Suite à l'examen des projets d’arrêtés sur les tarifs d’achat de l’électricité photovoltaïque par le Conseil supérieur de l'énergie la semaine dernière et de nombreux commentaires des acteurs de la filière (voir notre article), le Syndicat des énergies renouvelables (SER) et sa branche photovoltaïque Soler attendent avec impatience des décisions définitives qui doivent permettre une croissance vertueuse et raisonnée de la filière et permettent le maintien des emplois …

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Comme les autres acteurs, le SER-Soler estime malvenue la disposition de baisser de 20 %, rétroactivement au 1er octobre 2012, le tarif d'achat auquel sont éligibles toutes les installations photovoltaïques, et en particulier les centrales au sol jusqu’à une puissance de 12 MW, de 102,4 €/MWh à 84,0 €/MWh. Selon le syndicat, cette baisse de tarif intervient au moment où la baisse des coûts permet enfin aux projets de trouver leur équilibre économique.

Le SER-Soler salue néanmoins des points jugés positifs - la hausse de 5 % du tarif pour des installations en intégré simplifié au bâti jusqu’à 100 kW, le plafonnement des baisses tarifaires à 20 %/an et la bonification de 5 % ou 10 % suivant le degré d’intégration européenne, mais estime qu'ils devraient tous être applicables au 1er octobre 2012.

Parallèlement, il demande une redéfinition claire des outils de soutien à la filière, et se dit prêt à réfléchir à un modèle dont les composantes seraient le développement industriel sur toute la chaîne de valeur avec un volume de projets suffisant à des coûts maîtrisés pour la collectivité. Il attend aussi les résultats des appels d’offres dits « simplifiés », pour les installations de puissances comprises entre 100 et 250 kW sur bâtiment et portant sur des volumes très limités (30 MW par trimestre), pour ne pas créer de nouvelle rupture dans l’activité des entreprises, et souhaiterait que soit lancée dès à présent une réflexion sur le cahier des charges de l’appel d’offres qui lui succédera.

En Norvège, l'Akershus Energy Park de Lillestrøm, un site dédié à la production de chaleur, qui a ouvert ses portes en 2011 notamment avec des filières bois et biogaz, étend maintenant ses sources d'énergies renouvelables en faisant appel au solaire thermique, pour un budget de 4 millions d'euros, avec l'installation de 915 collecteurs couvrant une surface de près de 13000m2 pour une puissance maximale de 7 MWth. Le rendement annuel des capteurs solaires atteint près de 45% …



La centrale devrait générer plus de 4 GWh d'énergie thermique par an. L'exploitant Akershus Energi, une entreprise de taille moyenne, productrice d'énergie hydroélectrique à hauteur d'environ 2,3 TWh chaque année, a fait le choix du solaire thermique pour gagner en flexibilité et réduire l'utilisation des autres sources d'énergie en été, même si la combinaison d'un grand nombre de sources d'énergie relève d'un véritable défi. Une partie du champ de capteurs est dédiée à la R&D, avec des travaux portant notamment sur l'étude de l'efficacité des différents angles d'inclinaison des capteurs solaires et une zone de test pour l'analyse de différentes technologies.

Afin d'optimiser la production ainsi que l'énergie consommée par l'exploitation, l'énergéticien a installé un accumulateur de près de 5 millions de litres d'eau, condition préalable pour être en mesure d'utiliser au mieux la capacité de production des capteurs solaires en tenant compte des différentes conditions de production, tels que la météo ou la saison, et de stabiliser le fonctionnement de toute l'installation.

Le budget total de 4 M€ (30 millions de couronnes norvégiennes), subventionné à hauteur de 50% dans le cadre du programme Enova pour l'introduction d'une nouvelle technologie, comprend l'évaluation, la planification, le développement, la main d'œuvre des ressources humaines, l'installation proprement dite des capteurs solaires ainsi que d'un bâtiment technique avec des pompes, des échangeurs de chaleur et le système de contrôle.

Pour en savoir plus, cliquer sur Parc solaire Akershus (en norvégien)

Dans l'optique d'une transition énergétique post-Fukushima, l'introduction d'une nouvelle réglementation avec des tarifs d'achat incitatifs pour le photovoltaïque (voir notre article) tire indéniablement le marché japonais du solaire depuis le 1er juillet dernier. Des projets PV cumulant près de 1,5 GW auraient en effet fait l'objet de demandes de contrats d'achat de l'électricité en seulement trois mois, de juillet à septembre. L'an prochain, le marché japonais du photovoltaïque se situerait entre 2,8 et 2,9 GW, dont une part croissante de centrales de grande taille dans le non résidentiel, selon Solarbuzz …



D'après la société d'études de marché, le gouvernement japonais aurait prévu des demandes d'une puissance cumulée de 2,5 GW sur une période de 9 mois après l'entrée en vigueur des nouveaux tarifs d'achat. Partant, Solarbuzz estime que le marché devrait fortement croître l'an prochain, surtout que nombre de projets annoncés portent sur des centrales photovoltaïques de grande taille. Sur les 1,5 GW déjà bénéficiaires du nouveau tarif d'achat, la moitié concerne des centrales PV de plus de 1 MW.

Par région, les îles Hokkaido et Kyushu arrivent en tête avec plus de 300 MW chacune, talonnées par la région du Kanto. La première, peu peuplée, se distingue avec près de 90% de projets supérieurs à 1 MW tandis que la deuxième, plus ensoleillée, affiche en gros 60% de centrales PV de plus de 1 MW, 25% de centrales de 10 kW à 1 MW et 15% de petites centrales. Les deux îles voient aussi l'arrivée d'investisseurs non énergéticiens, notamment avec des projets portés par des banques (NTT Bank, Softbank) ou des gros groupes industriels (Marubeni, Mitsui). Dans la région du Kanto, zone la plus développée, urbanisée et industrialisée du Japon, plus de 50% des projets se situent dans le résidentiel.

Le marché mondial du solaire photovoltaïque à concentration (CPV) pourrait atteindre 1,2 GW/an d'ici 2016, estime IMS Research dans une récente étude, qui prédit aussi une baisse annuelle des coûts d'installation des systèmes CPV de 16% sur cette période. Seuls quelque 90 MW seraient installés cette année, mais les volumes devraient fortement augmenter au cours des quatre prochaines années pour atteindre une puissance cumulée de 3 GW en 2016 …

La puissance CPV cumulée installée s'élèverait à 160 MW à fin 2011.

L'évolution technologique rendrait le CPV plus attrayant pour un certain nombre de pays, en particulier ceux où il est susceptible de fournir plus de 6 kWh/m2/jour, avance IMS Research. La société d'études met aujourd'hui plus l'accent sur le coût d'exploitation système (LCOE) que sur le coût des cellules solaires à concentration. Même si ces dernières restent chères, elles permettent de réaliser des centrales CPV produisant de l'électricité pour un coût d'exploitation plus bas que le PV classique, d'environ 12% aujourd'hui jusqu'à 30% d'ici 2016.

Parmi les sociétés les plus engagées dans ce domaine, IMS cite notamment Solar Junction, qui détient actuellement le record en terme de rendement de conversion des cellules solaires avec 44% à 947 soleils, Amonix, qui serait capable de produire des panneaux avec un rendement de 34,2% pour le solaire à concentration, ainsi que Soitec. Cette dernière a démontré la viabilité économique des projets CPV au travers d'un site pilote en Afrique du Sud, ce qui lui a maintenant permis de signer un contrat d'achat d'électricité pour un projet de 44 MW avec l'énergéticien sud-africain Eskom (voir notre article).

N'empêche que le contexte reste économiquement difficile pour les acteurs du CPV. Ainsi, pour sa division énergie solaire, Soitec vient de dévoiler, à l'occasion de ses résultats semestriels, une perte opérationnelle de 45 M€, dont 5 M€ du fait de l’amortissement accéléré des équipements de production des systèmes de génération IV, remplacés la génération V, contre 17,5 M€ sur le premier semestre de l’exercice précédent. « Les ventes de l’activité sont encore marginales dans la mesure où ce segment est en phase de développement. Des investissements significatifs ont été réalisés au sein de la division énergie solaire pour soutenir la montée en puissance de l’outil industriel sur les sites de Fribourg, en Allemagne, et de San Diego, en Californie, dont la capacité annuelle totale installée est désormais de 210 MWc. La société a aussi accéléré les efforts de R&D pour mettre au point une cellule solaire à haut rendement », précise un communiqué de presse. La société livre toutefois actuellement des systèmes CPV pour sept centrales solaires italiennes représentant une puissance totale de 5 MW (dont 3,5 MW comptabilisés au 2e trimestre 2012).

Enfin, SolFocus serait, pour sa part, en restructuration car ses investisseurs veulent s'en désengager, croit savoir Greentech Solar. La société américaine, qui a levé quelque 230 millions de dollars à ce jour, a installé jusqu'ici une puissance cumulée de 18 MW et aurait plusieurs centaines de MW en développement.

Une vingtaine de partenaires européens, dont Enerplan et douze autres associations nationales de l’industrie du photovoltaïque, le tout coordonné par l'association allemande de l’industrie solaire BSW-Solar, viennent de se regrouper dans un consortium, appelé PV Grid, et de lancer un projet du même nom en vue d'identifier, d'ici à octobre 2014, la façon de mieux intégrer l’électricité photovoltaïque dans les réseaux de distribution en dépassant les barrières réglementaires et normatives …

PV Grid s’inscrit dans la foulée du projet PV Legal, terminé en février dernier (Rapport final PV Legal), dont les travaux avaient déterminé que l’intégration des systèmes PV aux réseaux était l'une des principales barrières au développement du photovoltaïque (PV) en Europe. Les réseaux de distribution doivent en effet gérer une part grandissante d’électricité PV, ce qui engendre de nouveaux défis techniques, économiques et administratifs. PV Legal était parvenu à supprimer certaines barrières administratives spécifiques aux installations de systèmes PV en Europe. PV Grid va se concentrer désormais sur les barrières qui ont émergé en lien avec le réseau, conséquences du développement rapide de la technologie photovoltaïque en Europe.

En France, notamment, les coûts d’accès au réseau des installations PV ont été modifiés par l’entrée en vigueur de la loi sur l’organisation du marché de l'électricité de fin 2010. Depuis lors, le coût du raccordement des installations PV au réseau de distribution, uniquement supporté par les producteurs, est en inflation constante, ce qui constitue une véritable entrave à la compétitivité de la filière française. De plus, les règles de gestion actuelle du réseau de distribution en France sont peu claires quant aux solutions techniques offertes aux systèmes de production d’électricité renouvelable ou aux systèmes dont une part, ou la totalité, de la production est directement auto-consommée.
 
L’équipe de PV Legal se retrouve dans PV Grid, qui est soutenu par le programme Intelligent Energy for Europe de la Commission Européenne, à côté d’autres acteurs du secteur de la distribution d’électricité, afin de traiter les sujets spécifiques au fonctionnement et à la gestion des réseaux de distribution d’électricité.

Les partenaires : 
- Coordinateur : l’association allemande de l’industrie solaire (BSW-Solar)
- L’association européenne de l’industrie du photovoltaïque (EPIA)
- Le cabinet Eclareon Management Consultants
- Treize associations nationales de l’industrie PV : PV Austria (Autriche), Edora (Belgique), BPVA (Bulgarie), UNEF (Espagne), Enerplan (France), Helapco (Grèce), Assosolare (Italie), Holland Solar (Pays-Bas), PTPV (Pologne), APESF (Portugal), CZEPHO (République Tchèque), SAPI (Slovaquie), Svensk Solenergi (Suède)
- Le laboratoire allemand DERlab (European Distributed Energy Resources Laboratories)
- Des gestionnaires de réseaux de distribution : ENEL Distribuzione (Italie), RWE Deutschland AG (Allemagne), Lumen International (République Tchèque)
- L’université espagnole Comillas de Madrid

Les résultats des travaux du consortium PV GRID seront accessibles sur le site : PV Grid