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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 ________________________________________________________________________________________________________
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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« 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
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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