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Analyse des contradictions actuelles pour une meilleure compréhension des problèmes énergétiques

Par Raymond Bonnaterrele 13 janvier 2011 | (24) Commentaires | Permalink

  Souvent s'indignent des lecteurs qui trouvent anormal que soient trop souvent abordés ici  les sujets concernant les ressources énergétiques fossiles et non ceux parlant de vent ou de soleil. Dans leur fougue écolo-dépendante ils oublient un certain nombre de données très simples qui font que les problèmes énergétiques forment un ensemble où se confrontent des contraintes économiques, géographiques et des idéaux écologiques affirmant des vérités ...parfois apparentes ou encore à valider. Pour les aider à poser les problèmes de façon pertinente je voudrais rappeler ici un certain nombre d'évidences qui font que les problèmes sont parfois complexes.

En premier je voudrai rappeler une loi expérimentale simple, c'est la la substituabilité des sources d'énergie. Toutes les formes d'énergie fossiles ou renouvelables peuvent pratiquement se substituer les unes aux autres moyennant la mise en œuvre de certaines adaptations technologiques. On sait faire des ersatz de combustibles liquides issus du pétrole pour le transport avec du charbon, du gaz naturel, de la biomasse ou des graisses animales. On sait produire de l'électricité avec toutes les formes d'énergie, même nucléaires. On sait substituer l'électricité aux carburants dans les véhicules hybrides rechargeables ou les véhicules électriques. On va faire rouler des poids lourds avec des mélanges de gaz et de gasoil. Tout mélange gazeux à base de monoxyde de carbone et d'hydrogène (syngas ou gaz à l'eau pour les anciens) peut être converti en carburant, en produit chimique organique, en hydrogène, en ammoniac puis en urée ...et plus si affinité.

 Cette loi, résultant de l'inventivité humaine, a son corolaire: les formes d'énergie fossiles, nucléaires et/ou renouvelables sont en compétition. Pour qu'elles acquièrent une part raisonnable du marché de l'énergie il faut donc qu'elles soient économiquement compétitives...ou subventionnées par une collectivité solvable et adhérant à cette politique. Inversement certaines ressources peuvent être chargées d'un handicap pour la course, par une taxation particulière (TIPP ou TIC pour la France, taxes carbone diverses). Dans l'équation économique entrent également en jeu les règlementations concernant les rejets de GHG (externalités en économie) qui sont pour l'instant limitées en raison de la nécessaire recherche d'une unanime et bien hypothétique règle du jeu mondiale. La fixation de mix énergétiques ou mieux de masse maximale de CO2 par MWh d'électricité produite se pratique dans certains États. Des règlementations limitant les rejets de CO2 par gammes de véhicules dans les transports s'appliquent également sans trop de heurts à la profession, puisque c'est la règlementation la plus sévère mais réaliste qui s'applique pour tous et crée le type de véhicule standard du moment ou du futur prévisible. Oublions pour l'instant les timides essais de Bourses de cotation de la tonne de CO2, stupides institutions en péril qui auraient enrichi les spéculateurs, au détriment des acteurs économiques. Bien sûr la Commission Européenne était en avance sur ces actions futiles et donc inutiles.

Voila le cadre global où l'essentiel se résume dans le concept de substituabilité compétitive des sources d'énergie.

Alors que constatons nous et que pouvons nous anticiper:

 1- Les ressources en énergies fossiles sont encore abondantes et peu onéreuses. Depuis le Cambrien, il y a plus de 500 millions d'années, la Terre a charrié et enfoui des milliards de tonnes de biomasse et de bio organismes à l'origine du gaz naturel, du pétrole, du charbon et de toutes les formes issues du kérogène tournant autour de ces trois ressources allant des sables bitumineux, aux gaz et huiles de schistes, aux gaz de houille et autres "tight" gaz, sans oublier les hydrates de méthane. Il est évident que ces ressources sont importantes, dont une grande partie reste à découvrir et à mettre en valeur. Pensons aux nouveaux gisements "subsal" brésiliens et aux gaz de schistes qui auraient été ignorés quelques années auparavant. Isoler formellement l'une de ces ressources comme le pétrole et annoncer sa fin imminente en parlant de Peak-oil n'a que bien peu de sens, malgré l'impact marketing inespéré, puisque c'est oublier la loi de substituabilité qui montre que les technologues sauront d'une façon ou d'une autre soit synthétiser des ersatz (sables bitumineux, huiles lourdes, biocarburants, Fischer Tropsch) soit s'en passer (EV, véhicules au gaz naturel comprimé, PAC). La seule certitude est que cette ressource liquide, très pratique à mettre en oeuvre qu'est le pétrole, obéit aux lois économiques chères à Ricardo, des rendements décroissants sous l'impact de la déplétion des ressources exploitées et de la demande. Il faudra bien que les prix, amplifiés par la spéculation, se valorisent pour permettre à certains d'aller exploiter de façon rentable les sables bitumineux canadiens ou les huiles lourdes de l'Orénoque, pendant que les Familles Royales du Moyen-Orient gèreront en bons pères de familles et avec parcimonie leurs abondantes rentes pétrolières. Au fur et à mesure que les prix grimperont, des pans entiers de l'économie se sépareront du pétrole. Ceci est largement en cours pour la génération d'électricité, une accélération est souhaitable pour le chauffage des habitations et autres locaux industriels et commerciaux, la chimie utilisera de plus en plus d'autres ressources (biomasse, gaz naturel), le transport routier verra sa part électrique croître, le gaz naturel alimentera les poids lourds de plus en plus allégés. L'efficacité énergétique des transports a encore d'immenses progrès à accomplir.

 2- les énergies renouvelables, ressources quasi illimitées mais pour des raisons entropiques, onéreuses:

Face à ces ressources fossiles limitées mais formidablement rassemblées par l'histoire de la Terre, les énergies renouvelables apparaissent illimitées mais malheureusement très dispersées, sinon diluées. Il est facile de calculer, à partir de l'irradiance solaire, la formidable quantité d'énergie solaire ou éolienne "disponible" sur la surface de la Terre. Il fait toujours beau, pour le soleil, ou mauvais, pour le vent, quelque part, c'est la seule certitude des météorologues. Les ressources de biomasses sont considérables, des millions de km2 de sols inexploités en Afrique, au Brésil en Europe de l'Est pourraient produire cette biomasse. La question n'est donc pas un problème de ressource, c'est un problème de rentabilité, d'allocations des ressources financières limitées d'une collectivité. L'industrie photovoltaïque a connu un doublement en GW de son activité en 2010, elle ne pourra pas refaire le coup en 2011 parce que les États européens ne peuvent plus payer des MWh à 500 euros pièce. L'Espagne a jeté l'éponge, la France va limiter fortement l'exercice, l'Italie dont la dette commence à choquer les financiers les plus obtus va devoir suivre et l'Allemagne revoit à la baisse ses tarifs.

 Pour essayer de vous convaincre je vous propose un exercice simple: quel serait le prix de revient d'une électricité photovoltaïque produite sur le toît d'une maison française dans lequel on aurait intégré des modules GRATUITS? Il va pour cela falloir investir dans un onduleur, un compteur électrique et payer un installateur qui va mettre à deux personnes plusieurs jours à monter un échafaudage, enlever les tuiles (législation française), poser les structures puis les modules, les connecter et assurer l'étanchéité de l'ensemble. Ceci va vous revenir TTC entre 2400 ou 3000 euros/kilowatt. Pour amortir cette mise en 12000 heures (8 ans x 1500 heures) ou 12 MWh il faudra tout de même vendre le MWh d'électricité entre 200 et 250 euros! (il est acheté aux particuliers à 580 euros aujourd'hui par EDF). En termes clairs l'électricité photovoltaïque ne sera rentable un jour (LIRE) que si la puissance des modules unitaires est doublée ou triplée, si l'installation de ces modules se fait simplement, dans un pays ensoleillé, à faible prix de main d'œuvre et disposant de lignes électriques proches. Objectif: 1000 euros/kW, module compris.

 Pour l'éolien dont l'avenir est à l'offshore pour profiter de la place disponible et du vent plus soutenu (3500 heures/an en Mer du Nord). Les réductions de coûts passent par la simplification des éoliennes (technologie direct drive, handicapée par les prix actuels des terres rares), la standardisation se heurtant aux multiples productions locales et la montée en puissance des turbines permettant d'amortir plus rapidement les coûts d'installations unitaires. Repower propose une unité de 6,15 MW, Enercon a en catalogue une éolienne de 7,5 MW, les Norvégiens testent des prototypes de 10 MW et les Espagnols ont lancé une étude de faisabilité d'un produit de 15MW. Prenons le cas d'une turbine de 10 MW qui en 8 ans ou 28 mille heures de fonctionnement effectif, va produire 280 mille MWh d'électricité. Pour un courant qui devra être payé, dans 10 à 15 ans, dans les 100 euros par MWh, cette éolienne en 8 ans facturera 28 Meuros qui devront couvrir son prix, son installation sur site, son raccordement au continent et au réseau électrique, sans oublier les frais de maintenance. Le prix catalogue d'une telle éolienne ne devra guère alors excéder le million d'euros/MW.

  Pour la biomasse et ses dérivés que sont les biocarburants l'équation est un peu plus simple puisque le concurrent principal est le pétrole dont le cours d'équilibre va rapidement dépasser les 100 dollars le baril (FIG.II), puisque telle en a décidé la Famille Royale Saoudienne, suivie par les spéculateurs de tous poils. Dans ce cas la loi de substituabilité joue à fond. La décennie qui vient va voir se développer les filières classiques de productions de biocarburants, rentables et enfin non subventionnées : éthanol à base de sucre ou de maïs, biodiesel à base de corps gras. Les procédés cellulosiques se heurteront à leurs prix de revient encore élevés et à la complexité des procédés mis en oeuvre. Un créneau cependant va prendre son essor: la production de bio-kérosène rendu obligatoire par la règlementation sur les émissions de GHG par l'aviation civile.

  Mais un autre créneau devrait favoriser la biomasse c'est la substitution partielle au charbon dans les centrales électriques. L'ascension des cours du charbon, tirée par les importations indiennes et chinoises, et qui ont atteint en Australie les 130 dollars la tonne (FIG.III), va inciter de plus en plus les industriels à utiliser les résidus cellulosiques et autres "pellets" pour alimenter en partie leurs fourneaux.

 L'ascension inexorable des prix des ressources d'énergies fossiles est largement favorable au développement de la biomasse sous toutes ses formes. Il ne faut cependant pas oublier une contrainte entropique forte: la biomasse présente une faible énergie volumique, la moitié de celle du charbon une fois sèche et compactée, et elle est très dispersée sur un territoire donné (bois, taillis, etc.). Rêver de grandes usines du type raffineries de pétrole alimentées par la biomasse n'a aucun sens, nul ne saurait les alimenter, même pas les solutions à la Lurgi, filiale d'Air Liquide, qui imagine un schéma en étoile sur un large territoire avec production intermédiaire de biooil plus facilement acheminable vers la grande raffinerie (LIRE). Les solutions industrielles de valorisation des cultures ad hoc ou des résidus ligno-cellulosiques doivent donc être imaginées à la taille du canton ne dépassant pas 1000 à 2000 tonnes/jour de matière première traitée. Solena par exemple imagine un procédé d'obtention de syngas par brûlage dans une torche plasma de résidus cellulosiques, puis conversion par le procédé Fischer-Tropsch de Rentech du mélange de gaz en carburants de type bio-jet-fuel et bio-Naphta avec un rendement de 50 gallons de liquides par tonne de bois. A 4 dollars par gallon cela fait un chiffre d'affaires de 200$ par tonne de bois traitée ou 100 millions de dollars par an pour un total  500 mille tonnes de bois qui est la capacité de l'unité imaginée. Il sera difficile de bien payer les équipes opérationnelles et de sécurité 7 jours par semaine en trois huit pour assurer la production et la surveillance d'un site hautement dangereux de ce genre qui ne produira que 1600 barils/jour. Les transporteurs aériens semblent cependant prêts à payer pour du kérosène "bio"!

En conclusion, la gestion du développement des énergies renouvelables doit être programmée sur une longue période qui laissera le temps aux énergies fossiles de se valoriser. Un essai de hiérarchisation donne la primauté à la biomasse malgré ses faibles rendements. Elle est en effet tirée par la valorisation du baril de pétrole et de la tonne de charbon. Mais il faut laisser à cette biomasse son caractère paysan. C'est un formidable outil potentiel de développement des régions agricoles des pays en voie de développement. L'Afrique en particulier à partir de cane à sucre, de maïs ou de plantations moins exigeantes pourrait développer de multiples unités agricoles de production de biocarburants. Le Brésil par exemple va aider le Ghana à investir dans une plantation de cane et une unité de production d'éthanol dans le nord du pays.

 L'industrie éolienne si elle arrive à standardiser ses productions et à monter en puissance ses turbines vers les 10 MW durant les deux décennies à venir, devrait pouvoir permettre à cette énergie d'atteindre le break-even pour un MWh à moins de 100 euros.

 Enfin l'énergie photovoltaïque a un formidable avenir devant elle à condition de travailler sur la puissance unitaire de ses modules pour en réduire le coût de la pose par kilowatt. Un objectif d'un euro ou d'un dollar par watt, pose et module compris doit être l'objectif. Ceci comme pays d'accueil des champs solaires du futur favorisera les pays ensoleillés, à taux de main d'oeuvre faible mais disposant d'un réseau électrique.

En attendant le monde doit travailler sur l'efficacité énergétique des processus dans la génération d'électricité tout d'abord et dans les transports où de formidables progrès sont possibles.

La France importe annuellement pour 46 milliards d'euros de pétrole et de produits dérivés. C'est en poursuivant et accélérant ses actions de réductions de consommation des véhicules, poids lourds et embouteillages compris, qu'elle pourra espérer limiter la croissance programmée de la facture énergétique. L'abandon nécessaire du fuel comme mode de chauffage des locaux va rapidement apparaître comme une évidence ...dans les mois à venir.

Le 13 Janvier 2011.

 

 

 

Il reste un long et passionnant chemin vers une énergie photovoltaïque rentable

Par Raymond Bonnaterrele 15 décembre 2010 | (8) Commentaires | Permalink

L'énergie photovoltaïque présente de formidables atouts qui font à coup sûr de cette technologie une des grandes ressources d'énergie du futur. Pour convaincre le lecteur encore sceptique il suffit de rappeler:

- qu'elle conduit directement à la forme d'énergie qui aura un quasi monopole dans le monde urbanisé: l'électricité,

- que cette conversion du rayonnement solaire peut se produire avec de formidables rendements dépassant les 20% sur le silicium monocristallin et les 40% en laboratoire sur des capteurs multicouches sophistiqués de faibles surfaces utilisant des rayons solaires focalisés,

- que cette conversion ne s'accompagne d'aucune nuisance (bruit, émission, déchet, source de refroidissement) et ne demande aucune maintenance sophistiquée ce qui en fait une technologie idéale aussi bien en ville qu'en pleine zone désertique.

Elle est cependant handicapée par sa périodicité journalière, par son caractère aléatoire surtout dans les zones tempérées, et par la non rentabilité des technologies mises en œuvre aujourd'hui.

L'atteinte d'une production photovoltaïque rentable non subventionnée repose sur plusieurs facteurs qu'il est intéressant d'analyser.

Tout d'abord cette rentabilité est relative. Elle doit se mesurer par rapport aux prix du marché de l'électricité établis par les modes traditionnels de production de cette énergie. Aujourd'hui le mode le plus économique, largement répandu dans le monde, provient de la combustion du charbon, demain il sera relayé par la combustion du gaz naturel moins polluant et largement réparti sur Terre. On peut estimer à ce jour que ces procédés fixent un seuil de rentabilité du courant électrique autour des 65$ ou 50 euros par MWh. Dans les décennies à venir il va dépendre des cours du charbon et du gaz naturel, mais compte tenu de l'abondance des ressources de ces produits, il est possible de pronostiquer que les prix de revient de l'électricité demeureront durablement inférieurs aux 100$ ou 75 euros par MWh.(LIRE)

La question de la rentabilité de la génération photovoltaïque d'électricité repose donc sur la possibilité d'atteindre cet objectif de coût.

Remarque: on fera très attention au concept "abscon" de "grid parity" (ou parité de réseau) inventé par les professionnels du secteur qui se fixent comme objectif de produire de l'électricité photovoltaïque au prix du MWh vendu au client final. Ils supposent donc que leur courant particulièrement pur va être acheminé des déserts ensoleillés lointains vers les métropoles et distribué gratuitement. Drôle de façon de concevoir l'économie. Suntech par exemple, voit cette "grid parity" à un prix des modules installés et connectés au réseau à 2,5$/Watt. Pour 1600 heures d'ensoleillement et un amortissement raisonnable sur 8 ans un tel prix des équipements conduit à un courant à 200$/MWh...il est encore deux fois trop cher.

Il est donc possible d'imaginer un seuil d'acceptabilité économique de l'énergie photovoltaïque non subventionnée générée, acheminée et distribuée pour un montant des équipements autour d'un euro ou 1,3 dollar par Watt. Sur une période de 8 à 9 ans et un ensoleillement nominal de 1600 heures par an (irradiance) un Watt de module solaire produit dans les 13 kWh d'énergie électrique. Le prix de revient de l'électricité est alors de l'ordre de 100 $/MWh.

Pour analyser le prix de revient d'un Watt de modules solaires installés et branchés au secteur pour un opérateur il faut prendre en compte plusieurs paramètres que sont:

- le prix d'achat au Watt du module solaire,

- les coûts d'installation sur site (main d'œuvre, support et orientation des modules, connectage)

- les coûts des onduleurs et autres compteurs de raccordement au réseau,

- les coûts des lignes de raccordement au réseau qui peuvent constituer un poste majeur dans le cas d'une ferme solaire en plein désert éloignée des centres urbains,

-les coûts du foncier (achat ou location),

-les taxes et impôts locaux divers assis sur les investissements ou sur le CA,

-les avantages fiscaux et autres incitations financières.

Le premier poste qui est celui du prix d'achat des modules est pour l'instant déterminant. La technologie la plus compétitive du moment qui est celle de l'américain First Solar avec ses modules au CdTe en couches minces. Il annonce des prix de revient des modules de 0,77$/Watt pour un rendement de conversion de l'énergie lumineuse de 11,3%. Compte tenu de la puissance réduite (80 Watts) et du faible rendement des modules, leur pose et leur raccordement multiplie le prix pratiquement par trois pour atteindre tout compris 1,6 euro/Watt en Europe et donc autour des 2.2$/Watt aux Etats-Unis. Il prévoit pour 2014 un prix de revient des modules au tour des 0,52 à 0,63 dollars par Watt. Mais il est clair que si les coûts annexes ramenés au Watt ne sont pas réduits, l'objectif de 1 euro ou 1,3 dollar par Watt ne sera jamais atteint.

D'autres fabricants de modules solaires jouent une approche haut de gamme, a l'aide de cellules à base de silicium monocristallin. C'est le cas de l'américain SunPower par exemple qui présente un module de 318 Watts avec un rendement de conversion de 19,5% stabilisé en module (LIRE), réalisé par assemblage de 96 cellules présentant des rendements de conversion supérieurs à 23%. C'est également l'approche des grands constructeurs asiatiques qui ont bien compris que la taille et la puissance d'un module était un paramètre important de compétitivité. Mais compte tenu de la complexité d'un module assemblé à partir de nombreuses cellules de silicium (typiquement entre 60 et 96), le prix de revient au watt est supérieur à celui des modules en couches minces. Suntech annonce un prix de module de 1,4 $/watt qu'il voit descendre vers les 1,1 dollar grâce à l'intégration de la production de wafers et vers 0,85 $/watt à l'horizon fin 2013 en ajoutant toutes les actions de réduction de coûts (FIG.).

A partir de ces observations qui montrent qu'il faut à la fois agir sur le coût au Watt du module et sur le coût au watt de l'installation en réduisant le nombre de modules de plus en plus puissants, il est possible d'établir une spécification de ce à quoi ressemblera le module photovoltaïque du futur, de forte puissance et de faible coût par Watt, ne nécessitant aucune subvention pour réaliser une ferme solaire raisonnablement rentable dans un contexte de 1600 heures par an d'irradiance.

- le procédé d'élaboration devra être en technologie couche mince pour pouvoir être entièrement automatisé sur des modules de grandes surfaces (>16 pieds carrés ~ 1,4 m²),

- le rendement de conversion devra être supérieur ou égal à 17%, (1,5 fois celui du Cd-Te)

- la puissance du module unitaire devra être supérieure à 240 Watts, (3 fois celle du module First Solar)

Le premier constructeur qui atteindra cet objectif en commercialisant ses modules à moins de 0,5 dollar par Watt devra atteindre une capacité annuelle de production d'au moins 10 à 20 GW pour pouvoir réunir suffisamment de ressources et investir massivement en R&D pour les générations futures de modules encore plus performants.

A ce jour, la technologie qui semble devoir conduire un jour à un produit satisfaisant à la spécification semble être la technologie CIGS dont les potentialités techniques sont importantes. Showa Shell (Solar Frontier) (LIRE) annonce pour 2014 un module de 170 Watts, de 3x4=12 pieds carrés, présentant un rendement de conversion de 14 à 15%, c'est un produit qui va tout à fait dans la direction de l'objectif.

Le 15 Décembre 2010

 

 

Dans un marché mondial en moindre croissance les acteurs les plus faibles du photovoltaïque vont souffrir

Par Raymond Bonnaterrele 11 décembre 2010 | (0) Commentaires | Permalink

 L'année 2010 aura été pour l'industrie photovoltaïque mondiale une excellente année. Tirée par une insatiable demande allemande voulant profiter des derniers tarifs avantageux, la demande mondiale en 2010, estimée autour des 14 GW, aura quasiment doublé par rapport à celle de l'année précédente. A elle seule la demande allemande représente plus de la moitié du total et l'Europe aura absorbé 10 GW de modules; les 4 autres GW se répartissant entre les Amériques, l'Asie et le reste du monde (FIG.I)

FIG I. Evolution du marché mondial en MW des modules photovoltaïques par pays ou grandes zones. Part de marché en volume du chinois Suntech:

Dans une présentation de sa stratégie aux investisseurs, le chinois Suntech qui affirme être le N° 1 mondial du secteur avec une prévision de livraisons de plus de 1,5GW de modules en 2010 estime sa part de marché aux environs des 11%.

 Si l'on en croit ses prévisions, Suntech imagine pour 2011 et 2012 des croissances en volumes beaucoup plus modérées en raison d'une contraction programmée de la demande allemande qui ne serait plus que de 6 GW en 2011 et de 4 GW en 2012. Même pour la très riche Allemagne faire acheter massivement du courant à des tarifs débiles par ses citoyens a des limites. En 2012 pour un marché prévu autour des 18 GW, l'Europe ne représenterait plus que la moitié de la demande mondiale. Pour Suntech ce sont les demandes américaines, asiatiques et du reste du monde (APMEA : Asie, Pacifique, Moyen-Orient, Afrique) qui prendront le relai.

 Il n'est pas nécessaire d'être grand clerc pour anticiper dans un tel marché où tous les grands acteurs investissent massivement à la recherche de coûts plus compétitifs et de prise de part de marché (c'est un marché de composants) que cette boulimie de croissance va se heurter à la faible évolution de la demande mondiale. Suntech estime que la capacité globale de production se situera autour des 27 GW en 2011. Il est donc à prévoir que de nombreuses usines vont se retrouver en sous-charge en 2011.

FIG.II. Répartition des acteurs du photovoltaïque dans le plan compétitivité-notoriété

Dans un plan notoriété-compétitivité (FIG.II) Suntech se positionne par rapport à ses concurrents principaux. Il divise ce plan en trois zones:

1- les très compétitifs reconnus (zone verte) qui représenteront en 2011 une capacité de production de 10,2 GW. Suntech se positionne bien sûr parmi eux, mais au-dessous de son grand concurrent américain First Solar (US Co. # 1) et à côté de deux grands asiatiques (Yingli, Trina?, JA?). Suntech envisage de se déplacer vers le haut du cadre en poursuivant sa politique d'intégration de production de wafers et porter son prix de revient des modules de 1,4 $/Watt en 2010 à 0,85 $/Watt en 2013. Il compte également s'appuyer sur sa Société de financement intégrée de projets GSF pour s'impliquer dans l'exploitation de fermes solaires.

2-les concurrents moins compétitifs (zone orange) parce que trop chers comme les Groupes allemands (EU Co. # 1 et 2) ou en manque de notoriété. Ils représenteront 9,5 GW de capacité de production en 2011.

3- enfin les autres en zone rouge dont certains vont progresser mais qui dans l'ensemble sont décrochés. Ils représenteront 7,3 GW de capacité de production.

Voila la situation des acteurs du photovoltaïque présentée par Suntech, la diapositive avec les vrais noms des Sociétés aurait été plus explicite, mais c'est une description assez réaliste du marché. Suntech souligne la fragilité de certains acteurs en cas de retournement à la baisse des volumes appelés, dans un scénario mondial à 10 GW.

 Le seul bémol repose sur la notion de notoriété, certains acteurs de la zone rouge ont sûrement une excellente notoriété dans leur région ou leur pays. Ils peuvent également avoir établi une politique beaucoup plus intégrée qui leur ouvre des accès privilégiés à certains marchés (pensons par exemple à Sharp lié à ENEL en Italie ou à First Solar qui construit une usine en France avec les capitaux d'EDF EN).

Le marché du photovoltaïque étant un marché exclusivement subventionné, les lois de la libre concurrence peuvent parfois s'en trouver distendues. L'appauvrissement de certaines nations, en particulier en Europe, peut entraîner une baisse plus rapide et plus profonde du marché européen.

ACCEDER au gros dossier pdf de Suntech sur le sujet.

Le 11 Décembre 2010

Les prix de ventes de l'électricité en Europe dépendent des politiques fiscales et des choix industriels

Par Raymond Bonnaterrele 30 novembre 2010 | (6) Commentaires | Permalink

L'électricité est devenue le vecteur principal de l'énergie dans le monde. Cette primauté de l'électrique n'ira qu'en s'amplifiant, au gré de l'urbanisation des sociétés et des gains d'efficacité énergétique des processus. La baisse des consommations de pétrole dans les transports par exemple, puis l'électrification partielle ou totale d'une part des véhicules apportera plus de poids encore à cette forme élaborée de l'énergie. Savoir produire efficacement et à faible coût l'électricité est et sera un élément clé de la compétitivité des nations. Or l'Europe, encore elle, ne s'illustre pas par des tarifs électriques particulièrement attractifs. De nombreux États font peser sur cette ressource des charges fiscales particulièrement gratinées, d'autres ou les mêmes la génèrent à l'aide de méthodes onéreuses où très fortement polluantes.

La publication semestrielle par Eurostat, des prix pratiqués dans les divers États illustre leur hétérogénéité. Les prix reportés par Eurostat concernent ceux appliqués aux foyers consommant entre 2,5 et 5 MWh/an et aux unités industrielles consommant entre 500 et 2000 MWh/an. Ils ne représentent donc pas tout le panel de consommateurs, en particulier dans les foyers dont le chauffage est assuré par la seule électricité et dont la consommation annuelle peut dépasser les 5 MWh (consultez votre facture EDF).

Les prix pratiqués dans le grands pays européens auprès des foyers peuvent varier du simple au double (FIG.I) en raison des prix de revient et de distribution hors taxes, mais surtout en raisons des taxes appliquées par les diverses administrations. Le cas le plus schématique est celui du Danemark qui applique 134% de taxes sur les ventes aux particuliers pour un prix final de 267 euros/MWh!! Mais il n'applique que 17% de taxes hors TVA sur les ventes aux industries pour un prix de vente raisonnable de 94 euros/MWh. L'Allemagne applique la même politique avec des taxes respectives de 72% et de 22% ce qui s'inscrit parfaitement dans son approche économique mercantiliste favorisant les entreprises qui exportent et défavorisant la consommation intérieure. La Suède avec respectivement des taxes de 59% pour les ventes aux particuliers et des taxes quasi-nulles aux industriels joue la même tactique économique.

 Mais l'approche fiscale ne suffit pas pour expliquer toutes les divergences, il faut également examiner les différences de prix de base ou de prix de revient, marges comprises, relatifs à l'ensemble producteurs, achemineurs et distributeurs de courant États par États. Pour avoir une idée de ces différences on peut examiner les prix de vente du MWh aux foyers en fonction du rapport entre ce prix et le prix industriel qui quantifie l'effort fiscal relatif des foyers (FIG.II).

Sur ce graphe qui regroupe les valeurs de 18 nations européennes et la moyenne de la zone euro (au point 176,5-1,65) il est possible de constater que globalement les tarifs aux particuliers croissent avec la politique fiscale débridée. Mais pour des rapports en abscisses identiques ou très proches des différences de tarifs existent. Il est possible de distinguer deux familles de pays de part et d'autre de la droite de corrélation: ceux qui ont des prix de revient de l'électricité faibles tels que la France, la Finlande ou la Suède d'une part et ceux qui ont des prix de base élevés tels que l'Espagne, l'Italie et l'Allemagne. Les tarifs électriques aux particuliers allemands pâtissent non seulement de taxes élevées mais aussi de prix de revient élevés. Il faut bien payer le boom éolien et photovoltaïque allemand.

La France qui possède des prix de revient maintenus artificiellement attractifs par une politique de contrôle des prix d'un autre âge, va devoir actualiser ses tarifs dont ceux de la contribution au service public de l'électricité (LIRE). Un accroissement des prix de 10 à 15% dans les années à venir ne mettra pas en péril le caractère compétitif de son énergie électrique.

CONSULTER le papier semestriel d'Eurostat sur le sujet.

Le 30 Novembre 2010.

 

Industrie photovoltaïque: investir pour survivre! Telle est la devise du moment

Par Raymond Bonnaterrele 19 octobre 2010 | (4) Commentaires | Permalink

 L'industrie des modules photovoltaïques est une industrie de composant, certes de grandes tailles pouvant atteindre plusieurs m2, mais composant tout de même d'un ensemble plus complexe comprenant des redresseurs, des infrastructures parfois mobiles, des batteries en tampon, une connexion au réseau, plus tard des postes de recharge pour EV, etc. Ce qui caractérise généralement un composant électronique c'est l'existence d'un large marché mondial, l'interchangeabilité fonctionnelle (qui n'est pas la standardisation puisque chacun veut pouvoir personnaliser son produit) et la mise en concurrence des divers fournisseurs. Cet ensemble de conditions conduit, après les défaillances des plus faibles, à l'établissement d'oligopoles comprenant une poignée de fournisseurs face à de nombreux clients. Les exemples sont multiples mais on peut citer comme exemple atypique les batteries Li-Ion pour téléphones cellulaires qui initialement étaient japonaises puis sont devenues de plus en plus coréennes ou chinoises au travers de quelques fournisseurs puissants (BYD, LG, Panasonic).

 Pour illustrer cette évidence du composant électronique, il suffit de se souvenir du fiasco espagnol de 2007 qui voulant développer son industrie photovoltaïque locale avait octroyé de copieux tarifs d'achats d'électricité garantis sur 25 ans. Le résultat fut une arrivée massive de modules allemands, américains et chinois sur le sol espagnol, le tout se soldant par l'absence d'industrie locale et un engagement financier de l'Etat espagnol qui est évalué au bas mot à 126 milliards d'euros...en attendant que le gouvernement Zapatero revienne de façon rétroactive sur sa promesse, en réduisant les 25 ans promis vers 15 ou 18 ans.

 Les réductions des coûts (FIG.), la poursuite de la baisse attendue des tarifs subventionnés, l'évolution des technologies vont peu à peu ramener la centaine de producteurs mondiaux actuels vers deux ou trois dizaines tout d'abord puis vers une poignée, telles sont les dures lois du marché et de la "destruction créatrice", greenbusiness ou pas.

Aujourd'hui, pour être dans le coup, une entreprise doit savoir produire des volumes annuels autour du GW. Quatre d'entre elles (Suntech, FirstSolar, JA Solar, Yingli) savent produire ce GW annuel de modules. Trois autres (Trina Solar, Q-Cells et Gintech) savent produire plus de 800 MW et une douzaine d'autres savent produire 500 MW ou plus. C'est dans cette vingtaine d'acteurs auxquels il faut rajouter ceux qui investissent dans la très efficace technologie CIGS (Showa Shell, Saint Gobain-Hyundai Heavy) que se trouvent les futurs grands acteurs mondiaux. Plus de la moitié d'entre eux sont chinois ou taïwanais.

 Demain le pont aux ânes se situera autour des deux GW de capacité de production. Pour l'instant l'américain First Solar avec sa technologie CdS/CdTe est le premier à publier un plan industriel dépassant largement cette borne. Il vient en effet d'annoncer qu'après ses investissements en Malaisie, en Allemagne et en France (Blanquefort) il avait décidé d'investir au Vietnam et aux Etats-Unis pour quasiment doubler sa capacité de production à plus de 2,7 GW en 2012. 

De son côté le chinois Yingli annonce un accroissement de capacité de production de 600 MW dans le silicium monocristallin de haut de gamme et de 100 MW dans le polycristallin. Il disposera ainsi à mi-2011 d'une capacité de production de 1,7GW.

Il faut imaginer une telle transformation industrielle avec des prix objectifs par modules autour des 50 cents par Watt et donc des CA pour la seule vente de modules autour du milliard de dollar pour une production de 2 GW (ou 2 milliards de Watts). L'autre business model qui tend à s'imposer auprès de certains grands constructeurs disposant de cash, est de s'intégrer vers l'aval en devenant copropriétaires de centrales photovoltaïques qui utilisent leurs composants et de profiter ainsi des revenus récurrents de la vente d'électricité encore subventionnée. C'est en effet dans la génération de courant que sera réalisé l'essentiel des profits de la filière photovoltaïque.

LIRE le communiqué de FirstSolar.

LIRE celui de Yingli.

Remarque: pour garantir ses approvisionnements en Tellure, sous-produit de l'extraction du Cuivre, FirstSolar serait en cours de négociation pour mettre la main sur le canadien 5N PLUS, premier producteur de tellure dans le monde. Les besoins en tellure pour modules photovoltaïques seraient de l'ordre d'un gramme par pied carré ou 10 Watts (ce qui me semble beaucoup) ce qui conduit à une demande de 100 tonnes pour un GW de modules. Le marché mondial actuel du Tellure serait de l'ordre de 260 tonnes et pourrait grimper très rapidement vers les 500 tonnes. (LIRE)

Le 19 Octobre 2010

General Electric va commercialiser les modules CIGS de Showa Shell dans les grands projets solaires

Par Raymond Bonnaterrele 12 octobre 2010 | (1) Commentaires | Permalink

 Le leader américain Général Electric est bien placé dans l'éolien. Il revendique d'être le deuxième mondial derrière le danois Vestas et le premier aux Etats-Unis. Par contre GE a loupé la marche du photovoltaïque économique qui manque à son offre commerciale pour les larges unités nord-américaines de génération d'énergie verte. Cette situation a incité GE à trouver un partenaire maîtrisant à grande échelle une technologie économique en couches minces, susceptible d'offrir une alternative crédible pour les grands projets américains de centrales photovoltaïques. Ce retard de GE confronté aux ambitions de la filiale japonaise de Shell, Showa Shell Sekuyu, qui dès 2011 va disposer d'une immense unité de production de modules solaires au Japon (LIRE) en technologie CIGS ne pouvait conduire qu'à un accord: GE va proposer ses solutions photovoltaïques pour les grandes infrastructures équipées des modules Solar Frontier, la marque de Showa Shell.

 Voila une alliance qui sort des sentiers battus et des innombrables approvisionnements chinois. Elle illustre une conviction: seules les technologies photovoltaïques en couches minces économiques, présentant des taux de conversion potentiels de 14% ou plus (FIG.), seront susceptibles de battre les solutions traditionnelles chinoises au Silicium poly ou mono cristallin. Il faut pour s'en convaincre imaginer un assemblage complexe de cellules avec taux de la main d'oeuvre chinoise payée en yuans qui ira en s'accroissant dans les années à venir, face à une industrie en couches minces largement automatisée et produisant des modules de très grandes surfaces, optimisant les coûts de la pose sur le terrain qui forment, avec le foncier, le poste économique déterminant le coût total d'un projet.

LIRE le communiqué de GE

Le 12 Octobre 2010

Sharp est toujours à la recherche de son business model dans le photovoltaïque

Par Raymond Bonnaterrele 23 septembre 2010 | (0) Commentaires | Permalink

  Le second trimestre de cette année, tiré par la demande allemande qui a voulu profiter des aides tarifaires encore en vigueur, a été un excellent trimestre dans le photovoltaïque avec 3,8 GW installés et une croissance en volumes de 54% par rapport au trimestre précédent. Mais cette robuste demande a essentiellement profité aux opérateurs chinois qui ont accru leur part de marché. Selon Solarbuzz, parmi les douze premiers fabricants de modules dans le monde, six sont chinois. Ils auraient assuré 55% des livraisons contre 43% il y a un an. Forts de leurs capacités de production et de leur aptitude à suivre sur les prix, les fabricants chinois prennent donc une part croissante du marché des modules photovoltaïques dans le monde. Leur suprématie dans les modules à base de silicium polycristallin ou monocristallin constitue même une menace existentielle pour leurs concurrents européens ou japonais. Dans ce cadre de progrès techniques, de baisse des prix et de faiblesse scandaleuse de la devise chinoise, la position des fabricants japonais, handicapée par un yen trop fortement évalué, devient de plus en plus fragile. Parmi ces grands producteurs japonais il est intéressant de suivre la stratégie industrielle du plus important d'entre eux en volumes: Sharp.

 Sharp a compris depuis des années que la production japonaise ne pouvait plus lutter, en dehors du marché japonais protégé, avec des productions chinoises ou taïwanaises. Il a donc opté, dans un premier temps, pour une politique d'alliance avec des opérateurs locaux qui apporteraient les capitaux et leur puissance de lobbying, Sharp de son côté apportant la technologie et l'image de qualité de la marque. L'exemple de ce modèle est l'alliance avec Enel en Italie qui prévoit de construire une usine locale pour...fin 2016. Ce modèle est donc sur le papier très séduisant, mais la longueur des négociations et des procédures locales italiennes rend le processus incompatible avec le rythme de développement du business photovoltaïque. En clair il est totalement inefficace.

 Devant cet échec, Sharp vient de décider de changer de stratégie en achetant l'américain Recurrent Energy, opérateur de centrales photovoltaïques en Amérique et en Europe avec 2 GW de puissance installée ou programmée (Ontario, Espagne, Californie,..). En clair, l'industriel japonais veut s'intégrer vers l'aval, jusqu'à la gestion de parcs photovoltaïques dans le monde. Cette évolution de stratégie montre clairement que l'industrie des modules photovoltaïques de faibles coûts, ceux qui équiperont les fermes photovoltaïques du futur, va devenir dans les années à venir une industrie de composants produits par un nombre restreint d'industriels de grandes tailles dans le monde. Parmi eux, les industries chinoises occuperont une place de choix et se battront à couteau tiré avec quelques grands des modules en couches minces comme First Solar ou Showa Shell.

C'est dans le développement, l'installation et l'exploitation de fermes solaires qui sélectionneront les fournisseurs les moins-disant, que se réaliseront l'essentiel des profits.

LIRE le papier de Solarbuzz sur l'activité du T2.

LIRE l'annonce de la vente de Recurrent Energy

Le 23 Septembre 2010

Photovoltaïque CIGS: Solar Frontier, filiale de Showa Shell, affiche ses ambitions

Par Raymond Bonnaterrele 10 septembre 2010 | (2) Commentaires | Permalink

 Le Japonais Showa Shell, détenu par de très riches actionnaires que sont Shell et l'Aramco, affiche de vastes ambitions dans une voie ingrate des modules photovoltaïques: la technologie CIGS. Rappelons que cette technologie en couches minces et donc potentiellement très économique, présente la caractéristique d'une bonne conversion des photons en électricité sur un très large spectre, en particulier vers l'infrarouge. C'est donc une technologie qui si elle est maîtrisée peut conduire à des rendements de conversion du même ordre que celui du silicium cristallin mais avec une meilleure efficacité en cas d'éclairage réduit. Par exemple, Solar Frontier vient d'annoncer qu'il sait atteindre aujourd'hui sur un échantillon de 30 cm x 30 cm un rendement de conversion de 16,29% contre 16% annoncé auparavant.

 Fort de sa nouvelle usine de Miyazaki au Japon qui pourra à terme produire 1 GW de modules de large surface, de type 3x4 pieds (1,23 m2), Solar Frontier présente une roadmap de développement de produit très ambitieuse (FIG.).

 

 Il annonce pour 2011 un module SF150 de 150Watts à 12,2% de rendement de conversion et affirme pouvoir atteindre en 2014 un module de 170W ou plus pour atteindre les 14% de rendement de conversion. Ces progrès sont réalisables grâce à un épaississement de la couche semi conductrice et une optimisation de la conductivité du support sulfuré sous-jacent affirme le fabricant.

 Les ambitions de Showa Shell s'inscrivent dans une politique de production de masse à faibles coûts de modules de larges surfaces à bons rendements de conversion. Ils permettront de réduire le coût au Watt des modules, mais aussi le coût au Watt d'installation sur site de ces panneaux qui deviendra de plus en plus le poste majeur du coût de l'ensemble. 

LIRE la plaquette Solar Frontier.

CONSULTER la notice SF150

Le 10 Septembre 2010

Afin de voir disparaître les aides tarifaires, les réductions de coûts dans le photovoltaîque doivent se poursuivre

Par Raymond Bonnaterrele 8 septembre 2010 | (1) Commentaires | Permalink

 Les technologies photovoltaïques qui transforment directement avec de formidables rendements le rayonnement solaire en énergie électrique sont appelées à constituer une large part des ressources énergétiques mondiales dans les décennies et les siècles à venir. Les énergies collectées annuellement à l'hectare de zones désertiques sont d'ores et déjà 20 à 30 fois supérieures aux meilleures récoltes de biomasse des zones largement irriguées. Alors que de vouloir remplacer les énergies fossiles que le monde moderne consomme annuellement par la seule biomasse est une absurdité entropique, il n'est pas utopique de penser qu'un jour une large part de l'électricité consommée dans le monde proviendra de panneaux photovoltaïques des zones désertiques ou semi-désertiques de notre planète.

Pour assister à un développement massif de cette ressource il apparaît qu'il faut en premier lieu qu'elle s'affranchisse des subventions tarifaires en atteignant, pays par pays, un prix de revient équivalent à ceux des ressources classiques que sont le gaz ou le charbon, avec une prime pour l'absence de rejets de CO2. C'est la "grid parity" annoncée par les industriels du photovoltaïque. Si nous fixons cette "grid parity" aux environs des 100 dollars aux États-Unis et à 100 euros en Europe par MWh et si nous supposons que le prix de revient hors taxes de l'électricité photovoltaïque est composé essentiellement de l'amortissement de l'installation, il en résulte que le prix objectif d'une installation (comprenant modules, onduleurs, acheminement au réseau, frais financiers et main d'œuvre), conduisant en 10 mille heures (9 ans x 1100 heures/an) à une production de 10 kWh/W ne doit pas excéder un dollar ou un euro par Watt.

 Cet objectif met tout de suite hors jeu un certain nombre de pratiques populaires en France tel que le rétrofit des toits de maisons par des modules solaires. Un tel objectif pour lequel  la main d'œuvre ne doit pas dépasser quelques dixièmes d'euros par watt suppose des installations de modules standardisées sur de grands chantiers de plusieurs dizaines ou centaines de MW (FIG., un chantier de 48 MW en cours de First Solar)

 L'atteinte de l'objectif implique également que les réductions de coûts des modules se poursuivent. First Solar et sa technologie en couche mince Cd-Te constitue actuellement le benchmark dans le milieu. Il affirme avoir atteint un prix de revient des modules de 76 $cents au deuxième trimestre 2010  (FIG.) et a pour objectif d'atteindre 52 à 63 $cents par Watt en 2014. Pour atteindre cet objectif  il faut à la fois améliorer le rendement de conversion des modules, accroître leur surface, améliorer les cadences des lignes de production, optimiser les quantités et les prix de matières mises en œuvre lors du processus de production, localiser une large part des productions en Asie. Les objectifs des producteurs chinois sont plus opaques, certains fournisseurs de wafers de silicium rencontrant des difficultés financières. Mais il est évident qu'ils feront tout leur possible, malgré une technologie en silicium cristallin plus complexe, pour rester  dans le business du module économique. Quand aux modules de silicium amorphe en couche mince, le suisse  Oerlikon vient d'annoncer qu'il est capable sur les lignes de production qu'il vend d'atteindre un prix de revient des modules de 50 $cents/Watt pour des modules de 140W à 10% de rendement de conversion.

 Un autre paramètre important est l'onduleur qui transforme le courant continu provenant des modules en courant alternatif compatible avec le réseau. Les prix de vente de ces onduleurs, souvent produits en Allemagne, atteignent entre 0,25 et 0,40 euro par Watt pour une unité typique de 3,3 kW. Pour Photon International le prix des composants Made in Corée de ce type d'onduleur coûtent dans les 0,052 euro. L'étude en conclut qu'il existe de copieuses réductions de prix  à réaliser sur les onduleurs qui sont aujourd'hui 5 à 8 fois plus chers que les composants asiatiques équivalents. La pression sur les prix va handicaper le leader allemand SMA dans le domaine.

 Un autre paramètre important est le coût d'amortissement des investissements dans le transport de l'électricité produite. Bien sûr la proximité entre l'aire de production et la métropole qui consommera cette électricité est un paramètre important. Les pays chauds et secs comme la Californie ou l'Espagne présentent les meilleures conditions pour réduire au strict minimum ce poste, demain les pays autour de la Méditerranée (Égypte, Israël, Maghreb,...) la Chine, l'Inde offriront des sites peu ou raisonnablement éloignés des centres de consommation. De puissantes et lointaines liaisons HVDC reliant l'Allemagne au Maghreb et acheminant une énergie intermittente devront au préalable passer par le crible de la rentabilité des projets. Les États appelés à une gestion plus orthodoxe de leurs ressources seront de moins en moins enclins à financer des projets aux rentabilités douteuses.

En conclusion, il apparaît impératif pour tout acteur sur ce marché du photovoltaïque économique, à terme non subventionné, de savoir si sa stratégie s'inscrit bien dans ce cadre déterminé par des prix très bas et de gros volumes. Sinon l'autre option sera de rester sur le marché du photovoltaïque haut de gamme subventionné et forcément limité en volumes par des États ou des consommateurs plus ou moins fauchés. 

LIRE le communiqué d'Oerlikon

CONSULTER la présentation du T2 de First Solar

Le 8 Septembre 2010

Nouveau Mexique: un parking de deux hectares recouvert par plus de 5000 modules photovoltaïques

Par Raymond Bonnaterrele 26 août 2010 | (6) Commentaires | Permalink

Lieu : Parking du Siège du Groupe Bell à Albuquerque au Nouveau Mexique

Réalisation: Schott Solar

Surface totale du parking : deux hectares

Nombre de modules de 220W : plus de 5000 

Surface couverte par les modules: 1.685 x 0.993 x 5000 = 8400 m2

Puissance nominale: 1100 kW (131 W/m2 de module ou 55 W/m2 de parking)

Énergie électrique annuelle générée: 1600 MWh soit 1450 heures à la puissance nominale.

Voila un exemple typique de ce qui se fait dans le Sud-Ouest américain, il ne manque plus que les voitures hybrides rechargeables et nous serons enfin entrés dans le vingt-et-unième siècle.

LIRE le communiqué de Schott.

Le 26 Août 2010