L R AS Publié le lundi 11 janvier 2021 - n° 345 - Catégories : le Fil de la Semaine

Le Fil de la Semaine n° 345 du 11 janvier 2021

LES POINTS IMPORTANTS DE L'ACTU DE CETTE SEMAINE

S'il n'y avait que cinq textes à lire cette semaine :

FRANCE  

    *  La baisse des tarifs d'achat d'avant 2011, validée mais encadrée par le Conseil Constitutionnel

    *   Résultat de l'appel d'offres CRE4 innovation et stockage en ZNI

    *  Une centrale d'un GW verra-t-elle le jour en France ?

 

LA FILIÈRE

    *   La capacité mondiale de production atteint 214 GW de cellules et 220 GW de panneaux 

 

LE MONDE         

    *  Prolongation sur deux ans du crédit d'impôt fédéral américain à 26 % 

 

PRODUITS        
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    *   L’agrivoltaïsme, le nouvel avenir du solaire ?

Autres articles intéressants :

FRANCE
 
    *  
Six pages sur l'autoconsommation en France


    * 
La CRE publie deux projets de décisions concernant le TURPE 6


    * 
Une centrale d'un GW verra-t-elle le jour en France ?


    * 
Présentation de GreenYellow


    * 
Voltalia a préparé son objectif 2023
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LA FILIÈRE

    *  
La capacité mondiale de production atteint 214 GW de cellules et 220 GW de panneaux


    * 
Les quatre tendances du silicium en 2021 : son prix devrait rester élevé
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LE MONDE

    *  
Les cinq tendances de la transition énergétique européenne


    * 
La Belgique a installé 900 MW solaires en 2020


    * 
Près de 10 GW installés au Vietnam en 2020 ! C'est le 3ème pays le plus installateur
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LES PRODUITS

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Le prix moyen des batteries en 2020 se situe à 137 $/kWh, (- 13 % sur 2019)

 

     LE DEVELOPPEMENT DE CES TITRES

FRANCE
 
    * 
La baisse des tarifs d'achat d'avant 2011, validée mais encadrée par le Conseil Constitutionnel

Le Conseil Constitutionnel a validé le 28 décembre le projet de Loi de Finances pour 2021. Il a validé la baisse des tarifs d'achat pour les contrats 2006-2010. Ceci concerne les centrales solaires de plus de 250 kW. Cette révision des tarifs est localisée dans l'article 54 sexies.

https://www.greenunivers.com/2020/12/le-conseil-constitutionnel-valide-la-baisse-des-tarifs-solaires-2006-2010-249537/

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L’avocat Le Chatelier du cabinet Adaltys a analysé l'article 225 de la Loi de Finances 2021.

Il affirme que celui-ci introduit un bouleversement considérable dans les conditions économiques d’exploitation de certaines installations de production d’énergie photovoltaïque. Cet article autorise le gouvernement à réduire le tarif d’achat de l’électricité produite par les installations d’une puissance crête de plus de 250 kilowatts, pour les contrats conclus avant 2011. Cette réduction n'interviendra qu'après la publication d'un arrêté et d'un décret pris en Conseil d'Etat.

Il s'agit pour l'Etat de faire des économies alors que les prix de construction ont fortement baissé en dix ans (NDLR ainsi que les taux d’intérêt).

Le Conseil Constitutionnel a validé ce dispositif le 28 décembre 2020 en mentionnant qu’il existait un motif d’intérêt général suffisant permettant de justifier une telle atteinte au droit au maintien des conventions légalement conclues. Le Conseil a encadré cette mesure en imposant que cette réduction tarifaire doit préserver « la rentabilité des installations », permettre une « rémunération raisonnable » des capitaux immobilisés compte tenu des risques inhérents à leur exploitation, et tenir compte de différents critères (l’arrêté tarifaire, les caractéristiques techniques de l’installation, sa localisation, sa date de mise en service et ses conditions de fonctionnement).

Les questions que les textes règlementaires d’application de l’article 225 ont à régler, sont à l’évidence d’une redoutable complexité, notamment la notion de « rémunération raisonnable des capitaux immobilisés compte tenu des risques inhérents à leur exploitation », ainsi que le « mécanisme de sauvegarde ». Celui-ci, mis en place dans ce contexte, doit demeurer exceptionnel. Son utilisation doit être réservée à des situations particulières, sauf à ce que l’exception devienne la règle.

https://tecsol.blogs.com/mon_weblog/2021/01/tribune-modification-du-tarif-dachat-dans-le-photovolta%C3%AFque-quelles-cons%C3%A9quences-.html

Tecsol du 8 janvier 2021


 
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Résultat de l'appel d'offres CRE4 innovation et stockage en ZNI

Le 22 décembre, le ministère de la Transition Ecologique a publié le résultat de l’appel d'offres CRE4 3ème période - PV Innovation et celui de l'appel d'offres avec stockage en ZNI

La 3ème période des AO Innovation : 47 projets

ont été désignés lauréats représentant un volume de 142,6 MWc, répartis en deux familles

- Famille 1 : installations photovoltaïques innovantes au sol,

- Famille 2 : installations photovoltaïques innovantes sur bâtiments, hangars agricoles et ombrières de parking, ou installations agrivoltaïques innovantes.

Les projets lauréats bénéficieront d’un tarif moyen de 85,1 €/MWh.

31 projets lauréats sont des dispositifs agrivoltaïques, dont 22 projets (72 %) utilisent la technologie de Sun’Agri. L’agrivoltaïsme place les cultures à l’abri des aléas climatiques (pluie, grêle, neige) grâce à des panneaux solaires mobiles placés au-dessus des plantes, à une hauteur suffisante pour permettre une aération optimale et le passage des engins agricoles.

Pour consulter la liste : https://tecsol.blogs.com/files/liste-des-laur%C3%A9ats---cre4-3%C3%A8me-p%C3%A9riode---ao-pv-innovation.pdf

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Pour la 3ème période des appels d’offres avec stockage en Corse et dans les territoires d’Outre-Mer : 47 projets solaires photovoltaïques avec stockage ont été désignés lauréats pour une puissance totale de 57 MWc, avec un tarif moyen de 98,6 €/MWh, soit une baisse de 10 €/MWh par rapport à la première tranche d’avril 2020.

Pour la 2ème période des AO autoconsommation en ZNI, un seul projet de 250 kWc avait été retenu en Corse.

Pour consulter la liste : https://tecsol.blogs.com/files/laur%C3%A9ats-de-la-3e-p%C3%A9riode-de-lao-zni-stockage-et-de-la-2e-p%C3%A9riode-de-lao-zni-autoconso.pdf

https://tecsol.blogs.com/mon_weblog/2021/01/publication-des-r%C3%A9sultats-appels-doffres-innovation-et-zni-un-cadeau-de-no%C3%ABl-au-pied-du-sapin-de-la-.html

Tecsol du 3 janvier 2021


    *  
Six pages sur l'autoconsommation en France

Le quotidien Les Echos ont publié six pages sur l'autoconsommation en France (à lire sur https://fr.calameo.com/read/005635607c25fe5534fc2?page=1)

Le marché français de l’autoconsommation est encore « clairement anecdotique ». A fin juin, on comptait presque 78 000 installations raccordées au réseau d’Enedis. C'est peu par rapport à l'Allemagne où on compte des centaines de milliers d'autoconsommateurs. Le marché français est en net progrès. Un de ses freins est le prix relativement bas de l'électricité en France qui limite l'attrait de la formule. L’autre frein est le prix élevé de l’investissement PV (il faut compter entre 7.500 et 9.000 € pour une installation de 3 kWc). Selon l'auteur, le marché de l'autoconsommation résidentielle devrait progresser de 10 % à 15 % par an au cours des cinq ans à venir.

Le segment de l'autoconsommation collective a pâti des appels d'offres qui ont très souvent été sous-souscrites et le volume des appels d'offres réduits. Le relèvement récent du plafond à 500 kWc peut relancer l'intérêt pour la formule. La RE 2020 pourrait aussi avoir un impact positif en favorisant cette solution. Selon l'auteur, le marché de l'autoconsommation collective pourrait atteindre un demi GWc à horizon 2025

https://tecsol.blogs.com/mon_weblog/page/4/

Tecsol du 3 janvier 2021

NDLR   Souvent, un article doit montrer l’intérêt de l’avoir écrit et donc présenter ses perspectives brillantes. D’où ici, des prévisions. Rien ne dit qu’elles sont crédibles.  De même qu’on limite volontairement ou inconsciemment les installations photovoltaïques, les réalisations liées à l’autoconsommation (résidentielle et collective) sont soumises à des freins puissants qui entravent son expansion. On peut le regretter, mais autant le dire.


    * 
La CRE publie deux projets de décisions concernant le TURPE 6

La Commission de Régulation de l'Energie (CRE) publie deux projets de décisions concernant le tarif d’utilisation des réseaux d’électricité (TURPE 6) applicables au transport (RTE) et à la distribution (Enedis) d’énergie. Ils sont transmis pour avis au Conseil Supérieur de l’Energie en vue de leur application à partir du 1er août 2021, pour quatre ans. Le TURPE est le tarif payé, via leur facture d’électricité, par les consommateurs (à la fois les particuliers et les petites / grandes entreprises) pour l’utilisation des réseaux de transport et de distribution d’électricité. Pour un client résidentiel, cela représente environ 30 % de sa facture d’électricité TTC.

Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité couvrent les coûts supportés par les gestionnaires de réseaux d’électricité. Le TURPE 6 tient compte :

* des investissements évalués à 69 Mds € chez Enedis et de 33 Mds € chez RTE au cours des 15 prochaines années.

* La maintenance renforcée du réseau pour garantir à tous les consommateurs une qualité élevée d’alimentation.

* L’innovation et la recherche (R&D) avec un budget R&D de près de 100 M€/an pour RTE et Enedis ;

* Le développement de la mobilité électrique avec la réduction du coût de l’insertion des véhicules électriques sur les réseaux grâce au pilotage de leur recharge ;

* La réduction de l’empreinte environnementale, en favorisant des solutions innovantes de flexibilité au lieu de construire de nouvelles infrastructures lorsque cela est possible.

La CRE retient des hausses tarifaires moyennes de 1,57 % par an pour RTE et de 1,39 % par an pour Enedis, soit une hausse d’environ 15 € de la facture annuelle d’un particulier à l’horizon 2024.

Quelques chiffres clés sur la période du TURPE 6

Enedis

    Chiffre d’affaires acheminement : 14,5 Mds €/an en moyenne, dont 3,7 Mds €/an reversés à RTE

    Investissements : 3,9 Mds €/an en moyenne

    Emploi : 37.500 salariés

    Réseaux : 1,4 million de km de lignes électriques

    Clients raccordés : 38 millions de consommateurs en moyenne et 465.000 installations de production raccordées (T3 2020)

 

RTE

    Chiffre d’affaires : 4,9 Mds €/an en moyenne dont 3,7Mds €/an reversés par Enedis

    Investissements : 2,3 Mds €/an en moyenne

    Emploi : 9.500 salariés

    Réseaux : 106.000 km de lignes électriques

    Clients : environ 700 clients dont 170 producteurs, 380 consommateurs industriels, 130 distributeurs

https://tecsol.blogs.com/files/201217_2020-318_turpe_6_hta_bt.pdf

https://tecsol.blogs.com/files/201217_2020-314_turpe_6_htb.pdf

https://tecsol.blogs.com/mon_weblog/2020/12/le-turpe-6-devrait-induire-une-hausse-moyenne-des-tarifs-d%C3%A9lectricit%C3%A9-denviron-04-par-an.html

Tecsol du 22 décembre 2020


    * 
Une centrale d'un GW verra-t-elle le jour en France ?

Un projet solaire de 1.000 hectares en Gironde (près de la centrale de Cestas), dénommée Horizéo, serait étudié par Engie et Neoen. D'une taille d'environ 1 GW, il serait installé sur une forêt qu'il faudrait défricher. Il serait accompagné d'un centre de données de stockage de données numériques. Il pourrait abriter également une unité de production d’hydrogène vert, un centre de stockage par batterie pour lisser l'approvisionnement, ainsi qu’une production agricole.

La suppression d'une telle surface de forêt émeut les riverains qui ont constitué l'association de défense de l'environnement Sepanso, indique France-Bleue Gironde.

https://tecsol.blogs.com/mon_weblog/2020/12/engie-et-neoen-projet-de-parc-photovolta%C3%AFque-de-1000-hectares-en-gironde-pour-un-milliard-deuros-din.html

Tecsol du 23 décembre


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Présentation de GreenYellow

La filiale à 74 % de Casino, GreenYellow, s'est développée par les ombrières et toitures PV, puis a élargi son activité en France, mais aussi beaucoup à l'international, ce qui lui a permis de réaliser un chiffre d'affaires de 295 M€ en 2019.

Du fait de ses multiples installations en Afrique, Océan Indien, Antilles et Guyane, la société a installé plus de 300 MW dont 120 MW en France dont beaucoup de centrales en autoconsommation. Aujourd’hui, GreenYellow exploite une centaine de MW pour son compte.

Fin 2018, GreenYellow a réalisé une augmentation de capital de 150 M€ réservée à Tikehau Capital et BPI France (qui détiennent au total 24 % du capital).

Le groupe s'est diversifié :

1°) dans l’efficacité énergétique ; il compte 2.500 contrats de Performance Energétique ;

2°) dans la distribution d’électricité verte, avec CDiscount Energie. Il compte 140.000 abonnés ;

3°) il commence l'installation de 240 bornes de recharges de véhicules électriques sous ses ombrières de parking avec le néerlandais Allego. Il a passé un accord en 2020 avec Jedlix pour monétiser le volume d'énergie fournie intelligemment ;

4°) il examine l'intérêt de développer une activité d'hydrogène vert.

GreenYellow n'est plus seulement un installateur de panneaux, mais un ensemble d'applications technologiques pour réduire la facture énergétique et les émissions de CO2 de ses clients.

La société veut élargir son activité en France en réalisant des tests dans l'agrovoltaïsme en partenariat avec l’Institut Français du Vin et l’industriel Exosun (groupe ArcelorMittal). Il étudie l’intérêt de se lancer dans l'autoconsommation collective.

https://tecsol.blogs.com/mon_weblog/2021/01/reportage-grewyellow-se-r%C3%A9active-en-france-en-proposant-une-plateforme-de-solutions-%C3%A9nerg%C3%A9tiques.html

Tecsol du 6 janvier 2021


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Voltalia a préparé son objectif 2023

Voltalia a atteint son objectif fixé en 2016 de dépasser le GW installé (1.015 MW) en fin d'année 2020. Ceci s'est accompagné d'une diversification géographique : il y a quatre ans, le Brésil représentait 84 % de sa puissance installée, l’Europe (principalement la France) 16 %. Désormais, le Brésil constitue 67 % de la puissance installée, l'Europe 24 % et l’Egypte 9 %.

En 2020, le groupe a sécurisé 1.028 MW de nouveaux contrats long-terme de vente d’électricité pour générer la croissance des années à venir. C'est 2,6 fois le niveau de la puissance sécurisée en 2019 qui était de 389 MW (en 2018 : 241 MW). Le quart des nouveaux contrats a été conclus avec des utilisateurs d'énergie à travers des AAE (accords d’achat d'énergie).

https://voltalia.com/uploads/08_Not%C3%ADcias/Press_Releases/2020/20201215_Voltalia_1GW_FR.pdf

https://www.voltalia.com/uploads/08_Not%C3%ADcias/Press_Releases/2021/20210104_Voltalia_1GW_puissance_installEe_FR.pdf

Voltalia du 4 janvier 2021

NDLR Davantage que les installations qui reflètent les activités du passé, le plus important est l’accumulation de contrats à construire obtenus en 2020. Ils annoncent la progression prochaine de la puissance installée. La société s’est fixée l’objectif de parvenir à 2,6 GW en production ou en exploitation en 2023. Avec ces contrats signés, cet objectif est crédible.
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LA FILIÈRE

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La capacité mondiale de production atteint 214 GW de cellules et 220 GW de panneaux

De plus en plus d'entreprises investissent et construisent de nouveaux produits dans l'industrie solaire. Au second semestre 2020, la capacité mondiale de production de cellules atteint 214 GW dont 35 GW de cellules à hétérojonction. Les projets d'expansion de cellules sont concentrés dans le Jiangsu, le Zhejiang, l'Anhui et le Sichuan. Aikosolar prévoit de construire une nouvelle ligne de production afin de former une capacité de production cumulée d'environ 50 GW de cellules solaires à haut rendement à Yiwu. CECEP mettra en production 20 GW à la fin 2021.

La capacité mondiale de production de panneaux atteint les 220 GW au second semestre 2020. La plupart des projets se situent dans le Jiangsu et le Zhejiang, tandis que le Vietnam et l'Indonésie constituent également une base de production importante. Il est possible pour la plupart des nouvelles lignes de production de continuer à moderniser et à produire des panneaux haute puissance utilisant les formats 182/210 mm.

https://www.energytrend.com/news/20201230-20480.html

EnergyTrend du 30 décembre


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Les quatre tendances du silicium en 2021 : son prix devrait rester élevé

En 2020, les fabricants de silicium sont parvenus à réduire la consommation et à diminuer encore le coût du PV grâce à l'optimisation de la gestion et de la technologie. L’augmentation de la demande devrait être satisfaite par les fabricants. Ceux localisés dans les zones où les prix de l’électricité sont bas, seront favorisés. On verra le développement du silicium granulaire et du silicium de type N

Le prix du mono-silicium restera au-dessus de 80 RMB /kg

Les incidents de la mi-2020 ont exacerbé les prix. La remontée des capacités au 4ème trimestre a fait baisser un peu les prix jusqu’à la mi-décembre, période où la forte demande les a stimulés.

Les coûts de production sont différents selon que le silicium est produit dans l’ouest (Xinjiang, Mongolie Intérieure et Sichuan), ou dans les régions où le prix de l’électricité est bas (Yunnan et Qinghai). Les fabricants qui opèrent dans les régions à prix de l’énergie élevé ou de l’étranger ont des coûts plus élevés et un bénéfice plus faible.

Le retard dans la mise en service d’installations de production de silicium et de plaquettes a entrainé une anticipation de hausse des prix. Des fluctuations de prix (entre 80 et 90 RMB/kg) interviendront en 2021 selon les périodes creuses et les fortes demandes.

La capacité de production mondiale de silicium est de 575.000 tonnes.

La demande finale de panneaux devrait être de 145 à 160 GW en 2021. La demande de plaquettes augmente. Les principaux producteurs s’adaptent en 2021 : ils augmentent leurs capacités de production de plaquettes mono-Si. L’évolution des prix dépendra de la demande, mais aussi des hausses de prix de silicium.

La pandémie a ralenti l’augmentation des capacités de production de silicium. Une nouvelle capacité de 35.000 tonnes par East Hope commence à produire. La production de silicium granulaire de GCL augmente. Tongwei commencera à produire 40.000 tonnes au 4ème trimestre 2021.

La production se concentre. Les cinq premiers producteurs de silicium fourniront 70,8 % du monde en 2021. Leur poids permet de tenir les prix en 2021. Les acheteurs ont passé des accords d’achat à long terme qui représentent 80 % de la capacité de production des principaux producteurs de silicium. Cette situation provient de la volonté des producteurs de plaquettes de disposer de matière première.

Le marché accordera une plus grande attention aux technologies de traitement du silicium granulaire et du polysilicium de type N

Le procédé alternatif au système de Siemens, celui qui fabrique du silicium granulaire, comporte moins d'étapes de traitement et permet donc de gagner du temps. Par conséquent, le procédé de fabrication du silicium granulaire pourrait être la clé pour augmenter la pureté du polysilicium tout en réduisant son coût. Son procédé de fabrication peut encore être amélioré. Actuellement, la capacité totale de production opérationnelle de silicium granulaire en Chine est inférieure à 30.000 tonnes. La technologie du procédé n'a pas encore atteint le stade de la production de masse. Le silicium granulaire a un grand potentiel à long terme.

La demande de silicium de type N augmentera à mesure que les fabricants de produits en aval feront passer leurs offres de type N aux étapes de vérification et de production de masse. Les fournisseurs chinois de polysilicium lancent des projets visant à augmenter la capacité de production de polysilicium de type N. Le début de production pourrait commencer en 2022.

D’où les quatre grandes tendances 2021

1°) Un ralentissement de la croissance de l'offre. Les augmentations de capacité se manifesteront en fin d’année. Les acheteurs ont passé des commandes à long terme qui correspondent à 80 % de la capacité de production des principaux fabricants de silicium.

2°) La demande de panneaux devrait se situer entre 145 et 160 GW en 2021. De nouvelles capacités de production de plaquettes auront besoin de davantage d’approvisionnement en silicium.

3°) L'évolution des prix des différents types de polysilicium sera différenciée en 2021. Elle dépendra de l’évolution de la demande et de l’offre, tout en restant dans une fourchette de 80 à 90 RMB le kg.

4°) Le silicium granulaire commence à entrer dans la production de masse. Les clients auront besoin de temps pour vérifier la qualité de la production issue de cette technologie.

https://www.energytrend.com/research/20210107-20605.html

EnergyTrend du 7 janvier 2021
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LE MONDE

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Les cinq tendances de la transition énergétique européenne

2020 a été une année charnière pour la transition énergétique de l'Europe. Même le covid 19 n'a pas réussi à en ralentir l'élan. Le nouveau groupe de commissaires européens a créé un espoir vert en parallèle à la pandémie.

1°) L’ancienne ministre allemande de la Défense s’est retrouvée à la tête de la Commission sans avoir fait campagne

pour obtenir ce poste. Le manque d’accord entre dirigeants européens sur les candidats qui se sont présentés, lui a permis d’imposer sa vision. Elle a présenté le 2 décembre 2019 son Plan Vert qui comprenait un fonds conçu pour favoriser le changement pour les économies et les communautés qui dépendent de secteurs d’activité à forte intensité de carbone. Des objectifs climatiques plus ambitieux pour 2030 ont également été énoncés, avec un objectif de réduction des émissions de 55 % pour 2030, contre 40 % auparavant, ainsi qu'un objectif de zéro net pour 2050.

L’émergence de la pandémie a nécessité la mise en place d’énormes plans de relance. Le budget 2021-2027 s’établit à 1.800 Mds €, dont 750 Mds € pour la relance après la pandémie. 550 Mds seront utilisés pour des projets "verts".

Désormais, l'action climatique et la transition énergétique sont considérées comme des partenaires pour surmonter le coronavirus.

2°) Les grandes compagnies pétrolières se sont jointes à la transition énergétique : fin 2020, tous les grands groupes pétroliers européens avaient pris des engagements à long terme en matière de climat.

BP annonce vouloir investir 5 Mds $ par an dans des projets à faible intensité de carbone. Equinor prévoit d'investir 11,6 milliards de dollars uniquement dans les énergies renouvelables d'ici 2030. Iberdrola s'est engagé à porter ses investissements annuels dans les énergies renouvelables à 11,8 milliards de dollars.

BP et EDF se fixent le même objectif pour 2030, atteindre 50 GW d’EnR. Seulement, la pandémie a retardé le lancement de ce processus d’investissement

3°) L’hydrogène vert est passé de l’évocation au futur probable. Les nombreuses objections (trop cher, peu de demande, difficile à stocker car peu dense, la capacité renouvelable submergerait le réseau) ont été balayées. Un peu comme le solaire en 2007. De grandes entreprises européennes s’engagent au profit de l’hydrogène.

Il reste beaucoup de problèmes à résoudre, comme celui de trouver un produit odorant qui fait que l'hydrogène sente mauvais sans pour autant détruire les infrastructures d’acheminement.

4°) L'éolien offshore ne fait que commencer : certains objectifs majeurs de déploiement pour 2030 ont été allongés dans l'Union Européenne (60 gigawatts), ainsi qu'au Royaume-Uni (40 gigawatts) et en Allemagne (20 GW). L'UE et le Royaume-Uni visent désormais 100 GW d'ici 2030, puis 300 GW d’ici 2050. L'éolien offshore flottant promet plus à l'avenir. Le plus grand projet de ce type au monde, le Hywind Tampen de 88 MW, a reçu l'approbation du gouvernement norvégien.

5°) L'énergie solaire est devenue l'électricité la moins chère au monde... La renaissance solaire européenne s’est poursuivie. La Pologne a rejoint l'Allemagne, les Pays-Bas, l'Espagne et la France parmi les cinq premiers marchés finaux pour 2020. Solar Power Europe prévoit pour 2021, une fourchette d’installation comprise entre 14,9 et 28,8 GW, et une croissance supérieure à 20 % pour 2021 et 2022.

https://www.greentechmedia.com/articles/read/2020-europes-energy-transition-in-five-trends

GreenTech Media du 30 décembre 2020


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Croissance des installations PV en Europe en 2020 : + 11 % à 18,7 %

Les turbulences qui ont secoué la plupart des secteurs en 2020 n’ont pratiquement pas affecté le solaire en Europe. Le secteur affiche une croissance de 11 %, ce qui en fait l’année de la plus forte croissance pour l’énergie solaire depuis 2011 avec 18,7 GW installés, selon SolarPower Europe. L’Allemagne, les Pays-Bas, l’Espagne, la Pologne et la France sont désormais les principaux marchés du solaire en Europe.

L’Allemagne, le pays avec la plus grande population de l’UE, a également le ratio le plus élevé de capacité solaire par habitant avec 650 W par habitant, et un ajout de 4,8 GW en 2020. Les Pays-Bas ont ajouté une capacité de 2,8 GW à son parc, tandis que l’Espagne, leader du marché l’année dernière, a connu une croissance de 2,6 GW, dont près de 1,5 GW provenaient de systèmes basés sur des accords d’achat d’électricité (PPA), faisant de l’Espagne le plus grand marché au monde pour l’énergie solaire sans subvention. La Pologne, généralement considérée comme un pays à la traîne de l’énergie propre, a grimpé en flèche, ajoutant 2,2 GW, soit plus du double de la capacité qu’elle avait ajoutée l’année dernière. Parallèlement, la France a franchi le seuil de capacité de 10 GW installés, même si elle n’a installé qu’un peu moins de 1 GW en 2020.

Un outil clé pour accélérer la croissance du secteur en Europe est le plan de relance de l’UE de nouvelle génération, avec sa facilité de relance et de résilience de 672,5 milliards d’euros, dont 37 % sont exclusivement destinés aux dépenses climatiques. »

90 % des toits en Europe sont inutilisés et prêts à être installés avec de l’énergie solaire. Les États membres doivent également déployer un million de points de recharge pour véhicules électriques, qui peuvent être alimentés par l’énergie solaire.

Une étude récente de l’université LUT de Finlande montre que l’énergie solaire a le potentiel de créer jusqu’à quatre millions d’emplois verts en Europe d’ici 2050. Après la crise sanitaire, les énergies renouvelables constituent une opportunité unique de relancer l’économie européenne, et de stimuler la transition énergétique propre, en créant une croissance verte et des emplois autour du monde.

Cette tendance devrait se poursuivre en 2021, avec une prévision de croissance de 23 % pour le marché solaire de l’UE, portant les nouvelles installations à 22,4 GW. Cela représenterait un record absolu pour l’UE, qui battrait le record 2011 de 21,3 GW, lorsque de généreux tarifs de rachat avaient massivement dopé le secteur. Au cours des quatre prochaines années, l’UE connaîtra une croissance à deux chiffres. Les installations dans le monde devraient atteindre l’échelle du térawatt (1.000 GW) dans le monde d’ici 2022.

https://tecsol.blogs.com/mon_weblog/2020/12/le-solaire-d%C3%A9fie-les-attentes-pour-atteindre-de-nouveaux-sommets-en-2020.html

Tecsol du 16 décembre 2020

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Selon SolarPower Europe, les installations photovoltaïques en Europe (137 GW fin 2020) devraient doubler entre 2020 (18,7 GW) et 2024 (35 GW), ce qui porterait les installations à 252 GW.

https://www.solarpowereurope.org/double-digit-growth-eu-solar-market-defies-expectations-to-add-18-7-gw-in-2020/

SolarPower Europe du 15 décembre 2020


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Prolongation sur deux ans du crédit d'impôt fédéral américain à 26 %

Le 22 décembre, le Congrès américain a adopté un plan de relance Covid 19 de 90 milliards de dollars ainsi qu’une prolongation pour deux ans du crédit d'impôt à l'investissement pour le solaire (l’ITC) à 26 % pour les projets dont la construction débute en 2021 et 2022. Le crédit d’impôt sera réduit à 22 % en 2023, puis à 10 % en 2024 pour les projets commerciaux. Les projets résidentiels ne pourront plus bénéficier de ce crédit. Les projets doivent être mis en service avant la fin de 2025 pour en bénéficier.

La demande américaine s'annonce prometteuse avec l'extension du crédit d’impôt

Le crédit d’impôt est l'un des principaux moteurs de la croissance de l'énergie solaire sur le marché américain. Son éligibilité au crédit d’impôt est basée sur le principe du "début de construction". Les projets qui ne sont pas mis en service dans un certain délai, ne peuvent pas prétendre au crédit. Ce mécanisme a soutenu la croissance de l'énergie solaire aux États-Unis au cours de ces dernières années.

La mise en service des projets s'étendra de la fin de 2023 à la fin de 2025. Il devrait inciter les développeurs à investir sur le marché américain, soutenant ainsi la croissance du solaire à long terme. 

Il était prévu que le marché américain entre dans une période de transition en 2024 après la fin du délai de mise en service de 2023 dans le cadre de l'ancien régime. Le crédit d’impôt étant prolongé de deux années supplémentaires, PV InfoLink prévoit une augmentation de la demande en 2024 et 2025, ce qui signifie que le marché américain connaîtra une croissance de 2021 à 2025. En outre, chaque État s'efforçant d'atteindre la neutralité carbone, la demande de panneaux aux États-Unis pourrait dépasser les 30 GW en 2024 et atteindre un pic en 2025.

 

https://www.infolink-group.com/en/solar/analysis-policy/Dec-2020-The-U-S-extends-solar-Investment-Tax-Credit

PV InfoLink du 24 décembre


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La Belgique a installé 900 MW solaires en 2020

La Belgique a installé 900 MW solaires en 2020 (soit l'équivalent des installations françaises 2020 évaluées à 945 MW), portant la puissance en exploitation à 4.788 MW (soit la moitié des installations françaises qui parviennent à 10 GW).

La production éolienne et solaire a augmenté de 31 % à 15,1 TWh. Elle représente désormais 18,6 % du mix électrique en 2020. Le nucléaire y contribue pour 39 %, et le gaz pour 34 %.

https://www.pv-magazine.fr/2021/01/08/la-belgique-a-installe-900-mw-de-capacite-solaire-en-2020/

PV Magazine du 8 janvier

NDLR   Qu’un petit pays comme la Belgique installe autant que la France au cours de 2020 indique qu’il y a un problème en France. D’où vient-il ? A cause de quoi ?

On notera que SolarPower Europe évalue à 2,8 GW les installations 2020 aux Pays-Bas. Là encore, une politique ambitieuse et résolue a permis d’installer trois fois plus de centrales solaires que la France. A quand une autocritique de nos dirigeants politiques et syndicaux sur cette situation peu enviable ?


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Près de 10 GW installés au Vietnam en 2020 ! C'est le 3ème pays le plus installateur

Un tarif de rachat de l’énergie solaire très favorable au Vietnam a provoqué de nombreuses installations en 2020 : le volume des installations est passé de 0,4 GW en 2019, à 9,5 GW en 2020, répartis sur près de 102.000 systèmes. Au cours du seul mois de décembre (date limite pour obtenir le tarif solaire favorable), 6,7 GW ont été installés !

La capacité PV cumulée atteignait 16,4 GWc (13,2 GW-ac) à la fin de l'année, ce qui implique que 1,5 GWc supplémentaires de projets solaires au sol et flottants aient également été mis en service dans le cadre de ce tarif d’achat en 2020.

https://www.pv-tech.org/news/vietnam-rooftop-solar-records-major-boom-as-more-than-9gw-installed-in-2020

PV Tech du 6 janvier
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LES PRODUITS

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L’agrivoltaïsme, le nouvel avenir du solaire ?

La combinaison des installations photovoltaïques et de l'agriculture pourrait fournir 20 % de la production totale d'électricité aux Etats-Unis, selon l'université de l'Oregon. Cette combinaison aurait peu d'effets négatifs sur le rendement des cultures. Le photovoltaïque offre une « rare chance de créer une véritable synergie : plus de nourriture, plus d'énergie, une demande en eau plus faible, des émissions de carbone plus faibles et des communautés rurales plus prospères. »

Le coût des installations photovoltaïques s'élèverait à 1,12 trillion de dollars sur une durée de vie de 35 ans. Le secteur privé couvrirait la plupart des coûts de construction ; le gouvernement fédéral contribuerait par des rabais et d'autres incitations. Il faudrait environ 17 ans pour rembourser les 1,12 trillion de dollars.

Déjà en septembre 2019, des études dans l'Arizona avaient montré que les cultures ombragées par des panneaux photovoltaïques peuvent offrir de multiples avantages, notamment une plus grande production alimentaire, une réduction de la sécheresse des plantes et une diminution du stress thermique des panneaux solaires.

SolarPower Europe a lancé au début de l'année 2020 un groupe d’étude de l'agrivoltaïque. L'objectif est de stimuler le déploiement de l'agrivoltaïque en Europe en façonnant les programmes de la politique agricole et énergétique de l'UE.

Dans l'Oregon, le promoteur du projet estime que l'installation à grande échelle de systèmes agrivoltaïques ouvre la porte à d'autres technologies. Par exemple, l'énergie excédentaire produite par les panneaux solaires pourrait être utilisée pour alimenter des tracteurs électriques ou pour produire des engrais dans une ferme. Des capteurs peu coûteux pourraient être installés sur les panneaux solaires pour orienter les décisions basées sur l'intelligence artificielle et améliorer la productivité agricole.

https://www.pv-magazine.com/2021/01/07/could-agrivoltaics-feed-demand-for-clean-energy/

PV Magazine du 7 janvier 2021

NDLR    La durée de remboursement de 17 ans évoquée ci-dessus, fera fuir n’importe quel investisseur privé. Il en résulte qu’il faut parvenir à industrialiser la pose de panneaux à haute altitude pour en réduire les coûts. A moins qu’on ne trouve d’autres moyens pour conjuguer les deux activités. Serait-ce aussi qu’on s’est trompé dans les calculs ?


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Le prix moyen des batteries en 2020 se situe à 137 $/kWh, (- 13 % sur 2019)

Le prix moyen des batteries en 2020 se situe à 137 $/kWh. Un recul de 13 % est intervenu sur la moyenne de 2019. Sur le marché, des prix inférieurs à 100 $/kWh ont été vus pour la première fois en Chine pour des bus électriques. Le prix moyen de 100 $/kWh ne sera atteint qu’en 2023, selon BloombergNEF.

Le prix des batteries pour les véhicules électriques a été en moyenne de 126 $/kWh en fonction du volume. Le prix moyen des cellules pour batteries a été de 100 $/kWh.

On estime que lorsque le prix moyen des batteries sera à 100 $/kWh, le prix des véhicules électriques sera au même prix que les automobiles à combustion interne.

Les réductions de prix en 2020 sont dues à l'augmentation de la taille des commandes, à la croissance des ventes de VE et à l'introduction de nouveaux modèles de batteries. Les nouvelles chimies de cathode et la baisse des coûts de fabrication feront baisser les prix. Les prix des composants ont chuté depuis qu'ils ont atteint un sommet au printemps 2018. Ils se sont stabilisés en 2020. Même si les prix des matières premières revenaient aux sommets atteints en 2018, cela ne ferait que retarder de deux ans les prix moyens atteignant 100 dollars par kWh.

Les principaux fabricants de batteries bénéficient désormais de marges brutes allant jusqu'à 20 %. Leurs usines fonctionnent à des taux de production supérieurs à 85 %.

https://about.newenergyfinance.com/blog/battery-pack-prices-cited-below-100-kwh-for-the-first-time-in-2020-while-market-average-sits-at-137-kwh/

BloombergNEF du 16 décembre

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