Le 18 juin dernier, Ségolène Royal a présenté le projet de loi sur la transition énergétique. Elle a souligné à cette occasion que le nouvel appel d'offres pour les installations photovoltaïques de puissance supérieure à 250 kWc (aussi appelé CRE 3) serait lancé cet été. Avec cette annonce sans autres précisions sur le déploiement du photovoltaïque, les acteurs du PV qui espéraient au moins entendre un objectif revalorisé de la puissance PV à l'horizon 2020 restent sur leur faim, même si le projet de loi donne par ailleurs les bonnes orientations …

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Les grandes lignes du projet de loi sur la transition énergétique se déclinent, sans surprise, selon quatre axes : baisser la part du nucléaire dans la production d'électricité de 75% aujourd'hui à 50% à l'horizon 2025 ; augmenter la part des énergies renouvelables ; favoriser la rénovation énergétique pour les particuliers ; et promouvoir la voiture électrique. Pour le déploiement des énergies renouvelables, la ministre a pris pour exemple le projet Tiper avec un parc photovoltaïque et la vente de gré à gré de l'électricité solaire produite à un prix compétitif et garanti sur trente ans en vertu d'un contrat signé entre Solairedirect et le fournisseur d'électricité Séolis, un exemple susceptible d'être généralisé à l'échelon national. Les travaux de construction de la centrale PV ont récemment démarré à Thouars, en Poitou-Charentes (Photo : Ségolène Royal et Thierry Lepercq, président de Solairedirect. Pour plus de détails, cliquer ici)

Pas de calendrier précis pour le photovoltaïque mais la promesse d'un appel d'offres
En mai dernier*, la ministre avait encore avancé que l'appel d'offres CRE 3 serait lancé « avant l'été ». Pourtant, le maintien même des AO continue à faire débat, alors qu'une analyse de la CRE sur les coûts et la rentabilité des EnR va jusqu'à préconiser leur généralisation à l'ensemble des filières matures (voir notre article ), que l'Union européenne abonde aussi dans ce sens et que l'Allemagne prévoit en outre de passer à ce modèle en 2017 dans le cadre de sa réforme sur les modes de soutien aux énergies renouvelables (voir notre article). Tout ceci en dépit des nombreuses remarques quant à l'(in)efficacité du dispositif par rapport aux objectifs qu'il est censé permettre d'atteindre mais aussi des études qui contestent leur utilité réelle et prouvent leur effet contre-productif, avec un effet néfaste surtout sur les PME. Une étude de l'IZES (un institut dédié aux systèmes énergétiques du futur en Allemagne) est édifiante sur ce point. Voir ici

L'association Hespul estime pour sa part que les résultats des appels d'offres pour le photovoltaïque sont mitigés en France. Nombre de projets ont été sous-estimé au niveau prix, et ne sont donc pas réalisés. À l’inverse, les appels d’offre peuvent très souvent mener à des prix plus élevés que ce que permettrait le tarif d’achat. Dans le cas des appels d’offres pour les installations photovoltaïques de moins de 250 kW en 2012/2013, les projets retenus affichaient des prix entre 194 et 231 €/MWh, soit 8 à 14% plus cher que les tarifs d’achat en cours au même moment pour des installations pourtant plus petites (36 et 100 kW).

Le gérant d'une PME active dans les installations photovoltaïques, qui a préféré garder l'anonymat, souligne, pour sa part, que « Les appels d'offres ne visent qu'une chose : contrôler le développement des énergies renouvelables. La procédure représente un surcoût énorme pour les petits développeurs. Une PME ne peut pas soumettre de projets en direct, il lui faut par exemple d'abord trouver un investisseur à cause des importantes garanties financières demandées, et signer un accord de R&D avec un organisme certifié. Pour les PME, les appels d'offres représentent donc une « double peine ». Il faut déjà 3 à 4 années de travail pour développer un projet de centrale PV au sol, la procédure d'appel d'offres ajoute encore 12 à 18 mois de plus. D'où un chiffre d'affaires et un marché qui se développent moins vite. Et le tout avec seulement une chance sur vingt de voir son projet retenu. Sans même parler des coûts induits pour le traitement par l'état, par l'Ademe, par les préfectures et les administrations régionales pour les permis de construire, etc, c'est un véritable gâchis économique ! »

* Cette déclaration avait été faite lors de la conférence de presse du 7 mai annonçant les lauréats du 2e appel d'offres pour l'éolien en mer avec l'attribution des deux parcs d'Yeu-Noirmoutier (Vendée) et du Tréport (Seine-Maritime) à GDF Suez associé au groupe portugais EDP Renewables et à la société française Neoen Marine.

Selon IHS Technology, après un faible 1er semestre 2014, le marché de la chaîne d'approvisionnement du photovoltaïque (incluant le silicium, les tranches, les cellules solaires et les panneaux PV) devrait croître de 24% au 2e semestre, à 28,7 milliards de dollars, grâce à une progression notable de près de 30% des ventes de panneaux photovoltaïques …



Le chiffre d'affaires mondial réalisé dans le PV (silicium, wafers, cellules solaires et panneaux PV) aurait atteint 23,1 milliards de dollars au 1er semestre, en hausse de seulement 1% comparé au semestre précédent. Sur l'ensemble de l'année 2014 comparé à 2013, IHS prévoit une augmentation des ventes dans tous les secteurs : +36% pour le silicium, +35% pour les tranches de silicium, +18% pour les cellules solaires et +17% pour les panneaux PV. Les prix moyens de vente ne devraient baisser que modérément en 2014. Selon Jessica Jin, analyste PV chez IHS, « le déploiement du photovoltaïque a ralenti au 1er semestre 2014 parce que le marché n'a démarré que lentement en Chine en début d'année. Le rythme des installations va toutefois s'accélérer au 2e semestre pour atteindre +24%, en termes de puissance grâce à des marchés porteurs comme la Chine, le Japon, les Etats-Unis et le Royaume-Uni avec des croissances de plus de 10% qui compensent largement le déclin sur des marchés historiques tels que l'Allemagne, l'Italie et la Grèce. »

A plus long terme, IHS prévoit une croissance moyenne annuelle de 10 à 15% de la demande dans le PV jusqu'en 2018, à plus de 70 GW à cette échéance (contre 47 GW en 2014). Ceci entraînera nécessairement des investissements dans l'outil de production. Une nouvelle phase d'expansion démarrerait donc dès cette année qui se traduirait, d'ici 4 ans, par une hausse de la capacité de production dans tous les secteurs, et plus précisément de 95000 tonnes dans le silicium, de 28 GW dans les tranches de silicium, de 27 GW dans les cellules solaires et de 23 GW dans les panneaux photovoltaïques.

En Italie, le gouvernement annonce une refonte du dispositif des tarifs d'achat octroyés aux centrales photovoltaïques de plus de 200 kW, et ce rétroactivement. Différente du coup de massue qui vient d'être entérinée en Espagne (voir notre article), cette réforme oblige les exploitants de centrales PV à choisir entre la peste et le choléra, estime la société de conseil New Energy Projects …

New Energy Projects illustre la réforme de la réglementation tarifaire en prenant pour exemple une centrale PV de 990 kW mise en service en juin 2011 – le contrat court donc encore 16,5 ans – avec un tarif d'achat de 29,10 c€/kWh. Si le dispositif actuel était maintenu, l'exploitant toucherait 4,8 millions d'euros d'ici la fin de son contrat d'achat. Si la loi est votée telle qu'elle a été présentée, le gestionnaire GSE ne rétribuera plus les exploitants d'installations existantes sur leur production réelle à partir du 1er juillet 2014, mais leur paierait un montant mensuel fixe pour 90% de leur production. Une régularisation par rapport à la production réelle interviendrait en juin de l'année suivante. Pour notre exemple de centrale PV de 990 kW, la réforme offre à l'exploitant le choix entre deux options : soit le paiement du tarif d'achat sur 90% de la production pendant les 16,5 années restantes, soit 4,3 M€ (ce qui représente une perte de 500 k€) ; soit une rétribution assortie d'un % de baisse chaque année qui lui permet de récupérer 4,8 millions d'euros mais au terme d'un contrat d'achat prolongé jusqu'à 24 ans (voir le tableau ci-contre).

Le gouvernement a apparemment déjà voté la réforme et le parlement doit maintenant légiférer d'ici 60 jours. Pour les opposants, le débat parlementaire reste le seul espoir d'obetenir une modification du projet dans l'intérêt des investisseurs.

D'après New Energy Projects, quelque 8600 exploitants de centrales PV (sur un total d'environ 200000) seraient touchés par la réforme. Ces 8600 exploitants toucheraient environ 60% des subsides payés par le gestionnaire GSE.

Après l'officialisation le 16 juin dernier de la reprise de l'usine de Bosch à Vénissieux par Sillia Énergie (groupe Sofie), le fabricant breton de panneaux photovoltaïques, la nouvelle entité Sillia VL (pour Vénissieux-Lannion) est désormais lancée. L'usine va pouvoir recommencer à monter en puissance après 7 mois d'arrêt avec 128 salariés sur les 240 que comptait le site avant le désengagement de Bosch. Le groupe Sillia compte développer l'activité industrielle et porter sa capacité totale d'assemblage de panneaux PV à 260 MWc …


La capacité d'assemblage s'élève aujourd'hui à 60 MW à Lannion et à 150 MW à Vénissieux. Après son opération de reprise menée en partenariat avec Urbasolar, avec le soutien du groupe Bosch (qui apporte une aide financière de 9,1 millions d'euros sur 3 ans) et des pouvoirs publics, Sillia se voit comme un leader industriel du photovoltaïque en France ainsi que comme un outil essentiel pour accompagner des projets PV sur l'Hexagone comme ailleurs dans le monde. Le groupe viserait un chiffre d'affaires de 20 millions d'euros cette année et de près de 90 millions d'euros l'an prochain, selon des informations publiées par La Tribune, une progression qui tient compte du volume des projets lauréats du dernier appel d'offres pour lesquels il fournira des panneaux PV. Concernant la charge de travail, des volumes mensuels avaient été prévus dans le plan de reprise (voir notre article)

La branche solaire du Syndicat des énergies renouvelables (SER-Soler) s'est félicitée de cette annonce et de la reprise de l'activité sur le site de Vénissieux dans un communiqué de presse, et a rappelé que l’industrie française du solaire photovoltaïque est une réalité avec une dizaine de fabricants de modules PV et/ou de cellules solaires cumulant une capacité de production d'environ 600 MW et près de 200 industriels répartis sur l’ensemble de la chaîne de la valeur. Jean-Louis Bal, président du SER, a aussi rappelé que « la filière doit pouvoir compter sur des volumes suffisants et récurrents, et la relance des appels d'offres pour les grandes installations ainsi qu'un système tarifaire révisé pour les plus petites installations doivent permettre aux industriels français de consolider leurs références nationales pour se développer à l'export. »

La jeune pousse californienne Silevo, inventeur d'une nouvelle architecture de cellules solaires, devrait passer dans le giron de l'installateur américain SolarCity, leader dans les centrales photovoltaïques pour le résidentiel, en vertu d'un accord que viennent de signer les deux parties avec, à la clé, l'annonce d'un investissement massif dans une usine d'assemblage de plus de 1 GW/an (cellules solaires et panneaux PV) dans l'état de New York d'ici 2016, sur un site non précisé mais où Silevo avait déjà entamé des négociations pour monter une usine de 200 MW …

La transaction devrait coûter entre 200 et 350 millions de dollars, avec des paiements échelonnés selon l'évolution des activités reprises en termes de volume et de coûts. Silevo dispose aujourd'hui d'une capacité de production de 32 MW. Sa technologie Triex utilise une architecture de cellule solaire à jonction tunnel avec laquelle un rendement de conversion de 22,1% a été atteint fin 2012. SolarCity a maintenant fixé l'objectif à 24%. La technologie se distinguerait aussi par un comportement plus performant en température et par un coût de production moindre que les panneaux PV conventionnels. Silevo avait aussi dévoilé un panneau photovoltaïque de 355 Wc, avec 72 cellules solaires Triex de 156 mm de côté, à la mi-2013 (validé par le laboratoire Renewable Energy Test Center (RETC), partenaire de TÜV SÜD aux Etats-Unis pour les test PV). La société revendique ainsi une performance supérieure de 20% comparé aux fournisseurs faisant appel à des cellules solaires conventionnelles de 125 mm de côté (tranches de silicium de 5 pouces). Enfin, Silevo avait par ailleurs signé récemment un accord de distribution avec Krannich Solar.

SolarCity entre ainsi dans l'arène des quelques « grands » du photovoltaïque en Amérique du Nord, et disposera donc, comme First Solar, SunPower et SunEdison, d'une production intégrée depuis l'assemblage de panneaux PV jusqu'à l'installation. L'Américain explique cette acquisition avec son souhait d'accélérer le déploiement massif des énergies renouvelables, sur la base du solaire dont les rayonnements fournissent à la terre autant d'énergie que la consommation annuelle de la population mondiale toutes sources confondues, détaillée sur le blog des dirigeants de SolarCity, Elon Musk, Lyndon Rive et Peter Rive (respectivement président, CEO et CTO). Dans ce contexte, la firme craint une pénurie de panneaux PV à moyen terme, par exemple d'ici 2 à 3 ans. SolarCity croit à l'avenir du solaire, et pense que l'énergie photovoltaïque deviendra la source prédominante d'énergie d'ici 25 ans, ce qui nécessiterait le déploiement de 400 GW de panneaux PV. Pour cela, les coûts de production doivent encore baisser afin que, in fine, le déploiement du solaire puisse s'affranchir des subventions. Une production intégrée semble être la meilleure stratégie pour y arriver.

REC Solar a signé un accord de coopération avec Sika, un spécialiste de la couverture, et Centroplan, une société offrant des systèmes de montage pour le photovoltaïque en toiture, afin d'offrir des solutions complètes avec, d'une part, une étanchéité garantie sur 20 ans avec une couverture rigide ou membrane flexible Sika pour des applications dans le photovoltaïque commercial et industriel, sur toits plats ou inclinés dès lors que l'installation PV est réalisée par une société certifiée, et d'autre part une offre Centroplan pour le montage …

Sunpower vient d'obtenir un accord de financement d'un montant de 200 millions de dollars auprès de la Banque Admirals de Boston, dans le Massachusetts (Etats-Unis). La firme compte utiliser cette ligne de crédit dans le cadre de son programme «  Sunpower Loan » pour financer des centrales photovoltaïques dans le résidentiel (maisons particulières) par le biais de prêts pouvant atteindre 60000 $ par site.

Voltalia, développeur et exploitant de parcs d’EnR, lance aujourd'hui une augmentation de capital, d'un montant d'environ de 119 M€ (qui peut être porté à 157 M€ au maximum). Les fonds levés serviront surtout à financer le développement et la construction de nouvelles centrales éoliennes et solaires, en France et au Brésil. La firme a par ailleurs signé un contrat de service d'exploitation et de maintenance avec les sociétés grecques du groupe China New Era, une filiale de la société nationale chinoise CECEP (China Energy Conservation and Environmental Protection). Le contrat porte sur les 68 centrales solaires de ce groupe chinois installées en Grèce et en fonctionnement depuis 2013, qui représentent une capacité cumulée de 30,5 MW. Déjà présent en Grèce à travers ses propres centrales solaires, Voltalia devient donc sous-traitant de services pour des clients tiers en Grèce.

L'EPIA, association de l'industrie européenne du photovoltaïque, vient de se doter d'un nouveau reponsable exécutif en la personne de James Watson qui a occupé le poste de directeur de la communication chez Weber Shandwick ces six dernières années …

James Watson prendra ses fonctions en juillet prochain. Pour Oliver Schäfer, président de l'EPIA, « James Watson apporte 16 années d'expérience dans les relations politiques et le développement de stratégies et est donc la personne capable de contribuer à la transition énergétique et d'assurer que le photovoltaïque jouera un rôle crucial dans le bouquet énergétique. »

Pour réduire la consommation énergétique de son aéroport, Baltra, une petite île de l’archipel des Galapagos, s'est équipée d'une centrale photovoltaïque de 352 panneaux solaires réalisée par Ingeteam. Cette centrale donne à cet îlot isolé une certaine indépendance énergétique et une connotation « protection de l'environnement » appréciable pour cet espace écologique …


Petite île déserte de l’archipel des Galapagos, Baltra avec ses 27 km2 de superficie totale accueille le principal aéroport des îles Galapagos. Le système photovoltaïque de 81 kWc qui vient d'être installé comprend 352 panneaux solaires et 3 onduleurs Ingeteam de type INGECON SUN 25 U, conformes à la législation américaine UL1741, convenant à une installation en extérieur (NEMA 3R/IP54) et permettant un rendement maximum de 96,1 %. Jusqu'ici, l’électricité était exclusivement fournie par deux générateurs diesel, avec une production de 1200 GWh/an. Le système photovoltaïque devrait produire, lui, un peu plus de 141 GWh d’énergie renouvelable par an, soit une réduction des dépenses en combustible de quelque 12%.

Selon diverses sources consensuelles, la puissance photovoltaïque installée en Allemagne cette année n'atteindra pas l'objectif minimal visé par le gouvernement, même révisé à la baisse à 2,5 MW. Après les faibles volumes enregistrés du 1er janvier 2014 à fin mai, chiffrés par le syndicat professionnel BSW-Solar à 818 MW*, les débats actuels autour de l'instauration d'une EEG-Umlage (l'équivalent de la CSPE en France) sur l'auto-consommation de l'électricité produite par des générateurs solaires en activité et/ou seulement à venir, ou seulement pour ceux au-delà de 10 kW (voir notre article) voire 30 kW ou même 100 kW, ne risquent pas de relancer la dynamique …

Normalement, le parlement allemand doit se prononcer vendredi prochain sur le projet de loi.

Selon BSW-Solar, le coût de production de l'électricité solaire est moins élevé en Allemagne que dans la plupart des autres pays du monde. Les prix clés en mains des systèmes PV auraient baissé de 25% depuis début 2012, alors que les aides financières auraient été réduites de plus de 50% dans le même laps de temps et continuent de baisser chaque mois. Ce contexte a déjà entraîné une chute du déploiement annuel de quelque 60% sur l'année 2013 et a maintenant occasionné un recul de 45% en seulement cinq mois.

0, 10, 30 ou 100 kW
Lors des discussions, tant parlementaires qu'officieuses, au sujet de la réforme sur la réglementation tarifaire des EnR en général et du photovoltaïque en particulier, il a notamment été question de supprimer la limite de puissance de 10 kW (appelée «  Bagatellgrenze », en allemand, soit « limite d'insignifiance » en traduction littérale !) des centrales PV à partir de laquelle on imposerait une taxe d'exploitation sur l'électricité auto-consommée. D'aucuns souhaiteraient soumettre toutes les installations PV existantes quelles que soient leur taille et leur finalité à une « CSPE » de 40% de la EEG-Umlage qui se situe actuellement à 6,24 c€/MWh. D'autres estiment que l'imposition des seules futurs générateurs solaires créerait une discrimination et préconisent donc une taxe EEG même sur l'existant. A l'opposé, divers secteurs industriels et groupements professionnels militent, par contre, pour porter cette limite de puissance à 30 kW, voire 100 kW.

Que l'on veuille faire participer les exploitants de centrales photovoltaïques aux coûts de la transition énergétique semble légitime mais ceci devrait se faire plutôt par le biais des frais de raccordement au réseau électrique, estime ainsi le ZVEH (Zentralverband der Elektrohandwerker, groupement des artisans électriciens). De fait, une telle taxe pénaliserait très fortement l'innovation et les pionniers du solaire, et entraînerait une démotivation quasiment totale pour les énergies vertes.

* La Bundesnetzagentur a publié des volumes de 193 MW pour janvier, 110 MW en février, 156 MW en mars et 163 MW en avril 2014. Les chiffres de mai ne seront publiés en principe qu'à la fin juin.

Le Chinois JA Solar lance la production de volume de panneaux photovoltaïques intégrant sa cellule solaire de nouvelle génération Percium, pour laquelle la firme revendique un rendement de conversion de 20,4% en moyenne, ce qui serait une première pour cette technologie. Le panneau PV 6x10 Percium (soit avec 60 cellules solaires) afficherait 285 Wc dès les séries initiales, avec un objectif de 290 Wc d'ici la fin 2014. Pour ce produit, la capacité d'assemblage de JA Solar atteindrait 170 MW fin 2014 et serait doublée l'an prochain …

Les panneaux PV à cellules Percium étaient déjà disponibles depuis le début de l'année sur divers marchés (Japon, Brésil, Israël, Chine, Allemagne), auraient surtout été bien accueillies par les clients européens et japonais. JA Solar a démarré l'assemblage sur une ligne de production, et prévoit de monter à quatre lignes d'ici octobre 2014, puis à huit lignes courant 2015.

Les cellules solaires Percium sont de facture classique avec un substrat silicium type P, mais semblent faire appel à un procédé de fabrication dit BSF (Back Surface Field) similaire à la technologie HIT de Panasonic (ex-Sanyo). Pour en savoir plus, un article de PV Magazine détaille les particularités des cellules solaires type P et N ainsi que la technique BSF : notre article

DuPont vient d'inaugurer officiellement une centrale photovoltaïque au sol de 4,5 MWc, située sur 6 ha du site de son usine de Cernay, en Alsace, qui a été reliée au réseau électrique en mars dernier. C'est le 13e générateur solaire que le groupe a installé sur ses terres. La centrale comprend 18400 panneaux PV de JinkoSolar, qui intègrent du matériel DuPont, notamment du Tedlar (le polyfluorure de vinyle pour le film arrière) et des pâtes conductrices Solamet. Elle a été réalisée par Hanau Energies en un temps record de deux mois, et bénéficie d'un tarif d'achat pour l'électricité PV produite que DuPont n'a pas souhaité nous dévoiler …


Photo de l'inauguration : Alain Bohrer du conseil communautaire de Thann Cernay, Pierre Vogt du conseil regional du Haut-Rhin, Jean-Luc Westphal, président de Hanau Energies (et exploitant d'une centrale PV en toiture, de 4,5 MW, détenue en propre à Weinbourg), François Horny et Catherine Goetschy, tous deux vice-présidents de la communauté de communes de Thann Cernay, et Mr. Bollaert, directeur du site DuPont à Cernay. Martin Virot, responsable DuPont France, et Michel Sordi, député-maire de Cernay, étaient également présents. [NDLR : la construction s'est faite en un temps record mais, selon des sources locales, les horaires de travail s'étendaient même au dimanche, alors que le travail dominical est totalement illégal en Alsace-Moselle]

L'Allemand Abakus solar finalise actuellement une centrale photovoltaïque au sol de 2,2 MWc à Seixal, près de Lisbonne, au Portugal, en coopération avec un partenaire local, FF Solar. Le site comprendra 8688 panneaux PV du Chinois Trina Solar. Abakus reste toutefois fidèle à SMA pour les onduleurs et installera pour la première fois la solution système SMA MV Power Station de son compatriote. Le projet se distingue par l'utilisation d'électricité solaire pour la construction et les besoins des machines et équipements de chantier grâce à un prototype de table solaire avec stockage par batterie (pour alimenter notamment l'éclairage de nuit du chantier pour une plus grande sécurité), supprimant ainsi la nécessité d'installer un groupe électrogène.

Le 3 juin dernier, BayWa r.e. a mis en service une centrale photovoltaïque au sol de 4,9 MWc, nommée Polmaugan, qui occupe près de 10 ha à Bodmin, en Cornouailles (Royaume-Uni). Il s'agit de la 5e ferme solaire réalisée outre-Manche par le développeur allemand ; elle comprend 18810 panneaux PV et 150 onduleurs string. L'électricité produite est vendue directement à une entreprise sise à proximité, avec un volume estimé à environ 5,13 millions de kWh/an. Au total, la firme créée en 2009 a déjà réalisé et raccordé au réseau électrique 110 MW de projets PV au Royaume-Uni. Elle vient par ailleurs de vendre la centrale PV de 19,5 MW de Great Glemham (Suffolk), finalisée à l'automne 2013, à l'investisseur Allianz Global Investors et de terminer une centrale PV de 18 MWc à Whitland (Pays-de-Galles). D'autres projets sont encore en construction et/ou développement.

L'Américain Tenaska Solar Ventures a finalement sélectionné son compatriote First Solar comme contractant général EPC (Engineering, Procurement and Construction) pour réaliser sa centrale photovoltaïque de 150 MW correspondant au projet Imperial Solar Energy Center West près d'El Centro, à l'Est de San Diego, en Californie. Initialement prévu en technologie photovoltaïque à concentration (CPV) avec le Français Soitec, le projet sera finalement un générateur PV classique, avec des panneaux à couches minces en CdTe montés sur des trackers …

Soitec n'a pas souhaité faire de commentaires sur cette annonce.


La centrale Imperial County Solar West est le 2e projet de Tenaska dans la région. Une première centrale de 130 MW, Imperial Solar Energy Center South, y a déjà été installée en 2012-2013, également par First Solar, qui peut ainsi recourir à un personnel déjà formé pour la nouvelle construction. Pour le financement de ce 2e projet, Tenaska a clos il y a quelques jours un tour de table de 450 millions de dollars auprès des banques Mitsubishi UFJ Financial Group, BNP Paribas, Royal Bank of Canada, Santander Bank, Helaba et DZ Bank. La construction devrait débuter avant la fin 2014, la centrale devant être pleinement opérationnelle en 2016. Pour l'en semble de l'électricité produite par la centrale, Tenaska a signé un contrat d'achat sur 25 ans avec San Diego Gas & Electric (SDG&E).

La centrale Imperial County Solar West devait initialement être réalisée en technologie CPV, selon un contrat préliminaire signé avec Soitec en mars 2011 pour une réalisation d'ici 2015. Un contrat d'achat de l'électricité avait également été conclu avec SDG&E. En avril dernier, Tenaska, ou plutôt sa filiale de développement dédiée à ce projet Csolar IV West, a toutefois décidé de réaliser la centrale en technologie photovoltaïque classique (voir notre article), après un premier amendement en octobre 2013 qui avait déjà réduit la partie CPV de 150 MW à seulement 67 MW. Selon un porte-parole de Tenaska, sa filiale Csolar IV West aurait finalement décidé de passer à du tout PV car il ne lui avait pas été possible de trouver un accord contractuel acceptable avec Soitec et son constructeur (EPC) dans les délais nécessaires pour pouvoir respecter le planning imparti de début et de fin de construction de la centrale.

La coupe du monde de football se déroule sous le signe de l'énergie solaire. Plusieurs stades ont en effet été équipés d'une centrale photovoltaïque. Ainsi, le stade Mineirão de Belo Horizonte dispose désormais d'une centrale PV de 1,4 Mwc, avec 5910 panneaux solaires installés sur 10000 m2 en toiture des tribunes, une réalisation de Martifer Solar qui aurait représenté un investissement de 15 millions de reals (près de 5 M€) …


Au moins quatre autres stades brésiliens ont déjà été ou seront prochainement agrémentés d'une centrale photovoltaïque : l'Arena Pernambuco de Recife et l' Estadio do Maracana de Rio de Janeiro disposent déjà de systèmes PV (respectivement 1 MWc et 390 kWc) réalisés avec des panneaux PV du Chinois Yingli Green Energy. Le stade Mane Garrincha de Brasilia et la Fonte Nova Arena de Salvador devraient suivre, probablement encore cette année, avec des générateurs de respectivement 2,5 MW (9600 panneaux PV) et 500 kW.

Martifer Solar a par ailleurs finalisé une centrale photovoltaïque de 11 MW à Ginasservis dans le Var, construite en seulement 10 semaines pour le compte du développeur et exploitant de centrales d'énergies renouvelables Eco Delta. Sur une surface d'environ 200000 m2, la centrale comprend 42592 modules sur structures fixes.

En Israël, la société Solargreen a été sélectionnée à l'occasion d'un appel d'offres pour installer une centrale photovoltaïque sur la toiture de la Knesset, une installation de 300 kW dont l'électricité produite sera autoconsommée par le bâtiment. Réalisé sur une surface de 4650 m2 dans le cadre du projet Green Knesset lancé le 1er janvier 2014, le projet devrait ainsi permettre à la Knesset de réduire d'un tiers sa consommation d'électricité tirée du réseau.

La Jamaïque dispose désormais d'une première grande centrale photovoltaïque. D'une puissance de 1,6 MW, cette dernière a été installée par IBC Solar en coopération avec la société locale SOFOS Jamaica sur les toitures de plusieurs bâtiments du complexe hôtelier The Grand Palladium Resort & Spa pour un investissement total de près de 2,5 millions d'euros, avec un retour total sur investissement de quatre ans. Selon un communiqué de presse, le complexe hôtelier consommera la totalité de l'électricité produite, ce qui représenterait quelque 16 millions d'euros sur les 30 ans de durée de vie attendue pour la centrale.

La filiale de production de la société allemande Sunways, en cours de liquidation, vient d'être cédée avec effet rétroactif au 1er juin 2014 à son compatriote Bluecell qui se propose de redémarrer l'assemblage de panneaux photovoltaïques. La capacité d'assemblage de l'usine d'Arnstadt (Allemagne) est d'environ 100 MW. Bluecell reprend tous les employés …

Selon le portail d'informations T-online, Centrosolar se préparerait à supprimer 76 des 200 emplois encore existants dans son usine d'assemblage de panneaux photovoltaïques située à Wismar, en Allemagne. Des négociations seraient en cours pour la vente du site.

L'Américain Stion, fabricant de panneaux photovoltaïques à couches minces en technologie CIGS et de solutions systèmes PV, prévoit d'augmenter la capacité de production de sa gamme de modules Elevation dès le 2e semestre 2014 puis de monter encore en puissance courant 2015. La firme s'attend à une hausse de la demande pour ses produits notamment sur le marché américain à la faveur de nouvelles taxes antidumping préliminaires de 18 à 35% imposées par les Etats-Unis sur les produits chinois importés.

Avec Thermoslate, la société ibérique CUPA, leader mondial dans la production et la commercialisation de l’ardoise, a conçu le premier panneau solaire thermique en ardoise naturelle. Il utilise les propriétés intrinsèques de ce matériau pour capter et redistribuer la chaleur au travers d'un circuit relié à la production d’eau chaude sanitaire (ECS). La solution est adaptée aussi bien aux bâtiments des collectivités qu'aux maisons et immeubles d'habitation …


Le panneau Thermoslate* s'installe simplement et ne nécessite aucune maintenance. Il répond autant aux exigences de l'esthétique qu'à celles de la réglementation européenne et française en matière de construction (avec notamment l’obligation de recours aux EnR introduite par la RT 2012). De dimensions compactes pour une surface de 1,2 m2 (239,3 x 54,1 x 3,7 cm), il se compose d’un fond de panneau en aluminium, d’un polystyrène extrudé conservant la chaleur récupérée, d’un élément absorbeur constitué d’une double plaque d’aluminium assemblée par la technologie Roll Bond (permettant de disposer de minces canaux au plus près du matériau chaud, en l'occurrence l’ardoise, pour un gain optimal et une quantité de fluide caloporteur par panneau inférieure à un demi-litre) et enfin, d’une ardoise naturelle collée sur le panneau à l’aide d'une résine thermique conductrice. Grâce à ses propriétés naturelles, le schiste capte la chaleur et la restitue dans les circuits du panneau Thermoslate. Selon Cupa, 98 % du rayonnement solaire reçu est ainsi récupéré, ceci sans dépasser une température de 95°C grâce à l’ardoise. Cette dernière caractéristique évite donc une surchauffe et/ou l’installation de systèmes contraignants et onéreux tels que des stores, radiateurs de surchauffe, vannes, etc. La régulation thermique offerte par l’ardoise permettrait en outre d’abaisser de près de 15 % la montée en température dans les combles grâce à la simple présence de tels panneaux en toiture.

L’énergie apportée par des panneaux Thermoslate peut servir à la production d’eau chaude sanitaire (reliée au ballon d’eau chaude d'un bâtiment individuel, collectif ou autre, une installation Thermoslate correctement dimensionnée peut fournir plus de 60 % des besoins annuels en ECS), ainsi qu'au chauffage d'un bâtiment ou de l'eau d'une piscine.

* Bénéficiant de la garantie décennale, le Thermoslate a d'ores et déjà obtenu un Avis Technique du CSTB (n°14+5/12-1820) et les certifications européenne Solarkeymark et allemande TÜV.

Dans le cadre de la rénovation énergétique de son siège social, le complexe Challenger à Guyancourt/Saint-Quentin-en-Yvelines près de Versailles, Bouygues Construction a choisi de s'équiper, entre autres, de 180 panneaux solaires hybrides – thermique et photovoltaïque – de la jeune pousse DualSun, afin de produire 70% de l’eau chaude sanitaire nécessaire au site. Le 180e et dernier panneau de l'installation a été installé sur le site par Jérôme Mouterde, président de la start-up marseillaise …


Vitrine technologique du groupe depuis ses débuts en 1988, Challenger regroupe des bâtiments d'une surface totale de 68000 m2 et accueille quelque 3400 employés. Avec sa rénovation, Bouygues vise à en faire l'un des tout premiers sites rénovés à énergie positive sans compromis sur le cadre de travail et le confort des collaborateurs. Outre une centrale photovoltaïque produisant 2600 MWh d'électricité destinée en majeure partie à être auto-consommée sur site (avec vente du surplus à un producteur d'énergie), Bouygues avait prévu une installation de panneaux solaires thermiques classiques puis a finalement opté pour la technologie DualSun. Résultat : aux 420 m2 de capteurs solaires thermiques ont été substitués 300 m2 de panneaux 2 en 1 DualSun, soit 180 modules hybrides PV+thermique. Pour son choix, le groupe s'est basé sur trois critères : performance (un système "bi-énergie" occupant moins de place), esthétique (des panneaux visuellement identiques aux modules PV classiques) et fiabilité (pas de surchauffe car la température ne dépasse pas 75°C).

Pour la production d’eau chaude sanitaire, les panneaux DualSun fonctionnent à basse température et sont couplés à des pompes à chaleur eau/eau, ce qui permet d'améliorer encore de 10% le rendement photovoltaïque. En plus de l’électricité et de l’eau chaude sanitaire, ils serviront à rafraîchir la boucle d’eau thermique pendant la nuit au cours des mois d’été. Enfin, lorsqu'il n’y a pas de soleil, la boucle d’eau thermique prendra le relais et servira de source de calories pour les pompes à chaleur. L’électricité produite par la face PV des panneaux 2 en 1 sera également auto-consommée sur site et le surplus vendu à un producteur d’énergie. L'eau chaude sanitaire produite couvrira, elle, 70% des besoins du restaurant d’entreprise, du club de direction et du gymnase.

La société allemande Photovolt Development Partner a signé un accord avec les Japonais Kyocera et Kyudenko ainsi qu'avec le groupe financier ORIX (ex-Orient Leasing) et la banque Mizuho en vue de réaliser une étude de faisabilité pour une centrale photovoltaïque de 430 MWc, qui serait installée sur l'île d’Ukujima au large des côtes de Nagasaki, au Japon, sur des terres agricoles sans pour autant les détourner de leur vocation première. Ce projet représenterait un investissement de 150 milliards de yens (plus d'un milliard d'euros) …


Ce projet, une fois réalisé, deviendrait la plus grande centrale solaire au monde connue à ce jour sur des terres agricoles, mais sans conflit d'usage. Des négociations sont en effet prévues avec les propriétaires par une société créée à cet effet, Ukujima Mega Solar Park Service (UMSPS), qui louerait des parcelles agricoles ou des terres arables abandonnées si le projet est considéré comme faisable. Les panneaux photovoltaïques seraient installés sur pilotis pour une exploitation simultanée des terres pour la production d’énergie et pour l’agriculture. Enfin, une société appelée TeraSol sera créée pour gérer l'exploitation de la centrale PV.

[b)Photovolt Development Partner a commencé l’étude de ce projet en avril 2013, en visant à la fois la protection de l'environnement et la revitalisation de l’économie de cette île isolée. La construction devrait démarrer au cours de l'année fiscale japonaise 2016, soit entre avril 2015 et mars 2016. Le projet couvrirait environ 25% de la superficie de l'île, mais pas d'un seul tenant, avec des modules solaires de la filière silicium multicristallin à haut rendement de Kyocera pour l’ensemble des 430 MW — soit plus de 1,7 million de modules — pour une production annuelle d'électricité estimée à 500000 MWh.

Selon les statistiques de l'ESTIF (European Solar Thermal Industry Federation), le marché européen du solaire thermique s'est à nouveau contracté l'an passé, à 2,14 GWth de nouvelle puissance ou 3,05 millions de m2 de nouvelle surface de capteurs thermiques installés, soit une baisse de 11,8% comparé à 2012. La base totale installée dans les 28 pays de l'Union européenne et en Suisse a atteint 30,2 GWth à fin 2013, soit 43,1 millions de m2 de capteurs. La puissance totale installée n'a augmenté que de 6,2% en 2013 par rapport à 2012 …


Avec la plus forte baisse (133 MWth, -23,7%) des principaux marchés en Europe en 2013, la France apparaît désormais en 6e position du classement par pays derrière l'Allemagne (714 MWth, -11,3%) qui caracole largement en tête, l'Italie (208 MWth, -10%)), la Pologne (192 MWth, -9,2%), l'Espagne (160 MWth, +1,3%) et la Grèce (159 MWth, -6,5%) mais devant l'Autriche (125 MWth, -13%). Pour Robin M. Welling, président de l'ESTIF, les raisons à ce déclin sont multiples, depuis la concurrence du photovoltaïque (trop avantagé par les tarifs d'achat), le manque d'installateurs et de compétences ou encore des prix trop élevés. Ce dernier facteur serait particulièrement responsable de la piètre performance sur le marché du solaire thermique en France. S'y ajoute la réglementation thermique actuelle (RT 2012) qui est défavorable au solaire thermique, un problème que nous avons déjà évoqué (voir notre article).

Le marché européen du solaire thermique a représenté un chiffre d'affaires de 2,3 milliards d'euros et a créé quelque 26700 emplois en 2013. A noter aussi que certains segments de marché, tels que les gros systèmes pour le chauffage collectif, affichent une croissance intéressante, autant en nombre d'installations qu'en termes de puissance.

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Enphase Energy a choisi la manifestation Intersolar Europe 2014, qui s'est récemment déroulée à Munich, pour lancer sa 4e génération de micro-onduleurs eet étendre sa présence sur le marché européen (voir également notre article). Conçu sur les fondations de la plate-forme existante, il affiche, outre une puissance de sortie de 250 W, un design plus compact sur sa carte électronique pour une fiabilité améliorée et une disponibilité supérieure à 99,8%. Une success story dans le secteur de l'énergie, 2 épisode …


Après une version américaine dévoilée lors du salon Intersolar North America 2013 en juillet dernier, le micro-onduleur M250 arrive désormais en version européenne sur le Vieux continent après des batteries de tests dédiés dans les laboratoires d'essais de la société pendant plus d'un million d'heures. Comparé au modèle M215, le M250 affiche un meilleur rendement de conversion – de 95,7% contre 95,4% – et une compatibilité avec des panneaux photovoltaïques de 210 à 310 Wc contre 190 à 270 Wc jusqu'ici. Sa puissance de sortie peut atteindre 258 W, contre 225 W auparavant. Enfin, si l'apparence du coffret a légèrement changé, il est toujours classé IP67 et parfaitement hermétique grâce à un remplissage spécial de résine.

Le nouveau micro-onduleur M250 est désormais disponible au Royaume-Uni, en France, au Benelux, en Suisse, en Allemagne (pour des systèmes jusqu'à 4 kWc) et en Italie (jusqu'à 3 kWc). Le M215 reste disponible en Europe où il peut encore constituer une solution de choix selon les caractéristiques d'une installation notamment avec des panneaux PV de 250 à 270 W. D'ailleurs, les accessoires fournis pour les micro-onduleurs comme, par exemple, le câble d'installation Engage, sont les mêmes pour les deux modèles.

Avant l'introduction de la nouvelle génération de micro-onduleurs, Enphase avait déjà fait évoluer la passerelle de communication Envoy, qui inclut désormais une connexion Wifi, et amélioré sa plateforme pour le logiciel de monitoring Enlighten pour la rendre plus conviviale (voir notre article). Parallèlement, après être devenu le leader dans les onduleurs pour le marché résidentiel aux Etats-Unis, avec une part de marché de 53,5% en 2012 selon une étude d'IHS, Enphase étend sa présence sur les marchés à l'international, notamment en Europe avec une percée notable au Royaume-Uni ainsi qu'en France et aux Pays-Bas, mais aussi en Asie et en Australie, un pays où la société voit un marché prometteur car très orienté vers les toitures résidentielles. Nous reviendrons avec plus d'informations à ce sujet dans un prochain numéro ...

Dans une étude intitulée « le coût de production futur du nucléaire exploité au-delà de 40 ans »*, Greenpeace établit que, avec un coût compris entre 40 et 80 €/MWh, l'électricité produite par l’éolien terrestre est d'ores et déjà compétitive avec l'électricité nucléaire, mais aussi que l'électricité solaire le serait dès 2018 et l’électricité à partir de l'éolien maritime à partir de 2020. Ceci face à un coût moyen de 133 €/MWh pour l'électricité nucléaire avec des réacteurs anciens rénovés …


Perspectives des coûts de production d’électricité par panneaux solaires photovoltaïques (petites et grandes centrales) estimés par Greenpeace et d’autres organisations nationales et internationales : de 60 à 115 €/MWh en 2020, et de 40 à 90 €/MWh en 2030.

En se basant sur un coût de rénovation des anciens réacteurs existants en France avec un investissement de 4,4 milliards d'euros par réacteur (rapport Wise) pour garantir des conditions de sûreté proches de celles de l’EPR, le coût de l’électricité nucléaire atteindrait 133 €/MWh en moyenne sur la période 2015-2030. L'électricité produite à partir de sources d'énergies renouvelables serait donc largement compétitive avec le nucléaire. Ainsi, l'électricité PV serait compétitive en 2018 face à un réacteur nucléaire ancien-rénové et une exploitation sur 10 ans, et en 2025 face au nucléaire-rénové (voire au nucléaire de type EPR) et une exploitation sur 20 ans.

* L'étude repose sur les expertises indépendantes de Global Chance et de Wise-Paris et utilise la méthode du coût courant économique (proposée par la Cour des comptes) pour évaluer les coûts de production du nucléaire. Concernant ceux des renouvelables, les données utilisées sont celles fournies par différents acteurs institutionnels et industriels tels que l’AIE, Fraunhofer, l’IRENA, l’EWEA, l’EIA, la Cour des comptes ou encore l’ADEME.