Les dossiers de La Lettre du Solaire - cythelia.fr du Solaire/2012-05_Les dossiers... · À l’image de ce qui se passe dans le nucléaire avec les centrales de petite taille qui

Les dossiers de

La Lettre du Solaire Mai 2012 / Vol 2 N°5

Publiés par CYTHELIA sarl,

La Maison ZEN, 350 route de la Traverse, F-73 000 Montagnole

Tel+ 33(0)4 79 25 31 75 Fax+ 33(0)4 79 25 33 09

Editeur: Alain Ricaud, [email protected], Rédaction : Mamadou Kane ________________________________________________________________________________________________________

CYTHELIA sarl Editeur : Alain Ricaud Rédaction : Mamadou Kane 1 / 12

Sommaire

Nouveaux Programmes ............................... 2

Editorial ......................................................... 2

CSP dépendant des pays émergents ? ........... 2 La stratégie indienne .......................................... 2 DESERTEC en Asie de l’est... ........................... 3

CHINE ........................................................... 4 PV en toiture, 50% de la capacité en 2020 .......... 4 Boom du feed-in tarif (FIT) ............................... 4 Première centrale MW intégrée au bâti ............... 4 Ferme solaire de 92.5 MW à Yanchi .................. 4 Les petites firmes disparaissent .......................... 5 Production record de cellules en 2011 ................ 5 Poussée du solaire à cycle combiné .................... 5 La Chine, base arrière de l’industrie ................... 6

TAÏWAN ....................................................... 7 Lancement d’un parc solaire record .................... 7

THAÏLANDE ................................................ 8 Centrale solaire de 9 MW .................................. 8

INDE .............................................................. 8 Programme solaire en cours ............................... 8

BRESIL ......................................................... 9 Fondation pour le solaire.................................... 9

AFRIQUE DU NORD ET MOYEN ORIENT

......................................................................10 Le rêve Desertec espère toujours .......................10 DESERTEC, révolution du tournesol ?..............10

MAROC .......................................................11 Accord pour une centrale CSP ..........................11

GOLFE ARABIQUE ...................................11 Solaire « non compétitif » .................................11

AFRIQUE DU SUD .....................................12 Coup de pouce à l’industrie solaire ....................12

Les dossiers de

La Lettre du Solaire Mai 2012 / Vol 2 N°5

Publiés par CYTHELIA sarl,

La Maison ZEN, 350 route de la Traverse, F-73 000 Montagnole

Tel+ 33(0)4 79 25 31 75 Fax+ 33(0)4 79 25 33 09

Editeur: Alain Ricaud, [email protected], Rédaction : Mamadou Kane ________________________________________________________________________________________________________


Nouveaux Programmes

Editorial

À l’image de ce qui se passe dans le nucléaire avec les

centrales de petite taille qui tout en fournissant une

part importante de l’électricité du pays, ne sont pas

« reconnues » par l’AIEA et donc pas exportables,

l’Inde se lance un défi de taille en voulant investir ce

marché du CSP ciblé par les plus grandes compagnies

européennes à travers des initiatives comme Desertec ou autre MedGrid. La leçon semble toutefois avoir

porté, la grande fédération insiste bien sur le fait

qu’elle n’utilisera que des technologies standards et

mise surtout sur l’acquisition rapide d’une expérience

avec des « adaptations domestiques » pour séduire les

principaux marchés « naturels » du CSP, les pays

ensoleillés du sud, Afrique et Moyen-Orient en tête.

Mais l’Inde n’est que la face visible de cette noria qui

se met en ordre de marche pour conquérir, pour

certains, leur propre marché domestique ; les

monarchies du golfe, l’Afrique du Nord, le Mexique ou

le Brésil sont déjà en discussion avancée pour des projets CSP qui devraient voir le jour très rapidement.

MAK

CSP dépendant des pays émergents ?

La stratégie indienne

Selon certains spécialistes, la stratégie indienne pour

implanter le CSP va avoir un impact décisif sur le

marché mondial de cette filière. Un nouveau front

s’ouvre donc dans la rude bataille pour conquérir des

parts de marchés pour cette technologie prometteuse.

Les promoteurs mettent une forte pression sur les

autorités indiennes, qu’ils mettent en garde contre la

mauvaise expérience arrivée aux Etats-Unis dans les

années 80 et qui a permis au solaire PV de supplanter

le CSP. Un grand scepticisme s’est installé depuis

quelques mois quant à la capacité des développeurs indiens à offrir des solutions compte tenu des très

basses soumissions consécutives aux récents appels

d’offres de la première phase du projet Jawaharlal

Nehru National Solar Mission (JNNSM) d’une

capacité globale de 4.5 GW de CSP. « L’Inde affiche

sa confiance quant à son avantage comparatif relatif

au bas coût du travail et à la qualité de l’ingénierie

offerte », rappelle Anil Kumar Lakhina, PDG du

Forum pour la promotion de l’énergie solaire

thermique (FAST, en anglais). Cela contraste avec

l’approche en cours aux Etats-Unis, autre grand marché potentiel pour le CSP, où la politique du

gouvernement fédéral impose que la R&D et les

innovations technologiques soient intégrées aux projets

CSP, ce qui tend à en renchérir les coûts initiaux.

Lakhina assure que l’Inde n’a d’autre option que de

prendre en compte ses avantages existants, en raison

des contraintes de financement qui écartent les gros

investissements de R&D. « La politique indienne n’est

pas de rechercher un coup technologique, mais au

contraire, d’incorporer des concepts de centrales

existantes commercialement prouvés », précise-t-il. Il croit que si les développeurs indiens peuvent réaliser

ces projets, à des coûts acceptables et dans les délais, le

pays deviendra exemplaire, en particulier pour les

autres pays en développement, en Afrique et au

Moyen-Orient, qui renferment à terme l’essentiel du

marché du CSP. Aussi bien le gouvernement fédéral

que le Rajasthan, ont récemment réaffirmé leur volonté

à développer l’électricité solaire. Ces engagements

étant technologiquement neutres, le CSP ne peut se

développer qu’à condition de proposer des tarifs

compétitifs avec ceux du PV. La deuxième phase de

l’appel d’offres, pour une capacité de 4 GW d’énergie solaire dans le cadre du JNNSM devrait démarrer au

troisième trimestre de l’année fiscale en cours, selon

Shashi Shekhar, le ministre des Energies nouvelles et

renouvelables ; le PV et le CSP seront équitablement

répartis pour cette phase. D’autre part, le

gouvernement fédéral vient de lancer un programme de

soutien aux énergies renouvelables, via le Fonds

national pour l’énergie propre (NCEF, en anglais),

destiné autant à soutenir la R&D que le développement

_______Les dossiers de La Lettre du Solaire___________________________ Mai 2012 / Vol 2 N°5__________


de technologies domestiques indiennes. Ce fonds sera

financé par une taxe d’environ 0.75 € (50 roupies) par

tonne de charbon, lignite ou tourbe. Jusqu’ici, environ

694 millions US$ ont été collectés en 2010, avec une

prévision de 1.44 milliards US$ pour 2011-12.

L’allocation de ces fonds n’a pas encore été décidée,

mais on s’attend à ce que cela inclue la R&D dans le

cadre du JNNSM. Le Rajasthan a annoncé le 14 avril

dernier le lancement d’un programme de 100 MW

d’électricité solaire dont la moitié en CSP, à travers des

appels d’offres ouverts. Cet état désertique voudrait devenir un carrefour pour la production d’électricité

solaire, pas seulement pour couvrir ses propres besoins

mais aussi ceux des autres états de la fédération, à

travers l’installation de 10 à 12 GW de capacité solaire

dans les 10 à 12 prochaines années. Le Rajasthan va

encourager les projets de vente directe aux compagnies

de distribution des états en deux phases, d’abord 200

MW en 2013, ensuite 400 MW entre 2013 et 2017. Cet

état veut également développer des centrales solaires

connectées aux réseaux 33 kV et plus, dans le cadre du

JNNSM. A travers cette nouvelle politique, les développeurs pourront grouper une quantité identique

d’électricité solaire et d’électricité conventionnelle,

générée n’importe où en Inde. « L’Etat souhaite

atteindre la parité réseau dans les cinq prochaines

années, à travers un processus d’appels d’offres

transparent, grâce aux économies d’échelle, ce qui va

mettre la pression sur les développeurs », selon Gopal

Lal Somani, président d’ERA Energy Ltd. Les

promoteurs de la technologie CSP ne peuvent pas offrir

des coûts comparables à la production PV et les états

risquent de manquer de patience si la parité tarde trop. En d’autres termes, la balle est dans le camp des

promoteurs de CSP qui ont la montagne PV à franchir.

Somani prédit que grâce aux processus d’appels

d’offres à enchères négatives en cours du JNNSM au

niveau fédéral, combinés aux appels d’offres lancés par

le Rajasthan, le tarif pourrait atteindre 10.5 c€/kWh (7

roupies). « Des contrats d’achat (PPA) couplés à des

tarifs feed-in (FIT) favorisés par les politiques de

soutien dans plusieurs régions du monde ont fait

émerger des propositions bancables qui ont accéléré

les décisions finales d’investissement. Le FIT espagnol

précédent avait ouvert la voie à de grands projets mais les fournisseurs de technologie et d’équipements ont

ajusté le coût du capital de façon à absorber les

bénéfices », ajoute-t-il. Le défi pour promoteurs

indiens est de mettre au point une technologie

domestique qui réduise sensiblement les coûts réels et

de se concentrer sur le développement de ressources

locales, la R&D et la compétence technique. De plus,

ils doivent optimiser l’efficacité par des innovations

sur le stockage thermique, note Somani pour qui si ce

défi n’est pas relevé « le coût élevé du CSP et la

longue gestation des projets risquent de tuer cette technologie », comme aux USA entre 1989 et 2006.

Source Jerri-Lynn Scofield, CSP Today, le 13/05/2011

DESERTEC en Asie de l’est... La Fondation Desertec et le Japan Renewable Energy

Foundation (JREF) ont décidé de coopérer pour le

développement du super réseau projeté par certains

pays asiatiques. Ils ont signé un protocole d’accord

dans le but de porter ensemble le projet d’un super

réseau asiatique destiné à favoriser l’intégration à grande échelle d’énergies renouvelables. Les deux

fondations vont partager leurs expériences et savoir-

faire et coordonner leurs travaux pour mettre en place

des conditions de déploiement de cette infrastructure

au bénéfice du grand est asiatique. La vision consiste

en une interconnexion des réseaux nationaux du Japon,

de la Corée, de la Chine, de Mongolie et de Russie sur

un réseau de lignes HT en courant continu (HVDC). La

Fondation Desertec voit ce super réseau comme un pas

important vers l’implantation de son concept dans le

grand est asiatique et a déjà conduit une étude de faisabilité sur les couloirs potentiels des lignes pour

une utilisation optimale des ressources solaires du

désert régional. « L’utilisation efficace des ressources

solaires pratiquement illimitées du désert d’Asie de

l’est combinée avec l’expansion des énergies

renouvelables peut considérablement améliorer les

conditions de vie pour les générations actuelles et

futures de la région. Cela donne également aux pays

asiatiques la chance de jouer un rôle en pointe dans la

lutte contre le changement climatique en profitant de

la ressource énergétique la plus abondante de la

planète », a déclaré Dr Thiemo Gropp, directeur de la Fondation Desertec. « Les technologies pour exploiter

l’énergie solaire et éolienne ont été améliorées de

façon spectaculaire ces dernières années. Combiné

avec les technologies modernes de transmission de

puissance, l’énergie renouvelable peut soutenir la

prospérité économique à long terme de la région.

L’établissement d’un super réseau asiatique sera un

défi difficile et nécessite un haut niveau de la

collaboration internationale, mais les avantages en

valent la peine. Nous sommes heureux de pouvoir

bénéficier de l’expérience de Desertec dans cette entreprise », a déclaré Tomas Kåberger, président du

Conseil exécutif du JREF. La fondation japonaise a été

fondée à la suite de l’accident nucléaire de Fukushima

pour prévenir tout nouvel accident de ce type. Sa

mission consiste à accélérer le déploiement efficace

des énergies renouvelables afin de réduire les coûts et

stimuler le développement économique du Japon.

Source RE Focus, le 15/03/2012



CHINE

PV en toiture, 50% de la capacité en

2020 La capacité PV installée en Chine devrait atteindre

10 GW en 2015 et au moins 50 GW en 2020, selon le

directeur adjoint de l’institut de recherche sur l’énergie

de la commission nationale de réforme et de

développement (NDRC). Ces chiffres sont au-delà des

prévisions de l’industrie, ce qui signifie que l’installation des équipements domestiques PV va

s’accélérer dans les 10 prochaines années. En 2010, la

capacité installée de systèmes PV en toiture s’élevait à

300 MW, ce qui représente 28.8% de la capacité PV

totale installée. La proportion de la capacité sur toiture

pourrait atteindre 50% durant la période 2015-2020

avec un taux de croissance annuel de 25.8%.

Source Chinese Business News, septembre 2011

Boom du feed-in tarif (FIT) Le FIT au niveau national lancé cet été devrait

accélérer le développement de projets solaires, dont le

potentiel actuel se situe autour de 14 GW – projets dans le tuyau – selon Solarbuzz. Il y a aujourd’hui

1 007 projets PV non résidentiels en Chine en

construction ou en développement via des appels ou

directement ; parmi ceux-ci, 707 totalisent plus de

1 GW. Les projets PV non résidentiels sont désormais

une réalité dans 29 provinces – le pays compte 22

provinces (la Chine compte Taïwan parmi celles-ci) et

de multiples municipalités, régions autonomes comme

le Tibet et régions administratives spéciales comme

Hong Kong et Macao. La partie nord-ouest, notamment

les provinces de Qinghai, Gansu, Ningxia, Mongolie intérieure et Sichuan, est considérée comme mûre pour

les grands projets à l’échelle des utilités, en raison d’un

« rayonnement solaire intense » et de la disponibilité

de vastes terres et elle concentre plus des deux-tiers des

projets. La plupart des promoteurs sont des entités

publiques, avec les sociétés du top 10 détenant 8.7 GW

de la capacité projetée totale.

Figure 1 : Décomposition par région des revenus PV en Chine

« L’annonce précoce de la politique nationale du FiT

PV a ouvert la porte à une croissance explosive dans

les activités de développement de projets en Chine », a

déclaré Ray Lian de Solarbuzz. Le résultat en a été une

accélération des commandes PV ; le marché chinois

devrait dépasser 1.6 GW, soit une impressionnante

croissance de 230% par rapport à 2010 ! La baisse du

coût sortie usine des modules solaires a permis d’offrir

un « temps de retour interne raisonnable » avec un

tarif de 1.15 CNY/kWh (environ 0.18 US$ et 0.13€).

Les grandes centrales au sol (> 10 MW) ont des coûts

du W installé inférieurs à 15 CNY (< 2.35 $/Wc). Cette forte croissance de la demande domestique est

« grande opportunité pour les fournisseurs de produits

solaires chinois » tels que Suntech, Yingli, GD Solar et

Shanghai Aerospace Automobile Electromechanical

pour les modules et Sungrow Power Supply pour les

onduleurs.

Source James Montgomery, www.Solarbzz.com, le 10/10/2011

Première centrale MW intégrée au

bâti La première centrale de démonstration intégrée au bâti

d’une capacité de 1.05 MW, financée et construite par

QS Solar, vient d’être mise en service. Elle a été

achevée au début du mois de septembre et testée par

des experts de l’industrie. Avec un investissement total de 25 millions CNY (3.85 millions US$), le projet

utilise 16 160 modules PV garantis 25 ans. Il en est

attendu 1.12 GWh par an, une économie de 370 tonnes

de charbon et une réduction de 1 051 tonnes de CO2,

70 tonnes de SO2 et 5.37 tonnes NOx.

Source Chinese Business News, octobre 2011

Ferme solaire de 92.5 MW à Yanchi La construction d’une centrale, située dans la province

autonome de Ningxia Hui, dans le nord-ouest, a débuté

le 13 octobre 2011 pour deux ans. Le groupe Hanas

New Energy, basé à Yinchuan Ningxia, projette

d’investir 2.25 milliards CHY (354 millions US$) pour la construction d’une ferme solaire de 92.5 MW dans

le comté de Yanchi. Ce serait la première centrale

solaire intégrée à cycle combiné (ISCC) d’Asie. « La

ferme Yanchi va constituer un modèle pour

l’exploitation commerciale des centrales ISCC en

Chine », a déclaré Ma Fuqiang, président de Hanas.

Au début du mois de mars dernier, la Chine a annoncé

un objectif de 235 GW d’énergie propre pour les cinq

prochaines années afin de réduire la dépendance du

pays vis-à-vis des énergies fossiles. Il est attendu 5

GWc d’ici 2015 avec des projets dans les régions

isolées tels que Ningxia, Xinjiang, Mongolie intérieure et Tibet. Pourtant, la plupart des projets solaires

d’envergure proposés utilisent la technologie solaire

thermique exclusivement, qui consiste au chauffage

d’un fluide caloporteur grâce à des miroirs pour créer

de la vapeur qui entraîne une turbine de production

d’électricité. Une centrale ISCC, quant à elle, combine

un champ solaire avec une turbine à gaz pour accroître

http://www.solarbzz.com/



l’efficacité des turbines à vapeur génératrices

d’électricité de 25%, comparativement à une ferme

solaire classique, dont le fonctionnement s’appuie

fortement sur les conditions météorologiques, a ajouté

Ma Fuqiang. Les centrales ISCC sont exploitées avec

succès en Egypte et aux Etats-Unis, tandis que d’autres

sont en cours de construction en Algérie et au Maroc,

et plusieurs usines sont en cours de conception au

Mexique, en Inde et en Iran. La province de Ningxia

possède un avantage important grâce à son potentiel

énergétique en charbon et en énergies solaire et éolienne. Comme plus grand producteur de gaz naturel

urbain et fournisseur de chaleur centralisée de la

région, Hanas a développé des parcs éoliens et solaires,

son cœur de métier depuis 2000.

Source Xinhua News Agency, octobre 2011

Les petites firmes disparaissent La complexité du marché solaire PV est devenue une

menace sérieuse pour les petites et moyennes

entreprises depuis que l’industrie chinoise est

confrontée à une offre excédentaire, selon le professeur

Wei Qidong de l’association chinoise des industries

PV de la province du Jiangsu. Des investissements colossaux ont été déversés en Chine dans un

foisonnement sans précédent de petites entreprises

industrielles, conduisant à une surcapacité et entraînant

une rapide baisse des prix, précise Wei. Il est à noter

que les stocks de produits solaires photovoltaïques en

Chine ont atteint 10 GW cette année, beaucoup plus

que l’an dernier où la capacité installée toute l’année

avait été de 18 GW. Les observateurs du secteur notent

également que les prix des modules ont montré une

forte tendance à la baisse depuis juillet et que cette

dépression s’est rapidement étendue à toute la chaîne industrielle photovoltaïque. A la suite de cette baisse,

les prix domestiques du polysilicium ont flambé à

partir du troisième trimestre de 2011. De nombreuses

petites et moyennes entreprises PV ont soit réduit soit

suspendu leur production en raison de pertes

importantes causées par de trop faibles marges dues au

glissement des prix du silicium polycristallin. Il est

estimé que plus de la moitié des entreprises de

l’industrie seront éliminées si la tendance baissière se

poursuit. Cependant Wei note que la surcapacité

actuelle sur le marché chinois sera de courte durée car

les parts de marché des petites entreprises qui disparaissent devront rapidement être comblées par de

plus grosses.

Source Asia Pulse Pty Ltd., le 03/11/2011

Production record de cellules en 2011 Le plus grand pays producteur de cellules solaires

devrait atteindre cette année 11.5 GW, selon les

experts chinois réunis à Beijing à la fin du mois

d’octobre. La production entre janvier et septembre a

atteint 9.17 GW selon Cao Guoqing, Vice-secrétaire

Général de l’association chinoise des fabricants de

batteries. Les provinces de Jiangsu, Hebei et Zhjiang

sont les trois premières productrices. Selon l’Institut

politique pour la Terre, un think tank américain, la

production chinoise de cellules solaires a doublé l’an

passé pour la septième fois consécutive, atteignant 10.8

GW. En comparaison, Taïwan le suivant est loin

derrière avec 3.6 GW, suivi par le Japon avec 2.2 GW,

l’Allemagne avec 2 GW et les Etats-Unis avec 1.1

GW. Cao attribue en grande partie ce succès à la bonne

politique environnementale du pays et à la saine

concurrence provoquée par l’afflux massif de fabricants étrangers en Chine. Les exportations de

cellules solaires chinoises ont bondi de 48.2% par

rapport à l’an passé, atteignant 245 millions d’unités

pour les trois premiers trimestres. La domination des

fabricants chinois de cellules solaires dans l’industrie

mondiale a suscité des préoccupations de la part des

marchés étrangers, en particulier les Etats-Unis. Le 19

octobre, sept fabricants de modules américains ont

déposé une plainte commerciale auprès du département

du Commerce américain, accusant les entreprises

chinoises de recevoir d’énormes subventions gouvernementales et le dumping des produits solaires

qui seraient vendus aux Etats-Unis à un prix inférieur à

leur coût de fabrication.

Source Interfax News Agency, le 31/10/2011

Poussée du solaire à cycle combiné

Le groupe chinois Hanas New Energy (également

connu sous le nom Ningxia East Thermal Power Co. Ltd.) a annoncé récemment avoir commencé la

construction d’un projet CSP dans la localité de

Gaoshawo, commune de Yanchi, province de Ningxia,

dans le nord-ouest de la Chine. L’entreprise affirme

que c’est le premier de ce type en Asie, utilisant la

technologie solaire à cycle combiné (ISCC). La

centrale pourrait avoir une puissance de 92.5 MW et

devrait commencer à produire en octobre 2013. Hanas

rapporte que l’investissement nécessaire est d’environ

346 millions US$ ; les autres partenaires du projet sont

le chinois North China Power Engineering (NCPE) et l’allemand Siemens. La technologie ISCC intègre des

capteurs solaires thermiques paraboliques avec des

turbines à gaz pour former un générateur ISCC creux.

Dans un communiqué de presse, la compagnie a

déclaré : « cette centrale représente une alternative à



la production d’électricité solaire thermique

parabolique traditionnelle en y ajoutant du stockage et

lui couplant des turbines à combustion pour maximiser

l’utilisation des ressources d’énergie solaire ». Selon

le président de la compagnie, Mr Ma Fuqiang,

« l’efficacité thermique de la technologie est décuplée

à plus de 80% grâce à l’utilisation de l’énergie solaire

comme source de chaleur à basse et moyenne

température et les fumées générées par la production

de gaz naturel comme source de haute température ».

De nombreux experts voient en cette technologie la solution potentielle au plus gros problème du CSP

chinois à ce jour – l’incapacité du CSP à produire en

permanence une quantité d’énergie suffisante pour

refléter les changements erratiques de la production par

rapport aux pointes et aux creux de la demande du

réseau à travers le pays. A cette fin, la Chine a

commencé à investir des sommes considérables dans le

développement d’un réseau national intelligent. La

capacité à stocker l’énergie solaire pour prévenir ces

fluctuations de la demande sera très utile. Si le succès

d’une technologie hybride telle que l’ISCC était prouvée dans le lissage de la demande moyenne et des

pointes par la modulation de la puissance, cela annonce

un avenir plus radieux pour le CSP que ce qu’il a été

en général en Chine jusqu’à présent. Hanas espère

exploiter la centrale de Gaoshawo à une charge

comprise entre 30% et 100% par jour. A ce jour, tout

en adoptant les énergies renouvelables, la Chine a

largement évité le CSP, le considérant trop peu fiable,

trop erratique et avec sites situés trop loin (à l’intérieur

et au nord-ouest surtout) pour alimenter les systèmes

électriques nécessitant une énergie supplémentaire (le sud de la Chine et la ceinture de production côtière). La

société est impliquée dans de nombreux projets

d’énergie alternative, dont une usine de GNL en cours

de construction à Yinchuan. Si l’ISCC est vue comme

centrale couplée à une centrale traditionnelle, alors

Hanas possède une bonne expérience pour le

dimensionnement du système. Il est attendu de Siemens

par ses partenaires, qu’il fournisse les turbines à gaz à

travers son département d’énergie, situé à Erlangen en

Allemagne. La compagnie a fourni l’an passé des

turbines de 250 MW pour la centrale thermique de

Hanas au Yinchuan qui devrait démarrer en 2012, avec un contrat de service de longue durée. NCPE est une

société d’électricité de Pékin impliquée dans de

nombreux projets, qui a des antécédents avec Hanas,

chauffage en cycle combiné, refroidissement et projet

de tri-génération utilisant propre comme carburant

pour alimenter le chauffage central, le froid et

l’électricité. Les critiques sur le coût élevé de l’ISCC

ne manquent pas ; bien sûr, coupler un champ solaire à

une centrale traditionnelle augmente significativement

les coûts de construction. Mais la soif énergétique de la

Chine, combinée à sa stratégie politique de sécurité et de réduction de la dépendance énergétique ainsi que

son avantage comparatif dû aux faibles coûts de

construction (grâce aux subventions, au caractère

public des compagnies, aux réductions d’impôt et aux

coûts très bas du travail et de la terre dans le nord-

ouest) rend cet argument peu décisif. La fourniture

ininterrompue d’énergie via l’ISCC sera le vrai test.

Les observateurs politiques auront noté que le

lancement de la construction du projet ISCC de

Gaoshawo a mobilisé les plus hautes personnalités

politiques et économiques concernées. De plus, le

département national de l’Energie a envoyé une lettre

de félicitation, qui marque la volonté du pays à s’engager résolument en faveur de cette technologie.

Source Paul French, Csptoday.com, le 16/12/2011

La Chine, base arrière de l’industrie Deux thèmes hantent l’industrie solaire PV en ce début

d’année 2012 : la surcapacité de production et une

demande incertaine qui signifie que les fournisseurs

d’équipements PV doivent plus prêter attention aux

feuilles de route de leurs clients. Dans ce cadre,

l’émergence de l’Asie comme marché final principal

va donner un coup de pouce à certains fournisseurs

d’équipements régionaux. Les fabricants avaient

débuté 2011 en anticipant une nouvelle année record, en développant les capacités pour satisfaire la demande

supplémentaire. Mais l’expansion s’est arrêtée très vite

dès que tout le monde s’est rendu compte de la

surcapacité par rapport à la demande réelle ; et la

tendance ne sera pas meilleure en 2012. L’industrie

s’appuie sur une capacité de 50 GW pour un besoin

effectif de 30 GW, ce qui provoque le sous-emploi

voire l’arrêt total d’une bonne partie des capacités,

comme le souligne Finlay Colville, analyste senior

chez Solarbuzz. Les sociétés PV se sont focalisées sur

la rentabilité apparente jusqu’à ce qu’elles se rendent compte que la demande serait couverte par les 30 GW

pour un moment encore. Pour les fournisseurs

d’équipements technologiques, étouffer la surcapacité

(avec des taux d’utilisation des usines de 50%) signifie

qu’ils ont besoin d’adapter leurs stratégies à l’autre

vecteur principal de croissance de l’entreprise : la mise

à niveau technologique. « Les fournisseurs

d’équipements PV cherchent avec une certaine

impatience la technologie qui à la fois leur permettrait

de réduire les baisses de revenus en 2012 et de donner

une indication claire sur les types d’instruments et

procédés à mettre en priorité à partir de 2013 », souligne Finlay Colville. La feuille de route des

équipements c-Si, par exemple, indique un recul

significatif des capacités « standard », mais une

augmentation de cellules à haut rendement, domaine

pour lequel (contrairement au reste du c-Si) il est prévu

une augmentation de capacité de 75% en 2012. A noter

que le « standard extra » est définie comme le panneau

produit avec des changements progressifs mineurs et

une amélioration de 0.2% à 0.5% du rendement de

conversion ; la « haute efficacité » est définie comme

le flux des processus alternatifs les plus avancés qui



ajoutent au moins 1% d’efficacité). Avec des

prévisions de revenus, au mieux médiocres, pour les

fournisseurs d’équipements PV en 2012, « le succès ira

aux fournisseurs qui disposent d’un portefeuille de

produits économiques dans l’actuel environnement à

faible coût de fabrication PV », ajoute F. Colville.

Figure 2 : Feuille de route des tendances pour les nouvelles capacités c-Si. Source Solarbuzz

De nombreux fournisseurs PV ont quand même réussi

à rester en tête du peloton en 2011 grâce à une

présence en amont, et existence de plus en plus en

Asie. Applied Materials restera le plus grand fournisseur individuel d’équipement PV, avec une

croissance des ventes de plus de 60% en raison de la

grande portée, géographique et par catégorie, de ses

outils de traitement pour les wafers et la face arrière

des cellules. De nombreuses firmes européennes aussi

suivent le rythme, avec des revenus record prévus pour

Centrotherm, Meyer Burger, Schmid, RENA, Amtech-

Tempress et DEK-Solar. La clé de la croissance de

beaucoup de sociétés est l’expansion sur le marché des

usagers finaux en Asie qui profite spécialement à des

fournisseurs locaux, le fabricant de scie à fil japonais Komatsu NTC, le fournisseur clé en main de produits

a-Si, Oerlikon et la société chinoise Fujian Apollo.

L’émergence de fournisseurs chinois (Apollo, CTEC-

48, Zhejiang Jinggong et Jingyuntong ont bénéficié

d’une croissance de 200% de leur part de marché

collective entre 2008-2011) s’est faite au détriment de

fournisseurs européens traditionnels, notamment Roth

& Rau, Manz, ALD-Vacuum et PVA-Tepla, dont la part

de marché collective en 2011 a été réduite d’au moins

de moitié, selon Solarbuzz.

Figure 3 : Principaux fournisseurs (c-Si et Film mince) par niveau de revenus. Source Solarbuzz

La réalité pour 2012 (et peut-être plus tard), cependant,

est que l’ « euphorie » derrière la flambée 2010 est

partie, remplacée par la lourde conviction que la

capacité de production a encore du chemin avant de

rattraper la demande et que les clients commencent à

commander à nouveau. « La surcapacité a atteint des

proportions chroniques à travers la chaîne de valeur

du c-Si en 2011 et seule une demande plus forte que

prévu sur le marché des clients finaux en 2012

permettra d’atténuer un ralentissement douloureux et

sévère des dépenses », écrit F. Colville. Seul GT Advanced Technologies (née GT Solar) qui a un cycle

de dépenses différent pour le polysilicium et les

équipements en aval espère des ventes « Ò» en et au-

delà de 2012, fait-il remarquer.

Source James Montgomery, News Editor, le 17 janvier 2012

TAÏWAN

Lancement d’un parc solaire record

Une nouvelle centrale composée de 16 000 modules

vient d’entrer en exploitation dans la ville méridionale

de Kaohsiung. Après 18 mois de construction, la plus

grande centrale solaire est maintenant pleinement

opérationnelle. D’un coût de 640 millions NT$ (environ 20.9 MUS$), la centrale de 5.92 MWc sera

exploitée par l’entreprise publique Taiwan Power

Company (Taipower) ; elle permettra de couvrira

l’équivalent de la consommation de 1 600 ménages et

d’économiser 3 623 tonnes de CO2. « Taïwan doit

résolument favoriser le recours aux énergies

renouvelables. A côté de l’énergie solaire, le

gouvernement est également engagé dans le

développement d’énergie éolienne en mer, de

géothermie et d’énergie marine », a déclaré le ministre

chargé de l’énergie, Shih Yen-shiang, lors de la

cérémonie inaugurale. La centrale est située dans le district de Kaohsiung Yungan, région où Taipower

prévoyait plutôt de construire un dépôt de cendres de

charbon, mais y a renoncé pour la centrale solaire

devant l’insistance des groupes écologistes, forts du

potentiel solaire de la région. Le ministère souhaite

montrer avec ce projet le nouvel engagement dans la

protection de l’environnement. Ce projet va permettre

à Taipower d’atteindre ses objectifs de 10 MWc solaire

avant la fin de l’année.

Source Aaron Hsu, Taiwan Today, le 01/10/2011



THAÏLANDE

Centrale solaire de 9 MW La croissance du solaire ne semble pas avoir été

affectée par les inondations. En cette fin d’année, la

société Conergy a gagné un contrat qui confirme son succès asiatique malgré les inondations. Le parc solaire

de 9 MW à Pak Thong Chai dans la province de

Nakhon Ratchasima, à 250 km au nord de Bangkok est

déjà le quatrième du genre que la société installe dans

le pays. En avril dernier, la construction d’un parc de

12.4 MW à Lop Buri, à 3 heures de route de l’actuel

parc, avait été approuvée ; maintenant un projet de plus

grande capacité arrive dans la même région, selon

l’investisseur local CH. Karnchang Public Company

Ltd. Dans ce projet, Conergy est responsable de la

planification, de l’ingénierie et de la fourniture des composants pour les 79 000 m2 du parc. La société agit

aussi comme contractant principal. En coopération

avec un partenaire local, Ensys Co. Ltd., Conergy va

installer 64 000 modules en film mince sur 120 km de

sa structure, SolarLinea. Vingt-sept onduleurs

IPG300C placés dans des stations centrales Conergy

CIS vont fournir environ 13 000 MWh d’énergie

propre au réseau national à la fin du projet, prévue pour

l’été prochain. La centrale va alors alimenter 4 000

ménages et permettre d’éviter l’émission de 7 000

tonnes de CO2 par an. « Partout sur la planète, le

changement climatique provoque des désastres naturels, comme récemment en Thaïlande » souligne

Alexander Lenz, président de Conergy pour l’Asie et

le Moyen-Orient. « Ces flots représentent un défi

majeur pour nous – un défi, toutefois, auquel nous

faisons face et cela ne nous arrête pas dans la

construction de nouveaux parcs. Au contraire. Il y a un

argument plus fort que ces flots pour le choix du

solaire comme source d’énergie durable et propre. De

plus, en termes d’assurance, les investisseurs sont

protégés autant contre les inondations que contre les

interruptions de production en résultant ». Le gouvernement thaïlandais a initié un vaste programme

solaire qui a pour objectif d’installer 500 MW d’ici

2020. Contrairement au développement dans plusieurs

marchés européens, l’autorité de l’énergie a annoncé

son intention de revoir à la hausse le soutien au

solaire : les petites centrales montées sur résidences

privées pourront désormais bénéficier du FiT au même

titre que les grandes centrales – une perspective

prometteuse pour les intégrateurs, Conergy ayant

enregistré une croissance de plus de 60% de ses ventes

sur les trois premiers trimestres de 2011, soit la même

tendance que pour les activités en Inde, Australie et au Moyen-Orient. .

Source Jessica Fishman, REW, le 14/12/2011

INDE

Programme solaire en cours

L’Inde poursuit la réalisation de son plan d’actions

selon le calendrier fixé. La multinationale espagnole

Proinso vient d’annoncer qu’elle va réaliser « quatre

nouvelles centrales de 33 MW ». Deux de ces projets

seront réalisés dans la ville de Charakana (Gujarat) et

les deux autres dans le district de Maharastra. De plus,

Proinso et Mecasolar, sociétés du groupe OPDE

spécialisée dans les systèmes de suivi, prévoient d’ouvrir des délégations en Inde « avant la fin du

présent exercice ». Proinso a réalisé sa première vente

en Inde récemment, après la signature d’un accord de

fourniture de 2 MW à l’état de Maharastra. A cet

accord viennent maintenant s’ajouter les 33 MW en

cours. La société espagnole prévoit de livrer les

premiers composants ces jours-ci et livrer les

installations avant le mois de décembre. Selon Proinso,

« tous les projets bénéficient de la technologie

OutDoor de SMA avec des modules polycristallins ».

Ces nouveaux accords confirment l’engagement très fort de la société sur le marché indien, « qui peut

devenir une référence pour les différents maîtres

d’œuvre qui y développent des projets ». L’Inde a un

objectif de 10 GWc d’énergie solaire installée en 2020.

La compagnie espagnole a réalisé ses premiers projets

en Inde grâce à l’appui de la Mission commerciale

d’investissement parrainée par Secartys & Solartys en

collaboration avec la conseillère de la mission, Teresa

Solbes, et la Solar Society India. De nombreuses

entreprises indiennes ont bénéficié de l’appui de cette

mission fortement soutenue par Farooq Abdullah, Ministre des énergies nouvelles et renouvelables.

Proinso, qui bénéficie d’un vaste réseau de délégations

en Espagne, Allemagne, Grèce, Italie, Etat-Unis,

Grande Bretagne, Canada, Chine et République

Tchèque, « espère atteindre en 2011 le chiffre de 1 000

MW livrés ».

Source www.proinso.net, le 11/07/2011

http://www.proinso.net/



BRESIL

Fondation pour le solaire

Les rumeurs de ventes aux enchères massives de centrales solaires au Brésil en 2013 ont envahi les titres

spécialisés sur les énergies renouvelables aux États-

Unis depuis quelques semaines, sans suite jusqu’ici. Le

gouvernement fédéral du Brésil a infirmé la rumeur

selon laquelle il pourrait vendre aux enchères plusieurs

concessions de construction de centrales solaires, en

précisant au contraire, que les coûts d’installation du

solaire PV dans le pays sont encore trop élevés

comparés à d’autres sources d’énergie renouvelables –

de trois à quatre fois. Le gouvernement garde espoir,

toutefois, que les coûts du solaire continuant de baisser, il pourrait lancer des enchères solaires d’ici

quelques années. En attendant, un certain nombre de

distributeurs brésiliens, construisant actuellement leurs

premières centrales, anticipent les ventes aux enchères

de leurs productions sur un marché commercial

d’électricité dérégulé, selon Andrea Lombardo, porte-

parole d’Electrosul Centrais Electricas, une société

basée à Florianopolis dans le sud de l’état de Santa

Catarina et qui fournit 17% de l’électricité du pays.

Electrosul a d’ailleurs en commande une centrale de

démonstration de 1 MW pour les bâtiments et parking

de son quartier général. Le projet est financé en partie par le la banque de développement allemande KfW. La

société coopère aussi avec l’université de Rio Grande

do Sul pour la production domestique de modules PV

avec pour but d’aider à l’amorçage d’une industrie

nationale photovoltaïque. Alors que le marché du PV

connecté au réseau au Brésil commence tout juste à

émerger, le pays a une longue tradition des systèmes

isolés résidentiels ou communautaires. Kyocera Solar

est un des pionniers de ce segment. L’éclairage solaire

a attiré beaucoup de financements des banques de

développement, notamment la Banque Mondiale. De même, le Brésil a bien développé l’industrie solaire

thermique qui s’est focalisée sur la fourniture d’eau

chaude résidentielle et commerciale mais pas sur

l’électricité thermosolaire.

Le gouvernement a autorisé en début de ce mois-ci

l’installation de systèmes résidentiels ou commerciaux jusqu’à 1 MW et la vente de leurs productions au

réseau sur la base d’un mécanisme de net-metering.

Les experts prévoient que le marché se concentre sur

les petits systèmes en attendant que les coûts baissent

suffisamment pour initier des projets à grande échelle.

Quand le top sera donné, le processus de mise en place

des installations solaires sera géré par la commission

spéciale des autorisations, de l’Agence nationale de

l’énergie électrique (Aneel), qui a déjà conduit un

grand nombre de ventes aux enchères de concessions

éoliennes au Brésil. Un mécanisme de subvention –

une exonération fiscale durant les premiers dix ans

d’exploitation – a été adopté au début du mois d’avril

par le gouvernement fédéral pour encourager la construction de centrales solaires privées jusqu’à 30

MW de puissance. Cette subvention concerne les

projets qui seront mis en service avant décembre 2017.

Ensuite, l’exonération va baisser à 50% aussi bien pour

les nouvelles centrales que pour celles qui bénéficiaient

du programme.

Par ailleurs, au début de l’année, le Brésil a promulgué des lignes directrices pour le solaire PV en présentant

un premier plan de construction d’une centrale solaire

sur le toit du stade de football de Salvador, dans l’état

de Bahia, en vue de la tenue de la coupe du monde de

football en 2014. Ce projet est développé par une joint-

venture germano-brésilienne, Gehrlicher Ecoluz. De

nombreuses autres municipalités envisagent de faire la

même chose sur leurs stades. Le financement de projets

solaires est également à son début. La banque nationale

de développement, BNDES, a annoncé son intention de financer de gros projets à travers tout le pays. La

banque dispose déjà d’une ligne de crédit spéciale

« Climat et Energies renouvelables » en plus d’un

programme séparé pour les énergies renouvelables

composé d’une large gamme de produits financiers.

Jusqu’ici, la seule centrale solaire à l’échelle d’utilité au Brésil est l’unité de 5 MW construite par MPX

Energia, utilisant modules Kyocera, dans la ville nord-

est de Taua, dans l’état de Ceara, qui a été financé en

partie par la Banque interaméricaine de développement

(BID), basée à Washington. En septembre 2011,

General Electric a annoncé son intention d’ajouter une

autre unité de 1 MW de capacité de production. MPX a

déposé une demande d’extension de la centrale à 50

MW. Une autre centrale de 3 MW est projetée par la

société publique Companhia Energética de Minas

Gerais (CEMIG) à Sete Lagoas, état de Minas Gerais. Elle est développée en coopération avec Solaria Brasil,

une unité de Solaria Energia y Medio Ambiente, basée

à Madrid, à travers un financement partiel de la KfW.

La structure de coordination nationale des utilités,

Electrobras, a lancé une demande de manifestation

d’intérêt aux compagnies nationales intéressées et

capables de fournir des centrales solaires de 3 MW.

Le Brésil a des plans ambitieux de tripler la part des sources renouvelables dans son bilan en 2020.

Toutefois, avec un potentiel hydroélectrique et éolien

abondant et bon marché, le coût de l’électricité solaire

doit beaucoup baisser pour qu’un réel décollage soit



possible. Une autre difficulté pour le développement

du solaire au Brésil est la barrière douanière historique

traditionnelle contre les biens importés pour les

industries stratégiques. Des taxes sur les modules

solaires sont d’ailleurs déjà en place et elles

augmentent avec l’augmentation de la demande et de la

production domestiques.

Source Charles Thurston, REW.com, le 25/04/2012

AFRIQUE DU NORD ET MOYEN

ORIENT

Le rêve Desertec espère toujours L’ambitieux projet de capter l’énergie solaire du

Sahara possède encore des soutiens puissants en dépit de la tourmente politique qui a secoué la région. Le

consortium Desertec Industrial Initiative (DII) a en

effet tenu une conférence sur l’énergie du désert, au

Caire, le 2 novembre dernier pour faire le point sur la

situation. A cette occasion, le PDG de DII, Paul van

Son a déclaré : « La coopération dans le domaine des

énergies renouvelables offre aux pays méditerranéens

une occasion de promouvoir ensemble le

développement durable dans la région. Ceci doit

inclure la création d’emplois et donner de nouvelles

perspectives aux jeunes générations ». Le consortium a

récemment annoncé que sa première station solaire va démarrer en 2012. La première phase de l’installation

globale de 500 MW, située au Maroc, devrait être

terminée dès 2014. Le Maroc, en raison de son

engagement très fort dans le solaire, a été le premier

choix de DII, une ligne de transmission assurant déjà la

connexion entre le Maroc et l’Espagne. Suivront

ensuite des projets en Tunisie puis en Algérie.

Source Alternative Energy Africa, le 03/11/2011

DESERTEC, révolution du

tournesol ? Un projet d’une ampleur pharaonique, l’un des grands

chantiers mondiaux du XXIème siècle, une « véritable

révolution solaire », celle du Tournesol, selon le

cabinet BearingPoint. Le projet Desertec accumule les qualificatifs emphatiques. Mais l’Afrique ne deviendra

le « grenier énergétique » de la planète que dans le

respect de certaines conditions. En moins de 6 heures,

les zones désertiques du globe reçoivent la quantité

d’énergie que l’humanité consomme en une année.

Rien qu’en utilisant 0.3% des surfaces désertiques de la

région sud méditerranéenne pour installer des champs

de collecteurs solaires, on pourrait ainsi satisfaire à

l’augmentation des besoins en électricité et eau douce

de ces pays et de l’Europe. C’est sur la base de ces

résultats, publiés à la fin des années 80 par le Centre allemand de recherche aérospatiale (DLR), que s’est en

partie monté le projet Desertec. Une utopie, un pari un

peu fou pour certains. Mais qui commence aujourd’hui

à prendre corps avec le projet pilote de Ouarzazate, au

Maroc. « Il s’agit d’un projet de démonstration,

destiné à prouver la viabilité économique de l’idée car

l’on sait que c’est techniquement faisable », explique

Francis Petitjean, l’un des co-fondateurs de la

fondation Desertec et coordinateur pour la France.

Initialement prévu en deux ans, ce projet de l’ordre de

600 millions € conduit par la Desertec Industrial

Initiative (Dii) – le versant entreprise de Desertec –

doit produire 500 MW d’ici environ 5 ans, en utilisant

principalement la technologie thermodynamique mais

aussi du photovoltaïque. Le choix du Maroc n’est pas un hasard : le pays, contrairement à la Tunisie et

surtout l’Algérie, reste très dépendant (à 97%) des

importations pour se fournir en électricité. Depuis

quelques années, le gouvernement marocain mène

donc une politique volontariste de développement des

énergies renouvelables et ce, d’autant plus qu’il

bénéficie de deux sources d’énergies en abondance : le

soleil et le vent. Sans compter qu’il reste l’un des plus

stables du Maghreb et qu’il est le seul à être relié à

l’Europe via 2 câbles marins, un atout de poids pour

tester l’exportation du courant vers l’Europe qui doit, en 2050, consommer quelque 15% de l’électricité

produite par le projet Desertec pour en assurer la

rentabilité. Mais déjà le « projet de référence » comme

le qualifie Francis Petitjean, est confronté à des

difficultés que l’on ne soupçonnait pas à l’origine : la

défection de l’allemand Solar Millenium, l’un des

industriels du consortium, qui a annoncé sa faillite le 5

janvier dernier… De quoi affecter le calendrier ? Une

annonce qui illustre des défis que devra relever

Desertec en ces temps de crise et alors que les

différentes estimations chiffrent l’ensemble du projet entre 250 et 400 milliards €, en grande partie pour

l’installation des centrales… Certes, le taux de

rentabilité attendu est de 15%, ce que la DLR attend

pour 2020/2030. Mais il va d’abord falloir « attirer et

rassurer dans la durée les différents acteurs,

notamment les investisseurs », prévient le cabinet de

consultants BearingPoint, qui vient de livrer un rapport

et des recommandations sur Desertec, qu’il soutient

depuis 2010. « Le calcul viendra à partir du moment

où les énergies fossiles et nucléaires seront évaluées à

leur juste prix, veut croire Francis Petitjean. En Italie,

le photovoltaïque atteindra la parité réseau vers 2013 et en France, ce sera vers 2017. La technologie des

centrales solaires thermodynamiques (CSP) va

progressivement baisser ». La DII table ainsi sur le fait

que les économies d’échelle et autres permettront de

faire baisser le coût de production de 16-30 c€/kWh

aujourd’hui à 4-5 c€/kWh en 2040.

En attendant, lors de sa phase transitoire, le projet « ne

pourra se passer de subventions étatiques ou des

institutions financières multilatérales », estime pour sa

part Philippe Lorec, le directeur général adjoint de

l’Énergie et du Climat au ministère français de

l’Écologie. Ou au minimum « des tarifs de rachat

aidés, au moins pendant les premières années », d’une



« participation non négligeable des contribuables »

ainsi que d’une « règlementation européenne

cohérente », juge Emmanuel Autier, associé du

cabinet. Ce qui est encore loin d’être le cas. De fait, si

l’impact du printemps arabe sur le projet a souvent été

mentionné l’an dernier, ce n’est sans doute pas la

principale menace qui pèse sur le développement de

Desertec. « Pour des investissements de 20 à 50 ans, le

manque de stabilité des cadres règlementaires des pays

du nord de la Méditerranée comme l’Espagne, la

France ou l’Italie constitue un risque bien supérieur », affirme ainsi Lynn Nahmani, experte en financement

de projets. Pour Francis Petitjean d’ailleurs, le

printemps arabe est « une chance ». « Même si nous

avons perdu quelques mois, il faut replacer les choses

dans le contexte d’un projet qui s’étale sur 40 ans. Et

nous préférons parler à des démocraties plutôt qu’à

des dictatures », tient à préciser le co-fondateur de

Desertec. L’occasion aussi pour lui de dénoncer les

accusations de manque de concertation avec les pays

du Maghreb et du Machrekh voire de

« néocolonialisme ». « L’électricité produite bénéficiera en premier lieu aux pays producteurs et

nous insistons bien sur la dimension gagnant-gagnant

du projet qui devra notamment permettre

l’industrialisation de l’Afrique du nord avec la

création à terme de centaines de milliers d’emplois et

le transfert du savoir-faire », souligne Francis

Petitjean. Récemment par exemple l’entreprise

algérienne Sonelgaz s’est aussi rapprochée de la

Desertec Industrial Initiative en signant un accord de

coopération stratégique… Mais les craintes restent

vivaces. « Est-ce que les pays du sud doivent consacrer une partie de leur ressources financières à développer

les centrales solaires pour exporter l’énergie ? Dans

quel cadre les sites seront exploités (rentes solaires ?

paiement d’une redevance au kWh produit ?

concession) ? Peut-on être sûr que ce qui s’est passé

avec le pétrole ne se reproduira pas avec le solaire ?

Ces questions montrent que les pays du Sud ont encore

de quoi s’inquiéter », soulève Mustapha Kamel Faid,

président de SPTEC Conseil et ancien directeur général

à l’Observatoire méditerranéen de l’énergie.

Reste à résoudre « l’équation environnementale »,

comme l’appelle BearingPoint. Car si le solaire

thermodynamique (1) – la solution non unique mais

privilégiée du projet - émet très peu de carbone. « Cette

technologie nécessite deux à trois fois plus d’eau

qu’une centrale à charbon » pour le système de

refroidissement, prévient BearingPoint. Ce qui est plus

que problématique dans une région telle que le Sahara… « Nous ne pourrons pas nous passer d’eau

pour nettoyer les miroirs ainsi que les panneaux

photovoltaïques », reconnaît Francis Petitjean.

« Cependant, la technologie que nous testons au

Maroc utilisera un système de refroidissement à sec.

Certes, il est plus cher et moins performant mais nous

investissons beaucoup dans la recherche sur ce

système, ainsi que sur les installations de dessalement

qui pourraient en plus produire de l’eau pure pour les

populations ». Autant de points qui font du parc de

Ouarzazate un projet-test dont les résultats sont

particulièrement attendus.

Source Novethic et www.desertec.org, le 13/01/2012

MAROC

Accord pour une centrale CSP Soitec et Schneider Electric ont signé un protocole

d’accord avec MASEN pour sceller un partenariat pour

la construction d’une centrale CSP. Ce projet est considéré comme le premier projet de grande échelle

du Plan solaire méditerranéen (PSM) élaboré dans le

cadre du l’Union pour le Méditerranée. L’accord

soutenu par les gouvernements marocain et français,

comporte quatre points :

R&D, à travers des activités communes et un partage de technologie ;

Intégration industrielle, à travers le développement

d’une chaîne locale de distribution de composants

de systèmes et l’implantation d’une unité

d’assemblage au Maroc ;

Formation ;

Réalisation de deux projets pilotes de 5 MW

chacun au Maroc, utilisant deux systèmes de

production différents.

Le premier projet pilote est prévu pour 2012, il s’agit

d’un système de démonstration de 5 MW sur le site de Ouarzazate. Le second projet pilote inclut la

construction d’une autre unité de 5 MW utilisant la

nouvelle génération de modules sur un site encore à

déterminer.

Source AEA.com, le 21/06/2011

GOLFE ARABIQUE

Solaire « non compétitif » Les pays du Golfe ont besoin de mettre en place des

subventions pour bénéficier de cette période où les prix

des modules sont au plus bas. C’est en substance le

discours développé par les nombreux instituts actifs

dans ce domaine, tous de création plus ou moins

récente. Ce sont en général les subventions pour les combustibles fossiles qui sont pointés comme faisant

obstacle pour profiter de la baisse du prix de la

technologie solaire. Le coût des panneaux solaires a

diminué de moitié en trois ans, mais les subventions

pour l’énergie produite à partir de pétrole et de gaz

rendent ces énergies intensivement émettrices de CO2

beaucoup moins cher. Frank Wouters, directeur de

Masdar Power, un développeur appartenant à au

gouvernement d’Abu Dhabi à travers Mubadala

Development, sa société d’investissement stratégique,

souligne que les prix de l’électricité solaire ont tellement chuté qu’ils pourraient déjà rivaliser avec

http://www.desertec.org/



l’électricité fossile si le prix du diesel était libéralisé.

« On pourrait substituer l’électricité solaire à la

plupart de la production diesel en Arabie Saoudite et

au Koweït, même avec les prix de l’an passé. Mais

pour que cela soit possible, il convient de tenir compte

du vrai prix du diesel ». La production au diesel est

également très répandue dans les émirats du nord, qui

ont souffert de délestage ces dernières années. Les

producteurs de pétrole de la région, dépendant du

pétrole ou du gaz pour leur production électrique,

commencent à songer aux énergies renouvelables comme alternative pour réduire leur empreinte sur

l’environnement mais également pour préserver plus

de ressources fossiles pour l’exportation. Abu Dhabi,

Dubaï et l’Arabie Saoudite affirment toutes pouvoir

établir des politiques de promotion des énergies

renouvelables à court terme. Karel De Winter d’Alsa

Solar Systems, un opérateur basé à Dubaï souligne que

l’énergie solaire ne peut pas rivaliser avec les sources

fossiles subventionnées sans mise en place de FIT.

Dubaï a défini un objectif de 1% d’ENR en 2020 et 5%

en 2030. Des subventions pourraient être en place d’ici deux ans, selon Nejib Zaafrani, responsable du

Conseil suprême de l’énergie. Abu Dhabi vise 7%

d’électricité renouvelable pour la prochaine décennie,

ce qui suppose l’injection dans le réseau de 100 MW

chaque année. Masdar Power est en train de construire

la première centrale solaire à grande échelle baptisée

Shams 1, une capacité de 100 MW CSP dans la région

occidentale. Ce projet a été lancé après l’adoption d’un

programme de subventions par le gouvernement. La

société a déjà lancé l’appel à candidature pour le projet

suivant, Nour 1, d’une capacité de 100 MW de panneaux solaires, qui pourrait rapidement être doublée

selon certains responsables. Le choix du PV a été dicté

par la baisse de 23% observée en juin par rapport à l’an

passé selon une analyse commandée à Bloomberg New

Energy Finance. Le prix des modules a lui connu une

baisse de 58% depuis 2008. Si cette tendance est

favorable aux projets comme Nour, elle hypothèque

très fortement un autre projet de construction d’une

usine de production de modules dans les Emirats

Arabes Unis, d’autant plus que la société assure qu’une

récente évaluation a montré la faiblesse de la demande

régionale. « Les choses ne sont pas définitivement abandonnées mais nous avons absolument besoin

d’échelle », selon M. Wouters.

Source Syndigate.info, le 11/09/2011

AFRIQUE DU SUD

Coup de pouce à l’industrie solaire L’industrie solaire sud-africaine vient de recevoir un

coup de pouce bienvenu après une période

d’incertitude provoquée par des consultations

houleuses sur le FIT solaire. Le Ministre des

Entreprises publiques, Malusi Gigaba, vient en effet

d’annoncer l’obtention d’un prêt de 365 millions US$

de la Banque africaine de développement (BAD) en

faveur d’Eskom dans le cadre de son programme

énergies renouvelables. Le Trésor National a très

positivement réagi à cette annonce. « Une des

conditions pour Eskom pour accéder aux fonds de la

Banque Mondiale est que la compagnie publique

réalise des projets d’énergies renouvelables. Le Trésor

National est heureux que ce financement de la BAD lui

permette de respecter ses engagements », a déclaré

Avril Halstead, directeur d’Evaluation de l’institution.

Lors de son allocution devant le parlement, à l’occasion de la session de présentation du budget, le

ministre a également ajouté qu’un financement

additionnel était nécessaire pour l’industrie

renouvelable : « le seul programme d’Eskom ne

garantirait pas la sécurité d’approvisionnement et le

pays aurait besoin d’un financement supplémentaire

pour de nouvelles capacités qui devra être obtenu

auprès du secteur privé dans les toutes prochaines

années d’ici la livraison de la première unité de la

centrale de Medupi ». Les opportunités

d’investissement dans le solaire en Afrique seront explorées lors de la conférence sur l’énergie solaire en

Afrique prévue en septembre à Johannesburg et

réunissant investisseurs publics et privés. « Les

problèmes de financement et d’investissement dans des

projets d’énergie solaire en Afrique ont toujours été les

goulots d’étranglement qui ont empêché une

intervention massive des gouvernements et des

compagnies dans cette technologie pourtant très

accessible. Le gouvernement ne peut pas y arriver tout

seul et il est donc temps pour le secteur privé de jouer

un rôle décisif dans la distribution d’énergie », selon Lindiwe Nkosi, directeur de Solar Energy Africa.

Selon elle, les gouvernements sont maintenant

officiellement engagés dans des projets solaires et ont

commencé à mettre en place les cadres adéquats

comme la réglementation des systèmes isolés ou les

FIT. Ce premier prêt va achever de mettre en confiance

les investisseurs privés pour lancer des projets

d’énergie solaire en Afrique du Sud.

Source www.solarenergy-africa.com, le 10/06/2011

http://www.solarenergy-africa.com/

Documents

Les dossiers de La Lettre du Solaire - cythelia.fr du Solaire/2012-05_Les dossiers... · À l’image de ce qui se passe dans le nucléaire avec les centrales de petite taille qui