L R AS Publié le lundi 12 novembre 2018 - n° 254 - Catégories : le Fil de la Semaine

Le Fil de la semaine n° 254 du 12 novembre

LES POINTS IMPORTANTS DE L'ACTU DE CETTE SEMAINE (le Fil de la Semaine n°254 du 12 novembre)
Les articles marqués d'une étoile sont en accès libre

S'il n'y avait que cinq textes à lire cette semaine :
    *   Résultat de la mise aux enchères mixtes (éolien-solaire)

    *   Capacité d'installations en France : 53 GW

    *   L'autoconsommation se développe vite en France

    *   La capacité de production chinoise de silicium atteindra 408.000 tonnes fin 2018

    *   Premier examen comparé des caractéristiques des batteries

 

FRANCE

    *   Résultat de la mise aux enchères mixtes (éolien-solaire).
    *  
Capacité d'installations en France : 53 GW
    *  
L'autoconsommation se développe vite en France
    *  
L'UFC - Que Choisir ? alerte sur les risques du financement participatif.
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LA FILIÈRE

LES SOCIÉTÉS
 
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SMA subit les effets des mesures chinoises
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Enphase Energy se redresse vite
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BayWa au cours des trois trimestres 2018
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DIVERS

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Une première : une centrale flottante sur l'eau de mer *
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Un véhicule électrique plus rentable qu'un véhicule à essence

     LE DEVELOPPEMENT DE CES TITRES
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FRANCE


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Résultat de la mise aux enchères mixtes (éolien-solaire)

Les 200 MW mis aux enchères mixtes (éolien/solaire) en France ont été attribué à 16 centrales solaires au prix moyen de 0,05494 € le kWh. Ceci manifeste la plus grande compétitivité du solaire face à l'éolien

Le prix retenu est inférieur à la dernière adjudication d'août dernier où pour 728 MW répartis entre 103 projets, le prix avait été de 0,0521 € le kWh.

PV Magazine du 9 novembre

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Finergreen du 7 novembre

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Capacité d'installations en France : 53 GW

Selon l'Ademe, il serait possible d'installer 53 GW de photovoltaïque au sol sur les friches industrielles et des parkings. Si ce potentiel était exploité, la carte de France des installations solaires serait sensiblement modifiée.

Demandée par le ministère de la Transition Ecologique, cette étude devait permettre de cerner les possibilités de développement des centrales au sol. Cette étude a retenu les sites avec beaucoup de prudence. On a commencé à recenser tous les sites possibles (anciens sites industriels et tertiaires, les sites et sols pollués, les parkings). Ensuite, on a éliminé les sites ayant un statut imprécis et ceux qui avaient une localisation imprécise. N'ont pas été inclus dans cette liste, les sites potentiels tels que aéroports, sites ferroviaires, surfaces commerciales…

Ont aussi été éliminés les sites trop petits, ne permettant pas d'installer une centrale de 250 kW, les sites trop éloignés du réseau à haute tension selon leur puissance, les sites qualifiés d'agricoles ou encore les sites spéciaux car proches du littoral, les parcs naturels régionaux, les zones humides, les réserves naturelles… A l'issue de ce travail, l'inventaire a subi une nouvelle réduction drastique de 60 %.

Un troisième tri a été effectué en fonction de critères pouvant entraver les projets : proximité des aéroports, des monuments historiques, de zones à risque d'inondation et d'incendie …

A l'issue des multiples tris, le potentiel d’installation atteint 53 GW. 74 départements disposent d'un potentiel supérieur à 100 MW. Cinq zones apparaissent : la moitié est de la région Grand Est ainsi que le Doubs et le Jura, des départements littoraux de la Nouvelle Aquitaine, de l'Ile-de-France, du nord des Hauts de France, et de la région Provence-Alpes-Côte-d'Azur.  Il s'y ajoute le département de la Savoie.

Les zones favorables se situent le plus souvent à proximité des grands centres urbains sur d'anciens sites industriels. Ces sites représentent deux-tiers des terrains identifiés, et regroupent 92 % du potentiel photovoltaïque. Mais seulement 4 % des sites n’ont eu aucun critère d'exclusion.

Enfin 80 % des sites identifiés ne peuvent pas accueillir de centrales supérieures à 2,5 MW. 2 % des sites peuvent accueillir des sites de plus de 30 MW.

Actu-Environnement du 7 novembre

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L'autoconsommation se développe vite en France

L'autoconsommation en France se développe de façon exponentielle, selon Enedis. Fin septembre, 33.000 installations en autoconsommation étaient raccordées au réseau, pour une puissance totale de 146 MW. Les deux-tiers, près de 24.000, sont en autoconsommation avec injection. Un tiers, quelques 10.000, est en autoconsommation totale.

« 90 % des demandes de raccordement d'installation de production de petite puissance ( 36 kVA) se font dans un but d’autoconsommation », souligne Enedis. Près de 8.000 demandes de raccordement ont été déposées, fin septembre, pour des installations en autoconsommation.

La Haute-Garonne (1.513 installations), l'Isère (1.245), la Loire-Atlantique (1.075), le Var (1.058) et le Nord (1.032) sont les départements champions de l'autoconsommation. La Haute-Garonne devrait rester sur la première marche du podium puisque 611 demandes de raccordement y ont été déposées.

Les installations de plus grande puissance (entre 36 et 250 kVA) sont peu nombreuses. Enedis en dénombrait 93 fin septembre (31 MW), dont 27 en autoconsommation totale. Mais 216 projets (146 MW) sont en cours de développement, dont la moitié en autoconsommation totale.

Actu-Environnement du 8 novembre

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L'UFC - Que Choisir ? alerte sur les risques du financement participatif.

L'UFC - Que Choisir ? alerte sur les risques du financement participatif. Plus d'une entreprise sur dix ne rembourse plus ses échéances, s'inquiète Que Choisir ? qui fait état d'une alarmante explosion des taux de défaut.

Unilend a été liquidé il y a quelques semaines. Lendopolis arrive en tête du palmarès des mauvais élèves dressé par Que Choisir ? Cette société aurait un taux de défaillance de 18,3 % (nombre de projets en retard de remboursement de plus de deux mois). Le dirigeant de Lendopolis affirme que ce taux correspond au passé. De même, October (ex-Lendix) aurait enregistré une augmentation récente des défauts de remboursement sur des dossiers anciens, avec quelques dossiers récents qui se sont mal passés…

Les Echos du 9 novembre

NDLR    Il y a les prêts aux entreprises et les prêts à des projets de construction de centrales solaires ou éoliennes. Il ne s'agit pas de la même catégorie de risque puisque pour ces dernières, il y a en principe une certaine sécurité du fait des actifs (une obligation d'achat de l'énergie pour les anciennes opérations ou des actifs tangibles).

Néanmoins, désormais, les prêteurs pourraient se méfier avant de souscrire à une construction de centrale. Ils seraient tentés d’exiger un rendement plus élevé, à moins qu'une défiance ne s'étendent des entreprises exerçant d'autres activités, vers des développeurs de centrales...

Il est certain que si l'UFC - Que Choisir ? a épinglé le financement participatif, c'est que bien des plaintes lui étaient parvenues et qu'il y avait une réalité peu satisfaisante.
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LA FILIÈRE

    *   La capacité de production chinoise de silicium atteindra 408.000 tonnes fin 2018

La capacité de production chinoise de silicium atteindra 408.000 tonnes fin 2018

En Chine, le prix du silicium a reculé de 91 RMB le kg début septembre, à 80 RMB fin octobre. Cette baisse des prix provient de la liquidation de stocks.

A fin octobre 2018, il y avait 19 producteurs de silicium en Chine qui avaient une capacité de production de 260.000 tonnes (- 12 % sur le 1er janvier 2018). A la suite de la chute des prix à partir du 1er juin, certains fabricants ont arrêté, ou réduit leur production jusqu'à 43 % de leur capacité. L’utilisation des capacités remonte en septembre puis en octobre, mais reste encore inférieure à la moyenne mensuelle du 1er semestre 2018.

Au second semestre, 148.000 tonnes de capacité supplémentaire rentreront en production, portant la capacité totale à 408.000 tonnes fin 2018 (+ 48 % sur l'an dernier) : cette augmentation provient de GCL Poly (60.000 tonnes au Xinjiang), de Tongwei (25.000 tonnes en Mongolie Intérieure), de Daqo New Energy (10.000 tonnes dans le Xinjiang), de Tongwei (25.000 tonnes dans l'ouest de la Chine), d’East Hope (15.000 tonnes) et d’Asia Silicon-Qinghai (5.000 tonnes).

D'ici fin 2019, la capacité annuelle de la Chine sera portée à 509.000 tonnes provenant de Xinte Energy (36.000 tonnes), Daqo (35.000 tonnes), Silicon Materials (10.000 tonnes), et LDK Solar (10.000 tonnes).

Le 1er novembre, le ministère chinois du Commerce a mis fin à l'imposition de droits antidumping et antisubventions sur le silicium produit en Europe. Cela devrait contribuer à en réduire davantage le prix en Chine.

Digitimes du 5 novembre.

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Une mine de cobalt en RDC ne peut plus livrer

L'exportation et la vente de cobalt de la mine Kamoto en République Démocratique du Congo (RDC), appartenant à Gencore, ont été suspendues car le minerai est contaminé par la radioactivité de l'uranium. Le Katanga où se situe cette mine la plus importante au monde, devait produire entre 6.500 tonnes et 11.000 tonnes en 2018. Le marché annuel du cobalt est de 120.000 tonnes.

Le cobalt est un constituant important (indispensable ?) des batteries au lithium.

Les experts s'interrogent sur la conséquence de cette interruption pour le marché du cobalt. Pourrait-on réduire le degré d'irradiation de l'uranium ? A partir de quand ? La société mène des enquêtes pour déterminer l'origine de cette contamination, et poursuit l'exploitation de la mine en en stockant la production. D'autres mines devraient pouvoir couvrir une partie de ce déficit

Y aura-t-il une hausse des prix de ce minerai qui était en tendance baissière jusqu’à présent (- 40 % en 2018) ?

GreenTech Media du 9 novembre

NDLR   Cet événement indépendant des volontés humaines constitue un signal d'alerte pour les fabricants de batteries, tout comme pour les constructeurs de véhicules électriques. Alors que le risque paraissait politique du fait de la concentration de ce minerai en RDC, le risque apparait aussi technique. Les industriels vont accélérer les recherches pour éviter d'utiliser du cobalt dans les batteries, ce qui oblige à utiliser davantage de nickel et à modifier les caractéristiques des batteries... Les chercheurs vont être incités à trouver des solutions techniques n'utilisant pas de cobalt...

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Qu'est-ce qu'une centrale électrique virtuelle et décentralisée ?

Une centrale électrique virtuelle ou VPP (Virtuel Power Plant) consiste à mettre en réseau une myriade de micro-acteurs décentralisés par le biais d'un système d'information unique et central qui reçoit et envoie des données en temps réel ; l'objectif est de piloter les unités individuelles comme une seule et même entité unique. Des petits producteurs propriétaires de leurs installations éoliennes, photovoltaïques, hydrauliques …, des consommateurs d'électricité et des dispositifs de stockage d'énergie (batteries ou dispositifs Power to X) sont alors pilotés par un même poste de commande qui envoie et reçoit des milliards de données afin de commercialiser de l'électricité de manière commune, en assurant l'équilibre sur son périmètre.

L'atout principal des centrales électriques virtuelles réside dans leur flexibilité : le fait qu'elles puissent adapter leur production rapidement (en quasi temps réel) en fonction des besoins du réseau électrique, leur permet de proposer de manière optimale leur production sur les marchés financiers de l'électricité.

A l'exemple d’Airbnb qui ne possède aucun hôtel, un opérateur de centrale électrique virtuelle ne possède aucune installation produisant de l'énergie mais il dispose d’un système d'information robuste, fiable et ultra performant.

Le système d'information d'une centrale électrique virtuelle doit coordonner en temps réel, l'activité de ses unités individuelles. Ceci s’effectue au moyen d’API ou de commandes à distance intégrées dans les installations : elles sont équipées de connexions via un tunnel sécurisé qui utilise les infrastructures publiques de communication. Un réseau électrique intelligent bidirectionnel et distribué se crée.

Des acteurs majeurs de la technologie de pointe tels que Schneider Electric ou Siemens ont développé une offre de service pour la mise en place de centrales électriques virtuelles.

Du côté des consommateurs, ceux qui consomment plus de 100.000 kWh/an peuvent être mis en réseau par un compteur électrique intelligent installés chez eux. Il leur permet d'accéder directement aux signaux de prix du marché de l'électricité. Le but est alors d'optimiser leur facture énergétique en consommant lorsque l'électricité est en abondance, et en la vendant lorsque le marché est dit “court”. Les consommateurs particuliers, quant à eux, ne pourront intégrer une centrale électrique virtuelle qu'en possession du compteur intelligent Linky.

Le réseau électrique doit intégrer les technologies du numérique pour faire face à de nouveaux défis issus de l'augmentation croissante de la demande d'électricité, des nouvelles sources d'énergie et de stockage, des nouveaux modes de consommation et de production...

Les centrales électriques virtuelles offrent de "l'énergie de réglage". Elles constituent une alternative aux installations traditionnelles souvent consommatrices en énergies fossiles pour couvrir les pics de consommation. Via le mécanisme de capacité, les centrales électriques virtuelles permettent à de petits acteurs d’intervenir sur ce marché.

Au cœur du développement d'une production décentralisée qui agit sur un réseau intelligent, ces centrales électriques incarnent à elles seules l'avènement d'une nouvelle ère dans laquelle « l'internet de l'énergie permet de transformer le système centralisé actuel en une toile de micro-acteurs qui peuvent vendre et acheter de l'énergie grâce aux technologies de l'information. Le consommateur est aussi producteur et/ou acteur de sa consommation

https://www.actu-environnement.com/ae/news/Centrales-electriques-virtuelles-decentralisees-32195.php4

Actu-Environnement du 16 octobre

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Le développement du stockage selon BNEF

BNEF a considérablement augmenté ses prévisions concernant le déploiement mondial de batteries chez l'utilisateur et dans les compagnies d’électricité au cours des prochaines décennies. Ce sera la conséquence d'une forte chute des coûts du stockage qui entrainera une installation massive de systèmes de stockage. Il permettra avec des batteries bon marché de stocker l'énergie éolienne et solaire. Dès lors, BNEF lance le chiffre de 942 GW installés et 2.857 MWh d'ici 22 ans, en 2040

La majorité de la capacité de stockage proviendra des compagnies d’électricité qui installeront d’importants systèmes jusqu'au milieu des années 2030. Ensuite, les applications résidentielles ou commerciales se développeront pour satisfaire une demande changeante du réseau, pour réduire le coût de l'énergie, pour le stockage de la production solaire en excès, pour améliorer la qualité et la fiabilité de l'alimentation et réduire les frais afin de lisser la tension du réseau

À court terme, la Corée du Sud dominera le marché, les États-Unis prendront le relais au début des années 2020, mais seront dépassés par la Chine dans les années 2020. Les pays africains auront eux aussi une forte croissance car les compagnies d'électricité constateront de plus en plus que l’alimentation des sites isolés, en combinant énergie solaire, diesel et batteries, est moins chère qu'une extension du réseau principal ou que l’installation d’un générateur utilisant uniquement des combustibles fossiles

Le stockage d'énergie deviendra une alternative pratique à la génération de nouvelles constructions ou au renforcement du réseau.

Bloomberg NEF du 6 novembre

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Forte expansion des batteries d'ici 2040

La montée en puissance des batteries exigera un montant d'investissement de 1.200 milliards de dollars d'ici 2040 pour atteindre un volume installé de 942 GW. Il y aura une augmentation de la prépondérance de la technologie lithium ion pour les véhicules électriques qui absorberont la plus grande partie de la capacité de stockage d'énergie dans le monde, selon l'étude de Bloomberg NEF. Celui-ci se montre plus confiant dans le déploiement du stockage que lors de son étude précédente publiée il y a un an. C'est dû à la baisse plus rapide que prévu des coûts des systèmes de stockage (avec une baisse de moitié du prix du stockage d'ici douze ans, c'est-à-dire en 2030), et en partie à la concentration accrue sur deux applications émergentes de la technologie : la recharge de véhicules électriques et l’accès à l’énergie dans les régions éloignées : la baisse du coût des batteries incitera les compagnies d'électricité à utiliser le stockage plutôt que la construction de générateurs distants, utilisant les combustibles fossiles

La Corée et les Etats-Unis seront à l'avant-garde du marché du stockage. Les grandes centrales de stockage domineront jusqu'en 2030, puis le résidentiel, le commercial et l'industriel surpasseront les grands systèmes en puissance installée, et fourniront des services à leurs propriétaires ainsi qu'au réseau.

7 % des installations de stockage en 2040 serviront à des installations fixes, 93 % sera utilisé dans des véhicules électriques.

PV Magazine du 7 novembre

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Premier examen comparé des caractéristiques des batteries

Publication du premier tableau de bord des performances des batteries par le norvégien DNV. Il a pour but de mieux faire connaitre les batteries à utiliser.

Le tableau de bord teste plusieurs aspects cruciaux des batteries : l'état de charge moyen (SOC). Ceci mesure la charge restante dans la batterie et si ce niveau est nocif ou optimal pour les performances. DNV évalue le niveau SOC avec lequel la batterie fonctionne le mieux

Le taux C établit la rapidité avec laquelle la puissance d’une batterie se charge et se décharge,

Ces deux données réduit le temps de l'examen technique indépendant de plusieurs mois à quelques semaines. Le délai est même annulé lorsque les fournisseurs communiquent les données objectives. Les acheteurs connaissent alors les caractéristiques des batteries.

Une constatation s’est imposée lors de la première version de ce guide : les températures élevées peuvent aider ou entraver le bon fonctionnement d'une batterie. Ceci dépend du type de technologie. 88 % des batteries testées étaient à base de manganèse-lithium-nickel-cobalt.

On a constaté que 44 % des matériels testés affichaient un débit inférieur à la moyenne (sous la forme du niveau d'énergie libéré) lorsqu'ils étaient soumis à un cycle proche du sommet de la charge, 33 % obtenant un rendement inférieur au centre de l'état de charge, et seulement 22% une perte de puissance lorsque la batterie était presque vide. 

A température élevée, 22 % des batteries examinées présentaient un excellent débit, mais il y en avait autant (22 % de batteries) qui présentaient des performances très médiocres dans les mêmes conditions. Un tiers des batteries testées ont un débit plus faible à basse température.

https://www.pv-magazine.com/2018/11/07/annual-scorecard-will-rate-battery-systems-for-developers/

PV Magazine du 7 novembre

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Toshiba arrête la construction d'une centrale nucléaire au Royaume Uni

Le japonais Toshiba a décidé d'abandonner la construction de la centrale nucléaire au Royaume Uni de 3,4 GW. Le japonais n'a pas réussi à trouver de partenaires pour ce projet après le retrait d'Engie qui détenait 40 % des actions de la société constructrice, et revoit à la baisse ses ambitions dans le nucléaire.

EDF poursuit la construction d'une centrale nucléaire de 3,2 GW à Hinkley Point C depuis 2016. Elle ne sera mise en exploitation qu’en 2025. Elle coûtera 18 milliards de livres et produira un kilowattheure sur la base de 0,085 à 0,125 £ (0,097 à 0,143 €) en 2025, alors que l'énergie solaire devrait coûter entre 0,05 et 0,075 €. Le gouvernement a convenu un prix d'achat compris entre 0,0925 £ et 0,120 £/ kWh (de 0,105 à 0,137 € / kWh)

D'autres projets nucléaires pour 11,2 GW sont en cours de construction ou d’exploitation.

L’abandon de Toshiba réjouit les partisans des énergies renouvelables et spécialement du photovoltaïque dont le prix du kWh est estimé entre 0,05 et 0,075 €. En juillet 2018, les conseillers du gouvernement du Royaume Uni avaient préconisé d’arbitrer le nucléaire en faveur de énergies renouvelables.

Il y a quelques jours, la société énergétique britannique Drax a révélé que la capacité de production des EnR avaient atteint 42 GW au 3ème trimestre, dépassant ainsi la capacité disponible en combustibles fossiles (à 40,6 GW), car un tiers des générateurs a été retiré de l'exploitation depuis cinq ans.

Le nucléaire représente 24 % du bouquet énergétique, avec une capacité installée de 9,5 GW, contre 20 GW pour l'éolien et 13 GW pour l'énergie solaire.

Au second trimestre, la part des EnR au Royaume Uni atteint 31,7 % de la production d'électricité (+ 1,1 % sur 2017) à cause de nouvelles installations.

PV Magazine du 8 novembre

Les élections américaines avec une majorité démocrate à la Chambre des représentants sont scrutées par les analystes pour déterminer si ceci exercera un changement sur les orientations du Président.

Selon PV Magazine, il est peu probable que des décisions audacieuses seront prises, tout en reconnaissant que cette situation est plutôt favorable à l'énergie propre. Certains défenseurs de la transition énergétique ont été brillamment réélus, mais les dirigeants attendus des principales commissions sont plus consensuels car il leur faut composer avec le Sénat, resté républicain.

En réalité, les grandes décisions se prennent au niveau de chaque Etat et peu au niveau fédéral.

PV Magazine du 7 novembre

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10 GW installés en Chine au 3ème trimestre

Au 3ème trimestre, la capacité installée en Chine atteint 10,2 GW dont 4,9 GW de systèmes décentralisés et 5,3 GW d'installations au sol. Ceci porte à 34,5 GW, les nouvelles installations des neuf premiers mois (17,1 GW de systèmes décentralisés, et 17,4 GW de grandes centrales au sol).

Au cours du 3ème trimestre, seuls le projets "les Meilleurs" (environ 5 GW) et ceux de lutte contre la pauvreté (environ 4,2 GW) ont bénéficié de subventions. Comme une grande partie avait été construite au 1er semestre, EnergyTrend estime que seuls 4 GW ont bénéficié d'une subvention. Donc 6 GW ont été construits hors subventions. Au 4ème trimestre, ces deux programmes subventionnés resteront les sources majeures de demandes. Il s'y ajoutera des projets recevant des subventions des autorités municipales. Il faut envisager 10 GW installés durant le dernier trimestre. Un volume de 44,5 GW devrait avoir été installé en 2018.

Selon les conclusions d'un séminaire qui s'est tenu en Chine le 2 novembre,

a°) Certaines subventions PV seront prolongées jusqu'en 2022 notamment celles pour les programmes les Meilleurs et contre la pauvreté.

b°) Le programme d'installations au sol du 13ème plan est officieusement abandonné, même si certaines installations pourraient être relancées. Le programme les Meilleurs sera le seul à stimuler les installations au sol.

c°) Les systèmes résidentiels et commerciaux de production décentralisée en Chine devraient se développer dans le sens d’une utilisation autonome et de transactions commerciales.

d°) Afin de maintenir le taux de réduction de l'énergie photovoltaïque à moins de 5 %, le développement de projets autres que ceux issus de subventions, devra se situer dans les régions où la consommation d'électricité et les redevances d'électricité sont plus élevées. Étant donné la relation étroite qui existe entre les capacités de consommation d’énergie et la capacité de régulation du réseau, le développement de systèmes sans subvention dépendra des progrès de l’adaptation de l’infrastructure énergétique nationale en Chine.

e°) En l'absence de subventions, les développeurs se montreront très prudents avant de réaliser de nouveaux projets.

EnergyTrend estime que les installations PV en Chine dépasseront 250 GW à la fin du 13ème plan, car le rythme d'installations devrait être de 35 GW en 2019 et 2020.

EnergyTrend du 9 novembre

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Les nombreux projets européens de production de batteries

L'Europe pourrait multiplier par 20 sa capacité de production de batteries au cours des sept prochaines années (d'ici 2025). Elle atteindrait alors 90 GWh par an, selon Wood Mackenzie. Plusieurs fabricants asiatiques se développent maintenant en Europe.

Une des sociétés dirigeantes de ce mouvement est Northvolt qui construit une unité de production de 32 GW en Suède. De plus, elle assemblera à Gdansk (Pologne) des batteries utilisant des cellules produites dans l'usine suédoise de South Bay Solutions. Cette unité polonaise sera exploitée en partenariat entre Northvolt et South Bay Solutions. Elle aura une capacité initiale de 10.000 modules par an et sera opérationnelle en 2019, un an avant la mise en production de l'usine suédoise de cellules de Northvolt qui atteindra sa pleine capacité en 2023 à 32 GWh.

L'unité polonaise contribuera à répondre à la demande croissante de batteries sur le marché européen avant que Northvolt ne puisse être totalement opérationnel.

Northvolt s'est associé avec BMW et au spécialiste du recyclage Umicore. Le but est de créer un cycle de vie des batteries en intégrant les matériaux en fin de vie dans le processus de fabrication. L'objectif est d'utiliser aussi les énergies renouvelables.

Autre projet, le mois dernier, BASF a indiqué souhaiter construire une usine de fabrication de batteries automobiles à Harjavalta, dans l’ouest de la Finlande, où la société produit déjà des matériaux pour la chaîne logistique de stockage d’énergie. La production de l'usine de batteries devrait débuter à la fin de 2020 et devrait fournir des batteries à 300.000 véhicules électriques par an, en utilisant les énergies renouvelables.

Parmi les autres annonces, le groupe BMZ veut investir 120 M€ dans l'extension de production à son siège social à Karlstein am Main, en Allemagne,

Le fabricant chinois de batteries lithium-ion Farasis Energy vise également l’Europe après avoir levé plus d’un milliard de dollars de financement en septembre. La société, qui possède déjà deux usines en Chine, pourrait envisager de s'implanter en Allemagne d'ici 2021 environ.

Le fabricant chinois de batteries BYD planifie aussi une production de cellules en Europe. Cela viendrait s'ajouter aux fabrications européennes établies par les sociétés Amperex Technology, LG Chem, Samsung SDI, SK Innovation, GSR Capital, GS Yuasa et Lishen. L’importance de certains projets est considérable.

Le sud-coréen LG Chem prévoit de produire 100.000 batteries EV par an dans une usine polonaise, qui devrait être achevée cette année. Samsung SDI, quant à lui, a pour objectif d'ouvrir une usine près de Budapest cette année, qui produira des batteries pour 50.000 véhicules électriques par an.

Une troisième société sud-coréenne, SK Innovation, aurait entamé les travaux en mars pour construire une usine de batteries en Hongrie, capable de produire 7,5 gigawattheures de batteries par an à partir de 2020.

GreenTech Media du 6 novembre

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Recensement des projets de stockage au Royaume Uni

Une base de données recensant les projets de stockage par batteries a été lancée au Royaume Uni. Elle montre que le stockage s'est fortement développé depuis 2012 lorsqu’il n'y avait que 2 MW de stockage, alors que le volume actuel des installations atteint 6.874 MW. Ceci devrait permettre d'alimenter près d'un demi-million de véhicules électriques. La taille moyenne des installations de stockage est passée de 10 MW en 2016, à 27 MW aujourd'hui.

5,4 GW de stockage sont planifiés dont 4,8 GW de stockage par batterie.

Un grand nombre de sociétés se lancent dans des projets de stockage

PV Magazine du 5 novembre
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LES PRODUITS
    
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L'avenir radieux du photovoltaïque organique

De plus en plus d'objets sont connectés et demandent une énergie basse consommation pour recevoir et envoyer des informations. C’est un marché adapté au photovoltaïque organique.

Le photovoltaïque organique peut être constitué d'une encre à base de polymères conducteurs sans silicium. Cette encre passe par une imprimante jet d'encre qui laisse passer les nanoparticules conductrices de l'encre. « La tête d'impression va jouer le rôle de filtre pour laisser passer les nanoparticules. Après une première impression, il y a un traitement thermique, puis on va répéter cela sur cinq couches. En fin de processus, l’ensemble est encapsulé, car les composés organiques n'aiment pas l'oxygène et l'humidité. Il faut également être capable de réaliser le contact pour l'amener sur l'objet connecté qu'on veut alimenter.

Le rendement de ces cellules photovoltaïques est bien moindre que celui des panneaux de type silicium cristallin habituellement posés sur les toitures ou au sol pour les centrales, 5 % contre 12 % environ, mais l'usage n'est pas le même. Déjà, il produit de l'électricité même sans soleil... juste avec la lumière ambiante, même artificielle. Les cellules et l'ensemble du dispositif sont en plastique. Il est donc flexible et comme il s'agit d'une impression, il est possible de lui donner le graphisme souhaité. L'idée n'est pas de produire des mégawatts mais plutôt des microwatts pour des produits connectés qui ont un faible besoin énergétique, « dans l'industrie, cela peut être un capteur de température ou de pression, il peut être posé à un endroit, faire ses mesures et communiquer ses informations de façon autonome ; dans le secteur de la santé, ça peut être un capteur de glycémie pour un diabétique... »

https://www.actu-environnement.com/ae/news/objets-connectes-dopent-photovoltaique-organique-32308.php4

Actu-Environnement du 7 novembre
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LES SOCIÉTÉS
 
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SMA subit les effets des mesures chinoises

A son tour, SMA reconnait que les mesures gouvernementales chinoises lui ont causé préjudice. La société indique que sur les neuf premiers mois, le chiffre d'affaires a reculé de 3 % à 575 M€ pour des livraisons qui ont augmenté de 5 % à 6,2 GW d'onduleurs. La marge brute est remontée de 21,1 % à 23,1 %. L'excédent brut d'exploitation a diminué revenant de 55 M€ à 50 M€. Le bénéfice net revient à 8,5 M€ (contre 25 M€ lors des neuf premiers mois de 2017). Plus grave, le carnet de commandes est revenu de 761 M€, à 549 M€ au 30 septembre 2018. Ce recul serait la conséquence du report de projets de grande envergure par les développeurs qui attendent de nouvelles baisses de prix.

La société renouvelle ses prévisions pour l'exercice, un chiffre d'affaires de 800 à 850 M€ (contre 900 à 1.000 M€ précédemment), et un EBE à l'équilibre ou négatif.

Le directeur général, M. Urbon a démissionné avec effet immédiat. Des mesures de restructuration seront prises d'ici la fin de l'année. La société essaie de donner espoir en traçant de nouvelles pistes d'évolution afin de lutter contre la pression croissante sur les prix. Elle mentionne son évolution vers le secteur des systèmes et des services à forte marge. Elle met en avant sa vaste expérience et ses compétences en matière de gestion de l'énergie et d'intégration du stockage sur batteries.

PV Magazine du 8 novembre

NDLR   La présentation des chiffres sur neuf mois, avec un premier semestre correct, est le moyen de cacher les difficultés du troisième trimestre : sur cette période, le chiffre d'affaires revient à 180 M€ contre une moyenne trimestrielle au 1er semestre de 197 M€, les livraisons à 1,9 GW contre une moyenne de 2,15 GW.

Sur neuf mois, l'EBE (Ebitda) qui se situait à 108 M€ en 2016, revient à 55 M€ en 2017, puis à 50 M€ en 2018.

Le nouveau directeur, même issu du sérail, doit prendre connaissance de l’entreprise avant de donner une impulsion particulière : on ne peut pas s’attendre à une inversion de tendance d’ici au minimum un an. S’il procède à des restructurations, ceci implique des coûts et donc une forte perte nette au titre de 2018

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Enphase Energy se redresse vite

Au 3ème trimestre, Enphase Energy a réalisé un chiffre d'affaires de 78 M $ en livrant 204 MW de micro-onduleurs. La marge brute est passée de 17 % au 1er trimestre, à 32 % au 3ème trimestre. La perte trimestrielle a été réduite à 3,5 M$.

Si la société a raté sa cible d’un chiffre d'affaires de 1,5 M$, elle n'a pas pu livrer pour 10 M$ du fait d'une pénurie de composants, pénurie qui devrait persister au 4ème trimestre, mais qui devrait se résorber début 2019 avec la mise en place d'une ligne de production en interne.

La société a livré pour 25 MWh de batteries principalement en Europe et en Australie. Elle va élargir son offre à des matériels de 10 et 13,2 kW.

PV Magazine du 7 novembre

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 Graph de PV Tech


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BayWa au cours des trois trimestres 2018

Au cours des neuf premiers mois, le chiffre d'affaires de l'allemand BayWa a réalisé un chiffre d'affaires de 12,2 Mds €. Le résultat opérationnel a chuté à 28,3 M€ (contre 90 M€ l'an dernier).

Sur ces neuf mois, la division énergies renouvelables a réalisé un chiffre d'affaires de 827 M€ (- 2 % sur l'an dernier); le résultat opérationnel est en perte de 21 M€; la perte nette atteint 10 M€. Si des ventes de centrales pouvaient vite être conclues, un bénéfice net pour l'exercice sera réalisé. Jusqu'à présent 47 MW ont été cédées. 450 MW pourraient l'être d'ici la fin de l'année.

Pour l'ensemble de l'exercice 2018, le résultat opérationnel devrait être comparable à celui de 2017, alors que celui-ci comprenait 20 M€ de plus-values sur la vente du siège social. Le bénéfice net 2017 avait été un peu inférieur à 50 M€.

PV Magazine du 8 novembre
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DIVERS

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Une première : une centrale flottante sur l'eau de mer

Le singapourien Sunseap va construire une centrale de 5 MW dans le détroit de Johor qui sépare Singapour et la Malaisie. Elle sera achevée au premier trimestre 2019.

Cette centrale se confrontera à la nature corrosive de l'eau de mer et à des vagues. Pourtant, le manque de terres disponibles à Singapour rend l'idée séduisante et utile.

PV Magazine du 9 novembre

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Un véhicule électrique plus rentable qu'un véhicule à essence

Posséder une voiture électrique ou hybride coûterait moins cher à un ménage français que de posséder une voiture essence ou diesel. C'est ce qu'affirme Que Choisir ? dans une étude comparative qui tient compte des diverses dépenses liées à l’achat et à l’entretien d’une voiture en fonction de sa motorisation.

En tenant compte de tous les facteurs de dépenses, la conclusion de l’UFC-Que Choisir est sans appel : les véhicules propres sont plus économiques que les voitures polluantes. Selon les calculs de l’UFC-Que Choisir, le coût total d’un véhicule électrique s’avère plus faible de 3 % que celui d’un véhicule diesel et de 5 % que celui d’un véhicule essence au bout de 4 ans de possession.

Le budget énergie des véhicules électriques, de 188 €/an, est bien inférieur à celui d’un véhicule diesel (1.181 €/an) ou essence (1.461 €/an). Le bonus de 6.000 euros à l’achat fait la différence entre les deux technologies. Sans lui, l’électrique ne serait pas rentable. Néanmoins, selon l’estimation de l’UFC, grâce à la baisse des coûts de production, les véhicules électriques et hybrides rechargeables devraient rivaliser avec les voitures thermiques, même sans bonus, d’ici à 2025.

Le paradoxe de l’électrique en zone rurale : si la démocratisation des voitures propres en zone urbaine apparait comme une urgence environnementale et sanitaire, c’est en zone rurale qu’elle se distingue d’un point de vue économique. « Grâce à une distance moyenne parcourue plus importante, le coût de détention d’une voiture électrique de première main en zone rurale est 5 % inférieur à celui d’un véhicule diesel (soit 352 €/an d’économie), alors qu’il est équivalent en zone urbaine. Le véhicule électrique apparait dès lors comme le choix pertinent pour les consommateurs ruraux, qui sont les plus pénalisés par l’augmentation de la fiscalité environnementale et l’absence de transport collectif adapté ». C’est pourtant en zone rurale que se pose plus concrètement la problématique de l’autonomie limitée. Il est en effet plus difficile d’y trouver des points de recharge qu’en zone urbaine.

UFC appelle donc le gouvernement à imposer aux constructeurs une information sur le coût global des véhicules et à soutenir un objectif ambitieux de diminution des émissions de CO2 au niveau européen, pour faire émerger une réelle offre alternative aux véhicules essence et diesel.

Le Monde de l'Energie du 30 novembre
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