L Publié le lundi 04 décembre 2017 - n° 214 - Catégories : le Fil de l'Actu

le Fil de l'Actu n°214 du 4 décembre

LES POINTS IMPORTANTS DE L'ACTU DE CETTE SEMAINE (le Fil de l'Actu n°214 du 4 décembre)
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FRANCE
    *  La France a installé 484 MW au cours du troisième trimestre
    *  Annonce d'un plan massif pour développer l'éolien et le solaire au printemps 2018
    *  Une étude sur l'autoconsommation très intéressante effectuée par Enerplan et SiaPartners
    *  Les mises en service des appels d'offres lancés en 2011 et 2013 en France  
    *  Neoen a obtenu la construction de 377 MW au Mexique
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LA FILIÈRE
    *  Comparaison des panneaux à cellules entières / panneaux à demies cellules
    *  L’utilisation du silicium en 2017-2018
    *  Deux remarques de Lazard sur le coût du stockage

    *  Comparer l'évolution de la micro-informatique à celle du PV... ?
    *  Les prix du 29 novembre 2017 : regain d'intérêt pour le polysilicium
    *  Première prévision pour 2018. Comme d'habitude peu ambitieuse
    *  Ambitions de certains fabricants de panneaux de passer à une capacité de production de 20 GW par an
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LE MONDE
    *  Autorisation de construire 549 MW en Espagne
    *  Précision sur l'enchère mexicaine
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LES PRODUITS
    *  Présentation d'une plaquette de moins de 100 microns
    *  Développement du plus grand projet solaire flottant du monde
    *  L'énergie solaire va être utilisée par l'industrie pétrolière !
    *  Produire de l'éthylène par le soleil
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DIVERS
    *  Il est possible de cultiver sous des panneaux solaires.

 
    LE DEVELOPPEMENT DE CES TITRES

FRANCE
    *  La France a installé 484 MW au cours du troisième trimestre

La France a installé 484 MW au cours du troisième trimestre (465 MW l'an dernier, + 4 %), portant le parc installé à 7.686 MW à fin septembre (+ 7 %).

Le ministre des Energies Renouvelables va présenter au printemps 2018 un plan massif pour développer les EnR en France, notamment pour le solaire et l'éolien.

L’analyse d’Enerplan et de SiaPartners présente le contexte dans lequel s’intègre l’autoconsommation domestique sur le marché français, les perspectives de développement de la filière et des projections de rentabilité pour un foyer faisant le choix de se doter d’un tel dispositif.

  • Selon les projections réalisées, l’autoconsommation domestique pourrait permettre de réaliser des économies dès la 13ème année après installation du dispositif. En moyenne, ces installations permettraient une réduction de 19,1 % de la facture d’électricité du foyer.
  • Les systèmes photovoltaïques bénéficient d’avancées technologiques constantes permettant d’accroitre la rentabilité des installations tout en maitrisant les coûts de production.

Représentant actuellement 40 % des demandes de raccordement de centrales photovoltaïques, l’autoconsommation est amenée à jouer un rôle central dans le développement de l’énergie solaire en France. Les pouvoirs publics estiment que la puissance photovoltaïque installée passera de 6,2 GW fin 2017, à 19 GW à horizon 2023 (trois fois plus). Les raccordements en autoconsommation atteindraient 30 % à 60 % des capacités photovoltaïques cumulées en 2023.

Ci-dessous la page de présentation de l’hypothèse centrale :

Pour un accès à l’ensemble de l’étude : http://www.energie.sia-partners.com/20171130/lautoconsommation-domestique-individuelle-jusqua-20-deconomies-sur-les-factures

Sia Partners du 30 novembre 2017

NDLR    L’étude est intéressante car elle chiffre un certain nombre de données avec différentes hypothèses. Outre le scénario moyen (ci-dessus), il y en a un qui examine une hausse plus rapide du prix de l’électricité, un autre se penche sur le dimensionnement d’une installation pour optimiser les économies réalisées par le foyer, ou encore recalcule sans injection du surplus…

Les lecteurs feront attention à quelques hypothèses qui paraissent discutables : 1°) le gain moyen de 383 € par an est établi hors investissement (ils seraient de combien avec les investissements ? Quel est le taux d’actualisation car les dépenses sont à l’origine alors que les recettes sont étalées dans le temps ?).

 2°) Le taux d’autoconsommation de 80 % nous parait élevé, mais il correspond à un taux de production sur consommation de 22 %, ce qui implique une forte dépendance à l’égard du réseau.

 3°) La durée de treize ans pour récupérer le montant de l’investissement est longue à l’échelle humaine. Cette durée éliminerait le projet s’il était réalisé par une entreprise laquelle exige un retour sur investissement de 5 à 7 ans pour lancer un investissement.

 4°) La réduction de 19 % de la facture d’électricité, se fonde-t-elle sur la partie autoconsommée ou sur la totalité des dépenses d’électricité ?

Qu’elle que soit la pertinence de ces remarques, il faut saluer la démarche d’Enerplan et de SiaPartners à se lancer dans la réalisation d’études qui éclairent le public sur le choix qui leur est donné. On ne peut qu’espérer que d’autres études apporteront des informations précieuses sur l’autoconsommation ou tout autre sujet photovoltaïque.

Nos lecteurs ont intérêt à lire attentivement cette étude.

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    *  Les mises en service des appels d'offres lancés en 2011 et 2013 en France

Le ministère de la transition écologique et solidaire vient de publier les taux de mises en service, à la date du 1er novembre 2017, des projets lauréats aux appels d’offres pour les installations solaires. Ils se situent entre 65 % et 81 % pour les AO lancés en 2011 et 2013, soit 4 à 6 ans après. Le ministère précise que ces résultats ne sont pas définitifs puisque certains projets bénéficient de délais supplémentaires.

L’appel d’offres de 2011 pour de grandes installations solaires présente le taux de mise en service de 81 %. Il atteint 86 % si on se limite aux installations de type solaire photovoltaïque classique; donc hormis les installations solaires thermodynamiques (sous-famille 2) et solaires PV à concentration (sous-famille 3).

L’appel d’offres de 2013 pour de grandes installations solaires affiche un taux de mise en service de 72 %. La sous-famille 1 concernant les installations de type solaire photovoltaïque à concentration a bénéficié de délais supplémentaires suite à l’arrêt de la production de fabricants des panneaux à concentration. Dans cette sous-famille qui représente près de 25 % du volume attribué à l’appel d’offres, aucun projet n’a été mis en service à ce jour, ce qui impacte clairement le taux de mise en service de l’appel d’offre. Si l’on ne tient compte que des installations de type solaire photovoltaïque classique, le taux de mise en service monte à 82 %.

L’appel d’offres de 2011 pour petites installations sur bâtiment de 100 à 250 kWc présente le taux de mise en service le plus faible : 65 %.

L’appel d’offres de 2013 pour petites installations sur bâtiment de 100 à 250 kWc a un taux de mise en service équivalent à celui des grandes installations, soit environ 72 %.

l'Echo du Solaire du 27 novembre 2017

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    *  Neoen a obtenu la construction de 377 MW au Mexique

Lors de la récente enchère mexicaine, le français Neoen a obtenu la construction de 377 MW dans l'Etat d'Aguascalientes qui devra être raccordé au réseau en juin 2020. Le prix moyen est de 0,02057 $/kWh.

Neoen est le premier acteur indépendant français avec 1,3 GW en construction ou en exploitation et dispose de plus d'un gigawatt sécurisé. Neoen est présent en France, en Australie, au Salvador, au Mexique, en Zambie, au Mozambique, en Jamaïque, au Portugal et en Argentine. Neoen a pour objectif d'atteindre en 2020 une puissance installée supérieure à 3.000 MW.

Photon du 30 novembre 2017

NDLR  Ce résultat a deux grandes significations : il semble que ce soit la plus importante obtention de projets de l'histoire de cette entreprise. Elle lui fera faire un bond dans le volume de ses installations. La seconde est que la société est désormais capable de se mesurer aux plus grands développeurs et d'avoir des prix compétitifs. Ce succès au Mexique ouvre une nouvelle phase de développement de l'entreprise qui va pouvoir participer, avec des chances de succès, à de nouveaux appels d'offres internationaux.

 Un champion nous est né.    
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LA FILIÈRE
    *  Comparaison des panneaux à cellules entières / panneaux à demies cellules

La technologie de la demi-cellule s'impose comme un concept pertinent. Plusieurs grands producteurs de panneaux l'ont adopté. Avantages de l’utilisation des cellules demies coupées :

C’est l'augmentation de puissance. En utilisant des cellules de 330 watts, le panneau utilisant des demies cellules parviendra à une puissance de 325,2 W, alors qu’un panneau utilisant des cellules complètes aura une puissance de 316,7 W. La seule différence au niveau des panneaux est une taille de 1,8 % plus grande dans la demie coupe car il y a davantage d'espace entre les cellules. L'augmentation du taux de conversion est modérée, passant de 18,84 % à 19,12 %.

Dans le graphique ci-dessus, les pertes lors du passage de la cellule au panneau surviennent surtout à la connexion de la cellule : la perte de 6,05 W dans un panneau à cellule complète tombe à 1,56 W en utilisant des demies cellules. Couper les cellules en deux réduit également le volume de courant électrique, ce qui signifie que les pertes résistives diminuent. Dans les panneaux utilisant des demi-cellules, les pertes dues à la zone perdue entre les cellules sont augmentées. Dans les panneaux utilisant des demies cellules, il y a deux fois moins d'espaces que dans les cellules pleines. Ces pertes sont partiellement récupérées par la réflexion multiple de la lumière. Cette récupération est plus élevée dans les demi-cellules coupées que dans les panneaux pleins, car les pertes sont plus élevées. « Lorsque la lumière tombe dans l'espace intercellulaire, elle est partiellement réfléchie et à son tour partiellement renvoyée vers la cellule à l'interface verre-air avant »,

Le fil rond pour l'interconnexion des cellules peut aussi augmenter la récupération grâce à une réflexion accrue par rapport au ruban,

En utilisant un panneau ayant 144 demies cellules qui est livré avec une puissance de 395 W, le premier gros avantage est la plus grande puissance, d'environ 3 %, à cause de la demi-cellule elle-même, de l'interconnexion différente, et parce que les pertes résistives sont réduites dans le panneau.

Un autre avantage des demies cellules est une stabilité mécanique accrue, car elles sont plus petites et plus difficiles à casser, ce qui a réduit la dégradation annuelle de 0,6 % à 0,54 %,

L'utilisation de fil rond plutôt qu’un ruban augmente la puissance d'environ 2 % : un fil rond fournit plus de réflexion de la lumière entrante. La lumière frappant le fil rond est réfléchie vers le panneau de verre, et du verre vers la surface active de la cellule, même si elle fournit moins de zone d'adhérence et est plus difficile à aligner car la zone de contact est plus réduite.

Recourir à six barres réduit encore les pertes résistives dans le panneau car elle réduit la distance que les électrons doivent parcourir une fois capturés. Ses avantages sont pourtant limités. Les plus gros gains sont venus du passage de trois à quatre barres. Il s'est réduit lors du passage de quatre à cinq, et encore plus entre cinq et six. L'ajout d'un sixième jeu de barres limite l’augmentation de la puissance à 0,5 %.

Après que le monosilicium ait représenté une avancée face au polycristallin, de nombreux fabricants reviennent au polycristallin.

À côté de la dégradation induite par la lumière (LID), la dégradation induite par la température (le TID) a également le potentiel d'annuler l'efficacité accrue de la technologie PERC et même de l'abaisser par rapport à celle d'un panneau standard. Des outils ont été développés pour minimiser ces mécanismes de dégradation dans la production de mono-PERC. Ils sont en développement pour les cellules polycristallines.

PV Magazine du 1er décembre

https://www.pv-magazine.com/2017/12/01/the-weekend-read-every-last-watt/

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    *  L’utilisation du silicium en 2017-2018

Selon Bloomberg NEF, les usines de production de polysilicium travaillent actuellement à pleine capacité. La production devrait avoir augmenté de 13 % en 2017 sur 2016, pour atteindre 445.600 tonnes. Ceci devrait être suffisant pour produire 97 GW de panneaux cristallins en supposant une consommation moyenne pondérée de silicium de 4,3 grammes par watt, et une livraison de 30.000 tonnes à l'industrie électronique. Ceci suggère une offre réduite pour les installations. En 2018, l'offre de silicium augmenterait de 10 % à 490.000 tonnes, assez pour produire 118 GW de panneaux cristallins.

La Chine abrite 80 % de la capacité mondiale de production de lingots. Les prix ne devraient pas diminuer beaucoup d'ici la fin de cette année ou au premier semestre de 2018, mais l'utilisation accrue du monocristallin et de la coupe au diamant devrait atténuer la pénurie de silicium au second semestre 2018, sauf s'il devait y avoir une relance des installations. Ceci s'explique par la moindre demande par plaquette : la coupe au diamant réduit la consommation de silicium de 17 %. Si on ajoute le plus fort taux de conversion du monosilicium, la BNEF prévoit que la consommation unitaire de polysilicium en 2018, sera inférieure de 9 % à celle de 2017.

PV Magazine du 1er décembre 2017

https://www.pv-magazine.com/2017/12/01/solar-pv-2018-installs-of-111-gw-a-polysilicon-factory-boom-and-0-30w-for-modules-2/

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    *  Deux remarques de Lazard sur le coût du stockage

Le dernier rapport de Lazard sur les coûts du stockage a provoqué deux réflexions :

1°) L'étude a mis l'accent sur la perte lors des allers et retours qui est plus grande que prévue (ou même qu'envisagée l'an dernier car il y avait à l’époque peu de données fiables sur les exigences de chauffage, de ventilation et de climatisation (CVC) du système). L'expérience commence à montrer que cette charge parasitaire (auquel s'ajoute les charges de refroidissement) pourrait être significative, ne laissant qu'un rendement de 80 à 90 % pour l'ensemble des systèmes. Pour le moment, les chiffres relatifs à la perte parasite dans les systèmes de batteries au lithium-ion restent notoirement difficiles à trouver. Les niveaux de consommation d'énergie CVC varieront également d'un projet à l'autre, les régions et les niveaux d'utilisation exigeant des charges de refroidissement différentes, a noté Lazard.

 Une étude datant de 2014 réalisée par EA Technology et de Northern Powergrid, a laissé entendre que les pertes de stockage d'énergie électrique pourraient être significativement plus élevées que celles utilisées par Lazard dans ses calculs : « Les efficacités aller-retour pour les systèmes de stockage d'énergie électrique ont été calculées entre 83 % et 86 %. Elles tombent entre 41 % et 69 % lorsque des charges parasitaires sont incluses ».

2°) La construction de stockage domestique coûte 25 % plus cher que les grands systèmes. Ceci provient de coûts d'installation plus élevés : le chiffre des coûts d'installation a été ajusté cette année pour tenir compte d'une plus grande expérience du monde réel, a déclaré Lazard. L'ingénierie, la construction et l'approvisionnement (EPC) sont les facteurs les plus variables dans le déploiement des systèmes de stockage d'énergie, à la fois par segment de marché et d'année en année.

Les coûts d'ingénierie ont été jugés très variables car l’installation d'une batterie dans un bâtiment peut nécessiter beaucoup de travail de conception, en fonction de l'emplacement. Ces coûts d'ingénierie non récurrents, contrairement à d'autres éléments de la chaîne de valeur du stockage d'énergie, ne diminuent pas à mesure que le nombre de déploiements augmente. Cela a conduit à un ajustement significatif des estimations de coûts, car chaque emplacement a sa propre structure de coûts. Les coûts de conception et d’installation pour les installations résidentielles seraient supérieurs de 25 % à ceux des grands projets.

Bien que les coûts de stockage continueraient de baisser, Lazard ne prétend pas que les systèmes énergétiques de stockage seront en mesure de répondre aux exigences de production de base dans un avenir prévisible…

GreenTech Media du 30 novembre 2017

https://www.greentechmedia.com/articles/read/the-grim-details-lurking-in-lazards-energy-storage-analysis#gs.v6CxTBQ

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    *  Comparer l'évolution de la micro-informatique à celle du PV... ?

Est-ce une comparaison judicieuse ?

La microinformatique a pris de la vitesse à la fin des années 1970. Les entreprises dominantes contrôlaient toute la chaine de valeur : la fabrication des ordinateurs, le système d'exploitation, les logiciels d'utilisation, ainsi que le canal de distribution vers le client. Apple et Commodore sont ainsi parvenus à 8 % de parts de marché, mais le grand public est resté extérieur à cette diffusion. Le grand changement est intervenu lorsque Microsoft a offert un système d'exploitation à tous ceux qui voulaient l'utiliser. C'était judicieux car le système d'exploitation est la partie la plus difficile de la micro-informatique et constituait un énorme obstacle à l'entrée de concurrents sur le marché.

Alors, certains intervenants se sont concentrés sur l'optimisation de composants spécifiques comme Intel avec les microprocesseurs; Gateway ou Compaq ont réduit le coût du matériel; Dell a exploité le marché des consommateurs en direct. La spécialisation a permis aux entreprises de se concentrer sur leurs compétences de base.

 Apple s'est spécialisé sur les graphistes et l'éducation mais a lentement disparu (jusqu'à l'invention d'un produit révolutionnaire, l'Iphone) car les ordinateurs Windows étaient de moins en moins chers et de plus en plus accessibles. L'industrie du PC est passée de l'intégration verticale, à la décentralisation et à la spécialisation en environ quatre ans

 C'est probablement ce qui va se passer avec le photovoltaïque : le modèle SolarCity a déjà commencé à s'estomper. Peut-être se relancera-t-il avec un produit Tesla comme Apple avec l'Iphone ?

Pour la plateforme commune, on ne la voit pas encore d’entreprises émerger. Sungevity avait commencé mais vient de faire faillite. Sunrun incorpore des éléments d'une plate-forme ouverte dans son activité de partenaire installateur, mais les installations directes demeurent la principale source de ses revenus.

 GTM estime que d'ici cinq ans, le marché sera très différent avec une partie des acteurs effectuant les ventes; d'autres réalisant les installations mais avec une nette séparation entre les deux.

 La société Compete s'est lancée en 2010 comme acteur solaire traditionnel, mettant l'accent sur la satisfaction client et a construit une plateforme logicielle pour cela. Quand la société a voulu augmenter ses effectifs, les coûts ont aussi augmenté. La direction a décidé qu'il était plus intéressant de se consacrer à la gestion de projets et l'exécution. Elle propose aux installateurs d'effectuer la conception et le financement. Cette formule de spécialisation permet de noter les prestations des installateurs, de réduire les coûts et d'attirer des financements puisque Compete est une centrale en relation avec les installateurs. Sur la cinquantaine de partenaires initiaux, la moitié ont fait faillite, mais le reste dispose de 500 commerciaux et installateurs qui produisent des courants d'affaires.

D'autres sociétés appartenant à d'autres secteurs, sont intéressés car le recours à cette formule élargit leur activité, telle la division de Flextronics qui veut élargir sa plateforme de maison intelligente en vendant des systèmes solaires. Une autre entreprise s'adresse aux clients hispanophones par la radio à partir du Mexique pour les inciter à installer des panneaux solaires. Ces sociétés ont une activité différente mais se servent de cette plateforme logicielle pour élargir leur activité. C'est une évolution qui s'éloigne du marché fragmenté qui existait il y a sept ou huit ans.

Pour copier Microsoft, l'industrie solaire devra externaliser les tâches qui peuvent être effectuées à moindre coût et plus efficacement par d'autres entreprises de logiciels pour laisser aux installateurs dans les villes ou régions, de se cantonner aux tâches qu'ils savent faire le mieux.

GreenTech Media du 30 novembre 2017

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    *  Les prix du 29 novembre 2017 : regain d'intérêt pour le polysilicium

Sur le marché, la demande de produit monosilicium a diminué alors qu'un intérêt nouveau se manifeste pour le polysilicium dont les produits coupés au diamant sont en quantité insuffisante.

Le silicium : malgré la modification des droits de douane sur les produits coréens, et parce que ceci concernait surtout le monocristallin, l'impact sur les prix a été limité. Le prix en Chine du silicium dépend de la qualité du matériau, du fabricant et du mode de paiement. Le prix reste compris entre 146 et 154 RMB/kg. La demande de polysilicium reste insuffisante, mais la révision des fours touche à sa fin et l'offre va augmenter, d'où probablement des prix en baisse en décembre.

Les plaquettes : la demande pour les produits monosilicium est restée faible, entrainant un effritement des prix qui reviennent jusqu'à 5,5 RMB par pièce. La demande pour le polysilicium n'a pas pu être complètement satisfaite. Ceci concerne surtout les plaquettes coupées au diamant dont les prix ne sont que de 0,05 RMB/W inférieurs aux plaquettes coupées à la boue, d'où l'offre insuffisante. Du fait de l'incertitude sur le marché futur, les prix n'ont pas varié.

Les cellules : le prix de produits polycristallins a été stable, avec une revalorisation légère du prix des cellules coupées au diamant s'établissant à 1,66 à 1,71 RMB par W, alors que les autres sortes de cellules ont un peu reculé à 1,72 - 1,74 RMB/W.

Le prix des cellules monosilicium a baissé du fait de la faible demande. Les produits de Taïwan (à 0,24-0,25 US$/W) ont presque rejoint le prix en Chine (1,68 à 1,73 RMB/W).

Les panneaux : une forte demande s'est manifestée sur le polycristallin, entrainant la stabilité des prix. Les prix des principaux fabricants chinois s'établissent à 2,75 à 2,80 RMB/W. Les panneaux monocristallins et les panneaux à haut rendement, moins demandés, ont reculé reflétant la baisse du prix des cellules, surtout pour les panneaux monosilicium PERC. Le prix des panneaux se situe autour de 0,39 à 0,46 $/W. Le prix le plus faible pour un 290 W est revenu près du prix moyen du monosilicium de 0,37 $/W et de 2,88 RMB/W.

 Du fait de la décision américaine sur la plainte de Suniva début janvier, certains fabricants chinois livrent des panneaux polycristallins avant la fin décembre, ce qui augmente les stocks aux Etats-Unis

EnergyTrend du 30 novembre 2017

.Voir le tableau des prix sur le site .

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    *  Première prévision pour 2018. Comme d'habitude peu ambitieuse

Bloomberg NEF est le premier institut à fournir ses estimations pour 2018. Il part de l'hypothèse que les installations 2017 dans le monde seront comprises entre 92 GW et 97 GW. Ses projections 2018 portent sur un volume de 94 GW à 111 GW (+ 2 % à + 15 %) dont 3 à 4 GW de couches minces. La fabrication de silicium augmenterait de 10 % en 2018 sur 2017. Le prix des panneaux reviendrait à 0,30 $/W chez les plus importants fabricants.

Pour 2019, la BNEF envisage une demande de 107 GW à 121 GW (+ 10 à + 15 %). Il indique que certains pays européens sont en train de se redynamiser : l'Espagne, les Pays Bas, la France.

Les usines de production de polysilicium travaillent à pleine capacité. La production devrait avoir augmenté en 2017 de 13 % sur 2016, pour atteindre 445.600 tonnes. Les augmentations de capacité de production devraient atteindre 167.000 tonnes à la fin de 2018. Ceci devrait être suffisant pour produire 97 GW de panneaux cristallins en supposant une consommation moyenne pondérée de silicium de 4,3 grammes par watt, et une livraison de 30.000 tonnes à l'industrie électronique. Ceci suggère une offre réduite pour les installations. En 2018, l'offre de silicium augmenterait de 10 % à 490.000 tonnes, assez pour produire 118 GW de panneaux cristallins.

Le prix du silicium a subi une poussée de prix en Chine avec un montant de 19 $/kg, à comparer aux 15 $/kg dans le reste du monde car la Chine abrite 80 % de la capacité mondiale de lingots. Les prix ne devraient pas diminuer beaucoup d'ici la fin de cette année ou au premier semestre de 2018, mais l'utilisation accrue du monocristallin et de la coupe au diamant devrait atténuer la pénurie de silicium au second semestre 2018, sauf s'il devait y avoir une relance des installations. Ceci s'explique par la moindre demande par plaquette : la coupe au diamant réduit la consommation de silicium de 17 %. Si on ajoute le plus fort taux de conversion du monosilicium, la BNEF prévoit que la consommation unitaire de polysilicium en 2018, sera inférieure de 9 % à celle de 2017.

Les prix des panneaux resteront stables, avec une offre en excédent. Les principaux fabricants estiment que la demande sera stable d'ici fin 2017, mais BNEF envisage plutôt une réduction du marché en Chine et aux Etats-Unis où les achats de précaution ont été réalisés. La Chine devrait installer entre 7 et 10 GW au 4ème trimestre 2017 à comparer aux 18 GW installés au 3ème trimestre 2017

Les prix des panneaux des grands fabricants pour les centrales sont de l'ordre de 0,31 à 0,32 $/W. Du fait de la légère hausse sur le prix du silicium, les prix des panneaux pourraient se tendre à 0,33 $/W au 1er semestre (avec une marge brute de 10 %), puis reculer à 0,30 $/W à la mi-année.

PV Magazine du 1er décembre 2017

https://www.pv-magazine.com/2017/12/01/solar-pv-2018-installs-of-111-gw-a-polysilicon-factory-boom-and-0-30w-for-modules-2/

NDLR   BNEF évite soigneusement de proposer une base de comparaison avec 2016. Les autres organismes estiment la hausse 2017 sur 2016 à 33 %. Il semble que BNEF soit beaucoup plus conservateur. En revanche, les prévisions pour 2018 sont, elles, trop prudentes tant il y a de développement d'installations dans le monde liées aux baisses de prix des panneaux…

De même, éviter de prévoir une baisse du prix des panneaux au cours de l'année 2018, montre une grande timidité. La coupe au diamant se diffusant, réduira automatiquement les prix.

Chaque fin d’année, c’est la même chose. Les instituts misent sur une stabilité de la demande pour l’année suivante, puis ensuite se ravisent pour augmenter progressivement le volume d’installations.

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    *  Ambitions de certains fabricants de panneaux de passer à une capacité de production de 20 GW par an

Selon l'Association chinoise de l'industrie photovoltaïque (CPIA), deux ou trois fabricants intégrés envisagent d'étendre leurs capacités annuelles de production à plus de 20 GW annuels (contre 7 à 8 GW actuellement). Ceci devrait contribuer à une nouvelle surproduction mondiale compte tenu restriction ou des droits de douane instaurés par les Etats-Unis et l'Union Européenne et alors que l'Inde se prépare à des telles mesures.

Pour participer au développement des énergies renouvelables dans de nombreux pays dans le monde, une vingtaine de fabricants chinois ont installé ou sont en train de mettre en place des chaines de production à l'étranger.

Digitimes du 29 novembre 2017    
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LE MONDE
    *  Autorisation pour construire 549 MW en Espagne

Dans la région d'Aragon en Espagne, une installation photovoltaïque de 549 MW va être construite par le groupe industriel espagnol ACS sur 2.369 hectares. C'est la conséquence de l'attribution de 3,9 GW solaires lors de la seconde enchère espagnole. La centrale qui coûtera 330 M€, comportera 12 sous-ensembles, et sera achevée en 2020. Ce sera la plus grande d'Europe, détrônant celle de Cestas (près de Bordeaux) qui comporte 300 MW.

PV Magazine du 30 novembre 2017

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    *  Précision sur l'enchère mexicaine

Les autorités mexicaines ont indiqué qu’il n’y avait pas eu, lors de la troisième enchère, de nouveau record du monde de l'enchère PV la plus basse (actuellement fixée à 0,0179 $/kWh en Arabie Saoudite). L’offre la plus basse de cette enchère, celle de Mitsui-Trina, un nouveau consortium sur le marché, a été à 0,01974 $/kWh pour 80 MW avec des certificats d'énergie propre, soit quand même le prix le plus bas d'Amérique latine. Le prix moyen s’est établi à 0,02180 $/kWh.

Cette enchère mexicaine est significative sur différents points :

X-Elio, Neoen, Canadian Solar, Engie Solar et la coentreprise Mitsui-Trina ont remporté la totalité des 992 mégawatts de capacité énergétique attribués lors de ces enchères. Seuls Neoen et Mitsui-Trina n'avaient jamais remporté de contrats lors des précédentes enchères. Les trois autres sont repartis avec les trois cinquièmes de la capacité offerte, Engie avec 446 MW, Canadian Solar 294 MW, l'espagnol X-Elio 200 MW

Le petit nombre de développeurs présents indique qu'une spécialisation s'effectue sur les très grands projets, ce qui n'était pas le cas lors de l'enchère précédente

Les enchères se sont aussi caractérisées par trois acheteurs, alors que précédemment, il n’y en avait qu’un seul. C'est la première fois qu'un véritable marché de gros est ouvert au Mexique.

Engie et Enel ont capté 593 MW d'éolien à un prix record du monde. Ils ont montré l'intérêt d'une intégration verticale dans les appels d'offres centralisés : ils ont signifié que la connaissance des précédents projets était utile pour la pré-qualification, qu'ils obtenaient un financement à meilleur marché et pouvaient mieux absorber le risque inhérent aux hypothèses de prix futurs des équipements. Ils ont peut-être déjà des équipes de gestion d'actifs qui travaillent à étendre la durée de vie des systèmes et à réduire les dépenses opérationnelles pour disposer d'une longueur d'avance lors des futurs appels d'offres. Les autres promoteurs qui voudraient se faire une place sur le marché mexicain doivent faire de gros efforts de mise à niveau.

Est-ce que les développeurs peuvent encore réduire les prix ? On croyait que les prix proposés se maintiendrait un moment autour de 0,03 $/kWh. Ils sont autour de 0,02 $/kWh désormais. Il y a un mois, Lazard estimait qu'une consolidation des prix s'effectueraient. Les développeurs montrent qu'on peut encore aller plus bas. L'industrie solaire doit commencer à penser que le prix de l'énergie solaire non subventionnée pourrait ressembler aux technologies actuelles car lors de cette troisième enchère mexicaine le solaire a obtenu 55 % de l'énergie vendue au prix moyen de 0,02180 $/kWh, et l'éolien 45 % pour un prix moyen de 0,01897 $/kWh.

GreenTech Media du 29 novembre 2017
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LES PRODUITS
    *  Présentation d'une plaquette de moins de 100 microns

Les chercheurs européens du projet CHEETAH ont présenté la possibilité de mieux utiliser le silicium cristallin.  Ils ont trouvé un moyen de produire des plaquettes épitaxiales de moins de 100 microns, sans déchet de scie, permettant un gain de 20 %, contre une épaisseur actuelle de 160 à 180 microns.

PV Magazine du 1er décembre 2017

https://www.pv-magazine.com/2017/12/01/solar-innovations-on-show/

NDLR    C'est formidable de pouvoir réaliser des plaquettes de moins de 100 microns, mais qui pourra les produire si ce n'est les fabricants chinois ?

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    *  Développement du plus grand projet solaire flottant du monde

La compagnie d'électricité indonésienne PT PJB a confié à Masdar, originaire des Emirats Arabes Unis, le développement du plus grand projet solaire flottant du monde d'une capacité de 200 MW sur le barrage de Cirata dans la province ouest. C'est cinq fois la taille du plus grand projet actuellement en construction, lequel est assuré par Sungrow dans la province chinoise de l'Anhui. Les chinois Sungrow et CECEC étudient aussi des projets de 150 MW et 70 MW dans cette région.

Par ailleurs, Masdar a obtenu de gros contrats, comme la construction de la troisième phase du parc solaire de 800 MW, à Dubaï, et la construction de la première centrale éolienne flottante avec Statoil (cf par ailleurs)

PV Tech du 28 novembre 2017

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    *  L'énergie solaire va être utilisée par l'industrie pétrolière !

L'énergie solaire va être mise à contribution pour créer de la vapeur d'eau, laquelle sera injectée dans les puits de pétrole, afin de réchauffer l'huile et permettre son pompage. Ce système est encore appelé récupérateur thermique d'huile. Jusqu'à présent, les compagnies pétrolières utilisent du gaz naturel pour chauffer l'eau.

Un producteur de pétrole californien s'est associé avec un fournisseur d'énergie solaire pour construire un projet en Californie. L'installation solaire de 26,5 MW fournirait une capacité thermique de 850 MW qui produiraient 12 millions de barils de vapeur par an. La production commencerait en 2020.

Photon du 1er décembre 2017

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    *  Produire de l'éthylène par le soleil

La production d'éthylène peut être produite par la lumière solaire en convertissant le CO2 avec des catalyseurs de cuivre. C'est le résultat des travaux de l'université NUS de Singapour qui utilisent la température ambiante et quelques réactifs. Ceci permet d'éviter le procédé actuel de vapocraquage qui utilise des hydrocarbures saturés portés entre 750° et 950° : ils produisent alors deux tonnes de CO2 pour une tonne d'éthylène.

Les scientifiques cherchent des catalyseurs qui permettraient de produire des combustibles liquides tels que l'éthanol à partir du CO2 et de l'eau (H2O).

PV Magazine du 1er décembre 2017

NDLR    Les conséquences de cette découverte aura les plus grandes conséquences industrielles et économiques. De même si la production d'éthanol pouvait être mise au point, ce serait là aussi révolutionnaire.
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DIVERS
    *  Il est possible de cultiver sous des panneaux solaires

Fraunhofer ISE prouve la faisabilité du projet pilote Agrophotovoltaics en Bavière : il s'agit de faire coexister des plantations agricoles en dessous de panneaux solaires bifaciaux pour fournir de la lumière solaire aux cultures et limiter l'impact de l'ombrage. Les panneaux verre-verre ont été installés à une hauteur de cinq mètres pour permettre un rayonnement solaire uniforme. L'installation PV a été de 194 kW et a couvert le tiers d'un hectare. En douze mois, elle a produit 1.266 kWh /kW installés, soit un tiers de plus que la valeur moyenne de 950 kWh/kW en Allemagne. Les résultats de la première récolte ont été encourageants : le rendement de l'herbe de trèfle sous le champ photovoltaïque n'était que de 5,3% inférieur à celui de la parcelle de référence. Les pertes de rendement pour les pommes de terre, le blé et le céleri-rave se situent entre 18 et 19 % et sont donc légèrement plus élevées.

La production d'électricité du système photovoltaïque de 194 kilowatts a été bien adaptée à la charge quotidienne de la ferme, 40 % de l'électricité produite à la ferme a servi à charger les véhicules électriques et à traiter les récoltes récoltées à la ferme. Pendant les mois d'été, la demande de charge à la ferme était presque entièrement couverte par le système photovoltaïque. Le surplus d'électricité photovoltaïque a été livré à une compagnie d'électricité

Cette expérience permet de concilier les terres agricoles avec les installations photovoltaïques. Fraunhofer ISE estime que d'autres tests doivent être menés pour valider cette agriculture photovoltaïque tels que la culture des fruits, des baies, du houblon, du vin, et les associer au stockage d'énergie.

En Chine depuis plusieurs années, des systèmes de cultures sont pratiqués sous des panneaux PV bifaciaux à double usage et à haut rendement.

PV Tech du 24 novembre 2017


     Le Fil de l'Actu n°214 du 4 décembre 2017
 
   

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