La Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient de publier un rapport d'analyse intitulé coûts et rentabilité des énergies renouvelables qui dresse un bilan par filière et émet des recommandations pour améliorer les dispositifs de soutien à leur déploiement. Pour le solaire photovoltaïque, ses recommandations visent à généraliser les appels d’offres à l’ensemble des filières matures et à maintenir des tarifs d’achat "dynamiques", c'est-à-dire des tarifs d'achat à révision périodique …

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Nombre d’installations mises en service annuellement depuis 2002, en fonction du niveau tarifaire dont elles bénéficient.

La CRE a étudié la rentabilité des installations de production d’électricité à partir d’énergie renouvelable afin de s’assurer que le soutien public, financé par les consommateurs finals d’électricité sur la part CSPE de leur facture, ne donne pas lieu à « des profits excessifs », et aussi de vérifier que les tarifs d’obligation d’achat sont adaptés aux réalités économiques, technologiques et industrielles des filières. Partant, elle a formulé un certain nombre de recommandations susceptibles, à son avis, d'améliorer le soutien aux filières. Elle a ainsi établi que « la filière photovoltaïque a connu une baisse significative de ses coûts d’investissement et d’exploitation depuis 2010, principalement du fait de la diminution du prix des panneaux PV, qui représente à lui seul près de la moitié des dépenses d’investissement. Les taux de rentabilité de cette filière, supérieurs au CMPC (coût moyen pondéré de calcul*) de référence, voire excessifs avant le moratoire, sont en nette baisse depuis la mise en oeuvre d’une tarification dynamique.
Le développement de la filière photovoltaïque a conduit à une baisse notable des coûts de production, qui s’explique par un effet d’échelle, les parcs les plus puissants étant généralement moins chers, et par un effet d’apprentissage. La mise en oeuvre d’appels d’offres sur les segments les plus concurrentiels de la filière a également permis de ramener les rentabilités à des niveaux proches du CMPC de référence. »

C'est sur la base de ces observations que la CRE a émis ses recommandations. Elle procédera à l’avenir à de nouvelles analyses sur un panel d’installations plus significatif, à savoir sur des installations bénéficiant des tarifs dégressifs de l’arrêté de janvier 2013 et sur des installations lauréates des appels d’offres de 2011, une fois mises en service, afin de comparer les coûts réels aux coûts qui avaient été déclarés dans les dossiers de candidature.

* de l’ordre de 5 % après impôts, soit environ 8% avant impôts.

Pour plus d'informations, consulter la page concernée sur le site de la CRE

Le marché britannique des installations photovoltaïques affiche un volume record de 1085 MW de puissance du 1er janvier au 31 mars 2014, à en croire les dernières statistiques du « UK Deal Tracker » de NPD Solarbuzz. Le marché outre-Manche aurait explosé à partir d'octobre 2013, avec une tendance lourde vers des projets de plus de 10 MW …



Sur les six derniers mois, la nouvelle puissance PV installée aurait ainsi atteint 1,54 GW, tous segments confondus. Le secteur des centrales PV au sol affiche la plus forte croissance, avec près de 78% des 1,54 GW. Selon NPD Solarbuzz, 131 projets ont été installés au Royaume-Uni sur cette période, dont 50 projets de plus de 10 MW, qui bénéficient du dispositif de certificats d'énergie renouvelables (ROC au Royaume-Uni, soit Renewable Obligation Certificate) et non pas des tarifs d'achat pour l'électricité produite.

Tout à fait logiquement, c'est le Sud-Ouest qui mène la liste des installations au plan géographique, avec 37% de la nouvelle puissance, suivi de la Région Est avec 26% et du Sud-Est avec 20%.

Au total, le parc photovoltaïque a atteint 4,46 GW au Royaume-Uni, dont 47% au sol, 49% en toiture dans le résidentiel et le petit commercial jusqu'à 100 kW, et seulement 4% dans le segment des grandes toitures.

Pour IHS Technology, la bataille commerciale qui s'éternise entre les Etats-Unis et la Chine au sujet des panneaux photovoltaïques intégrant des cellules solaires en provenance de l'Empire du Milieu avec des taxes punitives susceptibles de s'étendre aux produits taïwanais risque d'entraîner des prix plus élevés pour les systèmes PV, de 0,62-0,65 $/W à 0,70 voire 0,80 $/W, mais pas de pénurie …



La Commission américaine du commerce international est en train d'étudier les lacunes de la taxation des panneaux PV importés aux Etats-Unis incorporant des cellules solaires de fabrication chinoise. Lacunes qui ont permis de contourner l'imposition des taxes antidumping et compensatoires élevées – de 34 à 250%, selon les fabricants – en recourant à des fournisseurs taïwanais de cellules solaires. La décision d'imposer, ou non, des taxes sur les cellules solaires devrait être connue en octobre prochain. IHS estime que ces taxes entraîneraient une hausse des prix des installations photovoltaïques aux Etats-Unis. Selon certains analystes, ceci pourrait avoir pour effet collatéral de créer une situation de pénurie si les utilisateurs se tournent vers des offres non taxées et freiner le déploiement global du PV. Ce qu'IHS réfute. La société d'études de marché estime en effet à 17,3 GW la capacité de production de modules PV dans les filières silicium cristallin et couches minces située hors Chine et Taïwan, et donc disponible, sans taxes, pour les projets américains. Ihs estime le déploiement PV aux Etats-Unis à 6,5 GW en 2014.

Six des dix plus importants fournisseurs de panneaux photovoltaïques en 2013 aux Etats-Unis produisent exclusivement ou en majeure partie en Chine. Il s'agit de Yingli (2e fournisseur), Trina Solar (3e), Canadian Solar (4e), ReneSola, Suntech et ET Solar. Ils font tous appel aujourd'hui à des cellules solaires fabriquées à Taiwan, et détiennent 42% du marché américain. First Solar est le premier fournisseur de solutions PV sur le sol américain, SunPower est 5e. Les sociétés SunEdison et SolarWorld complètent le Top 10.

La technologie du solaire photovoltaïque à concentration du Français Soitec, le spécialiste des matériaux semiconducteurs de hautes performances pour l'électronique et l'énergie, n'a finalement pas été retenue par CSOLAR, filiale à 100% de Tenaska Solar Ventures, pour sa ferme solaire CSOLAR IV West de 150 MW prévue dans la région d’Imperial County, près de San Diego (Californie). Pour réaliser son projet, son choix s'est porté sur des panneaux photovoltaïques classiques …

Pour Soitec Solar, cette décision ne remet pas en cause de façon significative les perspectives de son usine californienne de panneaux CPV. La société est fournisseur de panneaux CPV pour plusieurs autres projets en Californie totalisant plus de 150 MW, pour lesquels des contrats d’achat d’électricité ont été signés avec l'énergéticien SDG&E (comme cela aurait le cas pour Tenaska). Ces projets ont déjà été validés par la Commission des services publics de l’État de Californie (CPUC) et sont actuellement en cours de développement.

Selon la volonté de Bruxelles, le déploiement du photovoltaïque devrait faire appel à des appels d'offres pour tous les projets à partir de 2017, et les tarifs d'achat fixes seraient progressivement remplacés par une vente directe de l'électricité à prix de marché avec une prime dite "de marché"* ou par des certificats d'économie d'énergie. La Commission européenne a en effet dévoilé de nouvelles règles pour les aides publiques octroyées à des projets dans le domaine de la protection de l’environnement et de l’énergie, qui impactent surtout des filières telles que le photovoltaïque, considérées comme matures. Une approche de soutien aux grands groupes et discriminatoire pour les petits producteurs, estime l'EPIA …

Les nouvelles règles édictées par la Commission européenne ne seront pas applicables aux installations existantes.

Des appels d'offres au-dessus de 1 MW
Pour Joaquín Almunia, vice-président de la Commission européenne chargé de la politique de concurrence, « l'heure est venue pour les énergies renouvelables d'entrer sur le marché. L’Europe doit atteindre ses objectifs en matière d’énergie et de climat au coût le moins élevé possible pour les contribuables, sans fausser la concurrence au sein du marché unique. » De fait, selon Bruxelles, les aides publiques ont protégé le déploiement de sources d'énergies renouvelables des signaux de marché et n'ont pas été réduites en phase avec la baisse des coûts de production, ce qui a donc provoqué des distorsions de concurrence.

Le dispositif Environmental and Energy Aid Guidelines (EEAG) devrait être adopté en mai prochain pour la période du 1er juillet 2014 à fin 2020, avec une période transitoire pilote s'étalant sur 2015 et 2016 pendant laquelle il sera possible pour les états membres de tester la mise en concurrence de l'électricité de sources renouvelables sur une petite partie (5%) de leur nouvelle capacité de production d’électricité. Les appels d'offres s'étendraient ensuite à tous les projets d'une puissance supérieure à 1 MW à partir de 2017. Des exceptions seront possibles. Les petites installations, surtout celles inférieures à 500 kW, seraient ainsi soumises à un régime spécial et pourraient continuer à bénéficier d'un prix d'achat ou d'autres mesures équivalentes. Pour tous les détails, cliquer ici

Selon l'EPIA (association de l'industrie européenne du photovoltaïque), il créerait de nouvelles barrières à l'intégration de sources d'énergie renouvelables dans le bouquet énergétique européen en freinant le déploiement des générateurs d'électricité de petite taille. « Un système d'appel d'offres entraîne inévitablement des risques et des coûts, et est donc inadapté à des centrales PV en toiture et à des générateurs d'électricité de petite taille. La limite de 1 MW est trop basse. De nombreuses coopératives ou communautés locales seront désormais obligées de soumettre leurs offres dans le cadre d'un dispositif qui ne leur est pas adapté », a souligné Alexandre Roesch, responsables des affaires réglementaires au sein de l'EPIA.

Les autorités de Bruxelles maintiennent que ces nouvelles règles réduiront la facture de la transition énergétique pour les consommateurs, qu'elles devraient aider les États membres à atteindre leurs objectifs liés au climat à l'horizon 2020, et aussi éviter des distorsions du marché suscitées par de (trop) généreuses subventions accordées aux sources d'énergie renouvelables. Elles offrent toutefois aussi aux industries « électro-intensives » d'importantes réductions voire des exemptions totales des charges financières pour le support aux énergies renouvelables.

Parallèlement, l'agence de presse Reuters nous apprend que les pays membres de l'Union européenne ont confirmé l'imposition de taxes douanières punitives sur le verre solaire de fabrication chinoise, de 17,1 à 42,1% selon les sociétés. Ces taxes punitives avaient déjà été instaurées provisoirement il y a un peu plus d'un an. Maintenant, avec l'aval d'une majorité des états membres, elles devraient s'appliquer à partir de fin mai sur une durée de cinq ans. Pour des détails, voir notre article précédent en cliquant ici

* Ce mécanisme de prime, censé compenser le coût pour assurer la rentabilité des centrales, est aussi préconisé par le SER. Voir notre article

La signature actant la reprise de l'usine française de Bosch Solar Energy à Vénissieux par Sillia Énergie a été ratifiée vendredi 11 avril dans les locaux du groupe allemand à St-Ouen, selon un communiqué de la CFDT. L'avenir du site semble donc assuré, au moins pour un certain temps : selon la même source, Sillia aurait en effet capté un volume d'au moins 180 MW à fournir à des projets lauréats de l'appel d'offres CRE 2 dont les résultats ont été publiés fin mars …

Selon la CFDT, il reste à attendre l'aval des autorités antitrust et du Tribunal de commerce de Bobigny.

Pour consulter l'historique industriel de Bosch Solar Energy en France sur L'Echo du solaire, depuis l'annonce de la reconversion du site de Vénissieux fin 2009 jusqu'à aujourd'hui, vous pouvez utiliser le moteur de recherche avec le mot-clé Vénissieux.