Les Secrets de Saint Pierre

L’énergie solaire devient compétitive

Les Echos du 8 décembre 2014

Jean Pierre Farandou / Keolis - Président Directeur Général

Un parc solaire ­à Dubaï vendra son électricité à 48 euros le MWh.
Dans de nombreux pays, cette énergie n’a plus besoin ­de subvention.

La révolution de l’énergie solaire est en marche. Vendredi, la société saoudienne Acwa Power a remporté un appel d’offres à Dubaï, en proposant un prix de 48 euros le mégawattheure (MWh) pour un parc solaire photovoltaïque. La tendance constante à la baisse du coût de production de l’électricité solaire se confirme. Dans de nombreux pays comme le Chili, l’Afrique du Sud ou l’Inde, elle devient moins chère que celle produite par les sources traditionnelles : charbon, gaz ou nucléaire… «  Même en France, l’écart a été divisé par trois en quelques années  », témoigne Gérard Mestrallet le PDG de GDF Suez. La France fait figure d’exception en raison du prix particulièrement bas de l’électricité d’origine nucléaire historique : le prix de marché y est de 40 euros le MWh.

Un secteur considéré « peu risqué sur le long terme »

Quelles sont les raisons de cette baisse spectaculaire des coûts ? «  Trois éléments l’expliquent  », souligne Thierry Lepercq, PDG de la PME française Solairedirect. «  D’abord, l’augmentation régulière des rendements des cellules photovoltaïques, qui pourrait encore s’améliorer de 20 % dans les 10 ans qui viennent. Ensuite, les coûts des modules nécessaires à la production de l’énergie solaire ont été divisés par six depuis 2008. Enfin, les coûts de financement ont été réduits de moitié, car les investisseurs considèrent ce secteur comme peu risqué sur le long terme. »

Dans certains pays, le solaire n’a plus besoin de subvention. Gérard Mestrallet estime que «  lorsque son prix atteindra celui du marché, beaucoup d’acteurs publics ou privés basculeront vers cette source d’énergie, qui sera au cœur de la transition énergétique ». La France a du chemin à faire. Quand notre voisin italien couvre déjà 10 % de ses besoins avec le solaire, cette source d’énergie ne représente que 1 % de la fourniture d’électricité dans notre pays. D’où l’image auprès du grand public d’une énergie secondaire servant simplement à alimenter quelques panneaux d’information ou à chauffer les piscines.

Pour autant les groupes français ne restent pas inactifs. Total a racheté en 2011 Sunpower, un leader américain du secteur. Son PDG, Patrick Pouyanné, confirme le caractère stratégique de cette activité pour le groupe pétrolier français : «  Nous avons investi 2 milliards de dollars dans le solaire. Nous croyons au développement de ce secteur, déjà compétitif dans une vingtaine de pays par rapport aux autres sources de production d’électricité. »

Jusqu’où le solaire pourra-t-il aller ? Le cabinet GlobalData prévoit que la puissance installée triplera d’ici 2020, pour atteindre 414 gigawatts. «  La part de marché du solaire peut atteindre 20 %. Au-delà, la question de l’intermittence, la nuit par exemple, se posera  », rappelle Thierry Lepercq.

Le prochain challenge décisif sera le stockage de l’électricité produite. Il faudra aussi changer ses habitudes en apprenant à consommer pendant que le soleil brille !

En savoir plus sur http://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0203993592367-lenergie-solaire-devient-competitive-1072501.php?fCpJIwgpuFkvL6dw.99

 

 

L'énergie solaire en passe de devenir compétitive

 

La recherche de juin 2012

 

Denis Delbecq

 

Après des décennies de tâtonnements et d'innovations, entre subventions et fermetures d'usines, l'électricité solaire devient compétitive dans certaines régions du monde, explique Cédric Philibert, de l'Agence internationale de l'énergie.

 

LA RECHERCHE : Après l'Espagne, la France, l'Italie et même l'Allemagne ont réduit les subventions à l'électricité solaire. Des usines de modules photovoltaïques mettent la clé sous la porte... Est-ce la fin du solaire ?

 

CÉDRIC PHILIBERT : C'est la fin d'une croissance tirée par des subventions élevées et concentrée en Europe. Et le début d'une nouvelle expansion, fondée sur la compétitivité du solaire sur certains marchés. En Allemagne et en Italie par exemple, l'électricité solaire rivalise avec le prix de vente au détail du kilowattheure (kWh). Dans les pays les plus ensoleillés, elle rivalise même, aux heures de pointe, avec les prix de gros. Pourtant, 2012 et peut-être plus encore 2013 seront des années difficiles pour beaucoup d'entreprises du secteur.

 

La courbe d'évolution depuis 1976 montre qu'à chaque fois que la capacité totale installée dans le monde a doublé, le prix des cellules photovoltaïques a diminué d'environ 20 %. En 2020, le prix de revient du mégawattheure (MWh) fourni par des centrales photovoltaïques ne devrait pas dépasser 60 euros au Maghreb, 90 euros dans le Var et 120 euros dans le nord de la France. Par comparaison, selon la Cour des comptes, le MWh produit par un réacteur nucléaire EPR coûterait entre 70 et 90 euros. Dans le sud de l'Europe et au Maghreb, l'électricité photovoltaïque est d'ores et déjà compétitive avec celle tirée du pétrole. Le solaire vit une transition, mais il est durablement inscrit dans le paysage énergétique.

 

Où en est-on en ce qui concerne le rendement des cellules solaires ?

 

C.P. Aux États-Unis, Sun Power - contrôlé par Total - a conquis 11 % du marché photovoltaïque grâce à des panneaux qui transforment environ 20 % de l'énergie incidente en électricité. Ce rendement va progressivement grimper, pour atteindre 25 % à 30 % d'ici deux décennies. Mais il ne faut pas trop se focaliser sur le rendement : une fois que l'on a installé une certaine capacité solaire, la production ne dépend que de l'ensoleillement. Dans une région où la ressource est de 1 250 kWh par mètre carré et par an, chaque kilowatt de capacité photovoltaïque installée produira 1 000 kWh par an, que le rendement des cellules soit de 10 % ou 20 % ! Si les capteurs à haute efficacité - le rendement atteint 40 % en laboratoire - ne se développent pas tellement à l'heure actuelle, c'est qu'ils produisent un courant électrique plus cher que les autres. Cela ne justifie leur usage que dans des applications où la surface occupée compte plus que le prix de l'électricité. C'est une des raisons qui expliquent que, contrairement à ce qu'on a pu penser, le silicium reste dominant, avec 85 % du marché. L'apparition d'autres filières, notamment en couches minces, n'a pas bouleversé la donne. Mais imaginez qu'on invente un revêtement solaire semi-transparent - un vernis, par exemple - avec un rendement de 5 % mais à très bas prix. On pourrait recouvrir tous les vitrages et produire pas cher.

 

Les recherches en cours visent également à optimiser la façon dont le dispositif capte les rayons du soleil...

 

C.P. Certains industriels misent en effet sur la concentration : il s'agit de produire autant de courant avec moins de matériau semi-conducteur. La concentration est possible à la condition de placer les panneaux sur un dispositif capable de suivre la trajectoire du soleil au cours de la journée. Mais le point d'équilibre est difficile à trouver : plus on concentre, et plus on dépense d'énergie pour le système de poursuite. La concentration n'a d'intérêt que dans les régions où il y a un bon ensoleillement direct, mais pas là où domine le rayonnement diffus, comme dans le nord de la France par exemple.

 

En 2011, le photovoltaïque a fourni plus de 3 % de l'électricité allemande, une part qui augmente de moitié tous les ans. N'est-ce pas un paradoxe pour un pays qui n'est pas réputé pour son ensoleillement ?

 

C.P. Cela montre bien que les panneaux photovoltaïques fonctionnent partout ! L'Allemagne, puis l'Italie ont tiré le marché mondial. On peut d'ailleurs remarquer que, le 8 février dernier, la France n'a pu franchir son pic de consommation électrique record (100 gigawatts) qu'en important environ 9 gigawatts d'Allemagne. Le même jour, le solaire allemand a produit jusqu'à 10 gigawatts. On ne peut bien sûr pas suivre le trajet des électrons, ni en tirer de conclusion hâtive. Mais le solaire a contribué à la capacité d'exportation allemande. Ce jour-là, les électriciens allemands qui ont acheté du courant solaire à 240 euros le mégawattheure l'ont revendu jusqu'à 1 700 euros sur le marché européen ! D'une manière plus générale, l'essor du solaire en Allemagne a contribué à faire baisser le prix de gros de l'électricité sur le marché, du moins dans l'après-midi.

 

Comment expliquer ce développement du solaire électrique chez nos voisins ?

 

C.P. Bien avant les autres, l'Allemagne a offert aux producteurs une garantie de revente de l'électricité renouvelable à un tarif fixé d'avance. Son coût est financé par le consommateur, par le biais d'une taxe de 3,6 centimes sur chaque kWh utilisé, à l'image de la Contribution française au service public de l'électricité (CSPE) dont une partie est imputable à l'éolien et au solaire. Comme partout, ce tarif garanti baisse régulièrement pour suivre l'évolution du prix des installations solaires. En France, où un particulier paie son électricité autour de 14 centimes le kWh, le différentiel reste important. Mais en Allemagne, où l'électricité est vendue 24 centimes aux particuliers, la parité réseau est atteinte : le tarif de rachat est inférieur au prix de vente au détail depuis le 1er avril 2012. Cela signifie qu'une personne qui installe des panneaux solaires sur son toit a intérêt à consommer le maximum de sa production plutôt que de chercher à tout revendre. D'ailleurs, les réglementations allemandes poussent en ce sens. Le tarif de rachat n'est plus garanti désormais que pour 80 % de la production pour les particuliers, et de 90 % pour les toits commerciaux (jusque 1 000 kilowatts). Le reste devra être autoconsommé ou revendu à des conditions moins intéressantes.

 

Pour quels objectifs ?

 

C.P. C'est une manière de favoriser de nouveaux comportements en matière de consommation. Par exemple, plutôt que de lancer son lave-linge ou son lave-vaisselle le matin avant de partir au travail, le particulier peut le programmer pour qu'il démarre au moment du pic de sa production solaire, en début d'après-midi. Ce seuil de 80 % concernera progressivement plus de monde. Imaginez un hypermarché dont le toit est équipé de panneaux photovoltaïques. Avec un tarif de rachat élevé, comme c'est le cas en France, il maximise son profit en vendant 100 % de sa production et en achetant le courant dont il a besoin au prix du marché. Mais désormais, le gérant d'une grande surface allemande aura intérêt à consommer sa propre production. Par exemple en fabriquant de la glace quand le soleil est au plus haut, pour réduire ses besoins d'électricité le soir, la nuit, et en début de matinée. Avec cette stratégie, on favorise à la fois la production renouvelable et les comportements vertueux en matière de consommation. Ce sont les deux axes principaux de la politique énergétique allemande, qui vise une baisse des émissions de gaz à effet de serre de 40 % entre 1990 et 2020, alors que l'Union européenne a fixé le cap à 20 %. Grâce à sa politique en faveur des renouvelables - et à la fermeture d'industries polluantes en ex-RDA -, l'Allemagne a déjà baissé ses émissions de 24 %.

 

Il reste que la ressource est variable, et qu'il faut bien produire du courant quand le soleil ne brille pas...

 

C.P. On entend souvent dire qu'il faut ajouter autant de puissance d'appoint que l'on installe de capacité solaire ou éolienne, mais c'est absurde. Car on ne part pas de rien, il existe déjà des capacités flexibles, fossiles ou hydrauliques. En France, on pourrait aller jusqu'à 25 gigawatts de solaire et d'éolien sans construire une seule centrale à gaz. Depuis les années 2000, l'Espagne dispose d'une forte surcapacité de moyens à gaz. De plus, notre continent dispose d'un climat relativement favorable au couplage du solaire et de l'éolien. En été il y a plus de soleil, et en hiver plus de vent. Une étude allemande vient de montrer qu'un mélange de 60 % d'éolien et de 40 % de solaire suit assez bien la courbe de la demande électrique toute l'année. Et quand il n'y a ni soleil ni vent - ce qui n'arrive que quelques jours par an -, il y a plusieurs moyens pour s'approvisionner, que l'on peut associer : importer depuis les pays voisins, utiliser un appoint fossile, et s'appuyer sur des stations de pompage-turbinage (STEP), qui transfèrent de l'eau entre deux réservoirs séparés par un dénivelé. Ces installations se rentabilisent rapidement car elles fonctionnent tous les jours, voire plusieurs fois par jour : dès qu'il y a de l'électricité en excédent, on remonte l'eau dans le réservoir supérieur. Aux heures de pointe, on la laisse redescendre pour produire du courant.

 

En 2005, il y avait 100 gigawatts de STEP installés dans le monde ; il y en aura le double en 2015, et on peut aller bien plus loin. Sur la terre ferme, mais aussi en construisant des STEP le long des côtes pour utiliser la mer comme réservoir inférieur, comme à Okinawa au Japon, et même en pleine mer, comme l'envisagent la Belgique et les Pays-Bas. Sans stockage, on doit pouvoir produire entre 10 % et 12 % de l'électricité mondiale avec le photovoltaïque. Pour aller au-delà, il faut développer le stockage, ou se tourner vers les centrales solaires à concentration (CSP), qui offrent plus de souplesse, puisqu'on peut stocker la chaleur dans des réservoirs de sels fondus avec presque aucune perte. Ces centrales thermiques utilisent la chaleur obtenue en concentrant le rayonnement solaire avec des miroirs. Soit au foyer de miroirs cylindro-paraboliques, soit sur un récepteur central placé en haut d'une tour.

 

L'idée est de produire 24 heures sur 24, comme la centrale Gemasolar, en Espagne ?

 

C.P. Ce n'est pas indispensable, tout dépend de la structure de la consommation dans la région concernée. En Californie, par exemple, les plus fortes pointes se produisent dans l'après-midi en été, au moment où le photovoltaïque produit le plus, puis en début de soirée. En associant quelques heures de stockage, une centrale CSP pourra vendre son courant plus cher à la pointe du soir, ce qui permet de la rentabiliser plus vite. C'est pour cela que beaucoup d'industriels ont ajouté un dispositif de stockage à leur projet initial. Au Maroc, où la pointe se produit après le coucher du soleil, le CSP est déjà compétitif aux heures de super-pointe du soir : la première tranche de 160 mégawatts de la centrale solaire de Ouarzazate produira à 143 euros le MWh, avec un stockage de trois heures pour fournir la pointe de consommation. C'est un peu moins cher que de brûler du pétrole, et l'écart ira grandissant. Mais les centrales ne sont pas réservées aux régions les plus ensoleillées du globe. En Chine, des entreprises, bénéficiant sans doute d'argent pas cher, ont remporté des appels d'offres pour construire des centrales CSP produisant à 110 euros le MWh. En France, il y a trois ou quatre régions qui pourraient accueillir de telles centrales dans le cadre de l'objectif gouvernemental de 540 mégawatts en 2020 : sur les hauts plateaux du Var, en Cerdagne dans les Pyrénées - là où la France avait construit la centrale Themis de Targassone avant de l'abandonner -, ou encore en Corse. Sur ces sites, le gisement solaire est d'une qualité proche de celui de l'Andalousie. Ce qu'il faut pour le CSP, c'est un bon ensoleillement direct.

 

Quelle technologie thermique à concentration est la plus prometteuse ?

 

C.P. À terme, la technologie à tour sera probablement dominante. Une plus grande concentration de l'énergie lumineuse permet d'atteindre des températures plus élevées en limitant les pertes thermiques, et la chaleur recueillie est transformée en électricité avec un meilleur rendement. Cela réduit la taille du champ solaire nécessaire, principal facteur de coût. L'effet sur le coût du stockage est encore plus saisissant, parce qu'il faut trois fois moins de volume de sels par kWh mis en production différée. Or l'avenir du solaire thermodynamique est dans le stockage, c'est son principal atout face au photovoltaïque. Par ailleurs, la tendance va vers l'utilisation de nombreux petits miroirs plans ; on remplace la robustesse et la complexité de fabrication des grands héliostats* par une consommation accrue de ressources informatiques, mais qui ne coûtent presque rien.

 

Le CSP est parfois utilisé en complément d'installations classiques. Quel est l'intérêt de ces centrales hybrides ?

 

C.P. Cela permet de déplacer la consommation d'énergie fossile, tout en gardant la sécurité de fourniture des combustibles traditionnels, par exemple le charbon. De cette manière, la turbine est partagée. On pense que ces projets hybrides peuvent aller jusqu'à diviser le prix du kWh solaire thermodynamique par deux. Au Maroc, il y a un projet CSP à 22 kilomètres d'un projet de centrale à charbon, il serait plus efficace de les rapprocher ! Cela s'applique aussi au Chili, à l'Afrique du Sud ou à la Chine. On peut le regretter, mais ces pays utiliseront encore du charbon. Autant en profiter pour développer le solaire.

 

Par Propos recueillis par Denis Delbecq

 

 

 

Electricité, nouvelle étape en vue pour la dérégulation du marché

 

 

 

Les Echos du 8 décembre 2014

 

 

 

Valerie Gauthier / HEC - Professeur Associée

 

 

 

Les tarifs réglementés pour les professionnels disparaissent au 1 er janvier 2016.
La France pourrait s’inspirer des retours d’expériences de plusieurs pays étrangers.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Dans un an, le 1^er janvier 2016, l’ouverture du marché de l’électricité pour les professionnels se ­concrétisera par la disparition des tarifs « vert » et « jaune », ces tarifs réglementés proposés par EDF aux consommateurs professionnels (entreprises et collectivités locales). Le marché est aujourd’hui très concentré : EDF affiche 220.000 clients professionnels, soit 430.000 sites qui se répartissent en 100.000 sites au tarif vert et 330.000 sites au tarif jaune.

 

 

 

Cette nouvelle étape de la libéralisation du marché ne se jouera probablement pas en priorité sur les prix. Avec 30 % de taxes, 30 % de coûts d’acheminement et 35 % de fourniture – aujourd’hui essentiellement concentrée dans les mains d’EDF –, la marge de manœuvre sur les prix est faible pour les concurrents. En matière de dérégulation du marché de l’électricité, l’expérience a en outre montré que la diffusion de l’information sur les offres concurrentes est lente à opérer, comme l’a souvent rappelé la ­Commission de régulation de l’énergie. Si l’information est disponible, il faut aller la chercher, par exemple sur le comparateur Internet energie-info.fr, qui présente les différents acteurs, historiques (EDF sur l’électricité et GDF Suez sur le gaz) et nouveaux entrants ( Direct Energie, Lampiris, Alterna ou Proxelia par exemple).

 

 

 

Tous les acteurs se préparent dès aujourd’hui à cette échéance, de GDF Suez aux plus petits acteurs alternatifs, en passant, bien sûr, par EDF. L’électricien tente ainsi de répondre aux besoins de tous ses clients par une offre adaptée, du standard au sur-mesure, avec des prix fixes ou indexés sur l’Arenh, le prix auquel EDF vend déjà une part de son électricité nucléaire à ses concurrents. Le groupe a aussi engagé un programme de formation pour préparer ses commerciaux à convaincre que l’offre EDF serait la meilleure.

 

 

 

Des approches variées de la dérégulation

 

 

 

Mais cette nouvelle étape devrait aussi être l’occasion d’une réflexion plus large sur la dérégulation. L’électricité est un produit vital qui ne peut être stocké. Son coût varie de façon considérable selon les sources de production et le mix énergétique est très différent selon les décisions politiques des différents pays.

 

 

 

Dans d’autres pays, des approches différentes de la dérégulation ont été adoptées. Le plus bel exemple de réussite dans le domaine se trouve au Canada, où l’Etat fédéral se charge de la sécurité de l’approvisionnement, tandis que chaque province gère les politiques de prix en fonction de son mix énergétique. Aux Etats-Unis, les prix ont largement augmenté dans les quatorze Etats qui ont fait le choix de la dérégulation et du marché par rapport aux trente-six autres Etats qui ont privilégié une approche régulée des prix. En Grande-Bretagne, pourtant royaume de la libéralisation du marché de l’électricité, on prévoit un risque majeur de pénurie de production à moyen terme et le gouvernement instaure une nouvelle législation. En France, certains consommateurs industriels jugent d’ailleurs qu’il faudrait une bascule plus progressive pour assurer la qualité de service.