Catégorie : solaire

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 3×4=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

 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

 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

 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

  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

 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 3×4 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

 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

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

Le marché français du photovoltaïque était devenu pour les industriels chinois ou américains un des marchés potentiellement juteux de la planète sur lequel il fallait investir. Après l'Allemagne toujours généreuse qui fait la moitié du marché mondial, l'Italie et la France apparaissaient comme deux marchés où il fallait être pour faire du bon business subventionné. L'Espagne était passée hors-jeu en 2008 en limitant drastiquement les puissances installées, après une formidable bulle spéculative mondiale sur ses aides tarifaires. Mais voila la France, dans un climat de recherches d'économies, à son tour confrontée à ce même problème: le postulat d'Anderman. Il n'est plus possible de faire payer par le consommateur d'électricité de très grandes quantités d'énergie d'origine photovoltaïque à des prix 5 à 6 fois supérieurs à ceux des générations thermiques ou nucléaires. Ce qui est possible pour quelques dizaines de MW ne l'est plus pour des milliers de MW (GW). Un GW de modules installé en France dans un bon ensoleillement de 1400 heures par an génèrera 1,4 TWh d'énergie électrique qui sera vendu au réseau dans les 700 millions d'euros (sur la base de 500 euros/MWh). Aucun pays de taille moyenne en phase de restrictions budgétaires ne peut s'offrir les 2 à 3 GW annuels vers lesquels le business du photovoltaïque tend actuellement en France. Alors la mesure la plus radicale décidée n'est pas celle de la réduction des prix tarifaires dont tout le monde parle. Les industriels s'en seraient bien accommodés sans barguigner. Non le coup de massue provient de la volonté de limiter les volumes à 500 MW, ce qu'avait fait l'Espagne en 2008 et qui revient à enterrer le photovoltaïque dans ces pays.

Le 24 Août 2010