L R AS Publié le lundi 08 juillet 2019 - n° 284 - Catégories : le Fil de la Semaine

Le Fil de la Semaine n°284

LES POINTS IMPORTANTS DE L'ACTU DE CETTE SEMAINE (le Fil de la Semaine n°284 du 8 juillet)

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

FRANCE            *   Les coûts des aides françaises aux énergies renouvelables entre 2000 et 2018

    *   Témoignage sur les difficultés de mettre en place l’autoconsommation

    *   Réactions aux résultats de l'appel d'offres CRE 4-7

   

LE MONDE       *   Nouveau record mondial de prix bas : en dessous de 0,02 $ / kWh

    *   L'Allemagne veut installer une industrie des batteries 

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Autres articles intéressants :

FRANCE
 

    *  
Les dispositions actuelles du projet de loi énergie-Climat

    *   L'autoconsommation a trouvé son champion

    *   Recom-Sillia marche bien

    *   Aides financières pour installer des bornes de recharge

    *   Une nouvelle hausse de l'électricité cet été ?

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LA FILIÈRE
 

    *   L’expérience des contrats d'achat vue par MaxSolar

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LE MONDE
  
    *  
Pourquoi la suppression des droits de douane sur les panneaux bi-faces ?  

    *   4,4 GW installés en trois mois au Vietnam !
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LES PRODUITS
  
    *  
Centrale virtuelle dotée de 10.000 participants

    *   Cellule solaire CIGS à 20,8 %

    *   Une batterie à électrolyte composé de gaz liquéfié
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LES SOCIÉTÉS
    
    *  
CATL multiplie par 7 son investissement dans les batteries en Europe

    *   Un italien inaugure une usine de production de panneaux en Chine
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DIVERS
      
    *  
Nouveau méga-projet à Abu Dhabi

    *   Un salon de navires électriques et hybrides

     LE DEVELOPPEMENT DE CES TITRES

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FRANCE
 
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Les coûts des aides françaises aux énergies renouvelables entre 2000 et 2018

Créé en 2015, le Comité de gestion des charges de service public de l’électricité (CGCSPE) a pour objectif d’analyser et d’évaluer les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables électriques et à la cogénération au gaz naturel en métropole continentale. Il a étudié le coût des aides aux énergies renouvelables depuis 2000.

En retenant l'hypothèse d'un prix moyen de l'électricité sur les marchés en 2028, de 0,056 € le kWh ou de 0,042 € le kWh, l'étude conclut que le total des engagements de l'Etat pris entre 2000 et 2018 atteint 138 à 149 milliards d'euros.

Le photovoltaïque traine les aides antérieures au moratoire. A l'époque, le coût unitaire de soutien s’élevait à 0,505 €/MWh en moyenne. Ces subventions ont permis de lancer le PV en France, mais elles contribuent pour environ 40 milliards à cette facture. Les aides qui ont suivi le moratoire, atteignent 17 à 19 Mds €.

Le photovoltaïque et l'éolien contribuent pour 77 % au montant de la facture. C'est à dire que l'éolien terrestre coûte entre 30 et 34 Mds € et l'éolienne en mer 21 à 23 Mds €

Sur les 138 à 149 Mds € engagés, il resterait à payer 103 à 114 Mds €. L'annuité va diminuer fortement après 2029, suite à la fin des contrats PV pré-moratoires qui mobilisent 2 Mds € par an au cours des dix prochaines années.

La coprésidente du CLER, aussi présidente du CGCSPE, fait remarquer que « d’une part, le coût du soutien public dépend principalement du prix du marché de l’électricité, et d’autre part, l’efficacité ne se mesure pas qu’avec le seul critère du coût, mais aussi en regardant les impacts et les bénéfices induits pour les territoires. »

Le CGCSPE veut prolonger ses travaux en étudiant les charges de service public de l’électricité de la nouvelle PPE pour la métropole continentale.

La présidente fait remarquer que la PPE actuellement proposée par le gouvernement, fait courir le risque de dérégler le marché de l’électricité en organisant une surproduction (et donc une forte baisse du prix de l’électricité) faute de fermer les réacteurs nucléaires en cohérence avec la baisse attendue et nécessaire des consommations et l’essor des renouvelables.  Dès lors, soit on laisse le système péricliter (risques de faillites des producteurs, arrêt des investissements pour préparer l’avenir…), soit on augmente le soutien public et c’est l’ensemble du système électrique, et pas uniquement les EnR, qui coûtera plus cher aux Français. »

PV Magazine du 3 juillet

NDLR     Ces analyses rétrospectives ont le mérite de donner des ordres de grandeur à des opérations. Il était difficile d’imaginer que l’aide au photovoltaïque pré-moratoire aurait coûté aussi cher… A travers ces chiffres, l’éolien a contribué approximativement le même montant que le solaire à cette dépense : 77 % de138 à 149 Mds €, indique que ces deux EnR, ont créé une facture de 106 à 115 Mds €. Or l’éolien terrestre et maritime ont créé une facture de 51 à 67 Mds €, contre pour le photovoltaïque 57 à 59 Mds €. Pour mieux percevoir l’intérêt de ces deux EnR, il aurait fallu rapprocher ces montants des volumes installés sur la période


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Témoignage sur les difficultés de mettre en place l’autoconsommation

L'autoconsommation a bien du mal à s'implanter en France. Il n'y a que 40.000 foyers qui utilisent leur propre production contre 500.000 familles en Allemagne. Le déséquilibre existe aussi dans la production : le PV fournit 2 % de la consommation française d'électricité, contre 11 % en Allemagne. La baisse des prix des panneaux rend l'autoconsommation rapidement rentable, mais elle ne parvient pas à décoller en France.

Le distributeur EkWateur présente son expérience des obstacles à sa diffusion

- De nombreux particuliers se sont faits berner par de prétendus professionnels. Les panneaux installés ont été incapables de fonctionner. En 2016, 200 plaintes ont été déposées à la DGCCRF. La profession doit s'organiser pour distinguer les bons artisans des médiocres. Pourquoi ne pas noter les professionnels afin de constituer un répertoire des sociétés à qui on peut faire confiance ?

- L'administration lourde et illogique freine les volontaires à l'autoconsommation. Les pouvoirs publics ont ouvert en 2017, à d'autres distributeurs qu'EDF, la possibilité de racheter l'excédent d'énergie produite par les particuliers. L'autoconsommation n'a pas décollé du fait des contraintes administratives : un particulier intéressé par la souscription d’un contrat de revente de son énergie au fournisseur X, autre qu’EDF, doit d'abord signer un constat d'obligation d'achat avec EDF, puis attendre le retour de ce contrat signé par EDF. Ensuite, il doit demander à EDF de le transférer au fournisseur X. A partir de là, l’énergie du client sera pour le fournisseur X… à partir du 1er janvier de l’année suivante. Enfin, sauf si le transfert s’est fait après le 1er octobre, auquel cas le transfert se fera au 1er janvier de l’année n+1 ! Or les expériences vécues par ekWateur montrent qu'EDF met dix-huit mois à signer le contrat, bloquant sur cette durée son transfert. Résultat : si ce particulier a fait sa demande en août 2017, son contrat de revente n’est effectif chez le fournisseur qu’il a choisi qu’au 1er janvier 2020. De quoi décourager plus d’un client.

- Troisième frein enfin : l’abonnement au réseau de transport. Si le particulier ne veut pas suivre ce parcours de la vente de l'électricité au tarif subventionné, il peut vendre son surplus d'énergie à un autre fournisseur à un prix souvent inférieur à celui subventionné. Un dispositif freine toute velléité dans ce sens : le prix de l’abonnement au réseau de distribution Enedis (filiale d'EDF) – initialement fixé à 11 euros par an sans revente d’énergie – passe alors à 20 euros par an pour un contrat de revente.

Ainsi, les pouvoirs publics ont bridé le développement de l'autoconsommation, mais la hausse du prix de l'électricité du réseau devrait inciter les Français à s'équiper de panneaux solaires d'ici 2020 ou 2021.

Tecsol du 4 juillet

NDLR     Ce témoignage se passe de commentaires.

 Une telle situation provient de la place prise par EDF dans la fourniture d’électricité. En situation de monopole depuis plusieurs dizaines d’années, la société nationale a développé des attitudes d’exclusion vis à vis de toute entreprise pouvant grignoter une part de la distribution d’énergie. D’où les dix-huit mois pour signer un transfert de fournisseur, d’où les pénalités imposées par sa filiale Enedis aux ambitieux qui voudraient s’affranchir de la tutelle d’EDF.

Comme indiqué dans le Regard sur le PV n°282, la France aurait beaucoup à gagner en scindant EDF. Y parviendra-t-on ?


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Réactions aux résultats de l'appel d'offres CRE 4-7

Selon la CRE :

Cette septième période s’est avérée non concurrentielle dans la mesure où le volume déposé ne représentait que 74 % de la puissance recherchée et ce, malgré un doublement de la puissance cumulée des dossiers déposés par rapport à la sixième période de candidature. Après plusieurs années de baisse progressive, les prix demandés par les candidats sont en forte hausse – entre + 19 % et + 27 % selon la famille – par rapport à la cinquième période, dernière période où la puissance déposée excédait la puissance recherchée. Rien ne permet de justifier une telle hausse. En outre, les coûts déclarés par les candidats sont en légère baisse par rapport aux dossiers déposés aux précédentes périodes. Dès lors, « la hausse des prix est donc assurément la conséquence de l’anticipation par les candidats du défaut de concurrence à la présente période de l’appel d’offres, dans la continuité des résultats observés à la sixième période ».

La CRE a constaté que certains projets proposés étaient à un prix plus élevé que ceux des projets éliminés ou non retenus lors des précédentes enchères (14 projets ayant une hausse moyenne de 13 € le MWh). D'autres projets reprennent des projets antérieurs déjà lauréats, avec des tarifs majorés sur le passé (26 projets identifiés pour une hausse moyenne de 20 € / MWh). La CRE estime que ces candidats aient décidé de saisir l’opportunité d’un probable défaut de concurrence afin d’être de nouveau désignés lauréats à un tarif plus élevé. Au total, leur coût atteint 90 M€ de surplus sur le prix moyen du 5ème appel d'offres.

La CRE veut trouver une parade à cette dérive en réduisant le volume proposer, en reportant la date du prochain appel d’offres, en baissant les prix plafonds pour éviter des offres à des prix majorés. La CRE suggère d'éliminer les 20 % de projets (en puissance cumulée) les moins bien notés lorsque les volumes des projets conformes sont inférieurs ou à peine supérieurs aux volumes recherchés.

Tecsol du 1er juillet

NDLR   On touche là aux limites des appels d’offres. Une entente entre les candidats pour proposer des prix plus élevés que ceux qu’ils pourraient obtenir en cas de forte concurrence. La hausse de 19 % à 27 % des prix ou un montant de 90 M€ supplémentaires sur un seul appel d’offres n’est pas acceptable surtout en période de baisse des prix des panneaux, et alors que l’Etat annonce qu’il veut être exemplaire

Faut-il avoir recours à un autre système d’attribution ? Ou suffit-il de corriger les parties défaillantes comme le propose la CRE ? La haute administration se croit capable de diriger le pays et de le régenter. Là comme dans nombre d’autres domaines, elle montre ses défaillances, car les entreprises privées sont plus agiles et plus habituées qu’elle aux pratiques des affaires. Elle ne connait pas les conditions concrètes de l’économie. Elle laisse des failles dans lesquelles les entreprises s’engouffrent tous les jours

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Selon Atlansun :

Son président d'Atlansun s'étonne des résultats de la dernière tranche de l'appel d'offres publiés le 26 juin. « Cet appel d’offres a été souscrit à seulement 50 % du volume appelé. Pourtant 20 % des dossiers éligibles n’ont pas été retenus. Ceci s’est fait en totale contradiction avec le cahier des charges en cours de validité pour cette tranche. Il n’y aura donc que 40 % du volume possible qui a été alloué, ce qui va à l’encontre des ambitions de la PPE, freine le dynamisme de notre filière solaire et ralentit notre Transition Energétique que nous voulons efficiente ». Il demande au ministre de bien vouloir revoir l'attribution de cet appel d'offres.

Tecsol du 2 juillet


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Les dispositions actuelles du projet de loi énergie-Climat

Le projet de loi énergie-climat, examiné à l'Assemblée Nationale, comporte pour le moment les mesures suivantes :

   - L’article 6 du projet de loi dispose que les nouveaux entrepôts et supermarchés et les ombrières de parcs de stationnement devront désormais intégrer, au moment de leur construction, 30 % de leur surface de toiture en panneaux solaires, ou bien faisant l’objet de végétalisation ;

  -  L’article 4 ter du projet de loi crée la possibilité d’installer par dérogation des panneaux photovoltaïques dans les zones de prévention des risques technologiques : ces zones inutilisées pour les habitations pourront plus facilement devenir des zones de production d’énergie renouvelable ;

  -  L’article 4 permet également de sécuriser juridiquement les procédures environnementales d’autorisation des projets d’énergies renouvelables (installation de photovoltaïque, projets de géothermie ou hydroélectricité de faible puissance) en clarifiant le régime juridique de l’évaluation environnementale.

PV Magazine du 29 juin


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L'autoconsommation a trouvé son champion

Réservoir Sun, société co-fondée par Engie et Casino, fournit des solutions d'autoconsommation aux entreprises et aux collectivités. En huit mois (quasiment depuis sa création), la société annonce avoir sécurisé 70 MW à construire et atteindra 100 MW d'ici la fin de l'année. Réservoir Sun a remporté un peu plus de 60 % des derniers appels d’offres sur l’autoconsommation et dispose de « 150 à 200 MW de projets au stade de la négociation ». Les projets couvrent toute la France

La société est convaincue que « le moteur n'est plus l'ensoleillement, mais le prix payé par le client sur le réseau ». « Le prix du stockage diminue aussi vite que les prix du photovoltaïque dans le passé », ajoute son dirigeant. L’offre arriverait en France dans trois ans environ.

PV Magazine du 5 juillet

NDLR   Une société qui ne cherche qu’à augmenter l’autoconsommation et se détourne des grandes centrales, ceci est original. Cet exemple est, pour nous, symptomatique de l’avenir du photovoltaïque qui va s’implanter au plus près des utilisateurs pour éviter les transports d’énergie, et pour éviter l’utilisation de terres qui sont destinées à d’autres usages. Le PV va conquérir d’autres espaces (les toits) actuellement inoccupés. Or la nature a horreur du vide. Nous avions présenté cette évolution dans le Regard sur le PV du n° 283 (celui de la semaine dernière), indiquant un changement de localisation des installations photovoltaïques.

Outre que cette société ouvre une voie originale et apparemment porteuse si on en croit ses annonces de contrats, elle va organiser une industrialisation des installations permettant de faire baisser les prix et donc de rendre les installations sur les toits, moins chères, et plus séduisantes pour les détenteurs de surfaces vierges.

La société veut se faire connaitre. En même temps, elle va susciter des vocations d’autres entreprises qui vont flairer le filon. Il ne faut pas s’en plaindre car non seulement il y a un créneau à occuper mais il y a un avenir certain. Plus il y aura de candidats, plus la réduction des coûts interviendra.


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Recom-Sillia marche bien

Recom annonce la construction d'une usine de panneaux de 300 MW en Biélorussie (à Minsk). Elle devrait être opérationnelle en octobre 2019. Son matériel de production devrait venir principalement d'Asie. La production sera vendue principalement en Europe, mais également aux États-Unis et en Asie.

En 2019, Recom a transféré son siège de Düsseldorf (Allemagne), à Lannion (France) où l’usine produit 300 MW de panneaux par an. Celle-ci est en cours de modernisation. Recom produit des cellules à Padoue (Italie) usine qui doit elle aussi être modernisée.

PV Magazine du 3 juillet

NDLR  Bien qu’il n’y ait aucun compte publié sur la société, il semble que celle-ci se porte bien : on augmente les capacités de production à l’usine de Lannion comme ce fut le cas en 2018. On envisage de nouvelles capacités comme en Biélorussie que lorsqu’on ne parvient plus à produire suffisamment dans l’usine principale. Avec Minsk, Recom cherche un emplacement pour réduire les coûts et éviter les droits de douane notamment américain.

Seule limite à cette stratégie, les capacités de production sont insuffisantes pour bénéficier d’économies d’échelle significatives.


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Aides financières pour installer des bornes de recharge

Pour accélérer le développement des bornes de recharge de véhicules électriques, le gouvernement français a présenté deux nouvelles aides financières le 4 juillet. L'investissement représente 16 millions d'euros.

L'Usine Nouvelle du 5 juillet


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Une nouvelle hausse de l'électricité cet été ?

Après la hausse de 6,8 % instaurée au 1er juin, la CRE, appliquant le code de l'énergie, propose aux ministres une hausse moyenne des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) de 1,23 % TTC en pleine saison des vacances. Cela s'expliquerait par l'évolution du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) au 1er août.

Lorsque les consommateurs en auront assez des hausses, ils se tourneront vers l'autoconsommation

Tecsol du 2 juillet

NDLR     Plutôt que de présenter le résultat des calculs, il serait plus judicieux de connaitre les facteurs pris en considération afin de mieux entrainer l’adhésion des lecteurs. Une hausse de 8 % (6,8 % + 1,2 %), cela fait beaucoup en période de faible inflation, surtout en plein brouillard sur les conditions de calcul.

 Après on s’étonne du mécontentement qui s’empare des Français.

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LA FILIÈRE
 
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Nouveau record mondial de prix bas : en dessous de 0,02 $ / kWh

L'enchère brésilienne A-4 attribue 211 MW solaire au prix de 0,0175 $ / kWh, ce qui constitue un nouveau record mondial. Ces 211 MW se répartissent en cinq projets ayant une capacité unitaire de production de 30 MW et une centrale de 61 MW. Les petits projets se sont conclus sur la base de 0,01688$ / kWh. Le prix moyen est revenu à 0,01752 $/ kWh

La semaine dernière, 200 MW à Los Angeles ont été conclus sur la base de 0,01997 $/ kWh, qui est la plus basse offre des Etats-Unis.

Le seuil de 0,03 $ / kWh a été franchi en 2017 au Moyen-Orient et en Afrique du Nord

Lorsque les entreprises déposent des offres pour des projets dans les années à venir, elles tentent d’anticiper l’évolution des prix. Le nouveau lot de projets record en énergie solaire indique que les coûts du système pourraient diminuer encore plus rapidement que le taux de recul habituellement prévu. Une étude récente de la société d’études de marché taïwanaise Energytrend a prédit que les prix des panneaux, en particulier dans le segment de l’énergie élevée, baisseraient en Chine, le reste du monde étant sur le point de subir un effet d'entraînement cette semaine.

PV Magazine du 1er juillet

NDLR   On ne peut que saluer un nouveau record à la baisse dans le prix du kilowattheure. Il est curieux qu’il intervienne au Brésil

La remarque d’une nouvelle et sensible baisse du prix des panneaux qui serait en préparation, s’expliquerait d’une part par le coup de frein dans les installations PV en Chine : elles seront comparables en 2019 à celle de 2018, alors que les capacités de production ont été augmentées. D’autre part, elle s’expliquerait aussi par l’ambition de certains fabricants d’augmenter (de façon presque inconsidérée) le volume de leur outil de production qui veulent améliorer leur prix de revient par les économies d’échelle et étouffer la concurrence qui ne peut pas (ou ne veut pas) suivre cette course au gigantisme. Effectivement, d’ici vingt mois, LONGi, Zhonghuan, Tongwei, … auront triplé ou quadruplé leurs capacités de production, et peut-être aussi JinkoSolar (d’autres fabricants suivent peut-être ce mouvement sans publier leurs ambitions). Ces producteurs auront un volume de production qui leur imposera de vendre, en cassant les prix. Ils vont écraser les concurrents sous la masse de produits et les prix. D’ici deux ans, il n’y aura plus qu’un petit nombre d’acteurs



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L’expérience des contrats d'achat vue par MaxSolar

Le directeur général de l'allemand MaxSolar étudie la mise en place de deux contrats d'achat : l’un de 0,5 MW avec le client Pantograph. L'autre comprend deux parcs solaires d'une capacité totale de 10 MW avec Offtaker. Malgré la surtaxe, la société estime pouvoir obtenir des revenus plus élevés avec un contrat d’achat, qu’avec un appel d'offres.

Dans les deux projets en cours, MaxSolar a conclus avec des entreprises en passant par le réseau. Les banques apprécient davantage le marché libre que les clients individuels. Passer par le réseau est une garantie de fiabilité et de possibilité de remplacement en cas de défaillance du client.

L’incertitude sur l’évolution future des prix de l’électricité est évidemment très importante. Cela s’applique aux deux signataires. Par conséquent, MaxSolar ne conclue pas de contrats d’une durée supérieure à 5 ans, durée que les banques apprécient.

Les contrats d'achat vont se développer car de nombreuses entreprises ne se sont pas encore rendues compte que l'énergie allait leur coûter très cher si elles ne faisaient pas attention à leurs émissions de CO2. Il ne s'agit pas uniquement de générer et d'acheter de l'énergie, mais également de stocker, de plafonner la charge de pointe. La stabilisation à long terme des coûts de l'énergie prend de plus en plus d'importance. MaxSolar entrevoit un grand potentiel dans la gamme de 1 à 3 MW, car c'est ce qu’elle sait faire, et qu’il y a de nombreux potentiels d'installations avec cette gamme de puissance, par exemple sur les toits.

SolarServer du 24 juin

NDLR      Si on regarde à l’instant de la conclusion du contrat, la durée de cinq ans est judicieuse car on peut miser sur une hausse du prix de l’électricité du réseau. Le prix ultérieur dépendra de l’évolution du prix du kilowattheure sur le marché libre. Ceci fournit une plus grande latitude pour adapter les prix à l’échéance.

Pour nous, la grande difficulté issue de ces contrats à cinq ans provient de la concurrence sur les prix des centrales récemment construites. Celles-ci auront un prix de revient inférieur à celui des anciennes centrales. Le client aura le choix entre une nouvelle centrale à prix très bas et une ancienne centrale avec un prix de revient plus élevé qui ne pourra pas les baisser car les amortissements doivent être inclus dans les prix. Que feront alors les propriétaires des centrales construites dans le passé ?
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LE MONDE
  
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Pourquoi la suppression des droits de douane sur les panneaux bi-faces ?

La décision américaine de ne plus frapper de droits de douane sur les panneaux bifaces crée une vague d'optimisme parmi les fabricants de panneaux. D'une part, les panneaux bifaces deviennent moins chers sur le marché américain, d'autre part ils deviennent une référence technologique pour l'avenir. Leur généralisation va entrainer leur domination sur le marché. Les fabricants chinois qui subissent de nombreux obstacles au commerce sur le marché américain, vont transférer cette fabrication en Asie du Sud-Est.

Malgré ces avantages, les panneaux bifaciaux qui sont plus chers que les panneaux à simple face subissent le handicap de ne pas présenter de capacité de puissance car celle-ci dépend du reflet du sol (appelé albédo) lequel varie selon sa composition. Ceci les rend plus difficile à vendre aux institutions qui financent les installations.

Cette réduction des droits de douane par les Etats-Unis intervient au moment où les développeurs sont amenés à passer des commandes de panneaux pour figer le crédit d'impôt lequel doit diminuer dès 2020. De gros volumes de panneaux bifaces devraient être livrés aux Etats-Unis avant la fin de l'année dans ce but.

GreenTech Media du 1er juillet

NDLR   Il est difficile de déceler dans cette décision si elle est une boulette ou l’effet d’une haute stratégie :  une boulette car les Etats-Unis veulent exercer une pression commerciale sur la Chine. Quelques trimestres après avoir instauré des droits de douane dans le cadre de la section 201 afin de favoriser la production sur le sol américain, la suppression des droits de douane pour une catégorie de panneaux va à l’encontre de cette politique et est peu compréhensible. C’est ouvrir la voie à des importations importantes, le contraire de ce qui était à l’origine de la décision de droits de douane. 

Un effet de haute stratégie ? Pour le moment, il y a peu de fabricants de panneaux double faces dans le monde. Leur volume de production est estimé à 1 % de la capacité mondiale. Supprimer les droits de douane va donner un coup de fouet aux ventes de ce type de produits et obliger les fabricants à adapter rapidement leurs capacités. Est-ce une façon de les obliger à vite changer leur outil de production au lieu d’un changement plus progressif ? Autrement dit, est-ce un moyen de perturber leur vie industrielle à l’instar des droits de douane instaurés en 2012/2014 qui les avaient obligés à délocaliser leur production ? Est-ce car ce type de panneaux a un taux de conversion plus élevé et donc est plus séduisant ?

Il est difficile de percevoir la raison d’une telle décision.


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L'Allemagne veut installer une industrie des batteries

Le ministère allemand des Affaires Economiques et de l'Énergie (BMWi) envisage de demander à la Commission Européenne l'autorisation de fournir des aides d'Etat pour la fabrication industrielle de batteries mobiles et fixes. Il s'agit d'organiser une filière partant de l'extraction de matières premières, d'élaborer des matériaux d'électrodes, puis de les intégrer dans les cellules de batteries.

L'Europe manque de lithium, de cobalt, de nickel et de graphite qui entrent dans la composition des cellules de batterie au lithium-ion.

En Allemagne, les consortiums de projets d'investissement et de recherche sont soumis à une procédure d'examen en vertu de la législation nationale sur le financement. Parallèlement, les projets doivent être notifiés à la Commission Européenne conformément à la législation sur les aides d'État. L'objectif est d'achever la procédure d'approbation nationale et la notification européenne si possible d'ici la fin de l'année.

SolarServer du 5 juillet

NDLR    Ayant constaté que les discours entre ministres franco-allemands ne faisaient pas avancer le projet d’une industrie européenne des batteries, les allemands, pragmatiques, veulent lancer par eux-mêmes une telle activité. On ne peut que les en féliciter et reconnaitre qu’ils ont raison. Il est temps de mettre en œuvre une telle activité. L’industrie n’est pas le domaine des discours. Comptant sur leurs propres forces, les allemands réussiront.


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4,4 GW installés en trois mois au Vietnam !

La fin du tarif d'achat favorable au Vietnam au 30 juin a entrainé une très forte activité d'installations solaires. La capacité opérationnelle est passé de 10 MW à fin juin 2018, à 4,45 GW un an plus tard, dont 4,3 GW mis en service au cours du second trimestre 2019, et 60 % inaugurés au cours du seul mois de juin ! 82 centrales ont été raccordées sur la période

Le cabinet de conseil norvégien Rystad Energy qui a révélé ce phénomène, indique que le Vietnam a progressé plus vite que l'Australie où les installations sont passées de 0,6 GW à 2,7 GW en un an (à fin juin 2019)

Les avantages fiscaux étant supprimés, les installations vont être bien inférieures au second semestre avec seulement 0,63 GW, alors que l'Australie mettra en service 0,8 GW-ac supplémentaires pour un total prévu pour l'année 2019 de 3,5 GW.

PV Magazine du 5 juillet
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LES PRODUITS
  
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Centrale virtuelle dotée de 10.000 participants

Le japonais Eneres veut lancer une centrale virtuelle dotée de 10.000 participants. Il utilisera le logiciel du californien Autogrid. La première phase du projet ne regroupera que les ressources à la demande. La deuxième phase à partir de 2021 créera la centrale virtuelle en ajoutant stockage, production photovoltaïque, batteries de véhicules électriques et actifs de production combinée de chaleur et d'électricité.

En Australie occidentale, l'américain Sempra Energy a lancé une plate-forme de gestion décentralisée de l'énergie (PXiSE) et gérera une centrale virtuelle avec jusqu'à 50 000 participants.

AutoGrid a sous-traité 5 GW de ressources énergétiques distribuées « et travaille avec plus de 50 grandes entreprises énergétiques du monde entier ».

PV Magazine du 1er juillet


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Cellule solaire CIGS à 20,8 %

L'Institut allemand Empa a mis au point une cellule solaire CIGS efficace et flexible qui atteint une efficacité de 20,8 %, ce qui constitue un nouveau record. Ils ont amélioré de 0,4 % leur précédent record.

Les développements futurs viseront notamment à transférer ce procédé du laboratoire à l’échelle industrielle afin d’accroître la production d’énergie et la rentabilité des centrales photovoltaïques.

https://www.solarserver.de/solar-magazin/nachrichten/aktuelles/2019/kw27/flexible-duennschicht-pv-mit-mehr-als-20-wirkungsgrad.html

SolarServer du 5 juillet

NDLR   La vraie difficulté commence, celle du passage du laboratoire à l’industrie. Là c’est encore facile car il s’agit de technique. Ensuite, il y aura la phase de commercialisation et celle d’organisation d’une entreprise. Ceci explique qu’il soit si difficile de passer d’une réussite de laboratoire à un succès commercial.


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Une batterie à électrolyte composé de gaz liquéfié

Des scientifiques de l'Université de Californie à San Diego ont mis au point un électrolyte compatible avec les anodes au lithium métal, permettant une densité d'énergie bien supérieure à celle des batteries Li-ion actuelles. L'innovation clé est un électrolyte de gaz liquéfié (LGE). Les chercheurs ont pu créer une cellule de batterie au lithium qui conservait une efficacité de 99,6% après 500 cycles à la température ambiante (20 degrés Celsius) et de 98,4 % à – 60°C.

https://www.pv-magazine.com/2019/07/04/unlocking-lithium-metals-stored-potential/

PV Magazine du 4 juillet
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LES SOCIÉTÉS
    
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CATL multiplie par 7 son investissement dans les batteries en Europe

Le fabricant chinois de batteries CATL revoit à la hausse son projet de construction d'une usine de batteries en Allemagne. Auparavant 240 M€ devaient y être investis.

Le montant passe désormais à 1,8 Md €. Le n° 1 mondial des batteries a acheté l'usine d'Arnstadt qui appartenait à Solarworld. Les effectifs de production précédemment annoncés de 600 personnes, passeront à 2.000 lors de son démarrage en 2022.

PV Magazine du 2 juillet

NDLR    CATL ne fait que tirer la leçon de l’inertie des quelques fabricants de batteries en Europe pour se lancer dans la production en grande série. Même si les ministres le souhaitent ardemment, les industriels n’ont pas les garanties qu’ils souhaitent. Ils veulent être certains que les autorités de Bruxelles ne les laisseront pas tomber en favorisant les importations chinoises, comme ce fut le cas pour les panneaux. De plus, on est en plein renouvellement du personnel de l’Union. On ne sait pas quelle sera la politique qui sera suivie. Les industriels européens attendent. Les concurrents étrangers en profitent pour prendre pied sur le marché.


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Un italien inaugure une usine de production de panneaux en Chine

L'italien FuturaSun inaugure une usine de production de panneaux en Chine (dans la province de Jiangsu), d'une capacité de 500 MW. Deux des quatre lignes sont déjà opérationnelles. Les deux dernières le seront "prochainement". L'italien dispose déjà d'une usine de 150 MW à Maanshan (Chine) et un partenariat dans une usine au Vietnam

PV Magazine du 1er juillet

NDLR    Il est bien rare d’entendre parler d’un européen qui a toute sa production de panneaux en Chine. S’il augmente considérablement sa capacité de production, c’est que les affaires vont bien pour lui. Son expérience serait intéressante à connaitre.
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DIVERS
      
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Nouveau méga-projet à Abu Dhabi

Après que le parc solaire Noor Abu Dhabi de 1,17 GW ait été mis en service (Le parc solaire de 1,78 GW Noor Abu Dhabi entré en service), la compagnie d'électricité émiratie EWEC lance un appel d'offres pour un projet Al Dhafra de 2 GW. Le projet doit être achevé au 1er trimestre 2022

PV Magazine du 5 juillet


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Un salon de navires électriques et hybrides

Le salon des bateaux électriques et hybrides s'est tenu il y a une semaine à Amsterdam. Les principaux fabricants mondiaux de batteries exposaient leurs dernières technologies de charge, répondant à la demande croissante de systèmes marins électriques et hybrides propres et efficaces.

PV Magazine du 3 juillet

  

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