Dans le cadre de la rénovation énergétique de son siège social, le complexe Challenger à Guyancourt/Saint-Quentin-en-Yvelines près de Versailles, Bouygues Construction a choisi de s'équiper, entre autres, de 180 panneaux solaires hybrides – thermique et photovoltaïque – de la jeune pousse DualSun, afin de produire 70% de l’eau chaude sanitaire nécessaire au site. Le 180e et dernier panneau de l'installation a été installé sur le site par Jérôme Mouterde, président de la start-up marseillaise …

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Vitrine technologique du groupe depuis ses débuts en 1988, Challenger regroupe des bâtiments d'une surface totale de 68000 m2 et accueille quelque 3400 employés. Avec sa rénovation, Bouygues vise à en faire l'un des tout premiers sites rénovés à énergie positive sans compromis sur le cadre de travail et le confort des collaborateurs. Outre une centrale photovoltaïque produisant 2600 MWh d'électricité destinée en majeure partie à être auto-consommée sur site (avec vente du surplus à un producteur d'énergie), Bouygues avait prévu une installation de panneaux solaires thermiques classiques puis a finalement opté pour la technologie DualSun. Résultat : aux 420 m2 de capteurs solaires thermiques ont été substitués 300 m2 de panneaux 2 en 1 DualSun, soit 180 modules hybrides PV+thermique. Pour son choix, le groupe s'est basé sur trois critères : performance (un système "bi-énergie" occupant moins de place), esthétique (des panneaux visuellement identiques aux modules PV classiques) et fiabilité (pas de surchauffe car la température ne dépasse pas 75°C).

Pour la production d’eau chaude sanitaire, les panneaux DualSun fonctionnent à basse température et sont couplés à des pompes à chaleur eau/eau, ce qui permet d'améliorer encore de 10% le rendement photovoltaïque. En plus de l’électricité et de l’eau chaude sanitaire, ils serviront à rafraîchir la boucle d’eau thermique pendant la nuit au cours des mois d’été. Enfin, lorsqu'il n’y a pas de soleil, la boucle d’eau thermique prendra le relais et servira de source de calories pour les pompes à chaleur. L’électricité produite par la face PV des panneaux 2 en 1 sera également auto-consommée sur site et le surplus vendu à un producteur d’énergie. L'eau chaude sanitaire produite couvrira, elle, 70% des besoins du restaurant d’entreprise, du club de direction et du gymnase.

La société allemande Photovolt Development Partner a signé un accord avec les Japonais Kyocera et Kyudenko ainsi qu'avec le groupe financier ORIX (ex-Orient Leasing) et la banque Mizuho en vue de réaliser une étude de faisabilité pour une centrale photovoltaïque de 430 MWc, qui serait installée sur l'île d’Ukujima au large des côtes de Nagasaki, au Japon, sur des terres agricoles sans pour autant les détourner de leur vocation première. Ce projet représenterait un investissement de 150 milliards de yens (plus d'un milliard d'euros) …


Ce projet, une fois réalisé, deviendrait la plus grande centrale solaire au monde connue à ce jour sur des terres agricoles, mais sans conflit d'usage. Des négociations sont en effet prévues avec les propriétaires par une société créée à cet effet, Ukujima Mega Solar Park Service (UMSPS), qui louerait des parcelles agricoles ou des terres arables abandonnées si le projet est considéré comme faisable. Les panneaux photovoltaïques seraient installés sur pilotis pour une exploitation simultanée des terres pour la production d’énergie et pour l’agriculture. Enfin, une société appelée TeraSol sera créée pour gérer l'exploitation de la centrale PV.

[b)Photovolt Development Partner a commencé l’étude de ce projet en avril 2013, en visant à la fois la protection de l'environnement et la revitalisation de l’économie de cette île isolée. La construction devrait démarrer au cours de l'année fiscale japonaise 2016, soit entre avril 2015 et mars 2016. Le projet couvrirait environ 25% de la superficie de l'île, mais pas d'un seul tenant, avec des modules solaires de la filière silicium multicristallin à haut rendement de Kyocera pour l’ensemble des 430 MW — soit plus de 1,7 million de modules — pour une production annuelle d'électricité estimée à 500000 MWh.

Selon les statistiques de l'ESTIF (European Solar Thermal Industry Federation), le marché européen du solaire thermique s'est à nouveau contracté l'an passé, à 2,14 GWth de nouvelle puissance ou 3,05 millions de m2 de nouvelle surface de capteurs thermiques installés, soit une baisse de 11,8% comparé à 2012. La base totale installée dans les 28 pays de l'Union européenne et en Suisse a atteint 30,2 GWth à fin 2013, soit 43,1 millions de m2 de capteurs. La puissance totale installée n'a augmenté que de 6,2% en 2013 par rapport à 2012 …


Avec la plus forte baisse (133 MWth, -23,7%) des principaux marchés en Europe en 2013, la France apparaît désormais en 6e position du classement par pays derrière l'Allemagne (714 MWth, -11,3%) qui caracole largement en tête, l'Italie (208 MWth, -10%)), la Pologne (192 MWth, -9,2%), l'Espagne (160 MWth, +1,3%) et la Grèce (159 MWth, -6,5%) mais devant l'Autriche (125 MWth, -13%). Pour Robin M. Welling, président de l'ESTIF, les raisons à ce déclin sont multiples, depuis la concurrence du photovoltaïque (trop avantagé par les tarifs d'achat), le manque d'installateurs et de compétences ou encore des prix trop élevés. Ce dernier facteur serait particulièrement responsable de la piètre performance sur le marché du solaire thermique en France. S'y ajoute la réglementation thermique actuelle (RT 2012) qui est défavorable au solaire thermique, un problème que nous avons déjà évoqué (voir notre article).

Le marché européen du solaire thermique a représenté un chiffre d'affaires de 2,3 milliards d'euros et a créé quelque 26700 emplois en 2013. A noter aussi que certains segments de marché, tels que les gros systèmes pour le chauffage collectif, affichent une croissance intéressante, autant en nombre d'installations qu'en termes de puissance.

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Enphase Energy a choisi la manifestation Intersolar Europe 2014, qui s'est récemment déroulée à Munich, pour lancer sa 4e génération de micro-onduleurs eet étendre sa présence sur le marché européen (voir également notre article). Conçu sur les fondations de la plate-forme existante, il affiche, outre une puissance de sortie de 250 W, un design plus compact sur sa carte électronique pour une fiabilité améliorée et une disponibilité supérieure à 99,8%. Une success story dans le secteur de l'énergie, 2 épisode …


Après une version américaine dévoilée lors du salon Intersolar North America 2013 en juillet dernier, le micro-onduleur M250 arrive désormais en version européenne sur le Vieux continent après des batteries de tests dédiés dans les laboratoires d'essais de la société pendant plus d'un million d'heures. Comparé au modèle M215, le M250 affiche un meilleur rendement de conversion – de 95,7% contre 95,4% – et une compatibilité avec des panneaux photovoltaïques de 210 à 310 Wc contre 190 à 270 Wc jusqu'ici. Sa puissance de sortie peut atteindre 258 W, contre 225 W auparavant. Enfin, si l'apparence du coffret a légèrement changé, il est toujours classé IP67 et parfaitement hermétique grâce à un remplissage spécial de résine.

Le nouveau micro-onduleur M250 est désormais disponible au Royaume-Uni, en France, au Benelux, en Suisse, en Allemagne (pour des systèmes jusqu'à 4 kWc) et en Italie (jusqu'à 3 kWc). Le M215 reste disponible en Europe où il peut encore constituer une solution de choix selon les caractéristiques d'une installation notamment avec des panneaux PV de 250 à 270 W. D'ailleurs, les accessoires fournis pour les micro-onduleurs comme, par exemple, le câble d'installation Engage, sont les mêmes pour les deux modèles.

Avant l'introduction de la nouvelle génération de micro-onduleurs, Enphase avait déjà fait évoluer la passerelle de communication Envoy, qui inclut désormais une connexion Wifi, et amélioré sa plateforme pour le logiciel de monitoring Enlighten pour la rendre plus conviviale (voir notre article). Parallèlement, après être devenu le leader dans les onduleurs pour le marché résidentiel aux Etats-Unis, avec une part de marché de 53,5% en 2012 selon une étude d'IHS, Enphase étend sa présence sur les marchés à l'international, notamment en Europe avec une percée notable au Royaume-Uni ainsi qu'en France et aux Pays-Bas, mais aussi en Asie et en Australie, un pays où la société voit un marché prometteur car très orienté vers les toitures résidentielles. Nous reviendrons avec plus d'informations à ce sujet dans un prochain numéro ...

Dans une étude intitulée « le coût de production futur du nucléaire exploité au-delà de 40 ans »*, Greenpeace établit que, avec un coût compris entre 40 et 80 €/MWh, l'électricité produite par l’éolien terrestre est d'ores et déjà compétitive avec l'électricité nucléaire, mais aussi que l'électricité solaire le serait dès 2018 et l’électricité à partir de l'éolien maritime à partir de 2020. Ceci face à un coût moyen de 133 €/MWh pour l'électricité nucléaire avec des réacteurs anciens rénovés …


Perspectives des coûts de production d’électricité par panneaux solaires photovoltaïques (petites et grandes centrales) estimés par Greenpeace et d’autres organisations nationales et internationales : de 60 à 115 €/MWh en 2020, et de 40 à 90 €/MWh en 2030.

En se basant sur un coût de rénovation des anciens réacteurs existants en France avec un investissement de 4,4 milliards d'euros par réacteur (rapport Wise) pour garantir des conditions de sûreté proches de celles de l’EPR, le coût de l’électricité nucléaire atteindrait 133 €/MWh en moyenne sur la période 2015-2030. L'électricité produite à partir de sources d'énergies renouvelables serait donc largement compétitive avec le nucléaire. Ainsi, l'électricité PV serait compétitive en 2018 face à un réacteur nucléaire ancien-rénové et une exploitation sur 10 ans, et en 2025 face au nucléaire-rénové (voire au nucléaire de type EPR) et une exploitation sur 20 ans.

* L'étude repose sur les expertises indépendantes de Global Chance et de Wise-Paris et utilise la méthode du coût courant économique (proposée par la Cour des comptes) pour évaluer les coûts de production du nucléaire. Concernant ceux des renouvelables, les données utilisées sont celles fournies par différents acteurs institutionnels et industriels tels que l’AIE, Fraunhofer, l’IRENA, l’EWEA, l’EIA, la Cour des comptes ou encore l’ADEME.

Qatar Solar Energy (QSE) vient d'inaugurer la première usine intégrée de panneaux photovoltaïques de la région du golfe dans une zone industrielle de Doha, dont la capacité d'assemblage de 300 MW pourrait être étendue par phases successives à 2,5 GW en fonction des besoins des marchés. Le site devrait aussi produire ses propres tranches de silicium monocristallin et viserait à réaliser des cellules solaires avec des rendements de conversion de l'ordre de 22% à moindre coût …

Le montant de l'investissement n'a pas été dévoilé.

Selon des détails fournis par l'équipementier chinois GT Advanced Technologies, QSE produirait des tranches de silicium de type N de haut rendement avec des fours et le procédé de tirage de lingots de silicium HiCz 200 de la firme. Ce procédé permettrait de tirer des lingots de silicium plus longs et d'obtenir un matériau moins résistif comparé aux procédés traditionnels.