L R AS Publié le vendredi 04 janvier 2019 - n° 258 - Catégories : fondamentaux, pays europ., fondamentaux PV

Rentabilisation d'une centrale en Espagne construite sans subvention

Les modalités de la centrale solaire Don Rodrigo de 175 MW située près de Séville (Espagne) ont été présentées par son promoteur, l'allemand BayWa r.e. Etudiée dès 2012, la construction sera achevée au second trimestre 2019 et vient d'être vendue. Elle se fait sans subvention, ce qui permet au promoteur d'être indépendant de toute évolution politique, dans une région très ensoleillée. Elle est surtout l'occasion

de gagner la confiance des compagnies d'électricité et des acheteurs privés avec des contrats d'une durée au minimum de quinze ans (alors qu'auparavant les contrats de plus de six ans étaient rares).


La construction de centrales sans subvention a été rendue possible par deux facteurs : la baisse de plus de 20 % en 2018 du prix des panneaux. Or, ceux-ci constituent la moitié du coût d'un système. La baisse touche aussi les autres composants.



Ceci ramène le coût moyen de l'électricité PV à 0,04 € le kWh. Il se compare à une centrale au charbon neuve (0,063 € / kWh), ou bien à une installation au gaz (0,085 € / kWh). Ce qui est actuellement vrai pour le sud de l'Espagne va se déplacer vers le nord de l'Europe. Certains pays ou régions seront plus rapidement à la parité réseau si on tient compte du coût des terrains, des connexions au réseau et du prix local de l'électricité. Les projets de parité réseau arriveront plus tôt au Royaume-Uni que dans le sud de la France, par exemple. D'ici 2021, la parité réseau sera réalisée en Europe, sauf dans les pays scandinaves.


La centrale Don Rodrigo atteint un prix moyen de l'électricité de 0,0027 € / kWh. À ce coût, elle serait entièrement amortie en 15 ans. Le président de BayWa r.e. explique que le même site en Allemagne mettrait environ 20 ans à être amorti, avec les coûts actuels du système et un coût LCOE supposé de 50 € / MWh, comme ce fut le cas lors des appels d'offres de 2018.
L'autre facteur déterminant est la libération des investisseurs et des entreprises de la dépendance à la planification à court terme au profit de contrats d'achat à long terme qui permettent de déterminer une viabilité financière des centrales à long terme.


Les utilisateurs ne sont pas habitués à conclure des contrats à quinze ans. Dans le cas de la centrale espagnole de BayWa r.e., un contrat a été signé avec la compagnie norvégienne Statkraft qui paiera pendant les cinq premières années un montant fixe (pour assurer la rentabilité du projet). Les dix années suivantes, le prix sera indexé sur l'évolution des prix du marché avec un prix minimum pour que la centrale puisse rembourser son emprunt. Cette évolution permet aux deux parties de profiter d'une remontée des prix.


En prenant une durée de production d'électricité de trente ans, BayWa r.e. estime qu'il peut obtenir un coût annuel de l'électricité de 0,04 € / kWh au cours des quinze premières années de l'exploitation. Après quinze ans, avec un actif amorti, le coût de l'électricité tombera à 0,008 € le kWh, soit un coût proche de zéro. Mesuré par rapport aux prévisions de prix de l'électricité espagnole qui se situent entre 0,05 € / kWh et un peu plus de 0,07 € / kWh, ce résultat est extrêmement intéressant. Ce schéma a été rendu possible par les prix locaux de l'électricité, par le coût du foncier et par des frais généraux réduits.
La société avait envisagé sa première construction en Italie, mais les autorisations simplifiées sont limitées à des centrales de moins de 50 MW. Au delà de cette limite, le coût augmente nettement.


Pourtant, les constructions ne vont pas se développer facilement car les entreprises ont rarement besoin de plus de 50 MW. Or ce volume est insuffisant pour bénéficier des économies d'échelle et permettre un coût compétitif. Dans le cadre du projet présenté (175 MWc), il aurait fallu au minimum trois contrats différents avec les clients.


Malgré cet exemple, BayWa r.e. ne croit pas à la généralisation de construction de centrales pour la founiture d'électricité sur le marché, car il faudrait un taux de rendement plus élevé (à deux chiffres) du fait des incertitudes, alors que les contrats en direct peuvent se contenter d'une rentabilité de 6,5 %. Il s'y ajoute la volonté des Etats de contrôler le marché de l'énergie ce qui se traduira par des réglementations contraignantes.


https://www.pv-magazine.com/2019/01/01/grid-paritys-muddy-trails/
PV Magazine du 1er janvier

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