L R AS Publié le lundi 27 avril 2020 - n° 319 - Catégories : le Fil de la Semaine

Le Fil de la Semaine n°319 du 27 avril

LES POINTS IMPORTANTS DE L'ACTU DE CETTE SEMAINE

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

FRANCE  

    *  Deux décrets parus : sur la PPE et sur le SNBC

    *  Vers une révision du système énergétique français ?

LA FILIÈRE

    *  L’émergence du type N du fait de la crise de surproduction de 2020

LE MONDE         

    *  Et si la transition énergétique et le Plan Vert manquaient de matières 1ères ?

    *  Les prix de gros de l'électricité en Europe ne remonteraient qu'en 2022

 

 

Autres articles intéressants :

FRANCE
 

    * 
Est-ce que EDF peut gagner beaucoup d'argent dans les EnR à petite échelle ?

    *  Situation de l'autoconsommation collective en France
     .
LA FILIÈRE

     *  Le coronavirus freine la demande de panneaux. Les prix ont tendance à reculer.
    * 
La pandémie améliore l'atmosphère et augmente la production solaire
     .
LE MONDE

    * 
Le marché photovoltaïque allemand et ses perspectives

    *  Les Pays Bas pourraient accueillir entre 100 GW et 125 GW d'ici 2050
     .
LES PRODUITS

    * 
Le marché des suiveurs solaires en 2019
     .

LES SOCIÉTÉS

    * 
La valeur des actifs PV diminuera en fin d'année si le prix de l'énergie a baissé

    *  LONGi a présenté ses comptes 2019
     .

DIVERS

    * 
Google veut optimiser sa production d'énergie renouvelable

     LE DEVELOPPEMENT DE CES TITRES

     .
FRANCE
 

    * 
Deux décrets parus : sur la PPE et sur le SNBC

Deux décrets ont paru au Journal Officiel le 21 avril, celui relatif à la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) et celui relatif aux budgets carbones nationaux et à la stratégie nationale bas-carbone (SNBC).

Le décret sur la PPE fixe les priorités d'actions pour la période 2019-2028. Il fixe l'objectif pour le photovoltaïque de 20,1 GWc en 2023 et entre 35,1 GWC et 44,0 GWC à l’horizon 2028. Pour cela, deux appels offres photovoltaïques au sol de 1 GWc par an sont prévus et de trois appels d'offres par an à hauteur de 300 MWc par période

Ce décret prévoit en matière d'hydrogène, l'installation de 1 à 10 démonstrateurs de puissance Power to Gas en 2023 et de 10 à 100 démonstrateurs à l’horizon 2028. En outre, un objectif en termes de taux d’hydrogène décarboné dans l’hydrogène industriel est fixé à 10 % en 2023 et de 20 % à 40 % en 2028.

Le texte prend également en compte le transport propre, avec des objectifs en matière de véhicules électriques (660.000 en 2023 et 3 millions en 2028), d’hybrides rechargeables (500.000 en 2023 et 1,8 million en 2028), de véhicules utilitaires électriques ou hybrides (170.000 en 2023 et 500.000 en 2028) ainsi qu’en termes de véhicules lourds à faibles émissions (21 000 et 65 000, aux horizons respectifs 2023 et 2028).

Le décret précise également les objectifs « globaux », à savoir, celui de réduction de la consommation d’énergie primaire fossile par rapport à 2012 : pour le gaz naturel, – 10 % en 2023 et – 22 % en 2028 ; pour le pétrole, – 19 % en 2023 et – 34 % en 2028 ; et pour le charbon, – 66 % en 2023 et – 80 % en 2028. L’objectif de réduction de la consommation finale d’énergie par rapport à 2012 est de – 7,5 % en 2023 et de – 16,5 % en 2028.

.

La SNBC

Le second décret « définit le budget carbone qui constitue l’objectif de plafonds d’émissions de gaz à effet de serre de la France aux horizons 2019-2023, 2024-28 et 2029-33. Il adopte le projet de stratégie nationale bas-carbone révisée, qui contient les orientations pour la mise en œuvre de la politique d’atténuation des émissions de gaz à effet de serre. »

 « Le budget carbone des périodes 2019-2023, 2024-2028 et 2029-2033 est fixé respectivement à 422, 359 et 300 Mt de CO2eq par an, hors émissions et absorptions associées à l’usage des terres et à la foresterie. »

https://www.pv-magazine.fr/2020/04/23/les-decrets-sur-la-ppe-et-la-snbc-sont-parus-au-journal-officiel/

PV Magazine du 23 avril

NDLR   Ce catalogue d’objectifs est sympathique, mais il revêt une ambiguïté initiale fondamentale. Pour les uns, ce sont des lignes directrices qui peuvent évoluer selon les circonstances ; pour les autres, il s’agit d’objectifs à réaliser qu’on ne manquera pas de rappeler en toute occasion aux pouvoirs publics !

Ceci représente bien ce qu’est la France et sa façon d’agir : Les pouvoirs publics ne sont contraints par rien puisqu’ils décident souverainement. Leur parole n’engage que ceux qui les écoutent. Ces derniers attendent tout de l’Etat et donc sont obligés de rappeler aux décideurs ce qu’ils ont annoncé. Il ne leur vient pas à l’idée qu’ils peuvent s’en affranchir ; qu’ils sont autorisés à agir pour modifier la situation présente pour l’orienter dans le sens qu’ils souhaitent. Ils n’osent pas lancer des initiatives qui pourraient être mal interprétées par les pouvoirs publics ! D’où la nécessité d’inscrire dans la loi, ce qu’ils ne croient pas pouvoir obtenir par eux-mêmes !


    * 
Vers une révision du système énergétique français ?

Dans un « point de vue », France Stratégie, organisme rattaché au Premier Ministre français, invite à « réexaminer la robustesse des systèmes français et européen de production, de transport et de distribution d’électricité, » à l’aune de la chute d’activité sur la demande.

D'un côté, les producteurs d’énergie renouvelable (éolien et solaire) ne sont pas touchés par la crise puisque les quantités d’électricité produite dépendent de l’apport éolien et de l’ensoleillement, et que le prix d’achat est garanti sur la quasi-totalité des volumes produits.

Les conditions climatiques de mars et avril ont été particulièrement propices à la production d'énergie renouvelable.

De l'autre côté, la chute de l’activité, notamment industrielle et tertiaire, a fait fortement reculer la consommation, faisant augmenter la part, dans l’offre globale, de moyens de production « non pilotables », au titre desquels le solaire et l’éolien, mais aussi certaines centrales nucléaires (la moitié du parc environ) voire certaines installations au gaz non flexibles.  La part de ces moyens de production non pilotables peut même dépasser la demande. Dans ce cas, la priorité d’injection sur le réseau des énergies renouvelables conduit les gestionnaires de ce réseau à arrêter des centrales conventionnelles. L'arrêt de certaines usines prive le recours aux moyens « interruptibles ».

La demande a été si basse par moments, les week-ends en particulier, qu’elle a généré des épisodes de prix négatifs particulièrement longs. Dès lors, plusieurs centrales nucléaires et conventionnelles ont dû être mises à l’arrêt en Europe. Conséquences, les centrales à gaz (où le coût marginal de fonctionnement est généralement le plus élevé) sont les premières à être arrêtées, alors que ce sont souvent les plus flexibles.

Surtout, la baisse des prix du marché de gros va augmenter mécaniquement le coût du soutien public aux énergies renouvelables disposant d’un tarif d’achat garanti sur la presque totalité des volumes produits. Avec un tarif d’achat de 70 € / MWh (une valeur moyenne pour l’éolien) et un prix de marché de 55 € / MWh, le coût du soutien est de 15 € / MWh. Avec un prix de marché de 20 € / MWh, ce coût passe à 50 € / MWh. Il va entraîner un déséquilibre du compte d’affectation spécial Transition énergétique rattaché au budget de l’État et alimenté par la taxe intérieure sur la consommation de produits énergétiques (TICPE), dont les recettes sont par ailleurs en forte diminution : les dernières estimations faisaient état d’une perte de 1,5 milliard d’euros, en raison de la chute de la consommation de produits pétroliers suite aux mesures de confinement. Rappelons qu’au titre de 2020, le soutien aux énergies renouvelables électriques représente 65 % des charges de service public de l’énergie, soit environ 5,2 milliards d’euros selon la CRE. »

« Ainsi, la chute de l'activité économique engendrée par le confinement aurait pu créer des marges de manœuvre facilitant la gestion du système de production, de transport et de distribution de l’électricité. Il n’en est rien. Plusieurs effets de la crise fragilisent ce système plutôt qu’ils ne le consolident ». La crise augmente la part relative des énergies renouvelables intermittentes dans la production d’électricité, ce qui accroît la volatilité des volumes produits (et de manière corollaire des prix de marché) et nécessite la présence de plus de moyens flexibles sur le réseau, alors que ceux-ci se trouvent mis à l’arrêt.

En outre, « pour des raisons tenant aux règles du confinement ou aux difficultés d’approvisionnement, la crise conduit à décaler un certain nombre de travaux de maintenance ou de chargement de combustible qui devaient avoir lieu d’ici l’hiver prochain sur divers moyens de production (centrales thermiques – nucléaires ou fossiles – mais aussi énergies renouvelables). Ce décalage risque de peser sur la disponibilité des centrales pilotables au moment où le froid pourrait conduire à les solliciter davantage. »

La chute des cours de gros résultant de la baisse des volumes pèsera sur les comptes d’EDF ; les bénéficiaires du mécanisme de l’Arenh (Accès réglementé à l’énergie nucléaire historique, ndlr) ne pourront tirer parti de la baisse des cours, puisqu’ils ont le plus souvent opté pour un prix fixe. Ils pourront en outre subir la concurrence des opérateurs ne l’ayant pas fait dans des conditions défavorables. »

https://www.pv-magazine.fr/2020/04/24/de-la-necessite-de-reexaminer-la-robustesse-du-systeme-electrique-europeen-france-strategie/

PV Magazine du 24 avril

NDLR La pandémie a eu pour mérite de montrer que les pouvoirs publics étaient loin d’avoir tout prévu. La baisse de la demande, l’obligation d’injecter les EnR et le confinement ont eu pour effet de désorganiser le bel ordonnancement du système électrique français tant physique que financier.

Il devrait en résulter qu’on va rogner les avantages des producteurs d’EnR, par exemple sur l’obligation d’injecter

Cet article indique que des modifications vont intervenir dans le paysage énergétique. Sinon, on ne l’aurait pas fait fuiter !

+

Tecsol a présenté cet texte de façon différente : https://tecsol.blogs.com/mon_weblog/2020/04/france-strat%C3%A9gie-sest-pench%C3%A9e-sur-les-impacts-de-la-crise-du-covid-19-sur-le-syst%C3%A8me-%C3%A9lectrique-euro.html


    * 
Est-ce que EDF peut gagner beaucoup d'argent dans les EnR à petite échelle ?

EDF mise gros sur l'énergie distribuée résidentielle ou commerciale aux Etats-Unis. L'électricien a d'abord investi dans les grandes centrales éoliennes et solaires. Désormais, la filiale EDF Renewables tente de reproduire ce succès sur des petits contrats en multipliant les chantiers d’installations solaires, de stockage, de micro-réseaux et de chargeurs de véhicules électriques. Il a acquis GroSolar spécialiste des petits systèmes au sol, puis EnterSolar, un des principaux installateurs américains pour les clients commerciaux et industriels. Plus récemment, il a acheté PowerFlex Systems, qui construit des installations de recharge pour véhicules électriques intelligents.

La crise sanitaire actuelle pourrait donner l'occasion de racheter d'autres entreprises. D'autres énergéticiens (Shell, Enel, ...) ont racheté ou rachètent des activités aux Etats-Unis. La tendance est ainsi à l'apparition de nouvelles compagnies d'électricité. Pourtant, l'énergie distribuée est une activité qui n'est pas facile. De nombreuses sociétés sont mises en faillite. EDF a lui aussi connu des revers lors d'un contrat avec PG&E qui a ensuite fait faillite.

Le marché américain des EnR s'est développé sous deux formes, les grands parcs et les petits systèmes distribués (résidentiel et commercial). Rares sont les entreprises qui ont pu continuer leur activité sur les deux marchés. EDF l'a fait mais cette orientation a été éclipsée par l'attention portée aux grandes installations. EDF a une forte conviction. Elle croit que les installations commerciales et industrielles vont se développer car les entreprises font de plus en plus appel aux compagnies d’électricité traditionnelles pour acheter directement de l'énergie propre et des services énergétiques.

EDF s'est aussi intéressée aux chargeurs de véhicules car ces véhicules sont très développés sur certains parkings de compagnies technologiques californiennes. C’est un moyen pour commencer une relation commerciale

La diversité des activités d'EDF aux Etats-Unis fera que toute évolution positive d'un marché se répercutera sur un autre. L'énergie solaire distribuée est aujourd'hui une source de bénéfices outre-Atlantique. En pleine crise sanitaire, les services municipaux sont ouverts et passent des contrats, alors que les entreprises privées sont parfois arrêtées. Dès lors, les projets solaires d'EDF financent une partie de la croissance qui devrait intervenir dans les autres segments par exemple le stockage ou les véhicules électriques lesquels sont à un stade précoce

EDF constate que les petits projets ont un taux de rendement interne bien plus élevé que celui d'une centrale éolienne ou solaire. Le défi consiste à réduire les frais généraux tout en développant un flux constant de petits projets.

GreenTech Media du 22 avril

NDLR   EDF peut mener cette stratégie aux Etats-Unis, mais non en France où les conditions ne sont pas réunies. Cette présentation indique la stratégie qui sera menée dans les différents pays pour instaurer la transition énergétique : étendre sa capacité d’intervention sur des métiers connexes, actuellement non matures mais capables de se développer à horizon de quelques années.


    * 
Situation de l'autoconsommation collective en France

En France, les opérations d’autoconsommation collective augmentent peu à peu. Fin 2018, on notait 6 opérations et 44 participants. Un an plus tard, il y avait 21 opérations avec 370 participants. Fin mars 2020, 30 opérations d’autoconsommation collective sont opérationnelles et impliquent près de 500 participants, selon les données d'Enedis.

Début avril, Enedis avait reçu 31 projets à étudier, dont la moitié devait être mise en service avant l'été (si les projets ne sont pas retardés à cause du coronavirus).

Pour le moment, les opérations d'autoconsommation collectives sont montées par les communes qui utilisent leurs propres moyens de production pour alimenter les bâtiments municipaux, ou par les organismes d'HLM avec leurs locataires.

Plein Soleil du 21 avril
     .   
     .
LA FILIÈRE

    * 
L’émergence du type N du fait de la crise de surproduction de 2020

De nombreuses extensions de capacité de production de mono PERC P récemment annoncées seront mises en attente jusqu'en 2021, puis probablement ultérieurement annulées. Les annonces des fabricants au cours des deux premiers mois de 2020 vont être réexaminées du fait de la diminution de la demande en 2020.

Evaluation des pertes de livraisons liée au Coronavirus

Il est difficile d'être précis actuellement. C'est toujours le cas en début d’année, mais particulièrement en ce début 2020. Il est impossible pour toute organisme de recherche d'essayer de déterminer comment le coronavirus affectera plusieurs marchés finaux, sur les produits et sur les installations sur les toits ou au sol. On ne peut pas se fier au dix ou vingt principaux fabricants, ni à des extrapolations à partir du principal fabricant.

Deux points peuvent être retenus : d’une part la quantité de production de la Chine et de ses extensions d’usines en Asie du Sud-est, et d’autre part, la quantité "autorisée" par les autorités chinoises.

Avant la pandémie, la demande mondiale s'annonçait exceptionnelle en Europe, aux Etats-Unis, dans le monde ... On envisageait un volume d'installation de 150 GW contre 120 à 130 GW en 2019, dont 40 GW pour la Chine et 110 GW pour le reste du monde. L'industrie se préparait à disposer d'une capacité de production de 170 GW, ce qui aurait permis une baisse des prix de 10 à 20 % dans l'année.

La demande est surtout constatée dans les pays qui importent 100 % de leurs panneaux. Si la demande de ces pays s'effondre, la production locale n'en est pas affectée. Les chantiers de construction peuvent être repoussés à 2021. Ceci ne fait pas les affaires de la Chine qui a lutté pour acquérir ces parts de marché.

Il se pourrait que la demande mondiale se réduise de moitié, à 55 GW. La production devrait donc s'établir autour de 100 GW, et la Chine absorberait alors la moitié de la demande mondiale. Si cela se produit, les prix s'effondreront sur toute la chaîne de valeur du c-Si et ne se rétabliront pas d'ici 2021. De nombreux fabricants de panneaux chinois cesseront leurs activités. Il convient de noter que des secousses ont eu lieu en Chine au cours des deux dernières années pour la production de silicium, de lingots, de plaquettes et de cellules.

La réduction des coûts

L'autre changement opérationnel évident qui interviendra cette année sera la réduction des coûts, encore appelée la conservation de l'argent.

Le seul exemple passé d'une chute de la production mondiale s’est produit en mars / avril 2012. A l'époque, l'industrie était dominée par la production de cellules p-multi standard (Al-BSF). Il n'y avait aucun effort pour introduire de nouvelles technologies c-Si dans l'industrie. Ce qui s’est alors produit dans le secteur a été plusieurs années de « conservation de l’argent » et de réduction des coûts dans les usines de fabrication. Au moment où cela a été épuisé, LONGi a créé le nouveau paysage monosilicium qui a inauguré le P-PERC mono comme technologie dominante aujourd'hui.

A l'époque, le ralentissement du secteur n'a pas provoqué de cycle d'achat des technologies existantes. Les départements de R & D des entreprises étaient peu développées. Aujourd'hui, ce n'est plus le cas. En 2020, il y a une frénésie de changement qui a laissé les acheteurs de panneaux perplexes sur ce qu'il fallait faire.

Au début de 2020, le type N commençait tout juste à être priorisé par les leaders de l'industrie (JinkoSolar, Canadian Solar, Trina Solar par exemple) au moment où de nombreuses entreprises chinoises peu connues annonçaient des plans de type N de plusieurs GW (en particulier des hétérojonctions).

L’émergence du type N

Par conséquent, le ralentissement de l'industrie en 2020 est très différent de 2012, car le changement technologique peut maintenant se manifester, et va très probablement se produire. Il pourrait effectivement s'agir du premier cycle d'achat de technologies axé sur le ralentissement du secteur, le type N passant finalement à des échelles de production multi-GW.

Le graph distingue les architectures de type n les plus avancées (hétérojonction et rétro-contact) et tous les autres types, similaires au type P tels que n-PERT, TOPCon, ...

Entre 2013 et 2016, la production de type N a été relativement stable, avec un investissement limité des leaders du marché. La trajectoire de croissance a commencé en 2017, tirée initialement par des accords n-PERT de la part de LG Electronics. La principale hausse de la production est prévue pour 2020 et provient pour une grande part, des nouvelles lignes de type N de JinkoSolar.

Si on supprime la production de SunPower et de Panasonic, la trajectoire de croissance du type N est évidente. Les prévisions pour 2020 sont largement basées sur les plans mis en place à la fin de 2019 et sur les nouvelles augmentations de capacité connues au cours du 1er trimestre 2020.

L'impact réel d'un cycle d'achat de technologies lancé par les dix principaux fournisseurs de panneaux en Chine ne sera peut-être pas perçu du point de vue de la production avant 2021. Cependant, le simple fait qu'un plus grand nombre de ces principaux acteurs passent de 500 MW à 1 GW leur nouvelle capacité de type N est probablement le meilleur indicateur avancé que le type N pourrait être la vraie prochaine technologie après le PERC mono-P.

Il faut suivre l’évolution de la demie douzaine d'entreprises qui s'engageront vraiment dans la montée en cadence de production du type N,

Pour la suite, PV Tech renvoie à son étude PV Manufacturing & Technology Quarterly report qui vient de paraitre

https://www.pv-tech.org/news/n-type-expansions-to-benefit-from-2020-downturn-driven-pv

PV Tech du 23 avril rédigé par Finlay Colville


    * 
Le coronavirus freine la demande de panneaux. Les prix ont tendance à reculer.

Le coronavirus freine la demande de panneaux. Les prix ont tendance à reculer. Les petits fabricants font face à un avenir incertain.

Maintenant que les Etats-Unis sont affectés par la pandémie, la demande de nouveaux équipements solaires a ralenti. Désormais, les baisses de prix se poursuivent en Chine, en Europe et en Australie, et désormais sur le marché américain. Ceci se rajoute à l’arrêt des approvisionnements, et à la demande incertaine à travers le monde.

Certains fabricants ralentissent leur cadence de production. SunPower vient d'annoncer cette semaine que ses lignes de production se sont arrêtées pour les prochaines semaines. D'autres fabricants restent en activité tel que Jinko Solar qui maintient leurs objectifs pour 2020. First Solar poursuit sa production, mais a indiqué fin mars que ses prévisions sont susceptibles de changer.

Au niveau mondial, l'offre de panneaux dépasse la demande. Pour le moment, il est difficile de prévoir comment la situation évoluera. La demande mondiale est perturbée dans une large mesure. Il est donc peu probable que la capacité excédentaire de fabrication soit absorbée de sitôt.

Avant la pandémie, la demande de panneaux aux Etats-Unis était estimée à 18 GW en 2020. L’approvisionnement se fait à partir du sud-est asiatique où la capacité de production atteint 25 GW. C'est presque le double des besoins américains qui sont désormais abaissés à 16 GW.

L'Europe, l'Australie et le Japon ont enregistré une baisse de 5 à 7 % des prix des panneaux au premier trimestre 2020. Les États-Unis pourraient enregistrer une baisse de 10 % cette année, selon les estimations actuelles.

Ces baisses pourraient affecter fortement les petits fabricants. La baisse des prix sur le marché stimulera les développeurs malgré les contraintes de la pandémie. Les grands fabricants bien capitalisés telles que Jinko et First Solar pourraient en profiter. Les installateurs qui se concentrent sur un segment de l'industrie comme le résidentiel ou le commercial, comme SunPower, peuvent faire face à plus de pression.

En période de ralentissement, lorsque les acheteurs pensent à quels panneaux ils achètent, ils doivent penser à qui va survivre à cette pandémie. Les panneaux ont une garantie de 25 à 30 ans. Les développeurs vont privilégier les fabricants ayant une bonne surface financière. Les achats de panneaux auprès d'une société qui fera faillite crée des problèmes ultérieurs. Les petits fabricants ont donc un avenir incertain tels que CSUN en Chine ou Seraphim aux Etats-Unis. Les grands fabricants sont parfois très endettés tels que Jinko Solar qui a une dette de 1,9 Md $ fin décembre

https://www.greentechmedia.com/articles/read/with-module-prices-forecast-to-drop-its-an-uncertain-future-for-small-scale-producers

GreenTech Media du 22 avril

NDLR L’article est rédigé par un américain selon les critères américains et non chinois. Là-bas, le soutien des établissements financiers est sans faille quand il ne se conjugue pas avec le soutien des gouvernements locaux. Ceci veut dire que les petits fabricants chinois auront le soutien qu’ils souhaitent. Ceci veut dire aussi que la volonté d’augmenter considérablement les capacités de production, conjugué à une demande plus faible va entrainer une très grave crise parmi les producteurs. La baisse des prix sera bien au-delà des chiffres annoncés ci-dessus. La situation des fabricants va se résumer à vendre à tout prix même largement en perte afin de tenir. Toute restriction de production condamnerait celui qui s’aviserait de procéder ainsi. Cette situation va intervenir en mai et en juin, à condition que la pandémie paraisse jugulée…


    * 
La pandémie améliore l'atmosphère et augmente la production solaire

La crise sanitaire en Europe réduit la pollution atmosphérique du fait du quasi-arrêt de l’utilisation de véhicules, d’avions et d’usines. Ceci crée un air pur, un ciel clair et une augmentation de la production solaire en Europe. Ainsi, l'Espagne, l'Allemagne et le Royaume Uni ont tous battu des records de production solaire ce printemps.

Il est habituel qu'au printemps, les productions augmentent grâce aux installations récentes. Cet année, l'effet est accentué par l'atmosphère limpide. Le gouvernement britannique a détecté une baisse de 25 % de dioxyde d'azote dans l’air. Cette baisse, jusqu’à 50 %, est encore plus prononcée dans les endroits les plus pollués du pays. La production solaire a culminé à 9,7 GW avec une température moyenne plutôt basse (14 ° C), en dessous de la moyenne habituelle du fait de la pollution. Ceci a permis pendant deux semaines à la Grande Bretagne de vivre sans recourir au charbon.

En Allemagne, le même phénomène s'est produit avec une production solaire qui a atteint le record de 32 GW.

L'Espagne a elle aussi battu son record de production avec 6,3 GW, après que le pays ait mis en service de 4,7 GW l'an passé. La mise en service récente de la centrale de 500 MW se verra dans les chiffres d'avril.

La pollution bloque une partie du rayonnement solaire et rend les panneaux plus sales. Les aérosols comme le dioxyde de soufre provoquent également davantage de couverture nuageuse, ce qui réduit le rendement des systèmes PV. L'été dernier, une étude sur la pollution de l'air en Chine avait montré son impact sur la production solaire. La perte de production a été chiffrée entre 11 % et 15 % entre 1960 et 2015. Si la pollution avait été ramenée aux niveaux observés en 1960, 1,9 milliard de dollars supplémentaires d'électricité auraient pu être obtenu en 2016.

GreenTech Media du 22 avril
     .   
     .
LE MONDE

    * 
Et si la transition énergétique et le Plan Vert manquaient de matières 1ères ?

La Commission Européenne a commandé une étude sur les besoins en matières premières pour réaliser la transition énergétique avec deux dates clés, 2030 et 2050. La réponse est claire : le déploiement de l'énergie solaire dans l'UE pourrait être compromis par une pénurie de matières premières telles que le germanium, le tellure, le gallium, l'indium, le sélénium, le silicium et le verre, et par la nécessité d'importer la majorité des matières premières.

Pour élaborer leurs scénarios, les chercheurs ont compilé les objectifs des différents Etats, évalué les capacités de production nécessaires, examiné les différents niveaux de demande dans le reste du monde, et les besoins en matières premières que cela suppose. Ils ont réparti ces besoins selon les différentes filières d'EnR, et selon les matières premières. Ils ont essayé de prévoir quelles seraient les améliorations technologiques qui réduiraient les besoins en matières premières.

Il en est résulté trois scénarios de demande de matières premières d'énergie propre pour l’Union Européenne :

1°) Les perspectives les plus optimistes pour le solaire impliqueraient une diminution nette de la demande de matières premières, car les progrès technologiques compenseraient un déploiement plus répandu.

2°) Le scénario de demande moyenne prévoit une augmentation de la demande de matières entre trois et huit fois.

3°) Le scénario de forte demande dresse un tableau différent. Dans ce dernier modèle, la demande d'argent quadruplerait et celle de silicium d'un facteur 12 d'ici 2050. Plus préoccupante serait l’augmentation prévisible de 40 fois de la demande de cadmium, gallium, indium, sélénium et tellure. La demande de germanium dépasserait toute mesure, avec une augmentation de 86 fois le volume importé en 2018.

Les matériaux de construction tels que le béton, l'acier et l'aluminium pourraient être multipliés par huit d'ici 2030 et 30 d'ici 2050 dans le scénario de forte demande. L'industrie photovoltaïque consomme actuellement 60,7 tonnes de béton par mégawatt de capacité de production installée. La demande d'acier était estimée à 67,9 T / MW en 2018 ; plastique 8,6 tonnes ; verre 46,4 T / MW ; aluminium 7,5 T / MW ; et 4,6 tonnes de cuivre par mégawatt en 2018. Pour ces matériaux, seules des réductions mineures des besoins ont été projetées par les auteurs du rapport. En 2050, l'étude prévoit que la demande de ces matériaux pourrait se situer à 80 %, 90 % ou 100 % des niveaux de 2018, selon les trois scénarios de la demande.

L'innovation pourrait réduire la demande de matières premières. Ainsi, entre 2004 et 2018, le besoin en silicium pour produire un watt de puissance d'un panneau a été divisé par quatre. Celui-ci pourrait être divisé d’un tiers ou de la moitié d'ici 2028.

Dans un scénario à forte demande, le germanium, le tellure, le gallium, le sélénium, le silicium, le verre et l'indium pourraient être en pénurie avec certains de ces éléments dépassant les niveaux actuels de l'offre mondiale.

Ainsi, la transition énergétique de l'UE pourrait être menacée par des faiblesses de la chaîne d'approvisionnement,

https://www.pv-magazine.com/2020/04/23/the-raw-materials-needed-for-the-european-green-deal/

PV Magazine du 23 avril

NDLR   Il faut d'abord féliciter la Commission d'avoir essayé de baliser les besoins et les ressources en matières premières avant de proposer un plan qui pourrait être irréaliste.

Seulement les résultats de l'étude plongent les lecteurs dans la perplexité : ou bien on n'est pas capable de disposer des matières premières pour parvenir à la transition énergétique et on évite de pousser dans cette direction, ou bien on fonce en sachant qu'il y aura à un moment donné une pénurie et une interruption dans la transition énergétique. Alors plus rapidement on aura installé de générateurs d'EnR, plus on sera autonome, en espérant que d'ici là, il y aura des innovations technologiques majeures qui permettront de s'affranchir d'un certain nombre de matériaux qui doivent faire défaut.

Si on se réfère au passé, il y a quelques années, les batteries au lithium devaient manquer de ce matériau car il n'y avait que deux ou trois pays producteurs et que le traitement des salars coûtait extrêmement cher. Le problème s'est résolu avec de nouveaux pays producteurs et une diminution des besoins de lithium par batterie. Ceci tiendra jusqu'à ce que le nombre de véhicules électriques se généralise ce qui pourrait alors faire réapparaitre la pénurie.


    * 
Les prix de gros de l'électricité en Europe ne remonteraient qu'en 2022

Selon le britannique Aurora Energy Research, après leur chute, les prix de gros de l'électricité en Europe pourraient ne commencer à remonter qu’à partir de 2022. Ils ne se rétabliraient complètement pas avant 2025, selon le scénario modéré de l'étude. Ce serait la conséquence de la récession économique mondiale.

Les productions d'énergies renouvelables pourraient ne pas être touchées lorsqu'elles sont protégées par les tarifs gouvernementaux. En revanche, les ventes sur le marché seront considérablement affectées.

Les nouveaux projets d'énergie renouvelable pourraient être les plus durement perturbés, selon Aurora. Alors que les projets subventionnés verront les revenus partiellement ou totalement protégés par le gouvernement malgré la baisse des prix du marché, la diminution attendue du chiffre d’affaires des développeurs aura un impact sur les systèmes renouvelables existants et devrait retarder de nouveaux programmes.

Environ 34 GW de développements renouvelables effectués sur une base commerciale pourraient être menacés dans les sept pays de l’étude.

La baisse de la demande pourrait également créer des défis pour les gestionnaires européens de réseau électrique. Il leur faudra équilibrer le réseau, alors que la proportion d'énergies renouvelables sera plus élevée que d'habitude. Déjà au Royaume-Uni, l'énergie solaire a battu un record de production. La hausse de la production d’énergies renouvelables a provoqué une baisse significative des prix de l'électricité au début du mois.

Des gigawatts d'énergie solaire sont en cours d’installation en Europe. Les fluctuations accrues des prix de l'électricité pourraient retarder les projets d'énergie solaire marchand.

PV Tech du 23 avril

NDLR   Cette étude rejoint par de nombreux points le "point de vue" de France Stratégie (Vers une révision du système énergétique français)

Lors d'une crise, on a toujours l'impression que le pire va persister.


    * 
Le marché photovoltaïque allemand et ses perspectives

Selon la société allemande d'études de marché EuPD Research, l'Allemagne a un potentiel d'installation de 1.000 GW d'ici 2050, alors que le plafond des aides à l'investissement est limité actuellement à 52 GW.

Lors d'une enquête auprès de 1.000 propriétaires, 5 % d'entre eux ont déjà décidé d'acheter des systèmes photovoltaïques, et 15 % des répondants ont déclaré qu'ils étaient proches d'une décision d'achat finale. Ceci signifie qu'ils sont actuellement en train d'obtenir des offres ou de demander des conseils. Leur motivation est de réduire leurs coûts d'électricité, tout en contribuant à la protection de l'environnement. Ils veulent bénéficier du tarif de rachat garanti par l'État.

Le plafond légal de 52 GW pourrait être atteint en juillet. Une fois atteint, aucun nouveau système photovoltaïque jusqu'à 750 kW ne sera subventionné. Il pourrait y avoir un fort impact sur les propriétaires privés si le plafond n'est pas aboli.

Le segment des petits systèmes (jusqu'à 10 kW) est un moteur significatif du marché en Allemagne. L'an dernier, il a augmenté de 45 % avec 581 MW de nouveaux systèmes déployés (sur près de 4 GW installés). 

Les propriétaires craignent une forte baisse du déploiement de nouveaux systèmes photovoltaïques commerciaux et industriels en raison du plafond de 52 GW. Or, les investisseurs commerciaux sont le principal moteur de la demande photovoltaïque en Allemagne.

La transition énergétique dans le secteur de l'électricité est en cours, a précisé EuPD. Il s'agira ensuite de décarboniser les secteurs du chauffage et des transports. Cela nécessitera de grandes quantités supplémentaires d'électricité provenant du photovoltaïque et de l'éolien. Il suppose une consommation finale d'énergie de 1.600 TWh en 2050.

« En supposant que l'énergie éolienne en mer et sur terre ainsi que la bioénergie continuent de croître à un rythme lent, ces deux sources pourraient couvrir environ 40 % de la demande, soit environ 666 TWh en 2050. Le photovoltaïque doit fournir 1.000 térawattheures », selon la BNE. Cela nécessiterait une puissance photovoltaïque installée de 1 TWc d'ici le milieu du siècle.

Davantage de stockage à court et à long terme sera nécessaire pour absorber les pics de charge dans le réseau et permettre l'utilisation retardée de l'énergie solaire, en particulier en hiver. À moyen terme, la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables peut également être convertie directement en hydrogène dans les électrolyseurs.

La BNE a examiné les éventuels problèmes d'acceptation pouvant résulter d'une expansion massive des systèmes photovoltaïques au sol. Il faudrait environ 50.000 kilomètres carrés d'espace pour 500 GW de parcs solaires. Or, l'Allemagne utilise actuellement environ 24.000 kilomètres carrés pour cultiver des cultures énergétiques.

Selon la BNE, près de 10.000 kilomètres carrés sont utilisés pour le blé et le colza, à partir desquels des biocarburants sont produits. Si ces zones étaient couvertes de PV solaire au lieu de cultures énergétiques, 30 fois plus d’énergie pourrait être générée.

« Le futur système énergétique occuperait ainsi moins de terres qu'aujourd'hui et augmenterait la biodiversité de manière significative et fiable.  Il est économiquement supérieur au système fossile précédent et améliore la sécurité d'approvisionnement grâce à la flexibilité du côté de la production et de la consommation », a déclaré l'association.

Selon les calculs de la BNE, le coût de l'électricité produite par les grands systèmes photovoltaïques sera d'environ 25 € / MWh combiné avec le stockage de la batterie de 30 € / MWh à 40 € / MWh. Dans le même temps, il y aura des réductions importantes de coûts des électrolyseurs qui produisent de l'hydrogène vert. Ses coûts de production pourraient ainsi tomber à environ 1,25 € le kilogramme d'ici 2030 et ainsi concurrencer l'hydrogène produit à partir de combustibles fossiles.

La nouvelle industrie énergétique veut que le vent et le soleil soient les carburants de cette transition énergétique.

PV Magazine du 24 avril


    * 
Les Pays Bas pourraient accueillir entre 100 GW et 125 GW d'ici 2050

Les Pays Bas pourraient accueillir entre 100 GW et 125 GW d'ici 2050, selon l'association néerlandaise des gestionnaires de réseaux nationaux et régionaux d'électricité et de gaz. Le résultat dépendra de l'autorité en charge des installations solaires : les municipalités, les gouvernements régionaux, le gouvernement central, l'Union Européenne ou le marché international.

Les chiffres avancés (100 à 125 GW) sont plus importants que ceux de leur étude datant de 2017 (84 GW), du fait de la baisse des prix des panneaux et de l'augmentation des rendements des panneaux.

https://www.pv-magazine.com/2020/04/22/more-than-100-gw-of-solar-in-the-netherlands-possible-by-2050/

PV Magazine du 22 avril
     .   
     .
LES PRODUITS

    * 
Le marché des suiveurs solaires en 2019

NEXTracker reste en tête des livraisons mondiales de suiveurs, comme en 2018. Il est suivi par Array Technologies, et désormais par PV Hardware. A eux trois, ils représentent 80 % des ventes mondiales, selon Wood Mackenzie. Le marché aurait progressé de 20 % entre 2018 et 2019.

Les ventes aux Etats-Unis ont représenté 50 % des livraisons mondiales de suiveurs en 2019, avec une croissance de 226 % en glissement annuel. C’est la plus forte croissance enregistrée dans n'importe quelle région. Ceci est dû en grande partie à l'admission des suiveurs au crédit d'impôt fédéral. 35 et 40 % des installations aux États-Unis utilisent ce crédit d'impôt.

L’Amérique Latine a été le deuxième marché mondial des suiveurs l’an dernier, mené par le Mexique, le Brésil et le Chili. Soltec, STI Norland et NEXTracker ont été les principaux fournisseurs de suiveurs.

Arctech Solar, NEXTracker et Array Technologies occupent les trois premières places en Asie-Pacifique. L'Australie, le plus grand marché de la région, a connu une contraction de 10 % en 2019. C’est la conséquence de moindres installations par les compagnies d’électricité. Cette tendance devrait se poursuivre en 2020. En conséquence, le marché australien des suiveurs représentera un plus petit pourcentage du marché de la région APAC.

La plupart des principaux fournisseurs a expédié 1,5 à 2 fois plus de suiveurs l'année dernière qu'en 2018. À l'échelle mondiale, le marché des fournisseurs était légèrement moins concentré en 2019 par rapport à 2018, bien que les 10 principaux fournisseurs occupent toujours 88 % du marché et les trois premiers 80 %.

Les prix des suiveurs photovoltaïques ne devraient pas baisser de manière significative avec la croissance du marché. Cela incite les meilleurs fournisseurs à se diversifier dans les logiciels et les services pour conserver un avantage concurrentiel.

GreenTech Media du 21 avril

NDLR   Wood Mackenzie ne publie pas la taille du marché américain ou mondial, ni même la part de marché des deux premiers.

Ce qui impressionne, c’est la concentration du marché. Les trois premiers en occupent 80 %. Ainsi, il reste peu de place pour les autres fabricants. Faut-il imaginer qu’il y a une prime au volume de chaque fabricant, ou bien où y a-t-il un avantage pour les producteurs américains ?
     .   
     .

LES SOCIÉTÉS

    * 
La valeur des actifs PV diminuera en fin d'année si le prix de l'énergie a baissé

Investisseur européen dans les énergies renouvelables, le Renewable Investment Group (TRIG) a mis en garde contre « l’impact significatif » de la pandémie sur les prévisions de prix de l’électricité. Il a diminué la valeur liquidative du groupe.

Il prévoit une baisse significative des prix de 25 % pour le reste de 2020 et pour 2021, due principalement à un effondrement de la demande d'électricité associé à une baisse de l'activité économique. Il estime que les prix de gros de l'électricité des pays dans lesquelles il détient des actifs renouvelables chuteront en moyenne annuelle de 17 % au cours des années suivantes.

TRIG aggrave les inquiétudes des développeurs solaires européens. Ceux-ci craignent l’interruption du développement sans subvention.

TRIG possède un portefeuille de projets éoliens, solaires et de batteries dans toute l'Europe. Il a une capacité de production combinée de 1,6 GW. TRIG détient des revenus fixes, ce qui est avantageux pour les actifs en France et en Allemagne.

L'effondrement à court et à moyen terme des prix de l'électricité implique une réduction de la valeur liquidative. TRIG l'estime à environ 4 % par action.

La volatilité des prix de l'électricité a des effets imprévus sur les énergies renouvelables dans tous les domaines, notamment aux Pays-Bas. Cette semaine, les producteurs d'énergies renouvelables du pays ont été avertis que les paiements de subventions seront suspendus si les prix de gros tombent dans le négatif pendant six heures consécutives ou plus, comme cela s'est produit fin mars.

PV Tech du 22 avril

NDLR   Derrière ce cas particulier, il y a toute l’appréciation des sociétés détenant des actifs photovoltaïques. Les normes comptables IFRS obligent les entreprises à évaluer chaque année la valeur des actifs au prix du marché. La baisse du prix de l’électricité, et ce qui en découle, la baisse du prix des actifs productifs d’énergie renouvelable du fait de la moindre abondance d’investisseurs, vont entrainer des dépréciations d’actifs. Ceci se traduira par des pertes dans les sociétés détentrices de centrales. Heureusement que cela n’interviendra qu’à la fin de l’exercice, c'est-à-dire au 31 décembre 2020. D’ici là, le redressement de l’économie pourrait être constaté et la demande d’électricité pourrait remonter. D’ici là, toutes les entreprises qui établissent des valeurs liquidatives périodiques doivent inclure cette dépréciation dans la valeur de leur portefeuille et donc publier cette baisse. Les 4 % retenus par TRIG paraissent pour le moment raisonnable.

Cette dépréciation d’actifs est un aspect à retenir


    * 
LONGi a présenté ses comptes 2019

L'an dernier, la société a produit 4.700 milliards de plaquettes monosilicium (+ 139 % sur 2018). Il a réalisé un résultat d'exploitation de 4,6 Mds $ (+ 49 % sur 2018). Le bénéfice net atteint 746 M$ (+ 106 %). (NDLR le chiffre d’affaires n’est pas cité)

Fin 2019, la capacité de production de plaquettes de silicium monocristallin de l'entreprise atteignait 42 GW. LONGi prévoit d'atteindre une capacité de production de plaquettes monocristallines de 75 GW en 2020.

Dans la filiale de production de cellules et de panneaux photovoltaïques (LONGi Solar), les ventes ont atteint 7.394 MW, soit une augmentation de 23 %. Les exportations de panneaux photovoltaïques ont atteint 4.991 MW, en augmentation de 154 % sur 2018, et représentent 67 % du total des ventes.

La capacité de production de production de LONGi Solar était de 14 GW à la fin de 2019. Il est prévu de doubler cette capacité en la portant à 30 GW d'ici la fin de 2020.

En 2019, les commandes de panneaux utilisant les plaquettes de format M6 avaient atteint 10 GW.

Au 1er trimestre 2020 :

Le chiffre d'affaires de LONGi atteint 1,2 Md $ contre 826 M$ l'an dernier. Il a réalisé un bénéfice net de 263 M$ (+ 205 % sur le bénéfice 2018 qui était particulièrement faible). La marge nette se situe à 21,8 %.

PV Tech du 24 avril

NDLR   Avec une telle croissance et une telle rentabilité, il est logique que la société se voit traverser la crise sans problème, envisage un futur brillant, et prévoit une énorme extension de capacité.
     .   
     .

DIVERS

    * 
Google veut optimiser sa production d'énergie renouvelable

Google veut utiliser les heures de pointe de production d'énergie renouvelable par ses centres de traitement de données. Pour cela, Google planifie les tâches informatiques non-urgentes qui sont traitées au moment de la journée où la puissance éolienne et solaire est maximale (ce qu’on appelle le transfert de charge). Ces modifications sont effectuées sans matériel supplémentaire et n'affectent pas le fonctionnement des tâches informatiques, comme le moteur de recherche Google ou les vidéos YouTube. Il est également possible de déplacer des tâches de calcul entre différents centres de données.

Google se préoccupe aussi de l'ombrage gris. Il représente les moments de la journée où une énergie plus intensive en carbone est présente sur le réseau.

L'objectif de la société est d'utiliser à terme uniquement des énergies renouvelables.

GreenTech Media du 23 avril

NDLR   Cela ressemble à de la publicité vantant les qualités de Google. En même temps, ceci est du bon sens mais il semble que ce soit plus difficile à réaliser que de concevoir le concept.
     .   
     .

.

S'inscrire à la newsletter "Le Fil de l'Actu"

Articles les plus lus sur 20 jours glissants