L R AS Publié le lundi 28 mai 2018 - n° 235 - Catégories : le Fil de l'Actu

le Fil de l'Actu n°235 du 28 mai

LES POINTS IMPORTANTS DE L'ACTU DE CETTE SEMAINE (le Fil de l'Actu n°235 du 28 mai)
Les articles marqués d'une étoile sont en accès libre

    *  S'il n'y avait que cinq textes à lire cette semaine *
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F
RANCE
    *  Les installations en France au 1er trimestre : relance des raccordements *
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  EDF a publié sa position sur la programmation pluriannuelle de l'Energie *
    *
  Hausse du plafond de collecte de financement participatif *
    * 
Les ambitions de BHC Energy (groupe Total) dans l'agrégation *
    *
  Voltalia va construire 50 MW au Kenya *
    *  Analyse de l'appel d'offres CRE innovation par Sia Partners *
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LA FILIÈRE
    *  L'installation de micro-réseau dans les pays émergents est-elle un leurre ? *
    *
  Bientôt, un panneau 60 cellules à 500 watts *
    *
  Les fabricants chinois passent aux cellules PERC *
    *
  Comment faire pour que le photovoltaïque atteigne le marché de masse ? *
    *
  La courbe de canard, la courbe de Nessie, la courbe du requin *
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LE MONDE
    *  Quel peut-être le prix du kWh en 2022 aux Etats Unis ? *
    *
  L'EPFL a évalué l'impact économique des énergies renouvelables *
    *
  35 organismes allemands demande une protection contre les importations chinoises *
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LES PRODUITS
    *  Des onduleurs trop faciles à pirater *
    *  Faut-il mieux choisir le stockage ou la chaleur pompée ? *
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LES SOCIÉTÉS
    *  LONGi achète 55.000 tonnes de polysilicium ! *
    *  Sunpower à court de trésorerie *

    LE DEVELOPPEMENT DE CES TITRES
    *  S'il n'y avait que cinq textes à lire cette semaine :


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FRANCE
    *  Les installations en France au 1er trimestre : relance des raccordements

Les nouvelles installations PV en France au cours du premier trimestre se sont élevées à 246 MW, soit le triple du début de 2017. Le pays compte 8,3 GW solaires installés (7,91 GW sur le continent français et 386 MW dans les territoires d'outre-mer et en Corse).

Au 4ème trimestre 2017, les installations viennent d’atteindre 401 MW : ces deux derniers trimestres indiquent que la série d'appels d'offres lancée par le gouvernement français au second semestre 2016 commence à porter ses fruits.

Les projets en attente de raccordement à fin mars atteignaient 3,1 GW contre 2,9 GW fin décembre.

Les régions continentales françaises avec la plus grande quantité d'énergie solaire installée sont : la Nouvelle Aquitaine (avec 2,12 GW), l’Occitanie (1,66 GW), Provence-Alpes-Côte d'Azur (1,14 GW);

PV Magazine du 25 mai.
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  EDF a publié sa position sur la programmation pluriannuelle de l'Energie

EDF a publié sa position sur la programmation pluriannuelle de l'Energie. Il ne croit pas à la baisse de la consommation d'électricité avant vingt ans et envisage une hausse annuelle de la demande entre 0 % et + 0,5 %. La société confirme ne pas vouloir fermer d'autres centrales nucléaires que celle de Fessenheim avant 2029. La direction d'EDF qui vient d'obtenir le renouvellement de l'autorisation d'exploiter les centrales jusqu'à 40 ans de vie, considère qu'un certain nombre de centrales pourraient aller jusqu'à 50 ans et est très confiante dans sa capacité à exploiter en toute sûreté tout ou partie de son parc nucléaire jusqu'à 60 ans. C'est la réaffirmation de la position officielle d'EDF.

Batirama du 23 mai.
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  Hausse du plafond de collecte de financement participatif

Le plafond de collecte du financement participatif va passer de 2,5 millions d'euros à 8 M€. Ceci concerne les énergies renouvelables et les opérations d'émissions d'actions, d'obligations et de mini-bons

Green Univers du 25 mai.
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Les ambitions de BHC Energy (groupe Total) dans l'agrégation

BHC Energy, la filiale de gestion énergétique de Total qui agit dans le domaine de l’effacement depuis trois ans, veut se faire une place sur le marché français de l’agrégation des énergies renouvelables. Elle vise 15 % du marché.

BHC Energy est agréé depuis avril 2017 pour acheter l'électricité produite par les installations renouvelables disposant d’un contrat d'obligation d'achat. Elle est donc autorisée à se substituer aux opérateurs historiques.

Green Univers du 22 mai

NDLR  Le groupe Total a de plus en plus d'ambitions dans les énergies renouvelables. Il essaie d'être présent dans les différentes catégories d'activité. Au-delà de ces acquisitions, il serait intéressant de connaitre la croissance d'activité et surtout la rentabilité de ces acquisitions, même si le groupe est en phase accélérée d'investissement. En effet, la situation financière de Sunpower (voir par ailleurs) fait s'interroger sur la qualité de la gestion de ces filiales très spécialisées, qui exercent leur activité très loin des hydrocarbures. Il ne suffit pas d’avoir de l’argent pour savoir bien l’utiliser….
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  Voltalia va construire 50 MW au Kenya

Le français Voltalia a signé un contrat de vente d'électricité sur vingt ans au Kenya qui proviendra d'une centrale solaire de 50 MWc située dans l'ouest du Kenya

La société qui est axée principalement sur l'éolien au Brésil compte atteindre le gigawatt solaire et éolien installé d'ici 2020.

PV Magazine du 25 mai.
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    *     Analyse de l'appel d'offres CRE innovation par Sia Partners

Fin 2017, la CRE a lancé un appel d’offres concernant les installations solaires innovantes. Les projets ont été sélectionnés en fonction de leur compétitivité économique et de leur contribution à l’innovation.

Quatre familles d’innovation étaient proposées,

afin de garantir une compétitivité équitable pour chaque type d’innovation :

    les innovations de composants (comme la route solaire, les panneaux innovants, les nouvelles technologies de cellules, …),

    les innovations portant sur le système électrique (architecture haute tension, systèmes innovants de distribution d’énergie, …),

    les innovations liées à l’optimisation et à l’exploitation électrique des centrales photovoltaïques (logiciel de monitoring couplé à des capteurs, outils de maintenance préventive, …),

    le solaire couplant une production photovoltaïque secondaire à une production agricole principale.

Le système de notation est lié au degré d’innovation, à la synergie avec l’usage agricole, ou au positionnement sur le marché.

Le prix moyen des offres retenus par la CRE s’élève à 116,70 €/MWh contre 89,00 €/MWh pour l’appel d’offres classique. C’est 31 % plus élevé. Ceci s’explique par des innovations proposées telles que boitiers d’optimisation de production, logiciels intégrés de prévisions d’interruptions… Pour les installations sur serres et hangars agricoles, le supplément de prix est de 14 %. De même pour les installations au sol, où le prix moyen pondéré des offres retenues (70,40 €/MWh) est supérieur de 5 % aux centrales solaires au sol (67,00 €/MWh).

Quinze développeurs se partagent 77 MW répartis sur 50 projets pour un prix moyen de 80,70 €/MWh. Les principaux acteurs lauréats de cette première vague sont entre autres Urbasolar, Langa, Tenergie, Total Solar allié à Amarenco et Luxel. Les lauréats de cette première vague d’appel d’offres innovation se distinguent par leurs spécificités techniques et leurs spécificités d’usage.

Cinq dossiers de centrale solaire flottante ont été retenus. D’autres innovations se distinguent, comme les boitiers communicants pour l’optimisation entre les ventes et la consommation d’énergie solaire, ou encore un logiciel de prévision de la production en vue d’améliorer les projections à court et long terme. Enfin, une partie conséquente des projets sélectionnés se focalise sur l’apport de l’énergie solaire à l’agriculture.

L’innovation solaire est un secteur à la pointe de la recherche. La barrière à l’entrée est importante. Néanmoins, beaucoup d’acteurs qui ne pouvaient pas concourir aux appels d’offres classiques – soit par la taille de leur installation trop faible, soit par les critères trop restrictifs fixés par la CRE – ont ici la possibilité de présenter leur innovation et d’être accompagnés financièrement.

Ce type d'appel d'offres donnera une nouvelle dimension au solaire français.

http://www.energie.sia-partners.com/20180517/en-france-les-installations-solaires-innovantes-ont-le-vent-en-poupe-0

SIA Partners du 17 mai

NDLR    Une contradiction a été décelée sur le prix de l’appel d’offres classiques qui est indiqué à 89 € le MWh, et le prix moyen proposé aux lauréats de 80,70 € le MWh    
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LA FILIÈRE
    *  L'installation de micro-réseau dans les pays émergents est-elle un leurre ?

Les mini-réseaux paraissent la solution pour apporter aux 1,1 milliard d'humains n'ayant pas accès à l'électricité. L'Agence Internationale pour l'Energie estime qu'ils apporteront l'électricité à un tiers de cette population. L'achat d'équipement pouvant générer des revenus pour les villageois ruraux est considéré comme l'un des moyens les plus importants d'améliorer la bancabilité des mini-réseaux ruraux.

Les entreprises de mini-réseaux ruraux travaillent aujourd'hui avec les communautés pour comprendre quels seraient les équipements générateurs de revenus (appelés usages productifs de l'électricité) peuvent rendre des entreprises viables.

Un cycle vertueux est créé lorsque les développeurs de mini-réseaux ruraux permettent l’achat d’équipements qui augmenteront les revenus d'un client. Dans une situation idéale, l'augmentation du revenu du client couvre plus que le coût d'exploitation de l'équipement. Le profit qui en résulte permet au client de se payer des services supplémentaires alimentés par le mini-réseau.

Ce scénario est idéalisé.

La difficulté est de développer des usages productifs. Il peut y avoir de nombreux obstacles à l'adoption d'équipements à usage productif. Un de ces défis est la capacité limitée du client à payer pour le coût initial de l'équipement. Dans certains villages riches, l'électricité produite par le mini-réseau a permis de réduire par quatre le coût de fonctionnement des appareils, et l'acquisition de matériel a progressé très rapidement. En revanche, dans les villages les plus pauvres, il a fallu plusieurs années d'économies avant que les clients puissent acheter des appareils.

Le financement lui-même ne conduira pas à l'adoption d'équipement, car les villageois sont réticents au risque. Or il faut fournir un accès au marché pour de nouveaux produits ou une production accrue. Le plus grand défi pour utiliser l'électricité est l'absence de liens commerciaux ou encore de chaines efficaces d'approvisionnements ou de livraisons. Les entreprises qui fournissent des micro-réseaux, doivent souvent prendre en main les micro-entreprises afin de les lancer. Ces fournisseurs de micro-réseau cherchent des partenariats avec des organisations non gouvernementales ou des entreprises privées pour que celles-ci apportent l'expertise afin d'initier la croissance de la production et de la demande.

Souvent les fournisseurs d'électricité doivent identifier les micro-entreprises qui peuvent générer de la valeur. Il leur faut connaitre le marché au sein de la communauté locale. 

Autre aspect à analyser, les utilisations : parfois la tension électrique est trop faible pour l'utilisation de machines; parfois les puits sont trop éloignés du centre du village pour que des pompes puissent être utilisées; D'autres fois, il faut construire ou aménager les tuyaux de conduite de l'eau jusqu'aux champs, Quelques fois, la demande est de l'eau potable pour l'alimentation et il n’en reste plus pour arroser les champs.

 La problématique de l'électrification des zones non-raccordées est diverse, variée selon les communautés villageoises, et aussi reliée aux potentialités économiques locales. Ainsi, il ne suffit pas d'apporter des micro-réseaux, il faut élargir l'offre à bien d'autres facteurs imprévus, mais qui conditionnent l'utilisation de l'énergie.

PV Magazine du 26 mai

NDLR  Notre expérience personnelle durant plusieurs dizaines d’années en Afrique nous fait souscrire complètement à cette analyse. Et même d’aller plus loin : les européens vont avec leur connaissance dans des régions qui n’ont rien connu d’autres depuis des centaines d’années. Pourquoi voudraient-elles changer ? Comment le pourraient-elles alors qu’elles n’ont pas la culture technique ou le savoir pour mettre en place des machines ou pour réparer une simple panne. Enfin, la volonté de développement économique est souvent extérieure à leur conception. Comme me l’a indiqué un africain cet été dans la capitale du Bénin : « les africains sont des bons vivants. Ils ne veulent rien d’autre. » Il n’y a pas la volonté d’enrichissement qu’on trouve en Asie…
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  Bientôt, un panneau 60 cellules à 500 watts

Bientôt, un panneau 60 cellules à 500 watts : le chinois Tongwei Solar compte mettre en place la production de cellules au silicium à hétérojonction bifaciales avec l'aide de Shanghai Institute of Microsystem et Information Technology et de Three Gorges Capital Holdings. La capacité de production doit atteindre 10 GW d'ici cinq ans. Le taux de conversion d'un panneau 60 cellules devrait dépasser les 23 % et avoir une puissance de 500 watts

La société qui portera la capacité de production à 10,5 GW fin 2018, devrait atteindre une capacité de 30 GW dans cinq ans

Tongwei a passé un accord d'achat de polysilicium à haute pureté de 55.000 tonnes sur la période 2018 à 2020 avec LONGi. Ce contrat est évalué à 1,1 milliard de dollars.

Digitimes du 24 mai.
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  Les fabricants chinois passent aux cellules PERC

Les fabricants chinois de cellules solaires monosilicium passent leur production au PERC. Cette technologie offre un taux de conversion des panneaux plus élevé. Les fabricants de multicristallin doivent s'efforcer de suivre. Cette mutation a été rendue possible par les équipementiers chinois qui offrent des machines bien moins chères que celles importées, ce qui accélère le mouvement.

Canadian Solar ainsi que GCL Poly en Chine et Solartec Energy à Taïwan sont les principaux fabricants de cellules PERC polysilicium. Canadian Solar produit des cellules en silicium noir polycristallin, ayant mis au point un processus de texturation spécial qui augmente le taux de conversion

La capacité de production de cellules PERC en Chine passera de 50 GW début 2018, à 60 GW en fin d'année. Il est probable qu'une vive concurrence entre les fabricants s'instaurera en 2019 dans le segment des PERC.

Digitimes du 25 mai.
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  Comment faire pour que le photovoltaïque atteigne le marché de masse ?

Jusqu'à présent, les clients de systèmes solaires étaient davantage des curieux de la nouveauté qui négligent les difficultés initiales d'un nouveau système. Désormais, le marché va être davantage celui des clients utilisateurs qui veulent un produit entièrement fini, facile à acheter, facile à utiliser et sans souci. Ce passage entre les deux catégories de clients est difficile à réaliser, car on constate que de nombreuses technologies n'ont pas réussi à franchir ce pas.

Le marché de l’énergie solaire a tellement évolué rapidement qu'on pourrait oublier que la diffusion de masse n'est pas encore intervenue. La diffusion auprès des curieux de la nouveauté se situe entre 2,5 % et 13,5 %. La prochaine étape est la diffusion de masse, mais l'énergie solaire est un produit complexe à vendre. Ceci explique que le coût d'acquisition d'un client tourne autour de 4.000 $ selon GTM (aux Etats-Unis). Ceci signifie que l'énergie solaire n'est pas prête à être adoptée par M. Toutlemonde.

Celui-ci veut un produit économique, facile à acheter, à faible risque et offrant l'assurance que les propriétaires ne resteront pas avec un matériel en panne. Le marché aussi a évolué. Jusqu'à présent, le propriétaire du système était le loueur de toit (aux Etats-Unis). Désormais, c'est le propriétaire de la maison. Or celui-ci n'a aucune assurance lui garantissant la production laquelle est généralement intégrée dans les contrats de location et d'achat de l'électricité.

Pourtant des pannes ou des anomalies se produisent sur les onduleurs, les panneaux, le câblage des connexions mécaniques et électriques. Sur une durée de vingt ans, il est probable que quelque chose d'inattendu se produira sur les systèmes. Or les clients n'apprécient pas car ils ne savent pas comment fonctionnent les systèmes PV. Or c'est à eux à détecter une panne ou une anomalie... Les clients traditionnels veulent acheter de l'énergie solaire sans crainte. C'est un défi à relever pour l'industrie. Or un client qui a connu une mauvaise expérience, garde un mauvais souvenir de l'installateur et de la marque du matériel défectueux. Il est donc nécessaire d’élaborer une nouvelle relation avec le client. Il faut que celui-ci puisse appeler un n° de téléphone et qu'il y ait en amont de son appel une surveillance constate de l'installation, avec un service d'alerte en cas d'anomalie. Les clients sont non-praticiens de l'énergie solaire. Ils veulent que cela marche. C'est à cette condition que le PV se développera.

GreenTech Media du 24 mai.
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  La courbe de canard, la courbe de Nessie, la courbe du requin

Il y a la courbe du canard, la courbe de Nessie, et désormais la courbe du requin dans les pays en développement. Cette dernière se distingue de l'évolution quotidienne de la demande d’électricité que nous voyons habituellement

La courbe du canard

La demande d'énergie augmente tôt dans la journée à mesure que les gens se réveillent et que les entreprises commencent à s'ouvrir. En fin d'après-midi, la demande d'électricité connaît un pic, souvent exacerbé par l’utilisation de climatiseur (et auparavant, par des millions d'ampoules inefficaces).

Cependant, à mesure que la production d’énergie solaire augmente, la demande d'énergie au réseau pendant la journée diminue, ce qui entraîne un creux. Ce creux donne lieu à une montée rapide de la demande en début de soirée dès que le soleil se couche. Les demandes accentuées d’énergie sont coûteuses et difficiles à fournir sans compromettre la fiabilité du réseau.

La courbe de Nessie. :

La demande d'électricité dans certaines îles hawaïennes est caractérisée dans la soirée par une montée de la demande encore plus rapide qu'en Californie (en partie du fait que la demande résidentielle représente une plus grande part de la demande globale d'énergie).

La courbe des requins :

Dans les pays émergents, la montée de la consommation du soir est plus vive, à cause de la bien plus faible demande industrielle de la journée et du nombre bien plus faible d'appareils ménagers. Ce pic nocturne est souvent invisible car il reste largement non satisfait, en raison principalement d'un manque de ressources suffisantes de production et d'une mauvaise gestion de la demande. Ce sommet est la cause d'innombrables pannes d'électricité et de milliards de dollars de pertes économiques dans le monde.

Le délestage est plus important en début de soirée; toutefois, cette demande d'électricité non satisfaite est souvent non représentée dans les graphiques représentant la demande quotidienne, en partie parce que les services publics n'aiment pas évoquer l’importance de la demande d'électricité latente qui est impossible à satisfaire.

La courbe du requin est la caractéristique de la plupart des pays en développement dans le monde, avant que n'intervienne la diffusion des appareils plus économes, la gestion de la demande, les réponses à la demande, et une plus grande utilisation des batteries.

GreenTech Media du 22 mai    
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LE MONDE
    *  Quel peut-être le prix du kWh en 2022 aux Etats Unis ?

GTM Research estime que d'ici quatre ans, les panneaux solaires ne coûteront plus que 0,24 $ par watt, et les suiveurs 0,70 $ par watt. Ceci ouvre de nouvelles perspectives pour l'énergie solaire. Le coût de 1 $ par watt a été observé en 2016-début 2017 aux Etats-Unis. Ces coûts pourraient être relevés temporairement par l'instauration des droits de douane.

La date de 2022 est importante car les droits de douane doivent disparaitre à cette date et le crédit d'impôt à l'investissement pourrait être utilisé, si le début des travaux a débuté en 2021 et que le projet soit achevé en 2023.

GTM estime que le prix des panneaux devrait baisser, de 0,37 $ / W actuellement, à 0,24 $/W en 2022 (- 35 %). Une grande partie de cette baisse des prix pourrait provenir uniquement de l'augmentation de l'efficacité des panneaux, car ils devraient porter leur rendement à 20 %, soit 17 % à 25 % d'accroissement à comparer aux 16 % à 17 % actuels. Les autres coûts d'installation tels que le prix des onduleurs qui diminuait de 10 % à 20 % dans le proche passé, ne reculerait plus que de 5 à 10 %. D'autres coûts d'installations pourraient ne pas baisser dans un proche avenir.

L'écart de rendement (+ 13 %) obtenu avec des panneaux bifaciaux installés sur des suiveurs par rapport à des panneaux mono-faces, pourrait s'accroitre de 12,5 % cette année.

On constate aussi que des panneaux à haut rendement sur des suiveurs à simple axe dépassent les 30 % de rendement dans le sud-ouest des Etats-Unis. Si on optimise les panneaux bi-faces avec des suiveurs à axe unique et qu'on adapte le terrain au reflet (albedo), on obtient un taux de rendement de près de 34 %, soit 20 % de plus sur le même m² où est installé un panneau solaire standard monté sur des installations fixes.

Dès lors, le prix de l'électricité solaire diminue. GTM estime que le solaire et l'éolien feront baisser les prix de gros de l'électricité de 50 % d'ici la fin des années 2020.

GTM a cherché à déterminer l'évolution des prix dans le cas d’une durée de vie des panneaux de 25 ans (l'actuelle durée de vie garantie par les fabricants) : le rendement des panneaux offert par les suiveurs atteint 30,2 % auquel s'ajoute les 12,5 % du bifacial. Dans une autre comparaison, le rendement atteint 38 %, soit 12 % de plus car 20 % des panneaux bifaciaux augmentent la production de 17 à 25 %. On a aussi tenu compte des coûts d'exploitation et d'entretien évalués à 7,50 $ / kWh (il y a des contrats actuels entre 8 et 10 $/W, certains sont influencés par le crédit d'impôt et d'autres par la zone très dense d'installation). Les centrales solaires n'ont pas de coûts O & M variables (PDF).

 Ceci aboutit à un coût moyen de l'énergie solaire renouvelable à 1,5 ¢ / kWh. Ce prix comprend les bénéfices pour les développeurs de centrales destinées aux compagnies d’électricité.

Si le développeur s'associe à un investisseur lequel profite du crédit d'impôt et de l'amortissement de 25 % ce qui réduit le coût d'investissement de 0,52 $ / W, le prix de l'électricité revient à 1,1 ¢ / kWh aux Etats-Unis.

Bien que ce prix paraisse irréel, on voit déjà des offres dans des enchères qui sont récentes : 1,78 ¢ / kWh en Arabie Saoudite, 1,97 ¢ / kWh au Mexique en utilisant les certificats d'énergie propre, 2,15 ¢ / kWh au Chili.

PV Magazine du 25 mai.
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  L'EPFL a évalué l'impact économique des énergies renouvelables

L'Ecole Polytechnique de Lausanne a évalué l'impact économique des énergies renouvelables et des mesures d'efficacité énergétique en Suisse à horizon 2050. S'il y avait poursuite de la politique actuelle, l'indépendance énergétique de la Suisse atteindrait 26 %

Le déploiement des énergies renouvelables disponibles localement (solaire, éolien, hydraulique, bois, etc.), combiné à l’amélioration de la performance des véhicules et des bâtiments, engendre une forte baisse des importations des combustibles fossiles (le mazout, l’essence, le diesel, le gaz naturel). Le niveau d’indépendance énergétique passerait ainsi de 26 % aujourd'hui à environ 72 % en 2050

Autre conséquence, l'efficacité énergétique est créatrice d'emplois : le nombre d’emplois en Suisse dans les secteurs liés à l’énergie serait environ 35 % plus élevé dans le scénario « nouvelle politique énergétique » que dans les deux autres scénarios. Le secteur des transports bénéficie d’une augmentation des emplois, grâce à un transfert modal en faveur du transport public. En revanche, une baisse des emplois dans le secteur automobile est attendue en lien avec le déploiement des véhicules électriques, qui nécessitent nettement moins de maintenance que les voitures à essence.

Ces résultats sont basés sur une approche sectorielle pour les activités directement liées à la production et à la distribution d’énergie. L’estimation des emplois induits par la transition énergétique se base sur une approche de « matrices entrée-sortie » et prend en compte les impacts structurels sur l’économie aux prix actuels de l’énergie.

Les coûts annuels du futur système énergétique sont estimés à environ 24 milliards de francs par an (hors taxes), indépendamment du scénario choisi. Ces chiffres incluent le coût des infrastructures (réseaux, unités de production, etc.), les coûts liés aux mesures d’efficacité énergétique, ainsi que le coût des importations des combustibles fossiles (produits pétroliers, gaz naturel, électricité).

Les différences de coûts entre les scénarios étudiés sont inférieures à 10 % (voir figure 3), ce qui, compte tenu de la marge d'incertitude, ne permet pas d'affirmer qu'une option est plus chère que l'autre. Les scénarios qui dépendent des ressources fossiles présentent néanmoins une plus grande incertitude sur leur coût futur, car ils sont soumis aux prix du pétrole et du gaz dont l’évolution à long terme est plus difficile à prédire que celui des technologies.

« Ce résultat n’est pas vraiment surprenant, analyse le professeur François Maréchal du laboratoire IPESE. Les énergies renouvelables couplées à l’efficacité énergétique engendrent certes un surcoût des investissements, mais ceux-ci sont compensés par une baisse de la facture d’importation des carburants et combustibles. En outre, les énergies renouvelables (notamment le solaire photovoltaïque) et les solutions d’efficacité énergétique (véhicules électriques, etc.) seront de moins en moins coûteuses. »

EPFL du 24 mai.
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  35 organismes allemands demande une protection contre les importations chinoises

Près de 35 industriels et instituts allemands de recherche demandent à leur gouvernement une stratégie industrielle pour conserver une industrie solaire domestique. Ils demandent que le gouvernement conserve et développe la technologie solaire pour contribuer à l'énergie future de l'Allemagne. Fraunhofer est à l'origine de cette demande.

Ils demandent que a°) les critères de durabilité du matériel solaire et d'empreinte carbone soient mieux considérés dans les appels d'offres; b°) qu'une plateforme d'échange de technologie nationale soit organisée ce qui implique une collaboration plus étroite entre instituts de recherche, organisation de génie mécanique et fabricants de systèmes PV; c°) que le gouvernement organise l'obtention de brevets et le savoir-faire stratégiques; d°) établir des capacités de production multi-gigawatts afin que des technologies européennes puissent s'instaurer en Europe.

PV Magazine du 25 mai
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LES PRODUITS
    *  Des onduleurs trop faciles à pirater

L'organisme de normalisation TÜV Rheinland émet des doutes sur les mesures de cybersécurité des fabricants d'onduleurs après avoir piraté "en quelques minutes" les onduleurs photovoltaïques disponibles dans le commerce. Ceci est d'autant plus alarmant que les systèmes de stockage communiquent avec l'onduleur. En piratant des onduleurs, les cybercriminels pourraient avoir accès à des systèmes de gestion de batterie et les piloter afin qu’elles fonctionnent de façon dangereuse. À plus grande échelle, il pourrait être possible d'attaquer l'ensemble du réseau électrique, entraînant des fluctuations de puissance massives.

TÜV Rheinland a pu paramétrer les onduleurs disponibles dans le commerce, sans aucun problème. Ceci indique que les fabricants d'onduleurs ne répondent pas aux préoccupations de cybersécurité.

En octobre dernier, GTM avait fait part de ses inquiétudes suscitées par la cybersécurité lorsqu'un chercheur néerlandais avait découvert 17 vulnérabilités d'onduleurs solaires que les pirates pouvaient utiliser pour contrôler à distance la production de la centrale.

GreenTech Media du 24 mai.
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    *  Faut-il mieux choisir le stockage ou la chaleur pompée ?

Pour absorber et réguler les énergies renouvelables, il y a deux techniques : le stockage électrique par la chaleur pompée, et le stockage par batterie. Ces deux technologies sont très différentes. Chacune a ses limites.

Le coût du stockage par batterie au lithium diminue à un rythme rapide. Le kWh coûtait 1.200 $ en 2012 et seulement 700 $ en 2016, il parviendrait à 300 $ en 2030. Cette réduction des prix entrainera le développement du stockage par batterie.

Le stockage par pompe à chaleur est très bon marché : le kWh coûte environ 350 $.

Le coût des investissements selon les deux technologies est très différent. Le stockage par pompe à chaleur coûte entre 1,5 et 2,5 M$ par mégawattheure de capacité installée. Les solutions par batterie à l'échelle du réseau sont estimées à environ 3,5 M$. En échange, la densité énergétique est élevée, les coûts de maintenance minimes. Cette alternative est très dépendante des cycles de charge et de décharge et enfin est considérée comme une technologie non mature.

Le stockage par la pompe à chaleur a une grande réversibilité : la machine fonctionne à la fois comme un moteur et comme une pompe à chaleur, donc si elle transforme l'électricité en différence de température, elle peut régénérer la plus grande partie de l'électricité. Par conséquent, cette technologie a la capacité de réduire l'inadéquation entre la demande et l'offre. En revanche, les inconvénients sont la diminution de l'énergie stockée avec le temps, en raison des pertes de chaleur.

PV Magazine du 24 mai
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LES SOCIÉTÉS
    *  LONGi achète 55.000 tonnes de polysilicium !

Le chinois Tongwei va livrer 55.000 tonnes de silicium polycristallin d'ici 2020 à LONGi. Tongwei estime que ce contrat lui fournira un bénéfice net de 132 M RMB (20,6 M$) en 2018, 694 M RMB (108 M$) en 2019, puis 992 M RMB (155 M$) en 2020.

Ceci fait suite à la volonté de LONGi de tripler sa production de plaquettes monosilicium en 2020. LONGi a signé avec Daqo New Energy un contrat d'approvisionnement de 39.600 tonnes pour un montant de 787 M$.

La politique d'expansion de LONGi devrait lui permettre en 2018 d'être le n° 1 mondial de la fabrication de plaquettes monosilicium avec 28 GW, alors que GCL Poly ne vise qu'une capacité de 23 GW de plaquettes monocristallines.

PV Magazine du 24 mai.
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    *  Sunpower à court de trésorerie

Sunpower a obtenu un crédit de 300 M$ auprès du Crédit Agricole pour rembourser un prêt venant à échéance le 1er juin. La société est en difficulté financière car sa trésorerie a diminué de 200 M$ au cours du seul 1er trimestre 2018. Elle ne détenait plus à cette date qu’une trésorerie de 261 M$. Les documents officiels indiquent que la société ne devrait pas avoir la trésorerie nécessaire pour rembourser un prêt qui vient à échéance en 2018 (les 2/3 de ce montant sont dus à Total sa maison-mère) et pour payer les dépenses de fonctionnement.

Il est difficile d'établir le plan de financement de cette société à moyen terme : Sunpower devrait obtenir 380 M$ de la vente de 8point3 et 200 M$ de la vente de baux. En revanche, on ne connait pas le prix qui sera payé pour l'acquisition de SolarWorld Americas.

PV Magazine du 25 mai


le Fil de l'Actu n°235 du 28 mai
 
   

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