td><td>EVA</td></tr><tr><td>Autres composants<br>électroniques (diodes,<br>boitier de raccordement)</td><td>Polyestère terephtalate (PET), polycarbonates, Argent (Ag), Cuivre<br>(Cu), Etain (Sn)</td><td>Non détaillé</td></tr><tr><td>Soudures (electronique)</td><td>Plomb</td><td>Al</td></tr><tr><td>Joints adhésifs</td><td>PIBS</td><td>PIBS - Polyisobutylenes</td></tr><tr><td>Etiquette</td><td>Polyester</td><td>Polyester</td></tr><tr><td>Cadre</td><td>Aluminium</td><td>Al</td></tr></tbody></table>

<footnote n="16">¹⁶ RECORD (2012), Recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie - État des lieux international. Rapport final.</footnote>
<table><caption>Tableau 7 : Détails de composants possibles de l'ensemble des couches d'un module PV cristallin amorphe (a-Si)<sup>17</sup></caption><thead><tr><th colspan="3">Technologie sur couche mince de silicium amorphe (a-Si)</th></tr><tr><th></th><th>Fonction</th><th>Composants / Matériaux : Champ des possibles</th><th>Composants / Matériaux :<br>Composition du module type<br>sélectionné pour l'étude</th></tr></thead><tbody><tr><td rowspan="10">a-Si</td><td rowspan="2">Couche de protection<br>supérieure</td><td>Verre ou substrat de verre traité</td><td>Verre</td></tr><tr><td>Traitement anti-reflet:Teflon/Acrylate/ Polyester /<br>Polycarbonate/PIBS/ résine d'acryl/ Ta2O5-pentoxyde de tantale /<br>TiO2 - Dioxyde de titane /SiO-Monoxyde de<br>silicium/SiO2-Dioxyde de silicium/Si3N4-Nitrure de Silicium</td><td>Résine d'acryl</td></tr><tr><td>TCO Supérieur (Transparent<br>Conducteurs Oxides)</td><td>ITO ( 90% In2O3, 10% SnO2) / ZnO/Al</td><td>SnO2</td></tr><tr><td>Métalliseur</td><td>Molybdène</td><td>Mo</td></tr><tr><td>Encapsulant</td><td>Polymere Ethylen vinyl acetate (EVA) or PolyVinyl Butyrale /<br>Polyurethane / acrylates</td><td>EVA</td></tr><tr><td rowspan="2">Cellule</td><td>a-Si:H (silicium hydrogèné) dopé au Phosphore</td><td>Si-H, P</td></tr><tr><td>a-Si:H (silicium hydrogèné) dopé au Bore</td><td>Si-H, B</td></tr><tr><td>TCO Inférieure (Transparent<br>Conducteurs Oxides)</td><td>ITO ( 90% In2O3, 10% SnO2) / ZnO/Al</td><td>ZnO2</td></tr><tr><td>Métalliseur</td><td>Plaque d'aluminium ou Molybdène</td><td>Bandes d'aluminium</td></tr><tr><td>Encapsulant</td><td>Polymere Ethylen vinyl acetate (EVA) or PolyVinyl Butyrale /<br>Polyurethane / acrylates</td><td>EVA</td></tr><tr><td>Autres composants<br>électroniques (diodes,<br>boîtier de raccordement)</td><td>Polyestère terephtalate (PET), polycarbonates, Argent (Ag), Cuivre<br>(Cu), Etain (Sn), Soudures (Pb)</td><td>Non détaillé</td></tr><tr><td>Joint adhésif</td><td>Colle haute température</td><td>Non détaillé</td></tr></tbody></table>

### 2.2.2 Enjeux liés aux matériaux et substances composant les modules PV

La caractérisation de la nature des différents matériaux et substantes présents dans les modules photovoltaïques permet de mettre en évidence les enjeux liés à ces derniers en termes sanitaires (toxicité) mais aussi stratégiques de marché (risques d'approvisionnement, importance économique, prix). Toutes ces problématiques peuvent avoir un impact plus ou moins important sur la capacité de recyclage de ces panneaux photovoltaïques.

Le tableau suivant récapitule de manière qualitative pour chaque matériau ou substance présentes dans les différentes technologies PV l'ampleur de leurs enjeux de toxicité, de criticité (risque d'approvisionnement<fnref n="18" />, importance économique<fnref n="19" />) et de valeur sur le marché des composants. Les informations du tableau sont extraites des fiches matériaux publiées par la Commission Européenne lors de son étude de 2020 établissant la liste des Matériaux Critiques pour L'Europe<fnref n="20" />.

<footnote n="17">¹⁷ RECORD (2012), Recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie - État des lieux international. Rapport final.</footnote>

<footnote n="18">¹⁸ Dépendance à l'import du matériau en Europe et concentration (monopole) des pays producteurs</footnote>

<footnote n="19">¹⁹ Valeur ajoutée des secteurs économiques dans lesquels les matériaux sont utilisés en Europe</footnote>

<footnote n="20">²⁰ https://rmis.jrc.ec.europa.eu/uploads/CRM_2020_Factsheets_critical_Final.pdf ;
https://rmis.jrc.ec.europa.eu/uploads/CRM_2020_Factsheets_non-critical_Final.pdf</footnote>
<table><caption>Tableau 8 : Enjeux de toxicité, criticité et de valeur sur le marché des composants²⁰</caption><thead><tr><th colspan="2">Composant</th><th rowspan="2">Toxicité</th><th colspan="2">Criticité</th><th colspan="2">Valeur</th><th colspan="4">Présence dans la techno</th></tr><tr><th>Famille</th><th>Matériau</th><th>Importance économique</th><th>Risque d'approvisionnement</th><th>Prix</th><th>Fluctuation</th><th>cristallin</th><th>CdTe</th><th>CIGS</th><th>Amorphe</th></tr></thead><tbody><tr><td rowspan="12">Verre</td><td></td><td>Faible</td><td>Faible</td><td>Bas</td><td>Bas</td><td>En baisse</td><td>X</td><td>X</td><td>X</td><td>X</td></tr><tr><td>Silicium</td><td>Faible</td><td>Moyenne</td><td>Haut</td><td>Moyen</td><td>En baisse</td><td>X</td><td></td><td></td><td>X</td></tr><tr><td>Aluminium</td><td>Faible</td><td>Haute</td><td>Bas</td><td>Moyen</td><td>Stable</td><td>X</td><td></td><td>X</td><td>X</td></tr><tr><td>Cuivre</td><td>Faible</td><td>Moyenne</td><td>Bas</td><td>Moyen</td><td>En hausse</td><td>X</td><td>X</td><td>X</td><td>X</td></tr><tr><td>Etain</td><td>Faible</td><td>Moyenne</td><td>Moyen</td><td>Moyen</td><td>En hausse</td><td>X</td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>Argent</td><td>Faible</td><td>Moyenne</td><td>Moyen</td><td>Haut</td><td>Stable</td><td>X</td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>Plomb</td><td>Haute</td><td>Moyenne</td><td>Bas</td><td>Moyen</td><td>Stable</td><td>X</td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>Cadmium</td><td>Haute</td><td>Moyenne</td><td>Bas</td><td>Haut</td><td>En baisse</td><td></td><td>X</td><td>X</td><td></td></tr><tr><td>Selenium</td><td>Haute</td><td>Moyenne</td><td>Bas</td><td>Moyen</td><td>En baisse</td><td></td><td>X</td><td>X</td><td></td></tr><tr><td>Tellure</td><td>Moyenne</td><td>Moyenne</td><td>Moyen</td><td>Haut</td><td>En hausse</td><td></td><td>X</td><td></td><td></td></tr><tr><td>Indium / oxydes d'indium</td><td>Moyenne</td><td>Moyenne</td><td>Haut</td><td>Haut</td><td>En baisse</td><td></td><td>X</td><td>X</td><td></td></tr><tr><td>Gallium</td><td>Haute</td><td>Moyenne</td><td>Haut</td><td>Haut</td><td>En baisse</td><td></td><td></td><td>X</td><td></td></tr><tr><td>Molybdène</td><td>Haute</td><td>Haute</td><td>Moyen</td><td>Moyen</td><td>En hausse</td><td></td><td></td><td></td><td>X</td></tr><tr><td>Zinc (oxyde)</td><td>Moyenne</td><td>Moyenne</td><td>Bas</td><td>Haut</td><td>En baisse</td><td></td><td>X</td><td></td><td>X</td></tr><tr><td>Chrome VI</td><td>Haute</td><td>Haute</td><td>Haut</td><td>Bas</td><td>En baisse</td><td>X</td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>Bore</td><td>Moyenne</td><td>Moyenne</td><td>Haut</td><td>Moyen</td><td>En baisse</td><td>X</td><td></td><td></td><td>X</td></tr><tr><td>Phosphore</td><td>Faible</td><td>Moyenne</td><td>Haut</td><td>Bas</td><td>En baisse</td><td>X</td><td></td><td></td><td>X</td></tr><tr><td rowspan="9">Métaux et dérivés</td><td>EVA</td><td>Haute</td><td>NA</td><td>NA</td><td>Bas</td><td>ND</td><td>X</td><td>X</td><td>X</td><td>X</td></tr><tr><td>Tedlar</td><td>Haute</td><td>NA</td><td>NA</td><td>Haut</td><td>ND</td><td>X</td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>Retardateurs de flamme</td><td>Haute</td><td>NA</td><td>NA</td><td>Bas</td><td>ND</td><td>X</td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>PBBs PBDEs</td><td>Faible</td><td>NA</td><td>NA</td><td>Bas</td><td>ND</td><td></td><td></td><td>X</td><td></td></tr><tr><td>Polyisobutylène</td><td>Faible</td><td>NA</td><td>NA</td><td>Bas</td><td>ND</td><td></td><td></td><td>X</td><td></td></tr><tr><td>Joint adhésif</td><td>Faible</td><td>NA</td><td>NA</td><td>Bas</td><td>ND</td><td>X</td><td></td><td>X</td><td></td></tr><tr><td>Résine acrylique</td><td>Moyenne</td><td>NA</td><td>NA</td><td>Bas</td><td>ND</td><td></td><td></td><td></td><td>X</td></tr><tr><td>Colle HT</td><td>Moyenne</td><td>NA</td><td>NA</td><td>Bas</td><td>ND</td><td></td><td></td><td></td><td>X</td></tr><tr><td>Gaine de cable (PVC)</td><td>Faible</td><td>NA</td><td>NA</td><td>Bas</td><td>ND</td><td>X</td><td>X</td><td>X</td><td>X</td></tr><tr><td>Polymères et substances chimiques</td><td>Polyesters</td><td>Faible</td><td>NA</td><td>NA</td><td>Bas</td><td>ND</td><td></td><td></td><td>X</td><td></td></tr></tbody></table>

Certains matériaux, tels que le Chrome VI, le Cadmium, le Plomb ou encore le Sélénium, utilisés dans les différentes technologies PV, sont connus pour être toxiques. Leur utilisation est encadrée par les différentes lois et Directives européennes concernant la protection de la santé et la gestion des substances chimiques (voir section 2.4.1). Des développements sont en cours pour chercher des substituts moins dangereux pour l'Homme mais sans entacher la performance de la cellule.

La plupart des métaux utilisés dans la composition des panneaux PV sont d'importance économique moyenne à élevée pour l'Europe car ils sont utilisés dans les secteurs à haute valeur ajoutée tels que l'énergie, l'électronique, la mobilité, etc. Les risques d'approvisionnement sont particulièrement importants pour certains d'entre eux, notamment l'indium, le gallium, le silicium, le chrome, le bore et le phosphore, en raison de la forte dépendance de l'Europe aux imports depuis des pays qui dominent leur extraction. Ils sont pour cela qualifiés de critiques par la Commission Européenne, et de stratégiques par la France.

Les prix d'achat de ces matériaux sont tous relativement élevés, mais avec une tendance générale à la baisse depuis ces dernières années. La surproduction ou la contraction de la demande (liée au développement d'alternatives ou d'avancées technologiques) semblent être souvent la cause de ces prix en baisse sur le marché, ce qui peut impacter négativement le besoin de sources alternatives pour ces matériaux, telles que les matières premières de recyclage.
### 2.2.3 Focus sur le marché et les enjeux de recyclage de quelques composants phare des modules PV

#### 2.2.3.1 Le verre

La silice est l'ingrédient principal dans la fabrication de différents types de verre (plat, creux, fibre de verre) et de verrerie technique.

La production annuelle mondiale de silice est d'environ 315 Mt, dont 38 % aux États-Unis, en moyenne en 2016²¹.

La production européenne de silice est d'environ 32 Mt ; elle est équivalente à sa consommation.

La silice est utilisée dans un large éventail d'applications même si trois secteurs sont prédominants en termes de consommation européenne : la construction et le sol (36 %), la fabrication de verre (29 %) et la fonderie (14 %). Concernant le verre, la catégorie majoritaire regroupe les bocaux et les récipients, suivie du verre plat (fenêtres, miroirs), de la vaisselle, de la fibre de verre (matériau composite de renforcement et d'isolation) et d'utilisations spéciales telles que les écrans plasma et le verre optique.

La silice dans le verre est fondue et recyclée comme un produit entier. Les taux de recyclage dans l'UE sont en moyenne : verre creux 74 %, verre plat 15 %.

Le verre étant le principal composant d'un module photovoltaïque (> 75 % massique), la problématique du recyclage des panneaux photovoltaïques rejoint celle de l'industrie du recyclage du verre. Les différentes caractéristiques du verre utilisé pour les panneaux PV sont les suivantes :

* Verre trempé ou non-trempé (pour obtenir une résistance au choc importante) ;

* Verre à haute émissivité (ou basse émissivité) pour conserver la chaleur ;

* Verre traité par un revêtement antireflet ;

* Verre plat ou arrondi fin/épais.

La segmentation par type de verre conditionne la nature du recyclage associé.

#### 2.2.3.2 L'aluminium

La demande mondiale d'aluminium augmente sans cesse en raison de la croissance de l'économie mondiale, et du fait que les produits en aluminium deviennent plus accessibles aux consommateurs des économies en développement. La demande d'aluminium est stimulée par la tendance à l'allègement de la mobilité, la consommation grandissante d'emballages légers, également par le besoin de bâtiments à haut rendement énergétique, mais aussi la demande en produits d'ingénierie.

La production mondiale d'aluminium primaire en 2016 est d'environ 60 000 kt, dont le premier producteur mondial est la Chine, représentant plus de la moitié de la production mondiale (57 %)²². L'augmentation continue de la capacité de fusion de l'aluminium a entraîné une baisse des prix mondiaux de l'aluminium primaire et des produits en aluminium exportés.

La production d'aluminium primaire de l'UE s'élève à près de 2 100 kt par an environ en 2016. L'Allemagne (24 %) et la France (19 %) sont les principaux producteurs de l'UE. L'Europe est le deuxième plus grand consommateur d'aluminium primaire et devrait le rester au moins jusqu'en 2050.

La demande européenne totale de lingots d'aluminium en 2050 atteindra près de 18 millions de tonnes. Actuellement, plus d'un tiers de la consommation européenne en aluminium est satisfaite par le recyclage de déchets de production et de déchets en fin de vie. Il est prévu qu'en 2050 ce ratio atteigne 50 %.

L'aluminium est recyclable à l'infini sans dégradation de sa qualité. L'aluminium secondaire est produit par la fusion de déchets d'aluminium, qui comprennent des déchets de production générés lors de la production et de la fabrication de produits corroyés et moulés, et des ferrailles récupérées sur des articles en fin de vie, tels que les canettes de boisson ou autres emballages, etc. Bien que le taux de recyclage en fin de vie de l'aluminium soit élevé, les déchets d'aluminium issus de produits en fin de

<footnote n="21">²¹ European Commission (2020), Study on the EU's list of Critical Raw Materials, Factsheets on Non-Critical Raw Materials</footnote>
vie ne représentent généralement qu'une part relativement faible de l'ensemble des matériaux entrant
dans l'UE, en raison de filières de collecte à optimiser sur certains marchés.

2.2.3.3 Le silicium

Le silicium métallique présent dans les cellules photovoltaïques est obtenu à partir de quartz de très haute pureté, qui ne représente qu'une très faible fraction (la plus pure) des sables siliceux. Une fois extrait, le quartz est réduit en silicium métallique par réduction carbothermique.

Il existe deux qualités de silicium métallique : le silicium de qualité métallurgique (généralement autour de 99 % de silicium, typiquement 2N à 4N soit 99,0 % à 99,99 %), qui représente la majorité des volumes produits (90 % du silicium produit environ), et le polysilicium (avec un indice de 6N à 11N). Le polysilicium est d'une très grande pureté et se divise en deux sous-catégories : le silicium photovoltaïque, d'une qualité supérieure, de l'ordre de 6N à 7N ; et le silicium semi-conducteur, d'une qualité extrême (> 9N voire 11N), utilisé en électronique.

Le silicium de qualité semi-conducteur et solaire (polysilicium) doit être d'une ultra-haute pureté pour
garantir les propriétés semi-conductrices ; ceci est généralement réalisé par le procédé Siemens.
Dans ce procédé, le silicium de qualité métallurgique est converti en un composé volatil qui est
condensé et raffiné par distillation fractionnée pour en extraire le silicium ultrapur.

La quantité de production annuelle mondiale de silicium métal est d'environ 2 500 kt par an sur les dix dernières années. La production de la Chine représente environ 66 % de la production mondiale totale estimée de matériaux en silicium en 2018²². Cette forte concentration de production à l'étranger, couplée à une forte importance du silicium pour l'économie européenne, font que le silicium métallique figure sur la liste des Matières Premières Critiques de l'UE depuis 2014. Ceci, indépendamment du fait qu'il soit estimé que les ressources mondiales dans les pays producteurs entre autres, la Chine, les États-Unis, le Brésil, la Norvège, sont suffisantes pour répondre à la demande mondiale de silicium métal pendant de nombreuses décennies.

Les applications solaires représentent 6 % de l'utilisation du silicium métallique<fnref n="22" />, mais la consommation mondiale de silicium polycristallin pour les qualités solaires et les semi-conducteurs devait augmenter d'environ 10 % de 2016 à 2025, notamment pour répondre à l'augmentation des demandes de production mondiale d'électricité photovoltaïque.

Le silicium solaire subit des traitements spécifiques pour pouvoir être utilisé dans une cellule,
notamment :

* la diffusion du dopant ;

- la séparation des jonctions parasites ;

* le dépôt chimique en phase vapeur amélioré à l'aide d'un plasma à micro-ondes : PE CVD SiNx (Plasma Enhanced Chemical Vapor Deposition of low stress Silicon Nitride - SiNx) ;

* la sérigraphie.

Ces traitements complexes contribuent à atténuer le niveau de pureté du silicium recyclé et à la complexité de la re-purification du silicium recyclé.

C'est pourquoi le taux de recyclage en fin de vie pour le silicium métal est très faible malgré le développement en Europe ces dernières années de plusieurs usines de recyclage des déchets de silicium provenant des wafers et des panneaux photovoltaïques, telles que Resitec en Norvège qui recycle les déchets de production générés lors de la découpe des wafers (plus de 500 tonnes de poudre de silicium métallique recyclé de haute pureté par an), et l'usine de recyclage Veolia en France qui a pour objectif de traiter les panneaux solaires en fin de vie.

2.2.3.4 L'encapsulant

L'encapsulant le plus souvent utilisé est l'EVA (Ethylène Acétate Vinyle), un polymère thermoplastique, qui sait garder les mêmes propriétés adhésives sur une longue durée et résiste bien à l'exposition au soleil, aux changements de conditions de pression et de température.

<footnote n="22">²² European Commission (2020), Study on the EU's list of Critical Raw Materials, Factsheets on Critical Raw Materials</footnote>
C'est l'encapsulant qui présente la principale difficulté technique pour le recyclage des modules photovoltaïques, en raison de sa forte résistance aux températures élevées et aux procédés mécaniques. C'est pour cela qu'il est qualifié d'élément perturbateur du recyclage (tout comme le Tedlar). Il existe aujourd'hui des encapsulants moins résistants facilitant le recyclage des cellules photovoltaïques, mais leurs performances dans le temps restent à démontrer et surtout leur impact environnemental n'est pas forcément meilleur que l'EVA. Par exemple, dans le cas de l'EVA, l'une des alternatives est le PVB (aussi utilisé dans les parebrises de véhicules), mais il est jugé aussi polluant que l'EVA ; ou le PO dont la dégradation, à l'inverse des deux autres matériaux, ne génère pas d'acide acétique)<fnref n="23" />.

## 2.3 Le marché du photovoltaïque

L'étude du parc installé et des technologies mises en place se basent sur différents rapports publiés par des organismes travaillant sur le marché et les technologies du secteur photovoltaïque. Ces sources permettent de mieux comprendre les contextes nationaux, européens et mondiaux du secteur photovoltaïque. Afin d'avoir une vision globale du marché du photovoltaïque ainsi que des technologies existantes et déployées, ce chapitre se base notamment sur :

* Des rapports produits par Solar Power (Global Market Outlook for Solar Power), par l'IRENA (l'Agence internationale pour les énergies renouvelables, rapport « Future of solar photovoltaic »), qui portent sur le futur du photovoltaïque solaire, les technologies déployées et les investissements dans ce secteur au niveau mondial ;

* Des éléments du Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems, de l'International Energy Agency (IEA) ainsi que le rapport de Solar Power « EU Market Outlook for Solar Power, 2021-2025 » afin d'appréhender le marché du photovoltaïque au niveau de l'Union européenne ;

* Le rapport intitulé « Le photovoltaïque : choix technologiques, enjeux matières et opportunités industrielles » publié en 2020 par le Ministère de la transition écologique<fnref n="24" />, qui présente le secteur du photovoltaïque en France et les technologies présentes au niveau national.

### 2.3.1 Parc installé

#### Au niveau mondial

Selon les données de SolarPower Europe publiées en 2020²⁵, le secteur du photovoltaïque a connu une dynamique très positive en 2020 (Figure 6), avec un total de 138,2 GW raccordé au niveau mondial. Pour 2021, une hausse de 18 % était prévue, selon le scénario moyen, avec l'installation de près de 163 GW. Une forte tendance à la hausse était également anticipée pour les cinq prochaines années, et notamment pour 2022, avec une prévision de 25 % de hausse, la capacité totale mondiale atteignant ainsi 203 GW (Figure 5).

<footnote n="23">²³ ADEME, In Extenso Innovation Croissance (2021). État des lieux, analyses et benchmark des documents et pratiques industrielles visant la maitrise des enjeux environnementaux associés aux systèmes photovoltaïques - Rapport de Tâche 3 : Benchmark détaillé des pratiques industrielles</footnote>

<footnote n="24">²⁴ Ministère de la Transition Écologique, Le photovoltaïque : choix technologiques, enjeux matières et opportunités industrielles, 2020</footnote>

<footnote n="25">²⁵ SolarPower Europe (2021), Global Market Outlook for solar power, 2021-2025.</footnote>
<figure><img src="image_6.png" /></figure>

© SOLARPOWER EUROPE 2021

<figure><img src="image_7.png" /><figcaption>**Figure 6 :** Capacités mondiales cumulées (source : IRENA, 2016)<fnref n="26" /></figcaption></figure>

Concernant la répartition géographique, c'est la Chine qui a mis en place le plus de nouvelles installations solaires, ayant connu de nouveau une forte croissance en 2020 avec l'installation de 48,2 GW, ce qui représente une hausse de 60 % par rapport aux 30,1 GW mis en place en 2019 (Figure 7). La Chine représente ainsi 35 % des capacités solaires mondiales<fnref n="27" />.

<footnote n="26">²⁶ D'après les chiffres du rapport IRENA (2021), Renewable capacity statistics.</footnote>

<footnote n="27">²⁷ PVPS (2021), Snapshot of Global PV Markets</footnote>
<figure><img src="image_8.png" /><figcaption>**Figure 7 : Les principaux marchés de l'énergie solaire photovoltaïque : 2019-2020 (source : SolarPowerEurope, 2021)<fnref n="28" />**</figcaption></figure>

<figure><img src="image_9.png" /><figcaption>**Figure 8 : Capacités cumulées 2020 (source : IRENA, 2021)<fnref n="29" />**</figcaption></figure>

Les États-Unis se placent en deuxième position avec une augmentation de 19,2 GW, suivis par le Vietnam avec 11,6 GW. Le Japon est en quatrième place avec 8,2 GW d'installations pour l'année 2020³⁰. Les seuls pays de l'Union européenne présents dans ce top 10 sont l'Allemagne (sixième place) et l'Espagne (neuvième place). Au total, l'Union européenne a augmenté ses capacités solaires de 19,6 GW en 2020, ce qui la place juste entre la Chine et les États-Unis.

<footnote n="28">²⁸ SolarPower Europe (2021), Global Market Outlook for solar power, 2021-2025.</footnote>

<footnote n="29">²⁹ D'après les chiffres du rapport IRENA (2021), Renewable capacity statistics.</footnote>

<footnote n="30">³⁰ PVPS (2021), Snapshot of Global PV Markets.</footnote>
Au niveau européen

En 2021, le parc installé est de 164 GW au sein de l'Union européenne<fnref n="31" />. Près de 26 GW ont été connectés au réseau européen en 2021, soit 34 % de plus que l'année précédente, confirmant l'accélération du développement du parc constaté depuis quelques années, avec des augmentations annuelles du parc à la hauteur de celle constatée en 2011 lors de l'accélération du développement de l'énergie solaire<fnref n="31" />.

Cette dynamique est commune à toute la zone UE : tous les pays européens ont mis en place davantage d'installations solaires que l'année précédente (à l'exception de la Belgique et la Slovénie). Même si dix pays représentent 90 % de ces installations, les cinq pays installant le plus représentent une part moins importante en 2021 (70 % contre 79 % en 2019).

<figure><img src="image_10.png" /><figcaption>Figure 9 : Puissance installée cumulée pour les 27 États Membres de l'Union européenne (source : SolarPower Europe, 2021)<fnref n="31" /></figcaption></figure>

<figure><img src="image_11.png" /><figcaption>Figure 10 : Énergie solaire installée par les 27 États de l'UE entre 2000 et 2021 (source : SolarPower Europe, 2022)<fnref n="31" /></figcaption></figure>

<footnote n="31">³¹ SolarPower Europe (2021), EU Market Outlook for solar power 2021-2025.</footnote>
Les prévisions pour les quatre prochaines années annoncent une forte croissance du secteur (Figure 9)³¹, notamment pour deux raisons<fnref n="32" /> :

* Une constante augmentation des prix (inflation due aux différentes crises : COVID-19, guerre en Ukraine, etc.) ;

* de nouveaux projets d'ampleur prévus par l'Allemagne.

<table><caption>Tableau 9 : Prévisions pour les marchés du photovoltaïque des 27 États Membres (sources : SolarPowerEurope, 2021)<fnref n="32" /></caption><thead><tr><th>Country</th><th>2021<br>Total capacity<br>(GW)</th><th>By 2025<br>Total capacity<br>medium<br>scenario (GW)</th><th>2022-2025<br>New capacity<br>(GW)</th><th>2022-2025<br>Compound annual<br>growth rate (%)</th><th>Political<br>support<br>prospects</th></tr></thead><tbody><tr><td>Germany</td><td>59.9</td><td>107.6</td><td>47.7</td><td>16%</td><td>●</td></tr><tr><td>Spain</td><td>17.9</td><td>36.8</td><td>18.9</td><td>20%</td><td>●</td></tr><tr><td>Netherlands</td><td>13.1</td><td>30.2</td><td>17.1</td><td>23%</td><td>●</td></tr><tr><td>France</td><td>13.2</td><td>28.3</td><td>15.1</td><td>21%</td><td>●</td></tr><tr><td>Poland</td><td>7.1</td><td>18.8</td><td>9.7</td><td>24%</td><td>●</td></tr><tr><td>Denmark</td><td>2.8</td><td>11.7</td><td>8.9</td><td>43%</td><td>●</td></tr><tr><td>Italy</td><td>22.0</td><td>29.1</td><td>7.1</td><td>7%</td><td>●</td></tr><tr><td>Portugal</td><td>1.5</td><td>6.9</td><td>5.0</td><td>44%</td><td>●</td></tr><tr><td>Greece</td><td>4.8</td><td>9.8</td><td>5.0</td><td>19%</td><td>●</td></tr><tr><td>Sweden</td><td>1.8</td><td>6.3</td><td>4.6</td><td>37%</td><td>●</td></tr><tr><td>Belgium</td><td>6.9</td><td>10.9</td><td>3.9</td><td>12%</td><td>●</td></tr><tr><td>Hungary</td><td>3.0</td><td>6.4</td><td>3.4</td><td>21%</td><td>●</td></tr><tr><td>Austria</td><td>2.5</td><td>5.4</td><td>2.9</td><td>21%</td><td>●</td></tr><tr><td>Ireland</td><td>0.1</td><td>2.8</td><td>2.7</td><td>120%</td><td>●</td></tr><tr><td>Bulgaria</td><td>1.3</td><td>3.7</td><td>2.4</td><td>30%</td><td>●</td></tr></tbody></table>

L'Allemagne est le plus grand marché solaire européen en 2020, avec l'installation de 4,8 GW. Elle le reste en 2021 avec le raccordement de 5,3 GW. Cette tendance s'explique notamment par le fait qu'en 2021 la loi sur l'approvisionnement en électricité a été révisée, et a ainsi rendu les investissements dans les systèmes résidentiels et commerciaux plus attractifs<fnref n="32" />.

L'Espagne se maintient en deuxième position avec l'installation de 3,8 GW en 2021, en légère augmentation par rapport à 2020 (3,5 GW)<fnref n="32" />.

Les Pays-Bas se placent en troisième position avec l'installation de 3,2 GW en 2021, soit 11 % de plus que l'année passée où 2,8 GW avaient été raccordés (ce qui représentait également une hausse de 23 % par rapport à l'année 2019). Le marché commercial des toitures reste le moteur le plus important du marché photovoltaïque du pays avec une augmentation de 40 % par rapport à 2020. Les systèmes au sol représentent, eux, 20 % du marché<fnref n="32" />.

La Pologne est en quatrième position avec une puissance solaire installée annuelle toujours en augmentation puisque 3,1 GW ont été installés (2,5 GW en 2020).

La France reste le cinquième marché photovoltaïque avec l'installation de 2,5 MV en 2021, en augmentation par rapport aux 945 MW en 2020 et 1021 MW en 2019.

Dans ces scénarios, Solar Power Europe prévoit qu'entre 2022 et 2025 les 10 premiers marchés solaires de l'Union européenne installeront 138 GW dans le scénario moyen (scénario le plus probable), 173,0 GW dans le scénario haut et 91,9 GW dans le scénario bas.

## Au niveau français

La filière française du photovoltaïque s'est fortement développée depuis 2009 (Figure 11). Le secteur bénéficie notamment depuis quelques années d'une baisse sensible du prix des modules.

Au cours de l'année 2020, la France a passé le seuil de 10 GW de capacité solaire totale<fnref n="32" />. Au 31 décembre 2021, la France métropole a atteint une capacité photovoltaïque totale installée de

<footnote n="32">³² SolarPower Europe (2021), EU Market Outlook for solar power 2021-2025.</footnote>
13 067 MW. Le parc métropolitain a progressé de 25,9 % en 2021 avec 2 687 MW raccordés. Le solaire couvre 3 % de l'électricité annuelle consommée en 2021³³.

<figure><img src="image_12.png" /><figcaption>Figure 11 : Évolution de la production d'électricité solaire photovoltaïque (source : RTE-France, 2021)</figcaption></figure>

Afin d'atteindre les objectifs fixés par la Programmation Pluriannuelle de l'Energie (PPE), adoptée en 2016, près de 8 GW doivent encore être installés. En effet, la PPE a fixé plusieurs objectifs<fnref n="34" /> :

* d'ici la fin 2023 : atteindre 20 GW.

* d'ici la fin 2028 : un scénario bas à 35 GW et un scénario haut à 44 GW (Figure 12)<fnref n="35" />, ce qui correspond à l'installation d'une surface de panneaux photovoltaïques entre 330 et 400 km² au sol et entre 150 et 200 km² sur toiture.<fnref n="36" />

<figure><img src="image_13.png" /><figcaption>Figure 12 : Évolution du parc solaire photovoltaïque, en France continentale (source : Ministère de la transition écologique, 2022)</figcaption></figure>

Les régions Auvergne-Rhône-Alpes, Grand-Est, Occitanie, Nouvelle-Aquitaine et Provence-Alpes-Côte d'Azur représentent 76 % de la puissance solaire raccordée sur le territoire au 31 décembre 2021³³.

<footnote n="33">³³ RTE (2021), Panorama de l'électricité renouvelable en France au 31 décembre 2021. https://assets.rte-france.com/prod/public/2022-02/Pano-2021-T4.pdf</footnote>

<footnote n="34">³⁴ Décret n° 2020-456 du 21 avril 2020 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie, article 3.</footnote>

<footnote n="35">³⁵ SolarPower Europe (2021), EU Market Outlook for solar power 2021-2025.</footnote>

<footnote n="36">³⁶ Stratégie française pour l'énergie et le climat, Programmation Pluriannuelle de l'Energie.</footnote>
## Parc installé par technologie

Le marché mondial est dominé par les technologies du silicium, notamment les panneaux en silicium cristallin qui détiennent 95 % de la part de la production photovoltaïque mondiale<fnref n="37" /> (Figure 13). Les technologies ont gagné des parts de marché par rapport aux cellules en couches minces. Vers les années 2000, les technologies en couches minces étaient annoncées comme pouvant prendre plus d'importance, mais elles ne représentent qu'environ 5 % du marché en 2020 (contre plus de 15 % dans les années 2010) et cette proportion est considérée comme relativement stable depuis plusieurs années<fnref n="38" />.

<figure><img src="image_14.png" /></figure>

Data: from 2000 to 2009: Navigant; from 2010: IHS Markit. Graph: PSE Projects GmbH 2021

<caption>Figure 13 : Production mondiale installée annuelle pour les deux filières silicium (multi et mono) et couche mince de 1980 à 2020 (source : Fraunhofer ISE, 2022)<fnref n="39" /></caption>

Selon le Ministère de la Transition Écologique, cette évolution de la répartition entre les différentes technologies s'explique de deux façons :

* La baisse des coûts de production des modules en silicium (Figure 14).

* L'augmentation plus rapide du rendement des cellules en silicium cristallin par rapport aux cellules en couches minces (Figure 3).

En effet, le prix du module photovoltaïque a fortement baissé durant les dernières décennies. Les courbes d'apprentissage de la Figure 14 montrent la relation entre le coût de production d'une technologie et le volume de sa production cumulée. Pour chaque nouvelle technologie, les coûts de fabrication sont élevés lors du lancement, mais diminuent grâce à l'amélioration des procédés. Les courbes représentent ainsi, pour chaque année, la corrélation entre la diminution du prix de production et l'augmentation de la capacité de production cumulée depuis le début du développement d'une technologie<fnref n="38" />. La pente de chaque courbe mesure donc la rapidité de l'apprentissage. Ainsi, ces courbes montrent que pour les technologies du silicium, on constate une baisse de 20 % du prix à chaque doublement de la capacité cumulée.

Les prix des technologies silicium ont davantage baissé que le prix des technologies CdTe ou CIGS, avec des prévisions toujours en baisse pour les technologies silicium d'ici 2030.

<footnote n="37">³⁷ IRENA (2019), Future of solar photovoltaic.</footnote>

<footnote n="38">³⁸ Ministère de la Transition Ecologique, Le photovoltaïque : choix technologiques, enjeux matières et opportunités industrielles, 2020</footnote>

<footnote n="39">³⁹ Fraunhofer ISE, 2022. Photovoltaics report.</footnote>

<footnote>(https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/Photovoltaics-Report.pdf)</footnote>
<figure><img src="image_15.png" /><figcaption>**Figure 14 : Les courbes d'apprentissage pour les technologies du PV (source : ANCRE, 2017)<fnref n="40" />**</figcaption></figure>

Les technologies en couches minces restent ainsi minoritaires au sein du marché mondial (Figure 13). Parmi cette famille de technologie, seules les cellules CdTE sont présentes de manière importante (Figure 15). Ces cellules solaires (CdTe) sont fabriquées par des procédés à basse température, ce qui rend leur production flexible et abordable<fnref n="41" />.

<figure><img src="image_16.png" /><figcaption>**Figure 15 : Parts de marché mondiales des technologies à couches minces (source : Fraunhofer ISE, 2022)**</figcaption></figure>

La technologie CdTE consomme moins d'énergie et est moins émettrice de GES que le silicium cristallin<fnref n="42" />. Elle est mieux implantée en France qu'au niveau mondial, notamment en raison du dispositif de soutien public (Figure 16) qui prend en compte des exigences environnementales qui privilégient l'utilisation de modules bas carbone.

<footnote n="40">⁴⁰ ANCRE (2017), Potentiel technologique et économique des filières PV à haut rendement.</footnote>

<footnote n="41">⁴¹ IRENA (2019), Future of solar photovoltaic.</footnote>

<footnote n="42">⁴² Ministère de la Transition Écologique (2020), Le photovoltaïque : choix technologiques, enjeux matières et opportunités industrielles.</footnote>
En France, le soutien au photovoltaïque est accordé selon deux modes de rémunération : l'obligation d'achat et le complément de rémunération. Ce dernier mécanisme diffère de l'obligation d'achat car il place les producteurs directement face au marché de gros de l'électricité et aux signaux de prix de court terme. Ces soutiens sont accordés selon deux modalités différentes : l'arrêté tarifaire et le mécanisme des appels d'offres du ministère de la transition écologique ¹⁷.

L'obligation d'achat concerne les installations de puissance comprise entre 3 et 500 kWc tandis que le complément de rémunération concerne les installations de puissance supérieure à 500 kWc. Le montant des aides accordées est fixé par arrêté tarifaire pour les projets photovoltaïques de 3 à 100 kWc et par le mécanisme des appels d'offres au-delà de 100 kWc.

Le cahier des charges de l'appel d'offres (élaboré par le ministère de la Transition écologique avec les acteurs de la filière) prévoit notamment des exigences environnementales et industrielles renforcées¹⁸. Il fait l'objet d'une notification auprès de la Commission européenne (DGComp). Les candidats proposent un « prix d'achat » et se voient attribuer une note sur 100 points, conformément à une grille précisée dans les cahiers des charges. Cette grille comporte un critère de compétitivité économique, composante principale de la note finale, ainsi que de sobriété en carbone, qui peut aller jusqu'à 30 % de la note, et de pertinence du terrain d'implantation.

L'existence du critère carbone incite les opérateurs à privilégier l'utilisation de modules bas carbone, ce qui avantage, à partir du moment où elles restent compétitives sur le plan des coûts, les technologies « couches minces », les modules à haut rendement et les modules cristallins dont les composants les plus énergivores (polysilicium, lingots) ont été produits dans des pays au mix énergétique le moins intense en carbone (Norvège, Taïwan, États-Unis, France...).

Figure 16 : Le dispositif de soutien public au photovoltaïque en France (source : Ministère de la Transition Écologique, 2020)

D'après le panorama réalisé par la Commission de Régulation de l'Energie en 2019, la technologie de module couche mince CdTe est surtout utilisée dans les installations au sol, où elle représente 27 % des installations en 2016⁴³, et pour les ombrières (4 %). Le parc installé sur les bâtiments serait quant à lui composé à 91 % d'installations en modules mono cristallins.

<footnote n="43">⁴³ La source ne précise pas l'unité des données présentées sous forme de camembert mais il semblerait, comme il n'y a pas de données en matière de capacité installée dans ce rapport, qu'il s'agisse de la part des installations</footnote>
<figure><img src="image_17.png" /><figcaption>Figure 17 : Panorama des différentes technologies de modules en France (source : Commission de Régulation de l'Energie, 2019)<fnref n="44" /></figcaption></figure>

En termes d'installations, ce sont les installations sur les bâtiments qui sont les plus nombreuses (ces données correspondent aux 4 600 plans d'affaires qui ont été déposés pour les appels d'offres photovoltaïques lancé sur sol et bâtiments en 2016 (Figure 18 et Figure 19)<fnref n="44" />.

<figure><img src="image_18.png" /><figcaption>Figure 18 : Répartition des installations de l'échantillon par typologie (source : ANCRE, 2021)<fnref n="44" /></figcaption></figure>

<footnote n="44">⁴⁴ Commission de Régulation de l'Energie (2019), Coûts et rentabilités du grand photovoltaïque en métropole continentale.</footnote>
<figure><img src="image_19.png" /><figcaption>Figure 19 : Découpage par segments et taille des sous-lots (source : Commission de Régulation de l'Énergie, 2019)<fnref n="45" /></figcaption></figure>

## Évolution prévue du parc

Concernant l'évolution des technologies présentes dans le parc photovoltaïque français d'ici 2030, la prédominance des technologies au silicium sur les technologies couches minces semble se confirmer<fnref n="46" />. Une légère hausse des parts de marché des technologies couches minces est toutefois prévue, passant de 5 % en 2018 à 8-10 % en 2022⁴⁶, mais le déploiement du CdTe restera forcément limité du fait de la rareté du tellure (moins de 1 000 tonnes produites par an).

Au sein des technologies au silicium cristallin, les deux grandes évolutions prévues sont notamment la diminution du multicristallin et l'augmentation des parts de marché du monocristallin, pour finalement devenir dominant.

De manière générale, des améliorations sont prévues pour les deux types de technologies (silicium cristallin et couches minces).

Concernant les technologies de rupture, permettant notamment d'atteindre de hauts rendements, aucune ne semble assez avancée pour être développée de manière industrielle pour le moment et émerger avant 2030. Certaines de ces technologies pourraient néanmoins permettre de passer au-dessus de la barre des 25 % de rendement, comme les cellules tandem (cf. Tableau 3) et modifier le marché après 2030.

## 2.3.2 La production des panneaux solaires

Les cellules en silicium cristallin représentent 95 % de la production globale des cellules photovoltaïques<fnref n="47" />. Au sein de cette catégorie de cellules, le silicium mono cristallin représente 80 % du marché, en augmentation depuis 2015 et le silicium polycristallin représente 15 % du marché<fnref n="48" />.

En 2020, la production mondiale de cellules solaires a été estimée aux alentours de 178 GW, en silicium cristallin et couches minces, ce qui représente une augmentation de 20 % par rapport aux 144 GW de 2019⁴⁷. En 2020, l'Asie compte pour 92 % de la production mondiale de modules PV. La

<footnote n="45">⁴⁵ Commission de Régulation de l'Energie (2019), Coûts et rentabilités du grand photovoltaïque en métropole continentale.</footnote>

<footnote n="46">⁴⁶ Ministère de la Transition Écologique (2020), Le photovoltaïque : choix technologiques, enjeux matières et opportunités industrielles.</footnote>

<footnote n="47">⁴⁷ IEA PVPS (2021), Trends in photovoltaic applications.</footnote>

<footnote n="48">⁴⁸ ISE Fraunhofer</footnote>
Chine (continentale) représente environ 97 GW, soit 67 % de la production mondiale de modules
mondiale en 2020. (Figure 21)<fnref n="49" />.

En 2020, les producteurs asiatiques comptent pour 95 % de la production totale de modules photovoltaïques en silicium (Figure 20 et Figure 21 pour l'évolution depuis 1990). La première place est occupée par la Chine qui produit 67 % de ces modules. L'Europe représente 3 % de la production, les États-Unis et le Canada 2 %<fnref n="49" />.

<figure><img src="image_20.png" /></figure>

Source: IEA PVPS and Trends Report 2021. Note: figures are rounded.

<figure><img src="image_21.png" /><figcaption>**Figure 21 :** Pourcentages de la production totale entre 1990 et 2020 (source : Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems, 2022)<fnref n="51" /></figcaption></figure>

La part de la production européenne a chuté en 2010 au moment de la forte augmentation des capacité installées au niveau mondiale (comme présenté dans la Figure 6 du chapitre 2.3.1). L'Europe produit, en 2020, 1 % des plaquettes solaires mondiales, 0,4 % des cellules solaires et 11 % du polysilicium mondial. Elle accueille l'un des principaux fabricants de polysilicium (Wacker Polysilicon AG)<fnref n="50" /> et également First Solar, qui produit des technologies CdTe.

<footnote n="49">⁴⁹ Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (2022), Photovoltaics Report.</footnote>

<footnote n="50">⁵⁰ Commission européenne (2022), EU strategic dependencies and capacities : second stage of in-depth reviews.</footnote>

<footnote n="51">⁵¹ Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (2022), Photovoltaics Report.</footnote>
<figure><img src="image_22.png" /><figcaption>Figure 22 : Panorama européen de la fabrication de panneaux c-Si (source : Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems, VDMA)</figcaption></figure>

<figure><img src="image_23.png" /><figcaption>Figure 23 : Panorama européen de la fabrication de panneaux c-Si - focus carte (source : Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems, VDMA)</figcaption></figure>
Les entreprises européennes sont ainsi peu compétitives dans différents segments de la chaîne de valeur, et notamment dans la fabrication de panneaux solaires photovoltaïques, qui est un secteur très concurrentiel. En 2021, parmi les 10 principaux fabricants de panneaux solaires, on retrouve sept fabricants chinois, un sud-coréen, un canadien et un américain<fnref n="52" />.

L'Europe est toutefois bien positionnée dans d'autres secteurs (Figure 24) (déploiement, fabrication de trackers solaires et d'onduleurs)<fnref n="53" />.

<figure><img src="image_24.png" /><figcaption>Figure 24 : Parts de marché de l'UE dans la chaîne de valeur de la fabrication de panneaux solaires (source : Commission européenne, 2022)<fnref n="53" /></figcaption></figure>

### 2.3.3 Le coût des modules PV

Le silicium représente la partie la plus importante du coût des modules photovoltaïques cristallins car sa production et purification au niveau de pureté photovoltaïque est particulièrement énergivore. En effet, le silicium représente environ 65 % du coût de la cellule, qui elle-même représente environ 60 % du coût du module. Cependant, les prix des cellules solaires ont considérablement chuté en 2011, en partie en raison de la baisse du prix de vente du polysilicium résultant d'une surproduction. La baisse des prix s'est ensuite ralentie<fnref n="54" /> mais le coût des modules (en $/Watt) continue sa décroissance au fur et à mesure de l'augmentation des capacités installées (cf. Figure 25).

<footnote n="52">⁵² Commission européenne (2022), EU strategic dependencies and capacities : second stage of in-depth reviews.</footnote>

<footnote n="53">⁵³ Commission européenne (2022), EU strategic dependencies and capacities : second stage of in-depth reviews.</footnote>

<footnote n="54">⁵⁴ IRENA (2016), The Power to Change: Solar and Wind Cost Reduction Potential to 2025.</footnote>
<figure><img src="image_25.png" /><figcaption>Figure 25 : Évolution du coût des modules PV selon différentes sources de données, de 1970 à 2020 (source : IEA, 2020)<fnref n="55" /></figcaption></figure>

## 2.4 La fin de vie des panneaux photovoltaïques

### 2.4.1 Contexte réglementaire

#### 2.4.1.1 Le cadre réglementaire européen

##### La Directive sur les déchets EEE (Équipements Électriques et Électroniques)

Le contexte de mise en place de la première directive EEE (la Directive 2002/96/CE), et de la REP est décrit dans le rapport RECORD de 2012. Cette Directive EEE, a subi une refonte en 2012 et est devenue la **Directive DEEE II (2012/19/UE)**<fnref n="56" />. Cette refonte a élargi le périmètre de la filière en incluant les panneaux photovoltaïques dès 2012, et à partir d'août 2018 à tous les EEE, sauf s'ils y sont expressément mentionnés comme exclus (principe de l'« open scope »).

La directive définit les Équipements Électriques et Électroniques comme des équipements « fonctionnant grâce à des courants électriques ou à des champs électromagnétiques et les équipements de production, de transfert et de mesure de ces courants et champs, conçus pour être utilisés à une tension ne dépassant pas 1 000 volts en courant alternatif et 1 500 volts en courant continu ». La Directive demande notamment aux États membres les points suivants :

* l'établissement d'un registre des producteurs d'EEE, collectant les données relatives aux EEE mis sur le marché, collectés et traités ;

* l'éco-conception des EEE afin de favoriser le réemploi et le traitement des DEEE ;

* la collecte séparée des DEEE ;

* le traitement systématique de certains composants et substances dangereux ;

* la réutilisation, le recyclage et la valorisation des DEEE collectés en fixant des objectifs de recyclage et de valorisation.

Pour les panneaux photovoltaïques (catégorie 4), la Directive impose des objectifs minimaux de taux de valorisation et de recyclage (en poids) qui sont passé respectivement de 75 % en 2015 à 85 % en 2018 pour la valorisation et de 65 % à 80 % pour le recyclage.

<footnote n="55">⁵⁵ IEA (2020), Evolution of solar PV module cost by data source, 1970-2020 : https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/evolution-of-solar-pv-module-cost-by-data-source-1970-2020</footnote>

<footnote n="56">⁵⁶ Directive 2012/19/UE du Parlement européen et du Conseil : https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/ALL/?uri=celex:32012L0019</footnote>
La décision d'exécution (UE) 2019/2193 de la commission du 17 décembre 2019⁵⁷ établit des règles pour le calcul, la vérification et la déclaration des données ainsi que des formats de données aux fins de la directive 2012/19/UE du Parlement européen et du Conseil relative aux DEEE. Elle permet désormais d'éviter des différences de méthode de calcul observées entre États membres.

Les objectifs de collecte des DEEE sont calculés sur la base de la moyenne des mises sur le marché des 3 années précédant l'année étudiée jusqu'en 2018 (augmentant graduellement de 40 à 65 %). Dans un contexte de hausse des quantités de DEEE collectés mais où la plupart des États membres n'atteignent pas les objectifs de collectes fixés. Depuis l'année 2019, deux méthodes de calcul sont proposées au choix pour les États membres :

* Méthode de calcul n°1 : cette méthode est utilisée depuis 2015 et les objectifs augmentent d'année en année. Elle indique que l'État membre doit atteindre 65 % du taux de collecte. Ce taux est calculé à partir des quantités collectées en année N (quantités d'EEE usagés exportés pour réemploi hors de France inclus, panneaux photovoltaïques exclus) par rapport à la moyenne des 3 dernières années de quantités mises sur le marché (N-1, N-2, N-3).

* Méthode de calcul n°2 : l'État-membre doit atteindre 85 % des DEEE produits sur le territoire, correspondant au rapport entre les quantités collectées en année N et le gisement estimé la même année. Ce mode de calcul, nécessite d'estimer la quantité d'équipements devenant des déchets chaque année.

## La Directive RoHS (Restriction of Hazardous Substances)

La Directive européenne RoHS<fnref n="58" /> (2002/95/CE) (Restriction of hazardous substances in electrical and electronic equipments) vise à limiter l'utilisation de six substances dangereuses dans les équipements électriques et électroniques. Les substances sont :

* le plomb ;

* le mercure ;

* le cadmium ;

* le chrome hexavalent ;

* les polybromobiphényles (PBB) ;

* les polybromodiphénylethers (PBDE).

Les concentrations maximales de ces substances dangereuses sont de 0,1 % par unité de poids de matériau homogène, sauf pour le cadmium où la limite est de 0,01 %. Cette directive s'applique donc à tous les nouveaux produits mis sur le marché dans l'Union Européenne, qu'ils soient importés ou fabriqués dans l'Union.

La directive RoHS 1 s'appliquait à huit des catégories de produits spécifiées dans la directive européenne DEEE :

* Catégorie 1 : gros appareils ménagers froid et hors froid (GEM)

* Catégorie 2 : petits appareils ménagers (PAM)

* Catégorie 3 : équipements informatiques et de télécommunications

* Catégorie 4 : matériels grand public

* Catégorie 5 : matériel d'éclairage

* Catégorie 6 : outils électriques et électroniques

* Catégorie 7 : jouets, équipements de loisirs et de sport

* Catégorie 10 : distributeurs automatiques

RoHS 1 a été abrogée par la directive 2011/65/UE (RoHS 2⁵⁸), un texte adopté le 8 juin 2011 par le Conseil et publié le 1er juillet 2011 au Journal officiel de l'Union européenne qui élargit le nombre d'appareils électriques concernés et encourage l'écoconception, le tri sélectif et le recyclage de certains composants plutôt que leur mise au rebut. Les applications ajoutées dans le scope de la refonte de RoHS (RoHS 2) sont :

<footnote n="57">⁵⁷ Décision d'Exécution (UE) 2019/2193 de la Commission du 17 décembre 2019 : https://eur-lex.europa.eu/eli/dec_impl/2019/2193/oj/fra</footnote>

<footnote n="58">⁵⁸ Directive 2011/65/UE du Parlement européen et du Conseil : https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/?uri=celex%3A32011L0065</footnote>
* Catégorie 8 : dispositifs médicaux

* Catégorie 9 : instruments de contrôle et de surveillance, y compris instruments de contrôle et de surveillance industriels

* Catégorie 11 : autres EEE n'entrant pas dans les catégories ci-dessus

Cependant, les applications exemptées sont :

* Équipements militaires et spatiaux

* Grands outils industriels et installations fixes

* Moyens de transport

* Engins mobiles non routiers

* Dispositifs médicaux implantables actifs

* Panneaux photovoltaïques

* Équipement en R & D

* Piles et accumulateurs

À noter donc que **RoHS 2 ne s'applique pas aux panneaux photovoltaïques** destinés à être utilisés dans un système conçu, monté et installé par des professionnels pour une utilisation permanente en un lieu donné, en vue de la production d'énergie à partir de la lumière du soleil, pour des applications publiques, commerciales, industrielles et résidentielles.

La directive déléguée 2015/863/UE modifie le 31 mars 2015 l'annexe II de la directive 2011/65/UE contenant la liste des substances soumises à restriction. Elle ajoute ainsi quatre nouvelles substances avec une limite de concentration de 0,1 % :

* Bis(2-ethylhexyl) phthalate (DEHP)

* Butyl benzyl phthalate (BBP)

* Dibutyl phthalate (DBP)

* Diisobutyl phthalate (DIBP)

Les modifications sont valables à partir du 22 juillet 2019. Cette directive a été transposée en droit français par le Décret n° 2013-988 du 6 novembre 2013 relatif à la limitation de l'utilisation de certaines substances dangereuses dans les EEE.

Enfin, la directive (UE) 2017/2102 (RoHS 3⁵⁹) modifie le champ d'application de la directive 2011/65/UE. Entre autres, les pièces détachées ne sont plus soumises à l'obligation de conformité, et les engins mobiles non routiers avec commande de dispositif de déplacement alimentée par une source d'énergie externe sont désormais exemptés. Les demandes d'exemptions sont à renouveler tous les 5 ans. RoHS 3 modifie RoHS 2 pour ajouter des exemptions d'interdiction de certaines substances dans les produits pour lesquels il n'existe pas d'alternative technique possible, ou pour lesquels les avantages environnementaux ou sanitaires sont négligeables. À cet effet, 3 directives (UE) 2017/1009, 2017/1010 et 2017/1011 des 13 et 15 mars 2017 accordent plusieurs exemptions à l'interdiction d'utilisation du plomb ou du cadmium dans certains EEE en l'absence de solution de substitution satisfaisante. RoHS 3, qui va donc sur une tendance à assouplir les demandes d'exemptions, **ne remet pas en cause ce statut d'exemption pour les panneaux photovoltaïques**.

En revanche, une fois recyclées, les fractions purifiées issues du recyclage des modules sont soumises à la directive RoHS, qui impose des limites en teneur de certains composants présents dans les modules photovoltaïques.

## La Directive REACH (Registration, Evaluation, Authorization and restriction of Chemicals)

REACH<fnref n="60" /> est un règlement de l'Union européenne adopté en 2006 pour sécuriser la fabrication et l'utilisation des substances chimiques dans l'industrie européenne. REACH est l'acronyme de « Registration, Evaluation, Authorisation and Restriction of Chemicals » (Enregistrement, évaluation, autorisation et restriction des substances chimiques). Le règlement est entré en vigueur le 1er juin

<footnote n="59">⁵⁹ Directive (UE) 2017/2102 du Parlement européen et du Conseil : https://eur-lex.europa.eu/legal-content/fr/TXT/?uri=CELEX%3A32017L2102</footnote>

<footnote n="60">⁶⁰ ECHA, Comprendre REACH : https://echa.europa.eu/fr/regulations/reach/understanding-reach</footnote>
2007. Il s'agit de recenser, d'évaluer et de contrôler les substances chimiques fabriquées, importées, mises sur le marché européen.

En principe, le règlement REACH s'applique à toutes les substances, y compris les substances chimiques, substances naturelles, les substances organiques et les métaux : celles utilisées dans des procédés industriels et celles rencontrées dans des mélanges, comme dans les produits de nettoyage, les peintures ; les substances contenues dans des articles comme les textiles, les meubles, les équipements informatiques ou les composés électroniques, etc.

Les entreprises doivent identifier et gérer les risques liés aux substances qu'elles fabriquent et commercialisent dans l'UE. Elles doivent montrer comment la substance peut être utilisée en toute sécurité et communiquer les mesures de gestion des risques aux utilisateurs. Si les risques ne peuvent être gérés, l'utilisation des substances peut être restreinte de plusieurs manières. Sur le long terme, les substances les plus dangereuses doivent être remplacées par des substances qui le sont moins.

Depuis le 31 mai 2018 il n'est plus possible de fabriquer ou importer des substances à plus d'une tonne par an, si elles n'ont pas été enregistrées.

REACH met en place 3 procédures de gestion des substances en fonction de leur dangerosité :

* L'enregistrement pour toutes les substances

* L'autorisation pour les substances les plus préoccupantes

* La restriction pour les substances conduisant à un risque inacceptable

### L'enregistrement pour toutes les substances

Afin de répertorier les substances et encadrer leurs risques, depuis fin mai 2018 les entreprises doivent désormais enregistrer les substances chimiques fabriquées ou importées dans l'Union européenne si ces substances représentent, telles quelles ou dans un mélange, une quantité supérieure à 1 tonne par an (processus incrémental en fonction des tonnages de substances avec des échéances depuis 2007, pour enregistrer progressivement toutes les substances, en commençant par les plus utilisées).

Cet enregistrement consiste, pour les entreprises, à constituer des dossiers comportant les informations sur les propriétés physico-chimiques, toxicologiques et écotoxicologiques des substances, une évaluation des risques pour la santé et l'environnement (en fonction des utilisations de ces substances tout au long de leur cycle de vie) et les mesures de gestion appropriées. L'objectif, à terme, est de répertorier 30 000 substances.

### L'autorisation pour les substances les plus préoccupantes

La procédure d'autorisation impose une utilisation encadrée des substances chimiques les plus préoccupantes, susceptibles de provoquer des effets graves sur la santé ou l'environnement. L'objectif est de parvenir à la substitution des substances les plus dangereuses par des substances ou des technologies de remplacement plus sûres pour la santé humaine et l'environnement.

Le dispositif d'autorisation vise à ce que chaque utilisation de certaines substances parmi les plus préoccupantes pour la santé ou l'environnement soit soumise à une autorisation afin de permettre son contrôle strict. Les substances éligibles à la procédure d'autorisation sont les substances cancérogènes, mutagènes ou toxiques pour la reproduction (CMR), les substances persistantes, bioaccumulables et toxiques (PBT), les substances très persistantes et très bioaccumulables (vPvB) ainsi que les perturbateurs endocriniens ou les sensibilisants respiratoires.

Les substances identifiées, sur la base de propositions effectuées par les Etats membres ou par l'Agence européenne des produits chimiques (ECHA), comme extrêmement préoccupantes selon les critères de l'article 57 (appelées *Substances of Very High Concern* ou substances SVHC) sont inscrites, après consultation publique, dans la liste des substances candidates à la procédure d'autorisation. Cette liste candidate est publiée par l'Agence européenne des produits chimiques (actuellement environ 200 substances y figurent). Les substances inscrites dans cette dernière font l'objet d'une obligation de communication d'informations par les fournisseurs. A partir de cette liste, l'ECHA recommande une liste de substances à inclure en priorité à l'annexe XIV. La Commission européenne et les Etats membres décident ensuite effectivement de l'inclusion des substances à l'annexe XIV (actuellement 43 substances -et leurs composés- sont sur l'annexe XIV).
Une fois qu'une substance est incluse à l'annexe XIV, elle ne peut plus être fabriquée/importée/utilisée, après les dates fixées pour chacune, sans autorisation de la Commission européenne.

## La restriction pour les substances conduisant à un risque inacceptable

Les restrictions limitent ou prohibent la fabrication, la mise sur le marché ou l'utilisation de certaines substances qui constituent un risque inacceptable pour la santé humaine et l'environnement.

Dès lors qu'un État membre ou l'ECHA estime que la mise sur le marché ou l'utilisation d'une substance entraîne un risque qui n'est pas valablement maîtrisé et qui mérite une action au niveau communautaire, il prépare un dossier en vue d'inscrire cette substance à l'annexe XVII du règlement.

Après des consultations publiques et avis de l'ECHA, la Commission européenne et les Etats membres décident ensuite de l'inclusion des substances à l'annexe XVII (à date une cinquantaine de substances listées, plus leurs composés). L'inscription à l'annexe XVII précise exactement quelles sont les restrictions qui pèsent sur la substance (fabrication/mise sur le marché, conditions d'utilisations). Dès lors qu'un industriel veut mettre sur le marché ou utiliser une substance incluse à l'annexe XVII, il doit se conformer aux conditions qui y sont décrites, qui peuvent aller jusqu'à l'interdiction pure et simple de la production et l'utilisation.

En résumé, REACH s'adresse aux substances et non pas aux produits donc ne vise pas particulièrement les panneaux, modules et autres composants photovoltaïques. Cependant, toutes substances utilisées dans la fabrication des cellules, onduleurs, modules et autres composants doivent être enregistrées si elles sont fabriquées, importées ou commercialisées (seules, en mélange ou dans un produit) par les différents acteurs de la chaîne de valeur du PV en Europe.

Pour certaines d'entre elles qui présenteraient des risques pour la santé ou l'environnement, des procédures d'autorisation ou de restrictions ont pu être décidées. C'est le cas par exemple du cadmium et ses composés, qui figure sur l'annexe XVII (liste de restriction), mais le photovoltaïque n'est pas mentionné comme un des utilisations interdites pour ces composés. Certains composés inorganiques à base de chrome hexavalent sont quant à eux inscrit sur l'annexe XIV (liste d'autorisation) mais ne sont apparemment pas utilisés dans la chaîne de valeur du PV. Des composés du cadmium (nitrate, hydroxyde, fluoride, sulfate, chlorure et carbonate) ainsi que le plomb (et ses composés) sont inscrits sur la Candidate List. Il s'agira de vérifier que ces composés n'entrent pas dans certains processus de fabrication au cours de la chaîne de valeur de la filière PV.

Le silicium, l'indium, le sélénium, le gallium, le tellure, l'argent, le zinc, le titane, l'étain, l'aluminium, le cuivre, le molybdène, la silicone, les plastiques, le verre sont des substances utilisées au cours de la chaîne de valeur du PV, et ne figurent ni sur la liste de restriction ni sur la liste d'autorisation de REACH. Le plomb est restreint dans les peintures quand il est sous forme de sulfate ou de carbonate de plomb, donc pas pour l'application PV.

## Autres réglementations

* **Règlement (UE) 2021/1840** modifiant le règlement (CE) no 1418/2007 concernant l'exportation de certains déchets destinés à être valorisés, énumérés à l'annexe III ou IIIA du règlement (CE) no 1013/2006 du Parlement européen et du Conseil vers certains pays auxquels la décision de l'OCDE sur le contrôle des mouvements transfrontières de déchets ne s'applique<fnref n="61" /> ;

* **Directive sur les émissions industrielles** (prévention et réduction intégrées de la pollution) (directive 2010/75/UE) : interdit la combustion incontrôlée des déchets<fnref n="62" /> ;

* **Directive sur la mise en décharge** (directive 99/31/CE)<fnref n="63" /> : interdit l'enfouissement incontrôlé des déchets.

<footnote n="61">⁶¹ Règlement (UE) 2021/1840 de la Commission : https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/ALL/?uri=CELEX:32021R1840</footnote>

<footnote n="62">⁶² Directive 2010/75/UE du Parlement européen et du Conseil : https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/ALL/?uri=CELEX%3A2010L0075</footnote>

<footnote n="63">⁶³ Directive 1999/31/CE du Conseil : https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A01999L0031-20180704</footnote>
### 2.4.1.2 Le cadre réglementaire national

Le cadre réglementaire des pays de l'Union Européenne repose en partie sur une transcription en droit national des règlements et directives européennes.

#### Le cadre réglementaire national français

La Directive 2012/19/UE est transposée en droit français par le **décret 2014-928**, codifié au articles R.543-176 à R. 543-206 du Code de l'environnement. La législation prévoit notamment la reprise gratuite des équipements par le distributeur (reprise 1 pour 1) ou la contribution visible (obligation des producteurs et distributeurs d'informer les consommateurs du coût de l'élimination des DEEE ménagers sur la facture de vente). Selon la réglementation française, l'entité considérée comme productrice d'EEE est l'entité qui met en premier l'équipement sur le marché français. Cinq statuts de producteurs sont établis par la loi et sont tenus de s'enregistrer et d'effectuer des déclarations sur le Registre DEEE (site internet SYDEREP) : les fabricants, les importateurs, les introducteurs, les distributeurs et les vendeurs à distance.

En application de la Directive 2012/19/UE relative aux DEEE (cf. section 2.4.1.1.), les catégories d'équipements devant être déclarés au Registre national des producteurs d'EEE en France ont changé depuis la période de déclaration 2020 portant sur les données 2019. Le nombre de catégories est passé de 14 à 7 et les panneaux photovoltaïques, classés dans la catégorie 4 européenne des « Gros équipements », rentrent toujours dans une catégorie spécifique en France qui est désormais la **catégorie 7**. En France, tous les panneaux photovoltaïques rentrent dans cette catégorie et sont considérés comme des **équipements ménagers**. Les équipements ménagers et professionnels sont différenciés en droit français et il n'existe pour l'instant pas de système individuel ménager agréé pour les panneaux photovoltaïques. Les équipements PV doivent tous être gérés par l'**éco-organisme Soren** (ex-PV Cycle), actuellement agréé par les pouvoirs publics jusqu'au 31/12/2022⁶⁴. Soren s'occupe de l'enregistrement des producteurs sur la plateforme du registre, SYDEREP, et de leurs déclarations de mises sur le marché. Les producteurs de panneaux photovoltaïques paient une **éco-participation** à l'éco-organisme qui dépend du nombre d'EEE mis sur le marché français et du barème fournit par l'éco-organisme. L'éco-participation est un moyen de financer la collecte, le recyclage et la dépollution des appareils électriques et électroniques.

<footnote n="64">⁶⁴ Arrêté du 22 décembre 2021 portant agrément d'un éco-organisme de la filière à responsabilité élargie du producteur des équipements électriques et électroniques : https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000044638520</footnote>
<figure><img src="image_26.png" /><figcaption>Figure 26: Articulation des réglementations européennes et françaises (source : ADEME<fnref n="65" />)</figcaption></figure>

La loi Anti-Gaspillage pour une Économie Circulaire (AGEC) promulguée le 10 février 2020 renforce et étend notamment la responsabilité des producteurs au travers des filières REP comme la filière DEEE. Les producteurs mettant en place un système individuel doivent désormais avoir un agrément pour remplir leurs obligations de REP (obligatoire à partir du 1er janvier 2022 pour la filière DEEE<fnref n="66" />). De plus, au titre III de la loi, la REP est étendue à la réparation, la réutilisation et le réemploi tout en renforçant la prévention de déchets de la part des éco-organismes avec une contribution de ceux-ci aux différents fonds (fonds de réemploi, de réutilisation et de réparation). Ces fonds permettront de financer des structures comme les recycleries ou réduire les coûts de réparation pour le consommateur. Des objectifs de réparation, de réemploi et de réutilisation seront définis dans les cahiers des charges des éco-organismes et des systèmes individuels. La loi prévoit d'autres mesures comme : l'extension de l'interdiction de destruction des invendus aux produits non alimentaires à l'article 35, la refonte du système juridique de la REP (création du comité des parties, etc.) à l'article 62 et l'expérimentation d'un dispositif de médiation au sein de certaines filières REP à l'article 72.

Les formules suivantes sont utilisées pour calculer les taux de recyclage et de valorisation :

<footnote n="65">⁶⁵ In Extenso Innovation Croissance, ADEME. Novembre 2021. Équipements électriques et électroniques : données 2020 – Rapport annuel</footnote>

<footnote n="66">⁶⁶ Arrêté du 27 octobre 2021 portant cahiers des charges des éco-organismes, des systèmes individuels et des organismes coordonnateurs de la filière à responsabilité élargie du producteur des équipements électriques et électroniques : https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000044273082</footnote>
* Taux de réutilisation et recyclage = (DEEE préparés en vue de la réutilisation + DEEE réutilisés par pièces + DEEE recyclés) ÷ DEEE traités ;

* Taux de valorisation = (DEEE préparés en vue de la réutilisation + DEEE réutilisés par pièces + DEEE recyclés + DEEE valorisés énergétiquement) ÷ DEEE traités ;

* DEEE traités = DEEE préparés en vue de la réutilisation + DEEE réutilisés par pièces + DEEE recyclés + DEEE valorisés énergétiquement + DEEE détruits.

## Situation dans les autres pays de l'Europe ayant des parcs importants de panneaux photovoltaïques

En Allemagne, la Directive européenne est transposée en 2015 dans la loi allemande via une révision de la loi sur les équipements électriques et électroniques, l'ElektroG. La loi oblige les producteurs ou distributeurs à collecter et recycler au moins 85 % du volume des modules et prévoit que les anciens panneaux soient traités séparément des autres déchets résiduels. L'agence allemande de l'environnement (UBA – Umweltbundesamt) gère le déploiement de la politique à l'échelle nationale et la mise en application de la réglementation de l'ElektroG est confié à l'EAR - Elektro-Altgeräte-Register constitué de représentants des différents producteurs<fnref n="67" />.

Comme indiqué dans le rapport RECORD de 2012⁶⁷, l'Allemagne se différentie des autres États membres dans la manière d'organiser la filière de gestion de la fin de vie des panneaux PV car elle ne se repose pas sur des éco-organismes, mais en gérant de manière décentralisée le recyclage des déchets par le biais d'acteurs de la filière de recyclage.

Ainsi, des dispositions spécifiques ont été approuvées concernant la collecte, la valorisation et le recyclage des panneaux photovoltaïques. Chaque producteur doit payer une garantie financière pour chaque panneau qu'il vend, qui varie selon la forme de financement choisie par le producteur (B2B ou B2C, qui ont des obligations plus importantes comme la garantie financière obligatoire et la reprise régulière des panneaux<fnref n="68" />)<fnref n="69" />.

Pour les panneaux qui sont destinés aux consommateurs, la loi Electro oblige les producteurs à remplir les obligations actuelles et futures liées à la fin de vie des panneaux photovoltaïques<fnref n="69" />.

Pour les panneaux qui sont destinés aux entreprises, soit le producteur se voit confier la collecte et le recyclage des panneaux, soit les entreprises font appel à des offres concurrentielles sur le marché<fnref n="69" />.

En Italie, c'est notamment le décret législatif n°49 du 14 mars 2014 qui définit les obligations des producteurs liées à la gestion de la fin de vie des installations photovoltaïques. Ce décret a été modifié par la loi n°233/2021 portant transformation du décret d'exécution du Plan National de Récupération et de Résilience (PNRR). Les objectifs liés à la récupération et au recyclage sont alignés sur ceux de la Directive<fnref n="70" />.

Pour les panneaux solaires en fin de vie, un fonds de garantie pour l'élimination des déchets issus des panneaux photovoltaïques est prévu dans la loi de 2014. Le montant retenu est remboursé au titulaire après vérification que les obligations ont effectivement été remplies. L'objectif est d'assurer le financement de la collecte, du transport, du traitement approprié, de la valorisation et de l'élimination des déchets liés aux panneaux photovoltaïques.

En ce qui concerne le financement des déchets liés aux panneaux photovoltaïques ménagers qui sont remis aux centres de collecte, ainsi que les opérations de traitement adéquat, de valorisation et d'élimination "écologiquement compatible" de ceux-ci, ces opérations sont à la charge des producteurs présents sur le marché l'année où ces couts, proportionnellement à leur part de marché au cours de l'année considérée. La livraison des DEEE ménagers aux installations de collecte est gratuite.

Pour les DEEE photovoltaïques professionnels, ceux-ci doivent être remis par le producteur à une installation de traitement via l'intermédiaire d'un organisme individuel ou collectif. L'élimination

<footnote n="67">⁶⁷ RECORD (2012), Recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie. Etat des lieux international, 231 p, n°11-0912/1A</footnote>

<footnote n="68">⁶⁸ Thomas Fischer (2016), The EU WEEE Directive and its national transpositions.</footnote>

<footnote n="69">⁶⁹ IRENA et IEA-PVPS (2016), End-of-life management Solar Photovoltaic panels..</footnote>

<footnote n="70">⁷⁰ 16/2020 – La gestion des modules photovoltaïques en fin de vie – DossieRSE</footnote>
"écologiquement compatible" des panneaux photovoltaïques professionnels relève de la responsabilité de l'entreprise<sup>71</sup>.

En Espagne, le décret royal 110/2015 transpose la directive européenne de 2012 et rend obligatoire le recyclage des modules photovoltaïques. Les producteurs ou importateurs de modules photovoltaïques sont responsables du financement de la collecte et du recyclage des panneaux mis sur le marché à la fin de leur durée de vie. Les producteurs sont également responsables du traitement des panneaux photovoltaïques qui ont été remplacés (règle du « un pour un »).

De plus, les producteurs doivent fournir des informations aux entreprises de traitement sur la façon de manipuler les panneaux solaires lors de la collecte, du stockage, du démantèlement et du traitement<sup>72</sup>. Dans le décret royal du 19 janvier 2021, les objectifs minimaux fixés pour les panneaux solaires sont ceux de la directive européenne.

## 2.4.2 Organisation de la filière de gestion des déchets

### 2.4.2.1 La filière de recyclage et ses acteurs

#### Les différents acteurs

Il est particulièrement important de comprendre l'écosystème des acteurs de la filière des EEE en Europe lorsqu'on examine les options potentielles au niveau de l'UE pour accroître la collecte et le recyclage. Les principaux acteurs impliqués dans la fin de vie des EEE en Europe sont les suivants :

* les **producteurs d'EEE** : produisent et/ou mettent les EEE sur le marché européen, en tenant compte des positions réglementaires pertinentes ;

* les **consommateurs** : les utilisateurs finaux des EEE, responsables des pratiques d'élimination finale. Leur comportement, leurs habitudes d'achat et leur gestion des EEE usagés sont au cœur du cycle de vie des EEE et doivent devenir aussi responsables et durables que possible. Les consommateurs sont des acteurs du cycle de vie de leurs EEE, et ils peuvent choisir, par exemple, de revendre directement à d'autres consommateurs leurs EEE (réemploi) ou de le réparer pour allonger sa durée de vie (réparation) ;

* les **autorités publiques nationales, régionales** : responsables de la transposition de la législation européenne, du suivi et de l'application, de l'échange de connaissances et de la fourniture d'informations ;

* les **éco-organismes** : agréé par l'État pour la collecte et le traitement des équipements ménagers et qui traite de manière collective les déchets de multiples producteurs ;

* les **mandataires européens** : une entreprise tierce choisie par un producteur implanté dans un autre État membre et exportant des EEE dans un État membre, et ce, pour réaliser ses obligations d'enregistrement et de déclaration au Registre national de la filière DEEE de l'État membre ;

* les **opérateurs de gestion des déchets (opérateurs de collecte, transit, regroupement ou traitement, y compris les recycleurs de EEE)** : assurent le traitement en fin de vie, la déclaration des données, la conformité aux exigences pertinentes en matière de traitement en fin de vie, etc.

#### En France

Soren est l'unique éco-organisme agréé en France pour la filière photovoltaïque depuis 2015. Il considère que tous les producteurs de panneaux photovoltaïques ont bien adhéré à son éco-organisme, soit 337 producteurs pour l'année 2021 (contre 273 en 2019)<sup>73</sup>.

La collecte des panneaux photovoltaïques se fait presque intégralement auprès des détenteurs (97 % des tonnages collectés)<sup>73</sup>. L'apport dans l'un des **232 points d'apport volontaire existants** (distributeurs, installateurs, déchèteries professionnelles) est faible car le seuil de 500 kg, qui représente environ 40 panneaux et permet de demander un enlèvement par Soren, est rapidement

<footnote n="71"><sup>71</sup> Microsoft Word - Istruzioni operative RAEE 26 05 2021 (gse.it)</footnote>

<footnote n="72"><sup>72</sup> ReciclajePanelesFV Waste October2016.pdf (futureenviro.com)</footnote>

<footnote n="73"><sup>73</sup> In Extenso Innovation Croissance, ADEME. Novembre 2021. Équipements électriques et électroniques : données 2020 – Rapport annuel</footnote>
atteint : Soren France effectue des enlèvements moyens de 2 tonnes, la massification des panneaux étant plus facile que pour d'autres types d'EEE (un kit moyen de 12 panneaux sur une maison pèse plus de 200 kg). Le marché résidentiel étant encore faible en France, cette tendance devrait perdurer dans les prochaines années⁷³.

Soren a renforcé son réseau de points d'apports depuis le lancement de la filière : le déploiement de points d'apport permet principalement de donner une visibilité et une facilité d'accès à la filière légale de traitement des panneaux pour les petits détenteurs, d'inciter les distributeurs à se mettre en conformité puisqu'ils ont l'obligation de proposer la reprise des DEEE, et les sensibiliser à la nécessité de devenir un relais de l'information auprès des consommateurs, qui aujourd'hui connaissent peu leurs droits en termes de reprise des panneaux photovoltaïques par les distributeurs. Dans les DROM, une organisation spécifique a été mise en place : des tournées sont organisées à la demande, à partir d'un certain seuil, en Guyane et à Mayotte, et des points d'apport existent en Martinique, Guadeloupe et à la Réunion mais le besoin y est encore faible. Le flux des panneaux photovoltaïques ne fait pas l'objet d'un objectif de collecte réglementaire. Soren doit répondre à toutes les demandes d'enlèvement, ce qui est le cas depuis le lancement de la filière.

### En Europe

<figure><img src="image_27.png" /></figure>

Source: FutureBridge Analysis

Figure 27 : Chaîne de valeurs du recyclage des panneaux PV (source : futurebridge.com) – à noter que l'éco-organismes PV Cycle France est maintenant Soren et est à différencier de PV Cycle Europe<fnref n="74" />.

### 2.4.2.2 Les déchets issus de la filière photovoltaïque

#### En France

6,6 millions de panneaux PV (principalement cristallin) ont été déclarés mis sur le marché français en 2020, ce chiffre varie en fonction des appels d'offre et il passe de 37 % supplémentaire entre 2019 et 2020⁷³. Soren estime que la durée de vie d'un panneau photovoltaïque est de 20-25 ans.

Depuis la création de la filière en 2015, la quantité de panneaux PV collectée a tendance à augmenter en France, elle a été multipliée par 11 entre 2015 et 2020. Entre 2019 et 2020, la quantité de panneaux PV collectés a diminué de 15 %, en partie à cause de la pandémie de COVID-19, alors qu'elle avait augmenté de 42 % en 2019. Les tonnages collectés étant encore minimes, le total est impacté par des évènements particuliers.

<footnote n="74">⁷⁴ https://www.futurebridge.com/industry/perspectives-energy/the-future-of-solar-panel-recycling-a-circular-economy-insight/#:~:text=In%20Europe%2C%20solar%20panels%20are,Is%20regulated%20by%20the%20ElektroG.</footnote>
<figure><img src="image_28.png" /><figcaption>**Figure 28 : Quantité en tonnes de panneaux PV mis sur le marché et de déchets PV collectés et traités en France entre 2015 et 2020 (source : ADEME, 2021)**</figcaption></figure>

4 055 tonnes de déchets de panneaux PV ont été collectés en 2020 soit 17 % de moins qu'en 2019, et 1 565 tonnes de déchets de panneaux PV ont été traités en 2020 soit 65 % de moins qu'en 2019. Ces baisses s'expliquent en partie à cause de la pandémie de COVID-19. Les quantités traitées en 2020 correspondent à 39 % des quantités collectées en 2020, certains panneaux faisant l'objet d'un stockage avant traitement. Depuis 2005, les quantités stockées s'élèvent à 7 000 t.

Le traitement des déchets de panneaux PV en 2020 a abouti à un recyclage de 77 % des tonnages, une valorisation énergétique de 6 % et une élimination des 17 % restant<sup>75</sup>. Selon le registre EEE de l'ADEME, il existe 5 types de traitement des DEEE dont les panneaux PV font partis : la préparation à la réutilisation (réutilisation de l'équipement entier), la réutilisation de pièces (réutilisation de pièces ou sous-ensembles de l'équipement), le recyclage matière (recyclage de la matière), la valorisation énergétique (incinération avec récupération d'énergie) et l'élimination (élimination sans valorisation, mise en décharge, incinération sans récupération d'énergie).

<figure><img src="image_29.png" /><figcaption>**Figure 29 : Traitement des déchets PV par type en France en 2019 (source : ADEME, 2022)**</figcaption></figure>

En 2020, les objectifs de traitement n'ont pas été atteints : le taux de préparation à la réutilisation et recyclage obtenu étaient de 76 % contre un objectif de 80 %, et le taux de valorisation de 83 % contre un objectif à 85 %<sup>75</sup>. L'ensemble des matériaux ne sont pas forcément récupérés lors du recyclage, ils peuvent être éliminés en enfouissement ou incinéré. L'élimination a un coût pour l'opérateur tandis

<footnote n="75"><sup>75</sup> In Extenso Innovation Croissance, ADEME. Novembre 2021. Équipements électriques et électroniques : données 2020 – Rapport annuel</footnote>
que l'incinération peut permettre une revalorisation énergétique et amener une recette pour l'opérateur. Plus les matériaux recyclés sont stratégiques et purs, plus la recette qu'ils vont rapporter est grande car ils pourront plus ou moins être revalorisés. Ceci est à mettre en parallèle avec les coûts nécessaires pour le recyclage. La nature des matériaux recyclés est détaillée dans les sections suivantes.

## En Europe

Le WEEE calculation tool (outil de calcul DEEE) permettant de calculer le gisement de DEEE sur la base de durée de vie des EEE, estime que la durée de vie moyenne d'un panneau PV est de 22,5 ans<fnref n="76" />. D'après les données Eurostat, les panneaux PV représentent 14,6 % des DEEE collectés dans l'UE.

<table><caption>Tableau 10 : Quantité de panneaux mis sur le marché et collectés (source : Eurostat; WEEE forum key figures)<fnref n="76" /></caption><thead><tr><td>En tonnes</td><td>Mise sur le marché en 2018</td><td>Objectif de collecte 65 %</td><td>Collecte en 2018</td></tr></thead><tbody><tr><td>Belgique</td><td>24 258</td><td>9 698</td><td>158</td></tr><tr><td>Suisse</td><td>12 209</td><td>7 566</td><td>277</td></tr><tr><td>République Tchèque</td><td>1 203</td><td>541</td><td>16</td></tr><tr><td>Danemark</td><td>2 698</td><td>1 669</td><td>6</td></tr><tr><td>Allemagne</td><td>211 142</td><td>102 608</td><td>7 865</td></tr><tr><td>Grèce</td><td>2 782</td><td>882</td><td>NC</td></tr><tr><td>Espagne</td><td>21 855</td><td>5 305</td><td>462</td></tr><tr><td>France</td><td>72 151</td><td>44 757</td><td>155</td></tr><tr><td>Italie</td><td>30 053 (donnée 2017)</td><td>-</td><td>1 350</td></tr><tr><td>Luxembourg</td><td>69</td><td>-</td><td>NC</td></tr><tr><td>Hongrie</td><td>7 898</td><td>-</td><td>2 289</td></tr><tr><td>Pays-Bas</td><td>96 285</td><td>42 107</td><td>131</td></tr><tr><td>Autriche</td><td>7 750</td><td>4 799</td><td>8</td></tr><tr><td>Roumanie</td><td>305 (donnée 2016)</td><td>-</td><td>NC</td></tr><tr><td>Slovaquie</td><td>244</td><td>79</td><td>14</td></tr></tbody></table>

D'après la méthode de calcul réglementaire du taux de collecte et les données issues d'Eurostat, les pays membres sont loin d'atteindre les objectifs de collecte fixés par la directive européenne EEE de 65 % de déchets collectés, ce qui est normal étant donné la durée de vie bien plus élevée des panneaux PV par rapport aux autres DEEE sur lesquels la méthode de calcul a été basée.

<footnote n="76">⁷⁶ https://weee-forum.org/wp-content/uploads/2021/06/WEEE-Forum-PV-Panels-Issue-Paper-2021-Final.pdf</footnote>
<figure><img src="image_30.png" /><figcaption>Figure 30 : Pourcentage de l'objectif de collecte atteint par les EM pour les panneaux photovoltaïques, objectif calculé avec les données 2016-2018, et comparé à la collecte de 2018 (source: Eurostat, WEEE forum)</figcaption></figure>

Depuis une dizaine d'année environ, les modules PV en tellurure de cadmium (CdTe) sont recyclés à l'échelle commerciale en Europe, avec environ 4 500 tonnes de panneaux traités en 2017⁷⁷. Depuis 2019, les panneaux PV c-Si peuvent également être traités en Europe. La plus grande installation de traitement est basée en France et traite mécaniquement 1 300 tonnes de déchets PV par an. Une extension de l'usine pour traiter 4 000 tonnes de déchets par an est prévu en 2022⁷⁸. Une autre installation de recyclage est en cours de développement en Allemagne (traitement de 137 modules/jour par pyrolyse pour atteindre 90% de récupération de matière)<fnref n="79" />,<fnref n="80" />. Des projets de recherche sont en cours, financés par l'UE.

### 2.4.3 Évaluation du gisement en fin de vie (quantité et caractéristiques)

#### Estimation des quantités prévisionnelles de déchets de panneaux PV

Le gisement de panneaux photovoltaïques en fin de vie dépend du parc de panneaux PV installés.

Comme décrit dans la partie 2.3.1, le parc installé augmente fortement ces dernières années, impliquant **une hausse des quantités de déchets de panneaux PV à traiter**, au fur et à mesure du renouvellement des PV arrivant en fin de vie ou remplacés par des technologies différentes.

Assez peu d'études existent sur les quantités prévues de PV en fin de vie pour les prochaines années. On peut citer à ce titre :

* Les travaux menés par les acteurs de la filière photovoltaïque IRENA et IEA-PVPS, donc le dernier rapport date de 2016. Dans cette l'étude<fnref n="81" />, des **projections de flux de déchets jusqu'à 2050 ont été réalisées** en tenant compte de la croissance du parc installé évaluée par les acteurs de la filière. Elles se basent sur une hypothèse conservatrice de croissance annuelle de 2,5 % entre 2030 et 2050.

* Les travaux menés par le WEEE Forum sur l'ensemble des catégories de DEEE, dont un outil de calcul de gisement de DEEE proposé aux éco-organismes de chaque pays pour effectuer des projections de gisement selon une méthodologie commune. Aucun rapport consolidant les résultats à l'échelle Européenne ou actualisant les travaux initiaux de 2013 n'a cependant été identifié. Les projections disponibles dans l'outil téléchargeables pour la France s'arrêtent ainsi à 2014.

<footnote n="77">⁷⁷ https://www.firstsolar.com/Resources/Technical-Documents</footnote>

<footnote n="78">⁷⁸ https://www.livingcircular.veolia.com/fr/industrie/pour-la-premiere-fois-en-europe-une-usine-recycle-les-panneaux-photovoltaiques</footnote>

<footnote n="79">⁷⁹ Suez (2018) dans PVPS (2020), Trends in photovoltaic applications.</footnote>

<footnote n="80">⁸⁰ PVPS (2020), Trends in photovoltaic applications.</footnote>

<footnote n="81">⁸¹ IRENA et IEA-PVPS, 2016, End-of-life management Solar Photovoltaic panels.</footnote>
Sont présentés ci-dessous les projections présentées dans les travaux publiés en 2016 par IRENA et IEA-PVPS.

Le modèle utilisé pour évaluer les quantités de déchets se base sur la génération de déchets à trois étapes de la vie des PV : le transport, l'installation et utilisation, et la gestion en fin de vie. **Il ne tient pas compte des déchets générés à l'étape de production**, qui sont directement gérés par les fabricants, en considérant que cela ne relève pas d'un enjeu sociétal de gestion des déchets.

Le modèle intègre un facteur de correction pour tenir compte de l'optimisation des performances et du poids des panneaux.

<figure><img src="image_31.png" /><figcaption>Figure 31 : Taux de panne selon les plaintes des clients utilisés dans le modèle (basé sur des données IEA-PVPS 2014)<fnref n="81" /></figcaption></figure>

Deux scénarios sont utilisés pour les modélisations, dont les principaux paramètres sont repris dans le Tableau 11).

<table><caption>Tableau 11 : Hypothèses d'entrée des scénarios de modélisation des quantités prévues de panneaux PV en fin de vie dans l'étude IRENA et IEA-PVPS, 2016, End-of-life management Solar Photovoltaic panels⁸²</caption><thead><tr><td>Hypothèses d'entrée des scénarios de pertes régulières :</td><td>Hypothèses d'entrée du scénario de perte précoce :</td></tr></thead><tbody><tr><td><ul><li>Durée de vie moyenne du panneau de 30 ans</li><li>Probabilité de perte de 99,99 % après 40 ans</li><li>Extraction des paramètres du modèle de Weibull à partir des données de la littérature</li></ul></td><td><ul><li>Durée de vie moyenne du panel de 30 ans</li><li>Probabilité de perte de 99,99 % après 40 ans</li><li>Inclusion de points d'appui pour le calcul de la régression non linéaire :<ul><li>Dommages d'installation/transport : 0,5 %</li><li>dans les 2 premières années : 0,5 %</li><li>Après 10 ans : 2 %</li><li>Après 15 ans : 4 %</li></ul></li></ul></td></tr></tbody></table>

En prenant une durée de vie moyenne des panneaux de 30 ans, de grandes quantités de déchets annuels **devraient être produites d'ici le début des années 2030**. Ces déchets équivalent à 4 % des panneaux PV installés cette année-là, et les quantités de déchets d'ici les années 2050 (5,5 - 6 millions de tonnes) correspondent presque à la masse contenue dans les nouvelles installations (6,7 millions de tonnes). D'ici 2050, les quantités annuelles de déchets de panneaux PV pourraient dépasser 10 % des quantités annuelles de l'ensemble des DEEE générées en 2014.

Les projections de volumes pour les déchets de panneaux PV d'ici à 2050 selon les 2 scénarios choisis sont données sur la figure ci-dessous.

<footnote n="81">⁸¹ IRENA et IEA-PVPS, 2016, End-of-life management Solar Photovoltaic panels.</footnote>
<figure><img src="image_32.png" /><figcaption>**Figure 32 :** Estimation des volumes de déchets de panneaux PV en fin de vie selon les deux scénarios (source : IRENA et IEA-PVPS, 2016)<fnref n="82" /></figcaption></figure>

D'ici 2030, les trois pays ayant les volumes cumulés projetés de déchets PV les plus élevés seront la Chine, l'Allemagne et le Japon. À la fin de 2050, la Chine aura accumulé la plus grande quantité de déchets, mais l'Allemagne sera dépassée par les USA. Le Japon vient ensuite, suivi par l'Inde.

<figure><img src="image_33.png" /><figcaption>**Figure 33 :** Estimation des quantités de déchets de panneaux PV à horizon 2050 pour les cinq pays en produisant le plus (source : IRENA et IEA-PVPS, 2016)⁸³</figcaption></figure>

Selon des estimations préliminaires, les matières premières techniquement récupérables des panneaux photovoltaïques pourraient permettre de produire environ 60 millions de nouveaux panneaux, soit 18 GW de capacité de production d'énergie en 2030. D'ici 2050, cette quantité pourrait atteindre 2 milliards de panneaux, soit 630 GW.

<footnote n="82">⁸² IRENA et IEA-PVPS, 2016, End-of-life management Solar Photovoltaic panels.</footnote>
<figure><img src="image_34.png" /><figcaption>**Figure 34 : Comparaison des créations potentielles de valeur liée à la gestion des panneaux PV en fin de vie en 2030 et 2050 (source : IRENA et IEA-PVPS, 2016<sup>83</sup>)**</figcaption></figure>

En France, les panneaux photovoltaïques ayant commencé à être installés en quantité significative depuis 2010, en considérant qu’ils ont une durée de vie de 20 à 25 ans, SOREN<sup>84</sup> estime, en se basant sur les travaux du WEEE Forum, que le **seuil de 50 000 tonnes collectées par an sera atteint en 2032**.

Dans les simulations de l'IRENA et de l'IEA-PVPS, l'accroissement des quantités de déchets de PV prévues reste encore assez linéaire jusqu'en 2030 (cf. Figure 32), pour ensuite réellement augmenter de manière exponentielle autour de 2040.

Cette étude met en lumière l'impact du développement du parc sur les quantités de déchets générées, et le décalage dans la génération des déchets que cela induit. Étant donné la durée de vie des panneaux, c'est bien **l'historique du développement du parc** et non le parc installé actuel qui influence les quantités de déchets générées dans les prochaines années.

Lorsqu'on regarde le cas de l'Allemagne : le parc installé est plus de 5 fois plus élevé qu'en France en 2015, et les quantités de déchets à horizon 2030 et 2050 varient selon le modèle autour de 400 kt à 1 000 kt pour 2030 et 4 300 et 4 400 kt pour 2050. Pour 2030 l'Allemagne aura à gérer des quantités entre 8 et 20 fois supérieures à celles attendues en France par l'éco-organisme Soren.

Comme expliqué dans le chapitre 2.3.1 relatif au parc installé, le parc européen est relativement récent hormis pour l'Allemagne qui était un des rares pays en Europe à constituer un parc solaire dès 2010 (cf. Figure 9 et Figure 10 page 24). C'est donc dans les pays ayant installés en premier des parcs conséquents (Allemagne, Espagne, Italie) que les tonnages à traiter augmentent en premier.

On retrouve bien cette timide augmentation en 2030 puis accélération des quantités de déchets générées à horizon 2040 dans la Figure 35 qui compile les résultats IRENA et IEA-PVPS 2016 du scénario de pertes régulières des pays étudiés par zone géographique. Cette compilation est cependant partielle : les données pour Europe par exemple correspondent aux données France, Allemagne, Italie, Danemark, Royaume-Uni, Ukraine, Russie et Turquie.

<footnote n="84"><sup>84</sup> Entretien réalisé le 7 mars 2022.</footnote>
EXHIBIT 4: Solar Panels Waste Projections, Worldwide

<figure><img src="image_35.png" /><figcaption>Figure 35 : Regroupement par continent des quantités de déchets de panneaux photovoltaïques de certains pays à horizon 2020, 2030 et 2040 (source : futurebridge.com)<fnref n="85" /></figcaption></figure>

## Composition du gisement de déchets de panneaux PV

La répartition par technologies du parc de PV installés évoluant dans le temps, la composition du gisement de déchets en fin de vie évolue également.

Même si une rupture technologique intervient à moyen terme, les panneaux à collecter et à traiter resteront majoritairement les cristallins dans les années à venir, qui ont été les premiers à être installés<fnref n="86" />.

À horizon 2030, les flux relatifs aux autres technologies resteront relativement faibles, et dépendent de leur ancienneté dans le parc installé et de leur pénétration dans les marchés nationaux.

Comme présenté dans la Figure 15 du chapitre 2.3.1, la technologie CdTe a été produite à partir de 2004 et CI(G)S à partir de 2007. Avec une durée de vie de l'ordre de 30 ans, les gisements arriveront donc respectivement autour de 2034 et 2037. Concernant la France, comme indiqué la part de CdTe dans le parc est plus élevée que dans d'autres pays mais comme présenté dans les perspectives du marché, la part de marché de cette technologie devrait plafonner en raison de la faible disponibilité du tellure. Il est donc probable qu'il y ait des gisements réguliers de modules PV CdTe à traiter en France après 2030, dans des proportions toutefois bien plus faibles que ceux des modules cristallins.

<footnote n="85">⁸⁵ https://www.futurebridge.com/industry/perspectives-energy/the-future-of-solar-panel-recycling-a-circular-economy-insight/#:~:text=In%20Europe%2C%20solar%20panels%20are,Is%20regulated%20by%20the%20ElektroG</footnote>

<footnote n="86">⁸⁶ Déduction des données de parc installé, confirmé par Soren.</footnote>
### 2.4.4 Freins et leviers au développement de la collecte et recyclage

#### Conditions de collecte

Pour qu'un produit recyclable soit recyclé, il faut qu'il soit collecté efficacement et qu'il arrive au centre de recyclage dans des conditions qui n'entravent pas sa prise en charge par les procédés de traitement et donc son recyclage effectif (pas de panneaux tordus, en vrac, cassés, etc.).

#### Performance réglementaire à atteindre

Les objectifs de taux de valorisation (85 %) et de préparation à la réutilisation et recyclage (80 %) imposés par le Directive DEEE sont des pourcentages massiques.

Étant donné la composition massique d'un panneau PV (dont la masse est composée en moyenne à 70 % de verre, 5 % de composés organiques, et d'autres composants métalliques), cet objectif massique n'incite pas le recyclage des éléments qui sont présents dans le panneau PV en faibles proportions massiques, comme les matériaux semi-conducteurs et potentiellement critiques (Si, Cd, Te, In, Ga) ou d'autres matériaux à forte valeur ajoutée comme l'argent.

Actuellement, les panneaux peuvent donc être traités par broyage sans valorisation des matériaux stratégiques.

En attendant une éventuelle modification de la directive DEEE lors de sa révision en 2022/2023 pour inciter au recyclage des matériaux d'intérêt (en fixant par exemple des objectifs de recyclage déclinés par type de matériaux, tel que proposé dans la feuille de route environnementale pour la filière photovoltaïque de l'ADEME<fnref n="87" />), ce n'est pas l'atteinte des objectifs réglementaires qui motive le développement du recyclage de ces matières dans les panneaux photovoltaïques.

#### Massification des gisements et enjeux relatifs au transfert transfrontalier de déchets

Comme présenté au chapitre 2.4.3, les gisements de panneaux PV en fin de vie sont actuellement faibles, il y a donc des enjeux à les massifier, en mobilisant les gisements de différents pays.

Comme indiqué dans la feuille de route environnementale pour la filière photovoltaïque de l'ADEME<fnref n="87" />, bien qu'il soit appelé à se massifier rapidement, le gisement national des panneaux PV en fin de vie n'est, à ce jour, pas suffisant pour justifier la pérennité économique de nouvelles filières de recyclage.

La feuille de route recommande de pouvoir ainsi faciliter les transferts transfrontaliers en disposant d'une interprétation partagée entre États membres de la classification des déchets. L'implantation (et donc l'anticipation) d'un marché du recyclage des panneaux PV en fin de vie nécessite une facilité de passage aux frontières de ces déchets. Effectivement, il existe actuellement des problèmes de blocage aux frontières des États membres en raison de difficultés liées à la classification des modules photovoltaïques en fin de vie en tant que déchet dangereux ou non dangereux. Ces délais limitent la mise en œuvre de business model efficaces et empêchent une mutualisation du pipeline de déchets PV à l'échelle européenne en vue de leur recyclage<fnref n="87" />.

#### Coûts de gestion en fin de vie

Concernant les coûts de gestion (collecte et traitement) de ces déchets, ceux-ci sont dépendants :

* du cours des matériaux qui a une influence forte sur les recettes matières. À titre d'exemple, on peut citer la diminution de 20 % de l'écoparticipation demandée par l'éco-organisme SOREN (ex-PV Cycle) en 2019 sur panneaux mono et poly cristallins disposant d'un cadre en aluminium principalement liée à l'augmentation du cours de l'aluminium<fnref n="88" /> ;

* du coût de la logistique : les panneaux étant volumineux, il est nécessaire d'optimiser le transport et le stockage des déchets en fin de vie. Ainsi il y a des enjeux sur la mutualisation

<footnote n="87">⁸⁷ ADEME, In Extenso Innovation Croissance, 2021. Comment mener la filière photovoltaïque vers l'excellence environnementale ? Feuille de route environnementale.</footnote>

<footnote n="88">⁸⁸ PV CYCLE (désormais SOREN), 2020, Rapport annuel d'activité 2019</footnote>
l'enlèvement des panneaux photovoltaïques avec d'autres déchets, de réduire les distances parcourues et d'optimiser le remplissage des véhicules.

Il y a donc des enjeux financiers dans la perspective des quantités importantes de panneaux PV à traiter d'organiser le traitement au plus proche du gisement pour réduire les coûts de traitement, et à sélectionner des technologies de recyclage à haut rendement pour maximiser les recettes matières.

## Organisation de la filière

Enfin, le fait d'avoir une filière organisée autour d'un éco-organisme unique en France avec une écoparticipation identique pour chaque metteur sur le marché peut être vu comme un levier au développement de la filière car cela permet d'encourager une vision de la filière sur le long terme. Cela semble plus compliqué en Allemagne où la gestion est décentralisée et intervient donc dans un contexte plus concurrentiel.
# 3 Vision globale et analyse qualitative des technologies de démantèlement et de recyclage

## 3.1 Panorama des technologies de démantèlement et de recyclage

### 3.1.1 Les différentes technologies existantes

Les procédés de traitement des panneaux PV en fin de vie peuvent être divisés en 3 étapes (cf. **Figure 36**):

- Une **étape de démantèlement ou désassemblage** : cette étape a pour objectif de séparer les composants extérieurs constituant le cadre en aluminium et la boîte de jonction du module PV;

- Une **étape de séparation des fractions constituant le panneau PV, par délaminage par exemple** : cette étape a pour objectif de séparer les différents constituants du sandwich constituant le module PV et d'éliminer le matériau d'encapsulation comme l'EVA (éthylène acétate de vinyle). Cette étape peut avoir lieu après une étape de broyage.

- Une **étape d'extraction et/ou de purification** des différents matériaux constituants le module.

<figure><img src="image_36.png" /><figcaption>**Figure 36:** Les différentes étapes du processus de recyclage du projet PHOTORAMA (source : entretien C. Agraffeil)</figcaption></figure>

À noter que les notions de technologies de recyclage et de procédés de recyclage sont à différencier. Les **technologies de recyclages** constituent une technologie spécifique à une étape d'un procédé de recyclage global alors qu'un **procédé de recyclage** caractérise un ensemble de technologies constituant des briques technologiques permettant la séparation et/ou la valorisation des différents composants d'un panneau PV.

#### 3.1.1.1 Les technologies de démantèlement

Le système PV est démonté pour retirer le module PV de la BOS (balance of system)<fnref n="89" />. Le démantèlement consiste en la séparation des composants du module PV (les diodes, la boîte de jonction, les câbles, le cadre) du sandwich constitué de la plaquette de silicium et de matériaux spéciaux (argent, plomb, étain, cadmium, tellure) maintenus entre une plaque de verre et le backsheet

<footnote n="89">⁸⁹ Ravikumar et al. 2016 ; Sinha et al. 2018 cités dans Garvin A. Heath, Dwarakanath Ravikumar, Brianna Hansen & Elaine Kupets (2022) A critical review of the circular economy for lithium-ion batteries and photovoltaic modules – status, challenges, and opportunities, Journal of the Air & Waste Management Association, 72:6, 478-539, DOI: 10.1080/10962247.2022.2068878</footnote>
ou entre deux plaques de verre<fnref n="90" />. La séparation du cadre est une étape qui concerne principalement les modules cristallins<fnref n="91" />. Le démantèlement est actuellement effectué manuellement dans la plupart des cas. Les composants du module PV extérieurs au backsheet et à la plaque de verre sont généralement retirés par un processus mécanique (par exemple, par découpe ou à l'aide d'un bras robotisé) (Latunussa et al. 2016)<fnref n="92" />.

Il s'agit là de la principale limite à l'augmentation de la capacité de recyclage des modules cristallins au-delà d'une capacité de 10 tonnes par jour environ<fnref n="93" />.

Le démantèlement des modules en couche minces est une étape moins critique en raison de l'absence du cadre en aluminium pour la plupart des technologies. Cette étape peut être réalisée manuellement, pour des procédés pilotes à échelle limitée, ou ne pas être réalisée pour des procédés où les éléments habituellement séparés au stade du démantèlement sont séparés en aval du procédé de broyage<fnref n="94" />.

### 3.1.1.2 Les technologies de recyclage

Le recyclage est une solution de retraitement qui consiste, via des procédés mécaniques ou chimiques, en la séparation du module en fractions de composition homogènes afin d'obtenir des matériaux pouvant être réintroduits dans un cycle de production en remplacement total ou partiel d'une matière première neuve.

La plupart des procédés de recyclage sont spécifiques à un type de module (cristallin ou en couches minces). Dans le cas où le procédé est applicable aux deux technologies, il ne peut y avoir de mise en commun des installations pour des raisons réglementaires (directive cadre relative aux déchets). En effet, la plupart des couches minces étant considérées comme déchets dangereux, la réglementation sur les installations impose une distinction claire avec les unités de recyclage de déchets non-dangereux. L'étude comparative des technologies est donc séparée en deux parties spécifiques aux technologies de recyclage cristallines et en couches minces respectivement<fnref n="95" />.

#### TECHNOLOGIES DE SEPARATION DES COMPOSANTS

Pour séparer davantage les gros matériaux (par exemple, le verre, l'encapsulant, la plaquette de Si, le backsheet) et les matériaux spéciaux (ex : argent, plomb, étain, cadmium, tellure) du sandwich, différentes technologies de recyclage peuvent être utilisées. Les technologies développées peuvent être classées en différentes catégories :

* **Mécaniques** (Latunussa et al. 2016 ; Sinha, Cossette, et Ménard 2012 ; Giachetta et al., 2013) : les technologies mécaniques pouvant être utilisées sont le broyage mécanique, la séparation manuelle, la séparation par filtration ou par différence de densité par exemple. Des technologies de micro-émulsions (Marwede et Reller, 2012) et de rayonnement ultrasonique (Kim et Lee, 2012) ont également été développées.

* **Chimiques** (Doi et al. 2001 ; Huang et Tao 2015 ; Radziemska et al. 2010 ; Kang, et al. 2012) : les technologies chimiques utilisent des traitements par des solvants organiques, des traitements acide/base ou des décapages.

* **Thermiques** (Jung et al. 2016 ; Lee et al. 2013 ; Wang, Hsiao, et Du 2012 ; Berger et al., 2010 ; Kushiya, 2003 ; Dassisti, Florio, et Maddalena 2017) : les technologies thermiques sont la pyrolyse, l'augmentation de température ou la cryogénie.

<footnote n="90">⁹⁰ Latunussa et al. 2016 ; Sinha et al. 2018 cités dans Garvin A. Heath, Dwarakanath Ravikumar, Brianna Hansen & Elaine Kupets (2022) A critical review of the circular economy for lithium-ion batteries and photovoltaic modules – status, challenges, and opportunities, Journal of the Air & Waste Management Association, 72:6, 478-539, DOI: 10.1080/10962247.2022.2068878</footnote>

<footnote n="91">⁹¹ RECORD (2012), Recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie. Etat des lieux international, 231 p, n°11-0912/1A</footnote>

<footnote n="92">⁹² Garvin A. Heath, Dwarakanath Ravikumar, Brianna Hansen & Elaine Kupets (2022) A critical review of the circular economy for lithium-ion batteries and photovoltaic modules – status, challenges, and opportunities, Journal of the Air & Waste Management Association, 72:6, 478-539, DOI: 10.1080/10962247.2022.2068878</footnote>

<footnote n="93">⁹³ RECORD (2012), Recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie. Etat des lieux international, 231 p, n°11-0912/1A</footnote>

<footnote n="94">⁹⁴ RECORD (2012), Recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie. Etat des lieux international, 231 p, n°11-0912/1A</footnote>

<footnote n="95">⁹⁵ RECORD (2012), Recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie. Etat des lieux international, 231 p, n°11-0912/1A</footnote>
* **Optiques** (Palitzsch et al. 2018) : les technologies de séparation optiques sont des technologies utilisant des lasers principalement<fnref n="96" />.

Il est important de noter que le degré de séparation et la forme sous laquelle un matériau est récupéré varient en fonction du processus utilisé. Par exemple, la tranche de Si peut être récupérée intacte par un procédé chimique (Lee et al. 2018a) ou sous une forme brisée par un procédé mécanique (Latunussa et al. 2016)<fnref n="97" />.

## Focus sur le délaminage pour les modules cristallins et les couches minces

Une activité de délaminage consiste à changer la structure laminaire d'un objet, et revient donc à séparer les différentes couches en altérant la nature de l'encapsulant.

Pour les modules cristallins (c-Si), le délaminage des modules non-broyés est l'opération clef du recyclage des modules photovoltaïques et qui a fait l'objet d'un grand nombre de programmes de recherche. L'objectif de cette étape est d'obtenir du verre recyclable à des niveaux de pureté élevée en le libérant de l'encapsulant, tout en évitant de dénaturer les semi-conducteurs ou de le séparer de la cellule de sorte qu'il soit facilement récupérable à l'étape suivante<fnref n="98" />. Le procédé de l'entreprise japonaise NPC par lame chauffante pour les modules cristallins (c-Si) permet par exemple la séparation automatique des cadres en aluminium d'une part et du verre, des cellules et de l'EVA d'autre part, puis séparation du verre d'une part et séparation des cellules et des feuilles d'EVA d'autre part.

Pour les couches minces, cette étape consiste à séparer et purifier le verre des métaux et autres potentiels polluants, tout en facilitant la séparation et purification avale des métaux (qui peut se révéler très onéreuse lorsque tous les métaux stratégiques sont mélangés ou fortement dilués, par exemple). Les critères clés de cette étape sont la qualité du verre obtenu (capacité de dépollution du procédé) et la sensibilité aux différents types de technologie photovoltaïques. En effet, la plupart des procédés utilisés pour cette étape sont spécifiques à un type de technologies en couches minces (CdTe ou CIGS ou a-Si) ou encore aux modules issus d'un seul et unique producteur. Cette limite technologique est encore le sujet de nombreux programmes de recherche<fnref n="99" />. Cette étape est présente dans les procédés de LuxChemTech (anciennement LoserChemie) avec un procédé chimique utilisant de l'acide chlorhydrique par exemple.

## Focus sur la séparation des semi-conducteurs et métaux stratégiques après l'étape de délaminage pour faciliter leur purification pour les modules cristallins et les couches minces

Pour les modules cristallins (c-Si) et les couches minces, les enjeux de cette étape de séparation sont de séparer sélectivement différents métaux dits stratégiques afin de faciliter leur retraitement et purification avale. Ces métaux sont ciblés sont parce qu'ils sont précieux (comme l'argent) ou critiques (silicium, indium, gallium, étain, tellure) ou parce qu'ils sont dangereux et contaminent la fraction (cadmium et plomb). Cette étape est présente dans le procédé de LuxChemTech (anciennement LoserChemie) et 5N Plus avec un procédé chimique de lixiviation spécifique à chacun des métaux. La technique de lixiviation des métaux stratégiques contenus dans les couches minces est la plus mature et la plus utilisée dans les installations à échelle industrielle, elle est limitée par le fait que l'ensemble des métaux stratégiques sont extrêmement dilués dans des produits chimiques qui les captent sélectivement.

<footnote n="96">⁹⁶ Garvin A. Heath, Dwarakanath Ravikumar, Brianna Hansen & Elaine Kupets (2022) A critical review of the circular economy for lithium-ion batteries and photovoltaic modules – status, challenges, and opportunities, Journal of the Air & Waste Management Association, 72:6, 478-539, DOI: 10.1080/10962247.2022.2068878</footnote>

<footnote n="97">⁹⁷ Garvin A. Heath, Dwarakanath Ravikumar, Brianna Hansen & Elaine Kupets (2022) A critical review of the circular economy for lithium-ion batteries and photovoltaic modules – status, challenges, and opportunities, Journal of the Air & Waste Management Association, 72:6, 478-539, DOI: 10.1080/10962247.2022.2068878</footnote>

<footnote n="98">⁹⁸ RECORD (2012), Recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie. Etat des lieux international, 231 p, n°11-0912/1A</footnote>

<footnote n="99">⁹⁹ RECORD (2012), Recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie. Etat des lieux international, 231 p, n°11-0912/1A</footnote>
## Focus sur la séparation des différentes fractions après broyage pour les couches minces

Pour les couches minces, la technologie chimique de Lixiviation peut être utilisé pour séparer des broyats les semi-conducteurs et métalliseurs puis la technologie de tamis vibratoire et de filtre à bande sous vide (technologie mécanique) peut être utilisée pour séparer les impuretés du verre pour les technologies en couches minces. Ces deux étapes sont utilisées dans le procédé First Solar à l'échelle industrielle.

## PURIFICATION ET EXTRACTION DES MATERIAUX

Les matériaux séparés à l'intérieur du sandwich (par exemple, la tranche de Si, l'argent, le plomb, l'étain, le cuivre, le cadmium et le tellure) peuvent être purifiés dans un second temps pour gagner en qualité par des procédés électrochimiques (Huang et al. 2017), de lixiviation et de précipitation (Huang et al. 2016 ; Huang et Tao 2015 ; Sinha, Cossette et Ménard 2012), d'extraction par solvant (Mezei et al. 2008) ou d'échange d'ions (Fthenakis et al. 2006)<fnref n="100" />.

### 3.1.2 Les enjeux relatifs aux étapes de démantèlement et de recyclage des panneaux photovoltaïques

#### Enjeux relatifs à l'équilibre entre la recherche de pureté et le coût de traitement

En fonction de la faisabilité économique et technique, les procédés de recyclage ont pour objectif de récupérer les principaux composants comme le verre, l'aluminium, le cuivre et d'autres matériaux potentiellement rares ou précieux (par exemple, l'argent, l'indium, le silicium) à une quantité et à un niveau de qualité suffisamment élevé pour être vendus sur le marché mondial. Les matériaux recyclés doivent idéalement pouvoir être réutilisés dans l'industrie des panneaux PV, ou dans d'autres industries (verre, batteries, etc.).

Il est cependant très difficile d'évaluer un coût de traitement et de comparer des coûts entre procédés pour différentes raisons :

* La filière de recyclage des panneaux PV en fin de vie, encore peu mature, ne dispose que de peu d'informations disponibles publiquement, et les coûts publiés sont parfois mal évalués ;

* Le faible facteur de charge des unités commerciales rend les chiffres existants peu représentatifs ; les coûts communiqués pour les pilotes ne sont pas transposables à l'échelle industrielle ;

* Le coût du recyclage dépend d'un grand nombre de variables indépendantes et spécifiques à chaque lot de recyclage (prix des matières premières sur le marché, volumes du lot de recyclage, type et qualité des modules intrants, distance à la source, etc.)<fnref n="101" />.

#### Enjeux politiques et réglementaires

La variabilité des réglementations et la manière dont elles s'appliquent aux déchets photovoltaïques peuvent introduire une incertitude dans la manière dont les systèmes photovoltaïques en fin de vie sont collectés et gérés avant leur recyclage (cf. partie 2.4.4). La catégorisation des déchets des modules PV a un impact sur le choix et le coût des processus en aval, comme le transport et le stockage, qui précèdent le recyclage des modules. Enfin, les réglementations relatives aux matériaux PV peuvent favoriser le recyclage et avoir un impact sur les décisions relatives à l'emplacement des infrastructures de recyclage. Par exemple, d'éventuelles réglementations futures limitant l'importation et l'exportation de déchets métalliques tels que l'aluminium et le cuivre pourraient entraîner un besoin

<footnote n="100">¹⁰⁰ Garvin A. Heath, Dwarakanath Ravikumar, Brianna Hansen & Elaine Kupets (2022) A critical review of the circular economy for lithium-ion batteries and photovoltaic modules – status, challenges, and opportunities, Journal of the Air & Waste Management Association, 72:6, 478-539, DOI: 10.1080/10962247.2022.2068878</footnote>

<footnote n="101">¹⁰¹ RECORD (2012), Recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie. Etat des lieux international, 231 p, n°11-0912/1A</footnote>
de capacité accrue dans les opérations de recyclage locales pour l'aluminium et le cuivre contenus dans le module PV (Reuters 2020 ; S & P Global Commodity Insights 2021)<fnref n="102" />.

La réglementation européenne avec la Directive EEE place l'UE en précurseur du développement du traitement des panneaux PV car le recyclage des panneaux PV est obligatoire (cf. partie 2.4.1). Cependant, la plupart du recyclage réalisé aujourd'hui en UE est focalisée sur les matériaux qui représentent la plus grande proportion massique d'un panneau (verre, aluminium) et ne permet pas une récupération importante de matériaux à haute valeur ajoutée. L'aspect législatif est donc important pour renforcer l'incitation voire l'obligation à récupérer également les matériaux en faible proportion massique à forte valeur ajoutée<fnref n="103" />.

## Enjeux environnementaux et de protection des salariés

Les technologies de recyclage des panneaux PV sont amenées à traiter des produits incorporant des substances dangereuses voire toxiques (par exemple le cadmium, le plomb) ou à utiliser des réactifs toxiques ou écotoxiques (solvants et réactifs chimiques, acides et bases concentrés utilisés pour les attaques chimiques et la lixiviation par exemple). Il y a donc des enjeux forts de maitriser les procédés pour réduire les risques pour la santé, la sécurité et l'environnement (installation et équipements individuels et collectifs de protection sur les lignes de recyclage). Écoconcevoir les procédés de recyclage (réactifs alternatifs, verts ou biosourcés, procédé alternatif permettant une optimisation d'énergie ou une réduction de consommation d'eau ou de solvants, circuits fermés de réutilisation d'eau ou de déchets, etc.) est la prochaine étape pour que le bénéfice environnemental et sanitaire du recyclage des matériaux des panneaux PV soit confirmé. De nombreuses études sont ainsi menées sur ce sujet. Par exemple, Maani et al., 2020 déclare que la phase de recyclage des panneaux PV (hors collecte des panneaux PV) a un impact mineur sur l'ensemble des impacts du cycle de vie des PV et que les méthodes thermiques sont plus respectueuses de l'environnement que les méthodes chimiques et mécaniques<fnref n="104" />.

## Enjeux d'innovation

Tous les futurs procédés de recyclage devront suivre, ou tout du moins être adaptables, aux innovations en cours et à venir dans le domaine de l'optimisation de l'efficacité des cellules et des panneaux, afin de garantir une qualité de recyclage optimale à des coûts acceptables.

Pour les futurs panneaux PV, l'enjeu est de créer des panneaux dont la conception est optimisée pour le recyclage (écoconception en vue d'une meilleure recyclabilité).

## Enjeux de recherche scientifique adaptée

L'étude réalisée par Heath et. Al. en 2022 montre que, jusqu'à présent, aucune publication scientifique ne traite du recyclage effectif de l'ensemble des matériaux d'un panneau PV (cf. **Figure 47**). Il n'existe donc actuellement pas de procédé combinant des technologies pouvant recycler tous les matériaux d'un panneau PV.

<footnote n="102">¹⁰² Garvin A. Heath, Dwarakanath Ravikumar, Brianna Hansen & Elaine Kupets (2022) A critical review of the circular economy for lithium-ion batteries and photovoltaic modules – status, challenges, and opportunities, Journal of the Air & Waste Management Association, 72:6, 478-539, DOI: 10.1080/10962247.2022.2068878</footnote>

<footnote n="103">¹⁰³ Entretiens réalisés par IEIC, 2022</footnote>

<footnote n="104">¹⁰⁴ T. Maani et al. (2020) Environmental impacts of recycling crystalline silicon (c-Si) and cadmium telluride (CDTE) solar panels Sci. Total Environ.</footnote>
<figure><img src="image_37.png" /><figcaption>Figure 37: Nombre d'intersections entre les matériaux récupérés à partir de modules c-Si dans les publications de recherche originales sur le recyclage du PV (source : Heath et al., 2022)</figcaption></figure>

De plus, des acteurs relèvent un nombre faible de publications sur les politiques et les normes de recyclage des systèmes photovoltaïques, qui a entraîné des lacunes dans les connaissances ce qui peut entraver le développement du recyclage des systèmes photovoltaïques<fnref n="105" />. Il est important de partager les enjeux entre les différents acteurs de la chaîne de valeur des panneaux photovoltaïques afin de mener des recherches adaptées aux enjeux.

### Enjeux logistiques

Durant les phases de démontage, de collecte et de transport, il faut veiller à endommager le moins possible les panneaux PV pour assurer un traitement optimal en vue du recyclage. Un étiquetage efficace doit être mis en place pour identifier le produit et les matériaux pendant les procédés de recyclage (cf. partie 2.4.4 sur les conditions de collecte).

### 3.1.3 Cartographie des procédés identifiés et de leurs sites de traitement

#### Approche méthodologique

La liste des principaux procédés de démantèlement et de recyclage a été élaborée par l'équipe projet à partir de :

* L'identification et l'analyse approfondie de plus de 90 publications scientifiques sur le démantèlement et le recyclage des panneaux photovoltaïques rentrant dans le périmètre de l'étude. La première partie de cette recherche a été effectuée dans un périmètre temporel étendu, tout en privilégiant des publications postérieures à 2012, afin d'avoir une vue d'ensemble des procédés en cours de développement ou industrialisés. Après l'analyse approfondie de cette première sélection de publications, le périmètre de recherche et d'analyse a été restreint aux 5 dernières années (2018-2022), afin d'avoir un focus sur les activités récentes du secteur, les dernières évolutions et recherches en cours, mais également afin de mettre à jour les données de publications plus anciennes.
Les publications étudiées au cours de ces deux phases sont issues en majorité de revues scientifiques, comme Solar Energy Materials & Solar Cells ou Waste Management, et ont été publiées entre 2000 et 2022. Toutes ont fait l'objet d'une analyse détaillée, notamment afin de recueillir des informations sur la ou les technologies décrites, le stade de développement, le type de module et composants concernés, leur impact environnemental etc.

Cette analyse détaillée a permis d'identifier différents procédés de démantèlement et de recyclage des panneaux photovoltaïques ou de certains de leurs composants, ou tout du moins certaines briques technologiques constituant ces procédés ; et ainsi de mettre au point

<footnote n="105">¹⁰⁵ Garvin A. Heath, Dwarakanath Ravikumar, Brianna Hansen & Elaine Kupets (2022) A critical review of the circular economy for lithium-ion batteries and photovoltaic modules – status, challenges, and opportunities, Journal of the Air & Waste Management Association, 72:6, 478-539, DOI: 10.1080/10962247.2022.2068878</footnote>
un tableau récapitulatif permettant de les répertorier et de les caractériser (ce tableau est
décrit par la suite).

* La réalisation d'entretiens avec des acteurs de la filière, principalement issus de la recherche académique.

La liste des personnes interrogées est présentée ci-dessous.

- Garvin Heath, membre du groupe "Ressources et durabilité" du Centre d'analyse stratégique de l'énergie, également coordinateur de la Task 12 au sein d'IEA PVPS.

- Rong Deng, chercheuse au sein de School of Photovoltaic and Renewable Energy Engineering de l'Université de New South Wales. Ses recherches portent notamment sur le reconditionnement et le recyclage des modules photovoltaïques en silicium en fin de vie, d'un point de vue technologique et économique.

- Claire Agraffeil, chercheuse au sein du CEA INES et cheffe de projet en charge des sujets liés à la gestion des déchets et à l'éco-conception des systèmes photovoltaïques. Elle participe à plusieurs groupes de travail internationaux tels que la Task 12 d'IEA-PVPS et la plateforme européenne de technologie et d'innovation (WG5-ECO) afin de développer et de soutenir des solutions pour la durabilité des systèmes photovoltaïques.

- Keiichi Komoto, chercheur au Mizuho Information & Research Institute à Tokyo. Ses travaux portent sur la technologie photovoltaïque, notamment du point de vue des aspects environnementaux et socio-économiques. Il contribue également à la Task 12 d'IEA-PVPS.

- Nicolas Defrenne, directeur général de Soren, l'éco-organisme français agréé pour la gestion des panneaux photovoltaïques en fin de vie au sein de la filière DEEE

- Prof. Dr. Ralph Gottschalg, Director Fraunhofer CSP (Center for Silicon Photovoltaics) Department Reliability and Technology for Grid Parity.

Ces entretiens ont permis de recueillir la vision de ces acteurs sur le secteur du photovoltaïque et l'actuel état du recyclage et du démantèlement en France, en Europe et dans le monde.

L'inventaire des technologies et procédés de recyclage identifiés lors de l'analyse bibliographique a été discuté lors des entretiens, ce qui a permis de vérifier son exhaustivité, mais aussi de recueillir des éléments d'actualisation, commentaires et précisions sur certains procédés et leur état d'avancement. Les entretiens ont ainsi permis de valider l'arrêt ou l'obsolescence de certains procédés et l'activité de certains autres.

D'autres acteurs ont été sollicités mais n'ont pas souhaité participer, n'avaient pas de disponibilité ou n'ont pas répondu.

* Des recherches complémentaires sur Internet, notamment sur les sites Internet des industriels ou leurs communiqués de presse afin de compléter les informations collectées par ailleurs.

Tous les procédés identifiés lors de la phase de recherche et d'analyse ont été consolidés au sein d'un tableau récapitulatif, construit en 5 grandes parties :

* 1e partie : les informations relatives à la structure du projet : son état d'avancement, les acteurs impliqués, la localisation, le type de modules photovoltaïques concerné, les capacités annuelles etc.

* 2e partie : les différentes étapes du processus identifié, qui ont été divisées en trois grandes catégories : le délaminage, la séparation des fractions et l'extraction de matériaux et/ou purification.

* 3e partie : les différents matériaux récupérés au cours du procédé, leur taux de récupération et leur taux de pureté lorsque cela est précisé dans la littérature.

* 4e partie : les avantages et inconvénients relatifs au procédé.

* 5e partie : l'évaluation du procédé étudié à partir de différents critères. Cette partie est présentée au chapitre 3.1.6.
## Les procédés de recyclage

Les procédés de recyclage reprennent les briques technologiques étudiées en partie 3.1.1.2 et ciblent souvent un type de panneau, cristallin ou en couches minces par exemple. Chaque procédé correspond à un enchaînement d'étapes avec des conditions particulières qui lui sont propre, et qui font souvent l'objet de brevet. Les schémas des figures ci-dessous présentent les différentes étapes de 7 procédés étudiés (5 pour les modules cristallins et 2 pour les couches minces) par Tsanakas et al., 2019.

<figure><img src="image_38.png" /><figcaption>Figure 38: Aperçu des différentes étapes de procédés de recyclage du c-Si utilisés par les acteurs clés (source : Tsanakas et al. 2019)</figcaption></figure>

<figure><img src="image_39.png" /><figcaption>Figure 39: Aperçu des différentes étapes du processus de recyclage des couches minces utilisés par les acteurs clés (source : Tsanakas et al. 2019)</figcaption></figure>

## Cartographie des procédés identifiés

60 procédés de recyclage, à différents stades d'avancement ont pu être référencés au cours de l'étude. Tous n'ont pas pu être caractérisés avec la même précision, qui dépend fortement des informations disponibles dans la littérature.
<figure><img src="image_40.png" /><figcaption>**Figure 40 :** Type de technologie PV répertoriées au sein de l'analyse globale (RECORD, 2023)</figcaption></figure>

Les processus inventoriés dans ce panorama sont majoritairement tournés vers les panneaux à technologie silicium. Un quart vise les technologies couches minces. À noter que 4 des procédés/projets R&D référencés traitent à la fois les modules silicium cristallin et des couches minces.

<figure><img src="image_41.png" /><figcaption>**Figure 41 :** Stade de développement des procédés de recyclage au sein de l'analyse globale (RECORD, 2023)</figcaption></figure>

La plupart des procédés référencés sont également souvent uniquement des briques technologiques étudiées au stade laboratoire (64 %). 18 % sont des procédés plus ou moins complets au stade industriel ou testé sur des sites pilotes.

Les procédés listés ont été classés selon la technologie traitée (silicium cristallin ou couche mince) et leur famille de procédé (thermique, mécanique, chimique, etc.), en se basant sur les schémas publiés dans IEA-PVPS 2018¹⁰⁶ (cf. Figure 42 et Figure 43). Ces schémas permettent de vérifier la bonne représentativité des différentes voies de traitement existantes parmi les procédés recensés.

À noter : quelques procédés de R&D repris des travaux de la tâche 12 apparaissant en gris dans les schémas n'ont pas été inclus dans le recensement des procédés effectué. C'est également le cas de Galloo pour lequel le procédé de traitement n'a pas été identifié. À l'inverse, des procédés recensés n'ont pas été tous reportés dans les schémas, les efforts s'étant concernés sur certains procédés. Au total, 35 procédés ont été positionnés sur ces schémas sur la soixantaine de procédés identifiés.

<footnote n="106">¹⁰⁶ IEA-PVPS 2018, End-of-Life Management of Photovoltaic Panels:Trends in PV Module Recycling Technologies - Report IEA-PVPS T12-10:2018</footnote>
<figure><img src="image_42.png" /><figcaption>Figure 42 : Procédés identifiés pour le traitement des modules c-Si (source RECORD, 2023 à partir du schéma des procédés IEA-PVPS task 12)</figcaption></figure>
<figure><img src="image_43.png" /></figure>

Légende :

Procédés présents dans la liste des principaux procédés de traitement élaborée lors de l'étude

Projets non analysés dans l'étude

<caption>Fig. 3-9 Possible processes for compound PV module recycling</caption>

*1: Various solvents are considered

*2: depending upon solvents used

<caption>Figure 43 : Procédés identifiés pour le traitement des modules couches minces (source RECORD, 2023 à partir du schéma des procédés IEA-PVPS task 12)</caption>
<figure><img src="image_44.png" /></figure>

Enfin, 53 % des procédés référencés sont développés en Europe, dont 40 % en France ou dans des pays limitrophes. L'autre moitié des procédés, 47 %, proviennent de pays hors Europe, notamment les États-Unis ou le Japon.

<caption>**Figure 44 : Zone géographique des procédés de recyclage au sein de l'analyse globale (RECORD, 2023)**</caption>

Les pilotes ou sites industriels mettant en œuvre les procédés recensés par l'équipe projet dans le panorama, sont détaillés sur la **Figure 45** par pays en précisant la technologie de panneaux PV concernée.
<figure><img src="image_45.png" /><figcaption>Figure 45 : Unités de recyclage installées en 2022 (pilotes et industrielles) (RECORD, 2023)</figcaption></figure>
### 3.1.4 Cartographie des acteurs académiques et industriels

#### Acteurs académiques

Les technologies de recyclage des panneaux photovoltaïques font l'objet de nombreuses recherches depuis ces vingt dernières années. Des recherches approfondies ont été menées par des instituts de recherche dont ceux cités par l'étude IRENA et IEA-PVPS, 2016¹⁰⁷(les cinq premiers) et d'autres identifiés lors de l'identification des procédés :

* le Brookhaven National Laboratories aux États-Unis,

* le National Institute of Advanced Industrial Science and Technology au Japon,

* le Centre interuniversitaire de microélectronique en Belgique,

* le Centre de recherche sur l'énergie aux Pays-Bas,

* le Centre énergie atomique (CEA) en France,

* le Fraunhofer PCI,

* le Korea Research Institute of Chemical Technology en Corée du Sud,

* le Korea Interfacial Science and Engineering Institute en Corée du Sud,

* le Korea Institute of Energy Research,

* le Department of Aerospace Engineering, Amrita School of Engineering, Inde.

#### Acteurs industriels

Des entreprises notamment AEG, BP Solar, First Solar, Pilkington, Sharp Solar, Siemens Solar, Solar International, etc. investissent aussi en recherche et développement pour trouver de nouvelles solutions de recyclages des modules PV (Tableau 12).

Côté industriel toujours, divers recycleurs se partagent le marché. Leurs profils varient en fonction de leur cœur de métier d'origine comme présenté dans le Tableau 12.

<table><caption>Tableau 12: Recycleurs selon leur cœur de métier d'origine (source : RECORD, 2012 actualisé par l'équipe projet)</caption><thead><tr><td>Type d'acteurs</td><td>Cœur de métier d'origine</td><td>Noms</td></tr></thead><tbody><tr><td rowspan="4">Recycleurs</td><td>Recycleur initialement producteur de module PV</td><td>SolarWorld, First Solar, Antec Solar, Solar Frontiere, Rosi Solar</td></tr><tr><td>Recycleur initialement producteur d'un produit autre qui requiert des matières premières contenues dans les modules PV</td><td>LuxChemTech (ex LoserChimie)</td></tr><tr><td>Recycleur initialement chargé du prétraitement de matières premières de modules PV</td><td>5N Plus</td></tr><tr><td>Recycleur initialement recycleur de déchets spécifiques similaires aux modules PV (filières de recyclage connexes)</td><td>Maltha, Reiling, Véolia, COMET, Galloo, RECMA</td></tr></tbody></table>

<footnote n="107">¹⁰⁷ IRENA et IEA-PVPS, 2016, End-of-life management Solar Photovoltaic panels.</footnote>
### 3.1.5 Secteurs potentiellement intéressés par les matières issues du recyclage, enjeux et besoins sur le marché européen

#### 3.1.5.1 Secteurs utilisateurs de matières issues du recyclage des panneaux PV

**SECTEURS AUTRES QUE LE PHOTOVOLTAÏQUE**

En boucle ouverte (autre secteur que celui d'origine), la recherche a démontré que les matériaux récupérés des modules PV peuvent être réutilisés dans divers secteurs<fnref n="108" /> :

* Matériaux de construction (Cerchier et al. 2021),

* Céramique (Lin et al. 2012),

* Ciment et béton (Fernández et al. 2011 ; Guojian et al. 2015 ; Stehlík, Knapová, and Kostka 2019),

* Tuiles (Lin, Lee et Hwang 2014),

* Papier (Palitzsch et Loser 2011),

* Géoployeurs (Hao et al. 2015),

* Briques (Lin et al. 2013),

* Applications médicales (Qin et al. 2020),

* Batteries lithium-ion (Eshraghi et al. 2020).

**INDUSTRIE PHOTOVOLTAÏQUE**

Il est aussi théoriquement possible de recourir au recyclage en boucle fermée, mais cela s'avère plus difficile compte tenu des exigences élevées en matière de pureté des matériaux et d'autres spécifications qu'il est difficile de respecter avec les matières issues des modules PV en fin de vie (Heath et al. 2020).

Dans le cadre du recyclage en boucle fermée, les matériaux suivants peuvent être récupérés à partir des panneaux PV en fin de vie et peuvent être soit réutilisés directement pour fabriquer de nouveaux panneaux PV, soit réutilisés après une purification ultérieure<fnref n="108" /> :

* silicium, verre (Rubino et al. 2020),

* cadmium (Berger et al. 2010 ; Sinha, Cossette, et Ménard 2012),

* tellure (Berger et al. 2010 ; Sinha, Cossette et Ménard 2012),

* l'étain (Huang et al. 2017),

* le plomb (Huang et al. 2017 ; Jung et al. 2016),

* cuivre (Huang et al. 2017 ; Jung et al. 2016), et

* argent (Huang et al. 2017 ; Jung et al. 2016).

Il est également possible de procéder à des réutilisations d'éléments issus des panneaux en fin de vie. Les composants individuels d'un panneau PV déclassé sont récupérés, purifiés et réutilisés dans la fabrication d'un nouveau panneau PV (Deng et al. 2020). Par exemple, des recherches ont démontré que les tranches de silicium peuvent être récupérées à partir de panneaux photovoltaïques cristallins usagés lorsqu'elles sont soumises à une gravure pour éliminer les dopants (par exemple, le bore), les contacts arrière (par exemple, l'aluminium), la métallisation (par exemple, l'argent) et le revêtement antireflet (SiNx), puis réutilisées dans la fabrication de nouveaux panneaux photovoltaïques en silicium (Lee et al. 2018a, 2017 ; Shin, Park et Park 2017). Cependant, ces stratégies sont confrontées à de nombreux défis, comme l'explique (Heath et al. 2020)<fnref n="108" />.

Il faut cependant avoir en tête que la composition des nouveaux panneaux évolue continuellement avec comme objectifs de :

<footnote n="108">¹⁰⁸ Garvin A. Heath, Dwarakanath Ravikumar, Brianna Hansen & Elaine Kupets (2022) A critical review of the circular economy for lithium-ion batteries and photovoltaic modules – status, challenges, and opportunities, Journal of the Air & Waste Management Association, 72:6, 478-539, DOI: 10.1080/10962247.2022.2068878</footnote>
* réduire au maximum ou éliminer les matériaux toxiques pour l'environnement et dangereux pour la santé humaine. Il s'agit, par exemple, des plaques dorsales fluorées et des soudures à base de plomb. Les plaques dorsales fluorées peuvent être remplacées par des matériaux polymères exempts de fluor (Aryan, Font-Brucart et Maga 2018 ; Oreski et al. 2021 ; Richard 2011) ou par un double verre (Deng et al. 2019) (Fraunhofer UMSICHT 2017). L'élimination des feuilles arrière fluorées diminue les coûts économiques du recyclage des PV c-Si en éliminant le besoin de processus et d'équipements supplémentaires (Fraunhofer UMSICHT 2017) pour gérer les émissions et les déchets fluorés (Deng et al. 2019). Comme alternative à la toxicité et aux risques environnementaux des soudures à base de plomb dans les panneaux PV Si, des adhésifs conducteurs d'électricité sont également utilisés (Oreski et al. 2021 ; VDMA 2020) et des soudures à base d'étain-bismuth (De Rose et al. 2017).

* réduire les besoins en matériaux pour la fabrication des panneaux PV. Plus précisément, la recherche s'est concentrée sur la diminution de l'utilisation de matériaux tels que le verre, l'aluminium et le silicium de qualité solaire, qui représentent la plus grande part de la masse et sont les composants matériels les plus énergivores d'un panneau photovoltaïque en silicium cristallin (Mann, Fthenakis et de Wild-scholten 2013 ; Wong, Royapoor et Chan 2016) ; la diminution de l'utilisation de matériaux coûteux tels que l'argent, qui contribuent de manière significative aux coûts de fabrication des panneaux PV (VDMA 2021) ; et la réduction de l'utilisation de matériaux tels que le tellure et l'indium, qui ne sont pas abondants sur terre. L'utilisation du verre a diminué car l'épaisseur du verre frontal est passée de 3,2 mm (Oreski et al. 2021) à 2 ou 3 mm (VDMA 2019), et l'utilisation de l'aluminium peut être réduite grâce à des modules sans cadre (Norgren, Carpenter et Heath 2020). Les stratégies visant à réduire l'utilisation de silicium de qualité solaire comprennent la diminution de l'épaisseur de la plaquette (par exemple, de 300 mm dans les années 2000 à 180 mm en 2020) (Oreski et al. 2021), la réduction des pertes au niveau du kerf grâce à l'amélioration des méthodes de sciage (Kumar et Melkote 2018 ; Schwinde, Berg et Kunert 2015) et le wafering sans kerf (Henley et al. 2011). La quantité de silicium qui est perdue sous forme de "kerf" lors de la découpe de plaquettes dans des lingots de silicium est fonction de la largeur de cette découpe. L'argent peut être à la fois réduit en poids par module et substitué (par exemple, par du cuivre) (VDMA 2021). L'épaisseur des couches de Cd et de Te peut être réduite (Krishnakumar et al. 2013).

À noter : l'industrie photovoltaïque peut également faire appel à des matériaux issus du recyclage d'autres produits comme les batteries pour la fabrication de cellules pérovskites (Chen et al. 2014¹⁰⁹) et les plastiques (DuPont Teijin Films 2020¹¹⁰).

### 3.1.5.2 Enjeux par matière

En cohérence avec la partie 2.2.3, qui indiquait que les principaux composants à enjeux des panneaux PV sont le verre, l'aluminium, le silicium et l'encapsulant, sont étudiés dans cette partie les matériaux pour lesquels il y a le plus de valeur ajoutée concernant leur récupération lors de la fin de vie des panneaux photovoltaïques, en raison de qualité très variables en fonction du procédé mis en place, de leur rareté ou prix de revente :

* Le verre ;

* Les semi-conducteurs utilisés en fonction de la technologie (Si, Cd, Te, In, Ga) ;

* Les différents autres métaux utilisés dans les panneaux photovoltaïques : aluminium pour le cadre, cuivre pour les connexions, argent, sélénium, zinc, titane, étain, molybdène.

## 1. VERRE

Concernant le verre, comme présenté dans le rapport RECORD de 2012¹¹¹, les débouchés industriels dépendent du niveau de pureté des calcins de verre issus du recyclage. À titre indicatif, les procédés chimiques de séparation du verre permettent d'atteindre des niveaux de pureté suffisant pour

<footnote n="109">¹⁰⁹ https://pubs.rsc.org/en/content/articlelanding/2014/EE/C4EE00965G</footnote>

<footnote n="110">¹¹⁰ https://16iwyl195vvfgoqu3136p2ly-wpengine.netdna-ssl.com/wp-content/uploads/2021/03/Webinar-Sustainability-without-compromise.pdf</footnote>

<footnote n="111">¹¹¹ RECORD (2012), Recyclage des panneaux photovoltaïques en fin de vie. État des lieux international, 231 p, n°11-0912/1A</footnote>
revendre les calcins à l'industrie du verre plat, alors que les résidus des procédés de recyclage par broyage des modules cristallins sont destinés à l'industrie de la laine de verre ou au domaine du BTP.

<table><caption>Figure 46 : Qualité du verre recyclé et débouchés industriels associés (source étude RECORD 2012 d'après Reiling, Roland Pohl, PV CYCLE Conference, Berlin 2010)</caption><caption>Qualité et débouchés des calcins de verre selon leur provenance</caption><thead><tr><th>Source du verre</th><th>Niveau de qualité</th><th>Application / Débouchés</th></tr></thead><tbody><tr><td>Verre flotté propre ; Verre laminé (déchets issus de la production)</td><td>Qualité la meilleure du marché</td><td>Applications spécifiques de l'industrie du verre plat</td></tr><tr><td>Verre plat mélangé; Verre de pare brise</td><td>Bonne qualité (metaux: max 7 ppm, c.s.p: max 15 ppm)</td><td>Industrie du verre de conditionnement</td></tr><tr><td>Verre plat mélangé; Verre de pare brise; <strong>Verre de modules PV</strong></td><td>Qualité moyenne</td><td>Industrie de la laine de verre (isolation)</td></tr><tr><td>Verre plat contaminé; contaminants inséparables</td><td>Mauvaise qualité</td><td>Construction de routes, industrie de l'abrasif (pour grenaillage), enfouissement</td></tr></tbody></table>

Selon la fédération de l'industrie du verre de Belgique<fnref n="112" />, « la disponibilité de calcin sur le marché, la qualité du tri et les critères de qualité requis en fonction du type de verre produit déterminent le taux de calcin admis dans les fours. Les pourcentages par rapport à la masse de matières premières sont actuellement de l'ordre de 30% pour le verre plat, de 50% pour le verre creux, de 60 à 70% pour le verre cellulaire et jusqu'à 90% pour la laine de verre. Toutefois, les limites technologiques d'incorporation du calcin dans la fabrication du verre sont loin d'être atteintes. Le secteur verrier soutient activement le développement de circuits de collecte et de traitement pour obtenir un calcin de qualité ».

<figure><img src="image_46.png" /><figcaption>Figure 47 : Sources de calcin et pourcentage d'incorporation dans la production de produits verriers</figcaption></figure>

<footnote n="112">¹¹² https://www.vgi-fiv.be/environnement-et-energie/le-recyclage/</footnote>
La **Figure 48** montre la segmentation du marché du verre produit en Europe (EU28) par secteurs applicatifs en 2021. L'industrie du verre plat y représente 30,8 %. L'utilisation de verre pour la production de panneaux photovoltaïques correspond à moins de 5 % du marché du verre plat à l'heure actuelle (cf. **Figure 49**), mais la demande en verre du secteur augmentera avec la hausse attendue du parc installé (cf. chapitre 2.3).

<figure><img src="image_47.png" /><figcaption>Figure 48 : Secteurs applicatifs du marché du verre en Europe en 2021 (source : Glass Alliance Europe, 2021)<fnref n="113" /></figcaption></figure>

<figure><img src="image_48.png" /><figcaption>Figure 49 : Secteurs applicatifs du marché du verre plat en Europe (source : Glass for Europe)<fnref n="114" /></figcaption></figure>

L'industries de la laine de verre représente pour sa part moins de 1,8 % (parmi les « autres » de la **Figure 48**). La laine de verre représente 36 % du marché de l'isolation thermique en Europe en 2014 (**Figure 50**) et le JRC évoquait dans son rapport de 2018 « Competitive landscape of the EU's insulation materials industry for energy-efficient buildings »<fnref n="115" /> une hausse de 38 % du marché de l'isolation des bâtiments entre 2015 et 2025, bénéficiant à l'ensemble des catégories.

<footnote n="113">¹¹³ A partir des données des membres et d'estimations. https://www.glassallianceeurope.eu/images/cont/production-breakdown-by-sectors-2021_file.pdf</footnote>

<footnote n="114">¹¹⁴ Année non précisée. https://glassforeurope.com/the-sector/key-data/</footnote>

<footnote n="115">¹¹⁵ Pavel, C. C. and Blagoeva, D. T., Competitive landscape of the EU's insulation materials industry for energy-efficient buildings, EUR 28816 EN, Publications Office of the European Union, Luxembourg, 2018, ISBN 978-92-79-96383-4,</footnote>
<figure><img src="image_49.png" /><figcaption>Figure 50 : Marché de l'isolation thermique en Europe en 2014 (source : JRC à partir de données IAL, 2015)115</figcaption></figure>

Cette industrie de l'isolation, portée par les programmes nationaux européens de rénovation énergétique des bâtiments est donc intéressé par des matières issues du recyclage et pourrait être en mesure d'absorber des quantités plus importantes. Même si les pratiques se développent pour récupérer et recycler la laine de verre parmi les déchets de chantier (à l'image d'Isover recycling¹¹⁶ lancé en avril 2018, et dans la lignée du tri des déchets de chantier lié à la mise en place de la filière à responsabilité élargie du producteur pour les produits et matériaux du bâtiment<fnref n="117" />), ce débouché pour les calcins de verre issus des panneaux PV semble pouvoir perdurer dans le temps.

Le verre récupéré des panneaux PV en fin de vie est également testé pour sa performance en tant que remplacement partiel des matériaux conventionnels (exemples : granulats, charges, ciments) couramment utilisés pour les mortiers, les bétons et les produits préfabriqués en béton. Les principaux résultats de ces études ont montré que<fnref n="118" /> :

* le pourcentage optimisé de remplacement des granulats fins conventionnels (sable naturel) par du verre PV recyclé 0-2 mm est de 30 % ;

* l'utilisation de verre PV recyclé <125 µm pour remplacer le ciment conventionnel à 30 % n'est pas recommandée (gonflement, perte des propriétés hydrauliques et de la résistance mécanique) ;

* le verre PV < 125 µm fournit de meilleurs résultats en remplacement partiel des fractions fines d'agrégats plutôt qu'en remplacement du ciment conventionnel.

D'autres études sont en cours, portant sur l'optimisation des bétons durables à base de verre recyclé de panneaux PV qui seront développés à TRL 7 en fin de projet (validation, mise à l'échelle industrielle, prototypes de composants du bâtiment).

En revanche, comme indiqué dans le rapport RECORD 2012, réussir à valoriser les calcins de verre dans l'industrie du verre plat permet de maximiser les prix de revente (en raison de la qualité supérieure) et de s'assurer des débouchés plus larges. Le prix du calcin de verre varie de 3 à 75 $/tonne selon le niveau de contamination et la transmission optique<fnref n="119" />.

doi:10.2760/750646, PUBSY No. JRC108692

https://publications.jrc.ec.europa.eu/repository/bitstream/JRC108692/kj1a28816enn.pdf

<footnote n="118">¹¹⁸ https://www.isover.fr/services-aux-pros/isover-recycling#:~:text=La%20laine%20de%20verre%20est,%25%20et%20%C3%A0%20l'infini%20!&text=Si%20la%20majeure%20p-artie%20du.verre%20peut%20encore%20%C3%AAtre%20augment%C3%A9.</footnote>

<footnote n="117">¹¹⁷ https://www.ecologie.gouv.fr/produits-et-materiaux-construction-du-secteur-du-batiment-pmcb</footnote>

<footnote n="118">¹¹⁸ Innovative Recycling Of End Of Life Silicon PV Panels: Materials Recovering And Glass Re-Use, Audoin et al. 2019</footnote>

<footnote n="119">¹¹⁹ A techno-economic review of silicon photovoltaic module recycling, Deng et al. 2019.</footnote>
Cela permet également d'approvisionner la filière du photovoltaïque dans une optique d'économie circulaire au sein de cette industrie. La filière aura besoin, pour soutenir la croissance attendue du secteur du photovoltaïque et respecter les objectifs environnementaux des États membres, de pouvoir incorporer du calcin dans la fabrication du verre plat pour diminuer l'impact environnemental de la production de panneaux. Cela nécessite une excellente traçabilité et maitrise de la composition du verre généré pour en garantir les propriétés nécessaires à leur utilisation en photovoltaïque.

## 2. SILICIUM

Le silicium est le semi-conducteur utilisé dans les panneaux des technologies au silicium.

Comme indiqué en partie 2.2.3.3, il y a différentes qualités de silicium. Les cellules photovoltaïques contiennent du silicium de qualité solaire (polysilicium) d'une ultra-haute pureté pour en garantir les propriétés semi-conductrices. Il subit ensuite des traitements pour être utilisés dans la cellule. L'enjeu lors de l'étape de recyclage est de récupérer un silicium le plus pur possible pour maximiser le coût de revente et élargir les marchés intéressés.

Actuellement, les différents procédés n'arrivent cependant pas à atteindre un recyclage du silicium de qualité solaire en situation industrielle. Les procédés arrivent au mieux à un recyclage de qualité métallurgique.

Comme tous les matériaux stratégiques, la tension sur la demande de la matière se reflète sur les prix très fluctuants du silicium.

Comme le relève un article de septembre 2021, une augmentation inattendue de la demande de silicium, principalement de la part des industries de l'énergie solaire en Chine, en Europe et aux États-Unis, a entraîné d'importants déficits et alimenté une hausse des prix qui était jugée comme ne montrant aucun signe de ralentissement.

<figure><img src="image_50.png" /><figcaption>Figure 51 : Évolution des prix du silicium jusqu'en septembre 2021 (source : Reuters d'après Refinitiv Datastream)</figcaption></figure>

L'industrie de l'énergie solaire représente environ 18 % de la demande mondiale de silicium en 2019 d'après des données du BRGM, et 6 % de la demande européenne entre 2012 et 2016.
<figure><img src="image_51.png" /><figcaption>**Figure 52 :** Usage du silicium métal en 2019 dans le monde<fnref n="120" /></figcaption></figure>

<figure><img src="image_52.png" /><figcaption>**Figure 53 :** Usage du silicium métal en Europe (moyenne annuelle 2012-2016)<fnref n="121" /></figcaption></figure>

À l'image de la crise sur les semi-conducteurs dans le secteur informatique ou automobile, liée non pas à une demande insuffisante en matériau mais à des capacités de productions qui n'ont pas pu réagir au rebond post-COVID<fnref n="122" />, il peut y avoir un risque pour l'industrie photovoltaïque concernant la production des composants des panneaux photovoltaïques contenant du silicium.

Il y a donc des enjeux en matière de vulnérabilité des approvisionnements de silicium pour différentes industries européenne, connu depuis de nombreuses années comme en témoigne l'inclusion du silicium dans la liste des Matières Premières Critiques de l'UE depuis 2014. Le recyclage des panneaux photovoltaïque est regardé d'un œil attentif car il pourrait permettre de réduire cette vulnérabilité, en l'associant à un redéveloppement d'une industrie de transformation européenne permettant de reconstituer des chaînes de valeur européennes.

Dans cette optique, l'ADEME a récemment lancé une étude sur le développement de l'industrie photovoltaïque française dont l'objectif est « d'identifier les points bloquants à une renaissance du développement de l'industrie photovoltaïque en France et de proposer les trajectoires et scénarios permettant de faire émerger une industrie photovoltaïque compétitive et pérenne sur le territoire national. ». Cette étude devrait être terminée à l'automne 2022¹²³.

Cependant, en l'état actuel des connaissances, il semble difficile de pouvoir purifier le silicium des panneaux en fin de vie pour un usage dans l'industrie photovoltaïque. Il faut cependant mentionner les belles avancées dans le recyclage des déchets de production (kerf) de ROSI Solar<fnref n="124" /> qui permet d'éviter la perte de matière lors de la production des panneaux. Un usage du silicium issu des déchets de panneaux solaires en fin de vie dans la filière électronique est encore plus improbable car le silicium utilisé dans cette industrie est de qualité encore supérieure.

Il peut cependant utilement alimenter :

- l'industrie métallurgique (alliages d'aluminium), où « le silicium métal améliore la coulabilité et réduit le coefficient de dilatation thermique »<fnref n="125" />. Ces alliages Al-Si sont utilisés dans différents secteurs industriels tels que l'automobile, l'aviation, le transport maritime, le bâtiment, les équipements ménagers, les câbles électriques, et les emballages. Ils sont généralement fabriqués à partir de silicium métal de qualité métallurgique, dit « MG », d'une pureté proche de 99 %.

<footnote n="120">¹²⁰ https://www.mineralinfo.fr/fr/ecomine/silicium-un-element-chimique-tres-abondant-un-affinage-strategique</footnote>

<footnote n="121">¹²¹ EU Critical raw materials factsheets, European Commission, September 2020</footnote>

<footnote n="122">¹²² https://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/semi-conducteurs-l-acces-aux-metaux-strategiques-source-de-la-prochaine-crise-897132.html</footnote>

<footnote n="123">¹²³ D'après le cahier des charges de l'étude.</footnote>

<footnote n="124">¹²⁴ https://www.rosi-solar.com/kerf-recycling/</footnote>

<footnote n="125">¹²⁵ https://www.mineralinfo.fr/fr/ecomine/silicium-un-element-chimique-tres-abondant-un-affinage-strategique</footnote>
- L'industrie des silicones (huile, gel, résine, gomme). Leur fabrication fait intervenir le silicium métal de pureté généralement inférieure à 99,9 % (ou « 3N » pour le nombre total de 9)<fnref n="126" />.

### 3. SEMI-CONDUCTEURS UTILISES DANS LES TECHNOLOGIES EN COUCHE MINCE

Comme indiqué dans la partie 2.3.1, il est attendu un déploiement limité des panneaux de technologies CdTe du fait de la rareté du tellure. En effet, la rareté de certaines matières et leur coût important résultant de leur rareté est apparu - au fil du développement de la filière - comme une barrière potentielle au développement des couches minces et à la baisse des coûts de production<fnref n="127" />. Le risque concerne surtout l'indium et le tellure, utilisés dans les technologies de couche mince CdTe et CIGS.

9 % de l'indium est utilisé dans l'Europe pour les cellules photovoltaïques en 2019, alors que 60 % sert à la fabrication de téléviseurs à écrans plats (LCD).

<figure><img src="image_53.png" /><figcaption>Figure 54 : Usage de l'indium dans l'Union Européenne en 2019¹²⁸</figcaption></figure>

Concernant le tellure, peu d'informations sont disponibles sur son utilisation en Europe. Au niveau mondial en 2017 le solaire photovoltaïque représentait 40 % de son utilisation, les composants thermoélectriques 30 %, la métallurgie 15 %, le caoutchouc 5 % et 10 % d'autres usages<fnref n="129" />.

L'industrie photovoltaïque des couches minces est donc intéressée pour récupérer ces matières en fin de vie et pouvoir maintenir ou développer la production grâce à ces matières premières secondaires.

À l'avenir, les produits en fin de vie contenant de l'indium ou du tellure pourraient représenter une source importante de ces métaux127. Le recyclage de l'indium et du tellure provenant de plusieurs utilisations finales est en effet possible et des taux de récupération très élevés ont été signalés. L'indium est de plus en plus récupéré à partir du processus de dépôt d'oxyde d'indium et d'étain (ITO) dans la fabrication d'écrans à cristaux liquides (LCD), qui représente plus de 50 % de la demande primaire d'indium. Il était estimé en 2011 que les taux de recyclage de l'indium des LCD pourraient atteindre 92 % sur la base des recherches existantes. Des taux de récupération moyens d'environ 90 à 95 % sont possibles pour le Te des cellules CdTe en fin de vie. Le recyclage de l'indium des modules CIGS semble moins bien développé et les futurs taux de recyclage des modules CIGS en fin de vie étaient estimés encore incertains<fnref n="127" />.

<footnote n="126">¹²⁶ https://www.mineralinfo.fr/fr/ecomine/silicium-un-element-chimique-tres-abondant-un-affinage-strategique</footnote>

<footnote n="127">¹²⁷ Materials availability for thin film (TF) PV technologies development: a real concern? Candelise et al., 2011</footnote>

<footnote n="128">¹²⁸ EU Critical raw materials factsheets, European Commission, September 2020</footnote>

<footnote n="129">¹²⁹ Fiche de synthèse sur la criticité des métaux - Le tellure - Septembre 2018
https://www.mineralinfo.fr/sites/default/files/documents/2020-12/fichecriticite181026.pdf</footnote>