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Les filières industrielles dans les énergies intermittentes

  1. 1.                                               Les  filières  industrielles  dans  les   énergies  intermittentes     &  prospective  de  l’industrie     française  photovoltaïque       Mission  Prospective  Technologique  -­‐  Avril  2011            Auteurs  :  Guillaume  Ebel  et  Yann  Gérard    Master  2  Management  de  la  Technologie  et  de  l’Innovation            
  2. 2. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes  Mission  Prospective  Technologique    Table  des  matières  1.   Introduction ........................................................................................................................4  2.   Etat  de  l’art  des  technologies .............................................................................................5   2.1.   L’électricité  solaire  photovoltaïque .............................................................................5   2.2.   L’électricité  solaire  thermodynamique..................................................................... 14   2.3.   L’électricité  éolienne  :  les  éoliennes  terrestres  et  offshore ..................................... 19   2.4.   Synthèse:  Comparatif  des  trois  technologies ........................................................... 25  3.   Système  socio-­‐économique  :  où  en  est  l’industrie  française  ? ........................................ 26   3.1.   Une  structure  industrielle  française  déséquilibrée  ? ................................................ 26   3.2.   Contexte   français  du   mix   énergétique,   politique   environnementale   et   besoin   des   énergies  intermittentes ...................................................................................................... 28   3.3.   Les  différents  mécanismes  incitatifs  dans  les  énergies  françaises  et  leurs  filières... 31   3.4.   L’industrie  solaire  photovoltaïque ............................................................................ 32   3.5.   L’industrie  Solaire  thermodynamique ...................................................................... 42   3.6.   L’industrie  de  l’Eolien  terrestre  et  offshore.............................................................. 47   3.7.   Synthèse  :  comparatif  des  trois  industries................................................................ 55  4.   Etude  prospective  de  l’industrie  photovoltaïque ............................................................ 56   4.1.   Perspectives  et  tendances  :  quelles  sont  les  prévisions  ? ......................................... 56   4.2.   Les  variables  clés  de  l’industrie  photovoltaïque  française........................................ 59   4.3.   Construction  des  scénarios ....................................................................................... 63   4.4.   Scénario  Nuageux ..................................................................................................... 65   4.5.   Scénario  ensoleillé .................................................................................................... 68  5.   Conclusion  :  Orientation  stratégique............................................................................... 71  6.   Sources  utilisées .............................................................................................................. 74   6.1.   Entretiens  réalisés..................................................................................................... 74   6.2.   Colloques .................................................................................................................. 74   6.3.   Bibliographie............................................................................................................. 74   6.4.   Webographie ............................................................................................................ 75   6.5.   Matrice  MICMAC ...................................................................................................... 78        Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011  Yann  Gérard   2  
  3. 3. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes  Mission  Prospective  Technologique        Remerciements    Nous   tenons   à   chaleureusement   remercier   toutes   les   personnes   rencontrées   pour   cette  étude.  Leurs  remarques  et  conseils  nous  ont  été  d’une  grande  aide.    Monsieur   Paul   Lucchese   de   la   Direction   des   Energies   Nouvelles   du   CEA,   pour   avoir   commandité  cette  étude  et  pour  les  orientations  stratégiques  qu’il  a  proposées.  Monsieur   Yvan   Faucheux,   Directeur   de   Programmes   au   Commissariat   général   de   l’Investissement,   pour   nous   avoir   transmis   ces   informations   riches   sur   la   réalité   industrielle  des  énergies  intermittentes.  Monsieur   Patrice   Geoffron,   Professeur   d’économie   à   l’Université   Paris   Dauphine,   pour   nous   avoir  guidés  dans  une  approche  économique  du  secteur  de  l’énergie.  Monsieur   Arnaud   Chaperon,   Directeur   des   Energies   Nouvelles   chez   Total,   pour   nous   avoir   fait  partager  sa  vision  stratégique  de  l’industrie  et  du  marché  du  photovoltaïque.  Monsieur  Alexis  Gazzo,  Manager  senior  au  service  des  énergies  de  chez  Ernst&Young,  pour   son   expertise   technologique   et   sa   connaissance   du   marché   de   l’énergie   en   particulier  celui  du  solaire  concentré.  Monsieur  Nihal  Ouerfelli,  Maître  de  conférences  à  l’INSTN,  pour  avoir  permis  d’assister  à  la   conférence  du  Syndicat  des  Energies  Renouvelables.  Monsieur   Michel   Dugor,   ancien   maire   adjoint   d’Hennebont   pour   avoir   rendu   possible   l’entretien  avec  Monsieur  Dominique  Ramard.  Monsieur  Dominique  Ramard,  Conseiller  Régional  Bretagne  Ecologie  et  Président  du  groupe   Bretagne   Ecologie   pour   tous   ces   renseignements   sur   l’éolien   et   l’appel   d’offre   Offshore.    Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011  Yann  Gérard   3  
  4. 4. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes  Mission  Prospective  Technologique  1. Introduction     Les   tendances   actuelles   de   consommation   et   d’utilisation   des   énergies   ne   sont  clairement   pas   soutenables   tant   économiquement   qu’écologiquement.   La   photographie  instantanée   du   secteur   de   l’énergie   peut   être   aujourd’hui   double.   D’un   côté   le   pétrole   qui  reste  omniprésent  avec  une  demande  qui  continue  de  grimper  et  cela  malgré  sa  disparition  progressive   certes   mais   tout   à   fait   inéluctable.   De   l’autre,   une   énergie   nucléaire   qui   après  Fukushima  peut  sérieusement  voir  son  hégémonie  contestée.    L’époque   est   donc   à   la   révolution   énergétique   qui   implique   de   redessiner   les   enjeux  industriels   du   secteur.   Aujourd’hui,   dans   le   domaine   des   énergies,   il   n’y   a   pas   un   secteur  technologique  qui  ne  propose  pas  des  solutions  pour  fabriquer  de  l’énergie  plus  propre  ou  moins   chère,   de   la   chimie   à   la   physique   en   allant   vers   les   énergies   marines.   L’offre   est  aujourd’hui  pléthorique,  même  si  leurs  arrivées  sur  le  marché  s’étalent  parfois  sur  plusieurs  décennies.    Mais  au-­‐delà  de  cette  quête  technologique  de  fournir  d’autres  énergies,  il  y  a  des  secteurs  industriels   qu’il   faut   réorienter   ou   construire   afin   que   chaque   pays   puisse   pérenniser   son  industrie   et   donc   ses   emplois.   Le   gouvernement   français   y   est   très   soucieux,   d’autant   plus  que   la   période   électorale   de   2012   se   rapproche.   Quelles   filières   industrielles   faut-­‐il   soutenir,  et  avec  quels  moyens  ?       Cette  étude  commandée  par  le  CEA  par  l’intermédiaire  de  Monsieur  Paul  Lucchese  du  Programme  des  Nouvelles  Energies  s’attachera  à  donner  une  vision  prospective  avec  comme  horizon  2020.  Elle  se  limitera  aux  secteurs  du  photovoltaïque,  du  solaire  à  concentration  et  à  l’éolien  Onshore  et  Offshore.  Un  état  de  l’art  très  complet,  documenté  et  illustré  de  ces  trois  domaines  sera  dans  un  premier  temps  réalisé.  Il  permettra  de  comprendre  où  en  est  chaque  technologie  sur  l’échelle  des  roadmaps  technologiques.  Cet  état  de  l’art  mettra  en  relief  le  degré   de   maturité   de   ces   technologies.   Puis,   de   façon   plus   spécifique,   une   étude   socio-­‐économique   centrée   sur   la   France   sera   menée.   Le   contexte   politique,   environnemental   et  industriel  sera  expliqué  pour  chacun  des  trois  secteurs  choisis.  Tous  les  mécanismes  incitatifs  seront   mentionnés   et   détaillés.   Et   à   la   fin   de   chaque   partie,   des   synthèses   comparatives  résumeront  et  apporteront  une  conclusion  qui  illuminera  la  compréhension.     Enfin,   sur   le   secteur   du   photovoltaïque   une   étude   prospective   sera   proposée.   Ce  secteur  a  été  choisi  par  notre  porteur  de  projet  car  il  correspond,  plus  encore  que  les  autres,  aux  interrogations  et  aux  recherches  du  CEA.  L’outil  MICMAC  de  Michel  Godet,  titulaire  de  la  chaire  de  prospective  stratégique  du  CNAM  et  co-­‐directeur  du  Laboratoire  d’Innovation,  de  Prospective  Stratégique  et  d’Organisation  a  été  utilisé  afin  de  faire  ressortir  les  variables  clés  du   système.   Ces   variables   seront   les   pierres   architecturales   de   la   construction   de   deux  scénarios  prospectifs.  Dans  une  vision  pessimiste,  les  manquements  des  différents  acteurs  et  les  mauvais  choix  politiques  ou  technologiques  conduiront  à  l’échec  de  la  construction  d’une  filière   industrielle   française.   Puis,   dans   une   vision   optimiste,   les   acteurs   mettront   en   place  toute   une   stratégie   afin   de   pérenniser   une   filière   française   dans   le   secteur   du  photovoltaïque.    Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011  Yann  Gérard   4  
  5. 5. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes   Mission  Prospective  Technologique   2. Etat  de  l’art  des  technologies     Avant-­‐propos  :     Le  soleil  est  l’étoile  centrale  de  notre  système  solaire.  Autour  de  lui  gravitent  l’ensemble  des   planètes   dont   la   Terre.   Son   âge   est   estimé   à   4,6   milliards   d’années   et   sa   durée   de   vie   à   environ   8   autres   milliards   d’années.   Dire   qu’il   s’agit   d’une   ressource   d’énergie   inépuisable   est  donc  scientifiquement  faux  mais  redimensionné  à  l’échelle  humaine,  on  peut  considérer   que  cela  est  vrai.  C’est  assurément  notre  plus  grande  source  d’énergie.     Son   énergie   peut   être   convertie   en   chaleur   ou   en   électricité.   L’étude   ne   s’intéressera   qu’à   la   production  d’électricité.  Deux  possibilités  existent  alors  pour  transformer  l’énergie  solaire  en   énergie  électrique  :   o Soit  concentrer  les  rayons  solaires  qui  serviront  à  chauffer  un  corps  afin  de  transformer   l’eau  liquide  en  eau  vapeur  qui  actionnera  une  turbine  pour  produire  de  l’électricité.   o Soit  utiliser  l’effet  photoélectrique  de  certains  matériaux  pour  produire  de  l’électricité.     Le   vent   est   une   énergie   d’origine   solaire.   Le   soleil   réchauffe   inégalement   la   surface   terrestre   et   crée   donc   des   zones   ayant   des   températures   différentes.   C’est   ces   différences   de   température  qui  vont  être  à  l’origine  des  déplacements  d’air  et  donc  du  vent.         2.1. L’électricité  solaire  photovoltaïque     Principe  de  fonctionnement  :     L’effet   photoélectrique   a   été   observé   pour   la   première   fois   par   Antoine   Becquerel   en   1839.   Lorsque   les   photons   frappent   certains   matériaux,   ils   délogent   des   électrons   des  atomes  de  ces  matériaux.  Ce  sont  ces  électrons  qui   vont   former   le   courant   électrique.   Cette   découverte   fut   utilisée  pour  la  première  fois  en  1954  pour  produire  de   l’électricité   pour   alimenter   le   réseau   téléphonique  Figure   1  :   Types   de   cellules   PV   –   Source   installé  en  zone  isolée.  Veolia   Les   cellules   photovoltaïques   sont   constituées   de   matériau  semi-­‐conducteur  tel  que  le  silicium.  Les  cellules   sont   assemblées   en   série   en   modules   puis   en   panneaux   recouverts   de   feuilles   de   verre   et   enchâssés   dans   un   pourtour   d’aluminium.   La   production   de   panneaux   photovoltaïque   (PV)   mobilise  donc  quatre  segments  d’activité  différents  :   • la  production  de  silicium   • la  production  de  lingot  /  wafer  /  cellules   • la  production  de  panneaux  ou  modules  et  leur  connectique   • l’installation,  le  système  et  la  maintenance       Les  différentes  technologies  :       Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011   Yann  Gérard   5  
  6. 6. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes   Mission  Prospective  Technologique   Il  existe  plusieurs  types  de  modules  répartis  sur  trois  générations  (Source  INES  -­‐  IAE)     • Les  modules  solaires  monocristallins  (mono  cSi)  :  33%  du  marché   Le  silicium  est  fondu  et  refroidi  doucement.  On  obtient  un  seul  cristal  de  silicium.   ère1     Plus  cher  à  fabriquer,  il  possède  le  meilleur  rendement  au  m2  :    Génération   24%  laboratoire  –  17%  usage  commercial   • Les  modules  solaires  polycristallins  (multi  cSi)  :  53%  du  marché   Le   silicium   est   fondu   et   refroidi   rapidement   ce   qui   le   constitue   de   plusieurs   couches  de  cristaux.  Moins  cher  à  fabriquer,  son  rendement  est  aussi  moins  bon  :   19%  laboratoire  –  15%  usage  commercial     • Les  modules  solaires  amorphes  (a  c  Si)  :  4%  du  marché   Ce   module   est   non   cristallisé   mais   absorbe   beaucoup   plus   de   lumière   qu’un   silicium   cristallisé.   Constitué   d’un   film   d’un   seul   millimètre,   son   rendement   est   deux  fois  moindre  que  le  silicium  cristallin  :   ème 12%  laboratoire  –  8%  usage  commercial,  mais  son  prix  de  revient  est  plus  bas.  2   • Les  modules  solaires  Silicium  en  ruban  (EFG)  :  3%  du  marché  Génération   Cette   technique   permet   de   s’affranchir   des   lingots   en   cristallisant   du   silicium   fondu   sur   un   ruban   souple.   La   consommation   de   silicium   est   divisée   par   deux   et   son  rendement  est  intéressant  :  27%  laboratoire  –  11%  usage  commercial   • Les  modules  solaires  en  couche  mince  à  base  de  tellure  de  cadmium  (Cd  Te)  :  6%   du  marché  ;  ou  de  diséléniure  de  cuivre  et  d’indium  (CIGS)  :  1%  du  marché   Ils  absorbent  très  fortement  la  lumière  et  peuvent  être  déposé  en  couches  minces.   Leurs   rendements   sont   pour   l’instant   faibles,   15%   laboratoire   –   9,5%   usage   commercial,  ils  nécessitent  plus  de  surface  à  rendement  égal.       • Les  modules  solaires  émergents  :  DYE  et  organiques  :  0%  du  marché   Ces   cellules   dites   de   type   Graetzel,   imitent   la   photosynthèse,   en   utilisant   une   teinture   (DYE)   qui   lâche   un   électron,   démarrant   un   courant   électrique.   Les   ème3   rendements  sont  faibles  mais  en  croissance  :    Génération   9%  laboratoire  –  2,5%  usage  commercial   • Les  modules  solaires  hybrides  hétérojonctions  (HIT)  :  0%  du  marché   Grâce   à   ces   modèles   hybrides   composés   de   film   de   silicium   amorphe   recouvrant   un  substrat  de  silicium  cristallin,  on  atteint  les  meilleurs  rendements  jusqu’à  40%   en   laboratoire.   Ils   sont   commercialisés   avec   des   rendements   de   18%.   leur   processus  de  production  reste  très  complexe  (1).                                                                                                                   1  http://solar.sanyo.com/hit.html       Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011   Yann  Gérard   6  
  7. 7. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes  Mission  Prospective  Technologique     Figure  2  :  Rendement  maximum  en  laboratoire  des  différentes  technologies  photovoltaïques  –  Source  NRELLes  incertitudes:     • Coût  du  silicium  La   purification   du   silicium   utilisé   pour   les   panneaux   monocristallin   est   un   processus   très  énergivore   (150   kWh/kg)   et   donc   cher   (100   $/kg).   Pour   y   parer   les   industriels   (tel   qu’IBM)  recyclent   aujourd’hui   les   déchets   très   purs   de   silicium   issus   des   puces   électroniques,   pour   le  refondre.  Mais  cette  source  ne  couvrent  pas  la  totalité  des  besoins  (55%  -­‐  Source  INES).  Il  y  a  également  un  gâchis  de  l’ordre  de  50%  de  silicium  perdu  lors  de  la  découpe  des  cellules  dans  les   lingots.   Pour   y   faire   face,   des   entreprises   françaises   notamment   ont   développé   des  techniques   de   découpe   très   précises   permettant   de   limiter   les   pertes   de   manière  significative  (Photowatt  -­‐  Emix).   • Approvisionnement  Si   le   silicium   des   wafers   peut   être   fourni   de   manière   quasi   illimitée   car   il   est   abondant  (sable),  ce  sont  les  métaux  rares  tel  que  l’argent  nécessaire  aux  électrodes  des  cellules  qui  risquent  de  poser  des  problèmes  d’approvisionnement  en  cas  de  fabrication  massive  (Feltrin  and  Freundlich,  Houston  University  20082).    Pour  les  couches  minces  CdTe  et  CIGS,  les  quantités  de  tellurium  (Te)  et  d’indium  (In)  sont  limitées  sur  Terre,  ce  qui  pourrait  être  un  facteur  empêchant  leur  développement.     • Toxicité  Le   Cadmium   de   tellurium   rejette   des   particules   toxiques   pour   l’homme.   Ainsi,   leurs  diffusions  dans  les  cellules  couches  minces  portent  donc  à  controverse.      Les  coûts  :  Les  paramètres  économiques  importants  pour  le  photovoltaïque  sont  :   • le  coût  de  fabrication  du  module   • le  total  des  coûts  de  l’installation                                                                                                                2  Material  considerations  for  terawatt  level  deployment  of  photovoltaics  -­‐  Feltrin  and  Freundlich,  2008,  Elsevier  p.  182    Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011  Yann  Gérard   7  
  8. 8. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes  Mission  Prospective  Technologique   • le  prix  de  l’électricité   • les  tarifs  de  rachat     • l’EPBT  (Energy  Pay-­‐Back  Time  -­‐  Voir  plus  bas)    Nous  avons  vu  que  la  production  du  silicium  purifié  est  chère.  Mais  du  fait  de  l’augmentation  de  la  capacité  de  production  des  fournisseurs  dans  le  monde,  le  prix  du  silicium  est  passé  de  plus   de   200   $   le   kilo   en   2008   à   moins   de   100$.   Le   coût   de   fabrication   d’une   cellule   PV  cristallin  compte  pour  60%  du  prix  du  silicium  (Rogol  2008).  Ainsi  il  est  complètement  corrélé  au  cours  du  marché  et  ne  cesse  de  chuter  :  de  près  de  15  $/Wc  en  1982  il  a  baissé  à  4  $  en  2003,  et  oscille  en  2010  entre  2  et  3  $.      Ce   sont   les   nouvelles   techniques   de   couches   minces   (sans   silicium)   qui   révolutionnent   les  coûts   de   production  :   en   2009   le   groupe   américain   First   Solar   (CdTe)   réussi   à   produire   des  modules  à  0,98  $/Wc.    La   croissance   du   marché   des   modules  photovoltaïques   fait   chuter   les   prix.   Ainsi   le  prix   de   vente   moyen   d’un   module   est   passé  de   6€/Wc   en   moyenne   en   2000   pour   moins  de   3€/Wc   aujourd’hui   (Source  :  solarbuzz.com),   soit   une   division   d’un   facteur  2   en   10   ans.   Pour   certaines   grosses  commandes,   le   prix   est   tombé   sous   les  1,5€/Wc.   Figure   3  :   Courbe   d’expérience   du   photovoltaïque   de   1979   à     2005  -­‐  Source  NREL  La   courbe   d’expérience   du   photovoltaïque  représente  la  réduction  de  coût  pour  un  doublement  de  la  production  cumulée.  De  1979  à  2005  le  taux  dexpérience  est  quasiment  fixe  à  20%.    Il   faut   savoir   que   le   coût   des   modules   photovoltaïques   ne   représente   que   50%   dans   la  répartition  des  coûts  pour  une  installation  connectée  au  réseau.  Le  reste  se  décompose  en  :   • 15%  pour  londuleur,     • 15%  pour  le  matériel  électrique   • 10%  pour  le  support  des  modules  PV   • 10%  en  frais  dinstallation  (Source  INES)    Aujourd’hui  plusieurs  sources  s’accordent  pour  un  coût  total  d’installation  variant  entre  3,5  €  et  5  €/Wc  (2009  –pvresources.com),  dépendant  de  la  technologie  utilisée.  La  part  des  frais  d’installation,  de  préparation  du  site  ou  du  bâti,  peut  être  beaucoup  plus  élevée.  On  estime  aussi   les   coûts   opérationnels   et   de   maintenance   à   généralement   1   %   du   total   de  l’investissement.  Selon  les  pays,  on  peut  bénéficier  de  mesures  incitatives  telles  que  des  crédits  d’impôts  qui  vont  largement  influer  sur  le  coût  par  kWc.    Le  cas  de  la  France  sera  ainsi  traité  dans  l’analyse  du  système  socio-­‐économique.    Le  prix  de  l’électricité  produite  va  ensuite  directement  dépendre  de  l’ensoleillement  du  lieu  d’installation.   En   France,   sur   un   an,   le   Nord   compte   en   moyenne   800   heures  densoleillement   maximal   pour   1.200   heures   dans   le   Midi   (jusqu’à   2200   heures   dans   le  Sahara).  Donc  un  panneau  de  1  kW  produira  1.200  kWh  par  an  dans  le  Midi  de  la  France.    Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011  Yann  Gérard   8  
  9. 9. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes  Mission  Prospective  Technologique    Le  prix  de  l’électricité  produite  peut  se  résumer  à  la  formule  suivante  :     o I  étant  l’investissement  initial   o Ka  :  facteur  d’actualisation   o Kem  :  taux  de  maintenance  (1%)   o Nh  :  énergie  annuelle  produite    Les  experts  estiment  que  dans  le  meilleur  des  cas,  c’est  à  dire  pour  de  grosses  installations  qui  bénéficient  de  coûts  d’échelle,  le  prix  de  l’électricité  produite  va  de  :   • 0.29  €/kWh  dans  le  nord  de  l’Europe  à     • 0.15  €/kWh  dans  le  sud  en  2010.      Pour  les  particuliers,  le  prix  reste  à  environ  30  cents  par  kWh  en  moyenne  en  France,  soit  3  fois  plus  que  le  prix  dEDF  (en  France  11  centimes  deuros  par  kWh).    Un   peu   partout   dans   le   monde,   cest   le   même   surcoût   de   2   à   5   fois   lélectricité   classique.  (Source  EPIEA  –  Greenunivers.com)    Selon   la   courbe   d’apprentissage   et   les   spécialistes,   la   parité   réseau,   c’est   à   dire   un   prix   de  production   équivalent   à   celui   de   l’électricité   classique   (entre   10   et   20   cents/kWh   selon   les  pays),   sera   atteint   en   2020,   lorsque   les   coûts   de   production   du   module   seront   inférieurs   à  1$.    Empreinte  environnementale  :    EPBT  :   Energy   Pay-­‐back   Time.   Combien   de   temps   un   panneau   photovoltaïque   doit-­‐il  fonctionner   avant   que   l’énergie   produite   soit   égale   à   la  quantité  dénergie  utilisée  pour  sa  fabrication?    Daprès   l’EPIA3,   cela   dépend   de   plusieurs   facteurs  (exposition,  pays,  etc.)  mais  globalement  :   • Il   faut   de   2   à   4   ans   pour   un   système   PV   poly   cristallin.     • Il  faut  moins  de  15  à  18  mois  pour  un  système  PV   amorphe.   Figure   4  :   énergie   grise   incorporée   dans   les     systèmes  photovoltaïques  -­‐  NREL  2007    Avec  une  durée  de  vie  de  30  ans,  on  peut  dire  quun  système  photovoltaïque  va  produire  de  lélectricité  sans  aucune  pollution  pendant  près  de  90%  de  sa  vie.    Par  rapport  au  bilan  carbone  d’un  panneau  photovoltaïque,  l’ADEME  donne  en  janvier  2007  la  valeur  de  55  gCO2  /  kWh  photovoltaïque  sCi,  prenant  en  compte  un  cycle  de  vie  de  20  ans.  Lémission   de   CO2   par   kWh   représenterait   selon   le   type   considéré   de   7   à   37   %   des   émissions  par   kWh   produit   par   une   centrale   thermique   classique   mais   pratiquement   10   fois   plus  qu’une  centrale  nucléaire  à  6g  CO2/kWh.      Production  industrielle  et  brevets  :  qui  contrôle  la  technologie  ?                                                                                                              3  EPIA  Compared  assessment  of  selected  environmental  indicators  of  photovoltaic  electricity  in  OECD  cities.  -­‐2008    Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011  Yann  Gérard   9  
  10. 10. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes  Mission  Prospective  Technologique  Ce   classement   évolue   extrêmement   rapidement.   Tiré   par   la   demande,   le   marché   du  photovoltaïque   augmente   en   moyenne   de   46%   par   an   en   capacité   de   production   (Source  BCG).  Suntech  est  passé  en  2010  à  plus  de  1GW  de  capacité  de  production,  suivi  par  Sharp  et  Q-­‐Cells  qui  annoncent  les  mêmes  ambitions.       Classement  2009  en  capacité  de  production  :   1. 1100.0  MW  First  Solar  (USA)   2. 704.0  MW  Suntech  Power  (Chine)   3. 595.0  MW  Sharp  (Japon)   4. 586.0  MW  Q-­‐Cells  (Allemagne)   5. 525.3  MW  Yingli  Green  Energy  (Chine)   6. 520.0  MW  J  A  Solar  (Chine)   7. 400.0  MW  Kyocera  (Japon)   8. 399.0  MW  Trina  Solar  (Chine)   9. 397.0  MW  SunPower  (USA/Philippines)   10. 368.0  MW  Gintech  (Taïwan)   (Source  Photon  International  2009)    Les  quatre  pays  «  champions  »  du  photovoltaïque  sont  les  USA,  le  Japon,  l’Allemagne  et  la  Chine.  Les  3  premiers  sont  les  pays  producteurs  historiques  qui  tirent  l’innovation.     • Le   Japon   avec   Sharp,   Kyocera,   Sanyo,   Mitsubishi   a   longtemps   cumulé   plus   de   50%   du   marché   mondial.   Sanyo   se   concentre   aujourd’hui   sur   les   cellules   HIT   de   dernière   génération,  avec  les  plus  hauts  rendements  du  marché.     • Les   USA   sont   aussi   positionnés   sur   les   dernières   technologies   de   couches   minces   telles  que  First  Solar  en  CdTe  et  Nanosolar  en  CIGS.     • La   Chine,   grâce   à   une   capacité   d’investissement   extraordinaire   a   rapidement   su   capter   le   marché   du   silicium   solaire,   la   majeure   partie   en   tant   qu’assemblier,   mais   produisant  également  des  cellules  grâces  aux  nombreuses  synergies  possible  avec  le   silicium  électronique.  Elle  domine  aujourd’hui  la  production  mondiale  avec  27%  des   30  GW  de  capacité  mondiale.    D’une  manière  générale,  et  dans  le  monde  entier,  de  nombreuses  sociétés  notamment  des  ETI   allemandes,   japonaises   et   chinoises   se   lancent   dans   la   fabrication   de   modules,   ou  assurent  la  simple  encapsulation  des  cellules,  profitant  du  dynamisme  du  marché.      Les  pétroliers  aussi  tels  BP,  Total  et  Shell  ont  rapidement  investis  dans  le  photovoltaïque  par  le  biais  de  fusions  et  acquisitions  (Solarex  pour  BP  Solar,  Siemens  pour  Shell).  Total  a  été  un  pionnier   avec   Solems   (Sia)   et   avec   Total   Energie   Nouvelles,   possédant   une   usine   de  production   avec   Electrabel   en   Belgique   et   investissant   dans   de   nombreuses   start-­‐up.   Les  grands   verriers   sont   également   actifs  :   Schott   et   St.   Gobain   Solar   Glass   avec   la   fabrication   de  modules  intégrés  au  toit.    En  terme  de  propriété  industrielle,  le  Japon  est  de  loin  dominateur  en  nombre  de  brevets  sur  le  photovoltaïque,  suivi  par  les  USA,  l’Allemagne,  la  Corée  et  la  France  en  cinquième  position  (Rapport  EPO  2009).  Depuis  2006,  la  Corée  possède  une  stratégie  très  agressive  de  dépôt  de  brevets  sur  les  dernières  générations  de  cellules  multi  jonctions.  De  ce  classement  on  peut  voir   la   Chine   en   tant   que   grande   absente,   elle   possède   cependant   des   brevets   dans   les  procédés  mais  pratiquement  aucun  dans  les  matériaux.  Certains  grands  fabricants  tels  que    Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011  Yann  Gérard   10  
  11. 11. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes  Mission  Prospective  Technologique  First   Solar   ont   fait   le   choix   de   miser   sur   le   secret   professionnel,   il   possède   néanmoins   de  nombreuses  licences  de  l’institut  américain  NREL.    Technologies  de  rupture  /  à  venir  :  La  recherche  est  très  active  dans  le  domaine  du  solaire  photovoltaïque.  Tout  d’abord,  de  par  les   coûts   engendrés   par   le   silicium   qui   condamnent   ce   matériau   pourtant   fiable   et  performant,  des  opportunités  majeures  de  R&D  se  situent  dans  les  technologies  utilisant  des  matériaux  abondants  et  low  cost  (Wadia  et  al.,  2009,  p.  2076),  tels  que  les  matériaux  FeS2,  CuO,  Cu2S,  and  Zn3P2.  Il  existe  de  nombreuses  pistes  dans  les  couches  minces  qui  n’utilisent  que  peu  de  substrats.  Par  exemple,  lentreprise  américaine  Nanosolar  a  développé  un  processus  de  production  qui  imprime  sur  un  film  des  nanoparticules  CIGS  permettant  de  réduire  les  coûts  à  0,35  $/W.    La  R&D  dans  la  troisième  génération  de  cellules  PV  ou  hétérojonctions  porte  aujourd’hui  sur  de   nouvelles   structures   à   l’échelle   nanométrique.   En   effet,   les   limitations   théoriques   des  cellules   de   première   et   deuxième   générations   nécessitent   de   développer   de   nouveaux  concepts  utilisant  les  nanomatériaux  pour  optimiser  l’absorption  du  spectre  solaire  et  pour  bénéficier   des   propriétés   quantiques   liées   aux   effets   de   tailles   nanométriques.   Les  scientifiques   injectent   ainsi   des   nanocristaux,   d’autres   nanoparticules,   ou   encore   utilisent  des   nanofils   pour   constituer   un   empilement   optimum   de   structures   semi-­‐conductrices  permettant  théoriquement  de  dépasser  la  limite  des  30%  de  rendement.    Cependant,  il  existe  aussi  des  innovations  au  niveau  dautres  éléments  qui  peuvent  réduire  le  coût   global   ou   améliorer   les   fonctionnalités   :   amélioration   des   onduleurs,   des   héliostats  (trackers   solaires),   mécanismes   anti-­‐poussières   automatiques,   traitement   de   surface   des  vitres  des  panneaux  solaires  laissant  mieux  passer  lénergie  solaire.    C’est  aussi  le  cas  de  la  technologie  solaire  photovoltaïque  à  concentration  (CPV).  Utilisant  un   concentrateur,   ou   lentille   de   Fresnel,   elle   concentre   la   lumière   du   soleil   jusqu’à   1600   fois  sur  la  cellule  (Société  Sunrgi).  Ce  qui  permet  d’utiliser  une  surface  de  cellule  beaucoup  plus  petite,   et   ainsi   utiliser   des   cellules   à   rendement   très   supérieur,   avec   des   valeurs   oscillant  typiquement  entre  30  et  40  %  (et  qui,  à  moyen  terme,  dépasseront  les  50  %).  Un  tel  panneau  ne   fonctionne   correctement   quavec   un   dispositif   de   "tracking"   (héliostat),   pour   rester   en  permanence   perpendiculaire   aux   rayons   du   soleil.   Favorable   au   rendement   (30%   cellule  GaAs   usage   commercial   -­‐   40%   en   laboratoire),   ce   type   de   dispositif   a   linconvénient  daccroître  la  complexité  et  la  maintenance,  et  reste  encore  peu  développé.  C’est  cependant  la  technologie  la  plus  probable  pour  atteindre  rapidement  la  parité  réseau.      Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011  Yann  Gérard   11  
  12. 12. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes  Mission  Prospective  Technologique  Un  autre  type  d’innovation  par  les  usages  :  l’intégré  au  bâti  C’est  un  métier  nouveau  pour  les  grands  constructeurs  et   les   professionnels   du   bâtiment  :   développer   les  toitures   et   les   façades   photovoltaïques   de   demain.  L’innovation   n’est   pas   sur   la   technologie   proprement  dite   mais   sur   son   intégration   et   son   design.   Il   n’en  réside   pas   moins   de   sérieuses   contraintes  :   poids   des  systèmes,   facilité   de   maintenance,   risque   incendiaire,  et   durée   de   vie   qui   doit   être   cohérente   avec   celle   des  bâtiments.   De   nombreux   industriels   ont   déjà   mis   en  place   des   solutions   tels   que   Saint   Gobain   avec   des  tuiles   solaires,   ou   des   assembleurs   tes   que   Tenesol  fournissent   des   panneaux   assurant   une   parfaite  étanchéité  et  isolation  faisant  office  de  toit.Le   développement   de   ces   dispositifs   photovoltaïques  intégrés   comme   composants   de   construction   dans   le  bâtiment  nécessite  une  coopération  plus  poussée  entre  architectes  et  ingénieurs  lors  des  phases  de  conception  et   une   coordination   entre   corps   de   métiers   (par   Figure  5  :  Exemples  de  toiture  et  de  verrière  exemple  électriciens,  couvreurs,  façadiers)  pour  assurer   photovoltaïque  une  bonne  installation.  Il  y  aura  une  rupture  quand  les  systèmes   seront   intégrés   dès   la   conception   dans   l’enveloppe   du   bâtiment,   ce   qui   suppose  des  développements  technologiques  tels  que  des  tramages.  Mais  cela  nécessite  entre  autre  des   évolutions   de   standards   (raccordement   réseau,   performance,   durée   de   vie)   au   niveau  national   et   mondial,   qui   est   un   point   crucial   trop   souvent   ignoré   car   celui   qui   maîtrise   la  norme  maîtrise  le  marché.  Il  faut  également  prendre  en  compte  le  montage,  le  démontage  et  la  réparation  dans  la  conception,  d’où  l’intérêt  de  favoriser  la  modularité  des  systèmes.      Au  final  les  pratiques  constructives  pourraient  changer  profondément  avec  une  intégration  de  la  technologie  PV  beaucoup  plus  grande  dans  diverses  fonctions  du  bâtiment:     • Chauffage  d’air  ou  d’eau  chaude,  grâce  à  la  chaleur  générée  par  les  modules  (partie   du   spectre   solaire   non   transformée   en   électricité)   et   qui   peut   être   récupérée   et   valorisée   • Eclairage   grâce   à   la   semi   transparence   par   des   panneaux   ou   des   vitres   photovoltaïques     • Ventilation  :   production   locale   d’électricité   et   consommation   coordonnées   par   exemple  pour  répondre  aux  usages  de  rafraîchissement  l’été   • Stockage  :   l’avènement   de   la   voiture   électrique   va   également   justifier   la   pose   de   panneaux  photovoltaïque    L’intégré  au  bâti  offre  donc  beaucoup  de  synergies  pour  les  industriels.  Exemple  des  verriers  avec  Schott  l’allemand,  ou  toujours  avec  Saint-­‐Gobain,  qui  a  décidé  récemment  de  mêler  des  cellules   photovoltaïques   à   du   verre   électro-­‐chrome.   Ce   verre   adapte   sa   transmission  lumineuse  et  calorifique  -­‐  et  donc  sa  teinte  -­‐  à  lensoleillement  et  à  la  température  ambiante  du  bâtiment,  tout  en  permettant  la  vision  vers  lextérieur.  Il  réduit  donc  considérablement  la  quantité  dénergie  consommée  pour  la  climatisation,  le  chauffage  et  léclairage  Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011  Yann  Gérard   12  
  13. 13. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes  Mission  Prospective  Technologique  Conclusion  :  Il   apparaît   qu’aucune   des   trois   générations   de   technologies   photovoltaïques   ne   peut   être  considérées   comme   totalement   mature,   dans   la   mesure   où   à   la   fois   le   produit   et   son  processus  de  production  peuvent  être  améliorés.    De   plus,   il   n’est   pas   certain   que   l’une   des   technologies   ait   vocation   à   évincer   toutes   les  autres.  En  effet,  chacune  offre  un  couple  rendement/coût  qui  pourrait  répondre  à  un  besoin  spécifique   du   marché.   Actuellement,   le   surcoût   de   la   filière   photovoltaïque   est   flagrant,  notamment   à   cause   des   coûts   du   silicium   et   de   rendements   qui   restent   faibles.   Les   pays  doivent  compenser  :   • Par  des  politiques  avantageuses  envers  les  investissements   • Par  un  tarif  de  rachat  de  l’électricité  produite    Subventionner   permet   en   théorie   daugmenter   les   quantités   produites   jusquà   atteindre   la  rentabilité.    Trois  facteurs  sont  indispensables  pour  réduire  son  prix  :     • Augmenter  les  volumes  de  production     • Améliorer  les  rendements   • Baisser  la  quantité  de  silicium  consommée.    La   compétition   se   joue   plutôt   sur   la   prochaine   génération   de   cellules   photovoltaïques,  couches  minces  et  hétéro  jonctions,  fortement  tirés  par  les  Etats-­‐Unis  (NREL),  le  Japon  et  la  Corée.  Les  experts  attendaient  la  "parité  réseau"  en  Allemagne  pour  2015  voire  2020  au  plus  tard.   Mais   le   succès   des   américains   servant   de   jalon  de   référence   au   marché,   grâce   aux  derniers  progrès  réalisés,  indique  que  la  parité  réseau  semble  se  rapprocher  dans  le  temps.  Les   modules   de   First   Solar   pourraient   déjà   produire   de   lélectricité   pour   un   équivalent   de  0,20  à  0,25  euros  par  kilowattheure.    Or   le   prix   actuel   de   lélectricité   en   Allemagne   tourne   actuellement   autour   de   0,20  euros/kWh.      Cependant   le   photovoltaïque,   de   par   sa   capacité   à   être   installé   au   plus   proche   des  habitations  et  des  bâtiments,  permet  de  concevoir  des  systèmes  intégrés  aux  bâtis  à  haute  valeur   ajoutée.   Ainsi,   les   perspectives   de   bâtiments   à   énergie   positive   et   de   nouvelles  technologies  à  plus  haut  rendement  et  de  plus  grande  fiabilité  devraient  lui  assurer  un  fort  développement  à  venir.        Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011  Yann  Gérard   13  
  14. 14. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes  Mission  Prospective  Technologique   2.2. L’électricité  solaire   thermodynamique       Principe  de  fonctionnement  :     La  plupart  des  grandes  centrales  fonctionnent  sur   ce   même   principe,   la   chaleur   du   soleil   est   transformée   en   énergie   mécanique   qui   est   transformée   en   énergie   électrique.   Plus   précisément,   les   rayons   solaires   sont   concentrés   et   servent   à   chauffer   un   liquide   (eau   ou   gaz)   à   haute   température.   La   vapeur   générée   fait   Figure  6  :  La  centrale  solaire  Thémis  à  Taragosse   tourner  un  générateur  électrique.     Le   mouvement   rotatif   génère   un   courant  électrique  selon  le  modèle  d’une  dynamo.    Les  différentes  technologies  :    Il   existe   quatre   types   de   centrales   solaires   qui   se   distinguent   par   la   manière   dont   on   focalise  les  rayons  solaires.   L’énergie   solaire   étant   peu   dense,   il   est   nécessaire   de   la   concentrer.   L’énergie   thermique   sert   à   chauffer   un   fluide   caloporteur  qui  peut  être  :  des  huiles,  du   sel  fondu,  des  gaz  ou  de  l’eau  liquide.  On   estime  le  rendement  d’une  centrale  CSP   autour  de  20%.         Figure  7  :  Les  différents  types  de  concentration  –  Source  IAE     • Les  centrales  à  collecteurs  cylindro-­‐paraboliques  :  93  %  du  marché  en  2008  (SER)  Des   rangées   parallèles   de   miroirs   cylindro-­‐paraboliques   tournent   autour   d’un   axe  horizontale   suivent   la   course   du   soleil.   Les   rayons   sont   concentrés   sur   un   tube   récepteur  horizontal  dans  lequel  circule  un  fluide  caloporteur.  Ce  fluide  sert  à  chauffer  de  l’eau  qui  se  transforme  en  vapeur  et  actionne  une  turbine.   • Les  centrales  solaires  à  miroirs  de  Fresnel  :  1%  du  marché  (SER)  Même   principe   que   pour   les   miroirs   cylindro-­‐paraboliques.   Les   miroirs   sont   simplement  plans  afin  de  réduire  les  coûts  de  fabrication.   • Les  centrales  à  tours  :  4,7%  du  marché  en  2008  (SER)  Des  miroirs  concentrent  les  rayons  solaires  vers  une  chaudière  placée  en  haut  d’une  tour.  Le  facteur   de   concentration   peut   dépasser   1000,   ce   qui   permet   d’atteindre   des   températures  importantes.    L’eau  chauffée  se  transforme  en  vapeur  qui  actionne  une  turbine  produisant  de  l’électricité.        Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011  Yann  Gérard   14  
  15. 15. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes  Mission  Prospective  Technologique   • Les  centrales  à  capteurs  paraboliques  :  0,2%  du  marché  en  2008  (SER)  Les  capteurs  suivent  le  soleil  et  captent  ses  rayons  afin  de  les  faire  converger  vers  un  point  de   concentration   appelé   foyer.   Un   gaz   est   contenu   dans   le   foyer   qui   monte   en   température.  De   l’eau   est   alors   transformée   en   vapeur   qui   actionne   une   turbine   afin   de   produire  l’électricité.   • Les  centrales  à  tour  à  effet  de  cheminée    Dans   ce   concept   émergent,   les   rayons   ne   sont   pas  concentrés.   L’air   est   chauffé   par   une   surface   de   captage  solaire   formée   d’une   couverture   transparente   et   agissant  comme  une  serre.  L’air  chaud  étant  plus  léger,  il  s’échappe  par   une   grande   cheminée   centrale.   Cette   circulation   d’air  permet   alors   à   des   turbines   situées   à   l’entrée   de   la  cheminée  de  produire  de  l’électricité.  Le  principal  avantage  de   ce   système   est   qu’il   peut   fonctionner   sans   intermittence   en   Figure  8  :  effet  de  cheminée  utilisant   le   rayonnement   du   soleil   le   jour   et   la   chaleur  emmagasinée  dans  le  sol  la  nuit.    Les  incertitudes:     • Acceptabilité  et  emprise  au  sol  Bien   qu’associé   à   l’image   «   verte   »   du   solaire,   le   STC   peut   rencontrer   quelques   difficultés  d’acceptabilité.  L’emprise  au  sol  nécessaire  étant  assez  conséquente,  cela  l’exclut  donc  des  zones  urbanisées  (avec  PLU  en  France)  mais  aussi  des  zones  agricoles.     • Ensoleillement  minimum  Cette   technologie   ne   peut   que   fonctionner   avec  un  ciel  sans  nuage,  où  le  rayonnement  solaire  est  direct.   L’ensoleillement   direct   doit   être   ainsi  supérieur   à   2000   KWh/m2/an.   Ainsi,   selon   le  dessin   ci-­‐contre,   seules   les   régions   colorées  peuvent  être  favorables  à  ce  type  d’énergie.    De   plus,   il   faut   savoir   que   ce   type   de   centrale   fonctionne   Figure  9  :  Zones  favorables  au  STC  dans  un  environnement  sec,  l’humidité  de  l’air  est  un  frein  au  rendement.   • Transport  de  l’énergie  De   fait,   ce   type   de   centrale   pourrait   être   implanté   majoritairement   loin   des   zones   de  consommation   d’énergie,   ce   qui   implique   le   développement   d’infrastructures   de   transport  de  l’électricité  adéquates.     • Dangerosité  Par   ailleurs,   certaines   des   filières   présentent   des   risques   industriels   spécifiques.   Ainsi,  certains  cycles  utilisent  comme  fluide  caloporteur  des  huiles  qui  présentent  des  dangers  en  cas   d’accident.   Des   systèmes   de   stockage   mettent   en   œuvre   de   grandes   quantités   de  nitrates  (sous  forme  de  sels  fondus),  lesquels  présentent  des  risques  d’explosion.  Ces  limites  sont   toutefois   bien   connues,   et   des   alternatives   existent,   comme   l’utilisation   de   vapeur  d’eau  comme  fluide  caloporteur.   • Matériaux  Dépendance  technologique  sur  certains  composants  critiques,  tels  que  le  tube  récepteur.      Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011  Yann  Gérard   15  
  16. 16. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes  Mission  Prospective  Technologique  Les  coûts  :  Si  nous  prenons  une  centrale  thermodynamique  comme  celle  d’Andasol  (Espagne)  sur  une  tranche   de   50   MW,   le   coût   d’installation   est   établi   à   5.200   €/kW   (5,2€/W).   Le   schéma   ci-­‐dessous  (ACKET,  2010)  compare  cette  centrale  avec  la  centrale  photovoltaïque  d’Amareleja,  qui   dispose   des   même   conditions   d’ensoleillement   et   de   la   même   puissance,   avec   un   coût  d’installation  de  5  150  €/kWc.     Figure  10  :  Comparaison  des  centrales  d’Amareleja  PV  et  Andasol  CST  Le   rapport   coût   d’investissement/production   annuelle   indiqué   dans   le   tableau   (en   €/kWh)  est   clairement   à   l’avantage   du   solaire   thermodynamique   pour   un   coût   d’installation  globalement   équivalent4.   En   supposant   toutefois   un   taux   d’actualisation   de   6   %   et   d’un  amortissement   sur   20   ans   nous   obtenons   pour   la   part   du   seul   investissement   un   coût   de  l’électricité  produite  à  0,14  €/kWh.      Le   coût   actuel   ajusté   de   l’électricité   produite   par   les   centrales   pilotes   à   miroirs   paraboliques  en  Espagne  et  en  Californie  est  d’environ  27  c€/kWh  (Source  Solar  Euro  Med).  Par  différence  cela  nous  donne  un  coût  pour  la  part  d’exploitation  et  de  maintenance  à  13  c€/kWh,  ce  qui  est  relativement  élevé.  En  effet  une  installation  telle  de  50  MW  requiert  30  employés  pour  l’exploitation   de   la   centrale   et   10   pour   la   maintenance   du   champ.   L’IEA   évalue   les   coûts  d’exploitation   entre   13   et   30   $   /MWh5.   Ceci   constitue   un   point   négatif   par   rapport   au   PV  mais  ces  coûts  peuvent  baisser  si  l’installation  est  plus  importante.  En   France   métropolitaine   où   l’ensoleillement   maximal   est   de   1   790   kWh/m²/an   (Corse),   le  coût  de  production  s’élève  à  plus  de  35  c€/kWh  actuellement  (Source  Sia  Conseil),  bien  loin  des   3,4   c€/kWh   d’une   centrale   nucléaire   de   2e   génération.   Le   seuil   de   rentabilité   des  centrales  solaires  à  concentration  se  situe  ainsi  autour  de  2  200  kWh/m²/an.  Pour  les  zones  moins  ensoleillées,  l’attractivité  du  solaire  thermodynamique  dépend  donc  en  majeure  partie  de  la  hauteur  des  aides  publiques.  Les   spécialistes   estiment   qu’à   l’horizon   2020,   le   coût   de   l’électricité   produite   par   les  centrales   thermo   solaires   les   plus   avancées   (cycle   combiné)   atteindra   des   prix   compris   entre  7  à  8  c€/  kWh  (Source  Solar  Euromed).    Empreinte  environnementale  :    L’empreinte  carbone  est  relativement  faible  et  peut  se  comparer  à  l’éolien,  elle  est  évaluée  à  13,7g/   kWh   (Pehnt   2005   IFEU5)   L’amortissement   énergétique   est   également   bon,   évalué  entre   5   et   6   mois   (SIA   Conseil).   D’autre   part,   l’implantation   des   centrales   est   réalisée   dans  des   zones   désertiques   ou   arides,   ce   qui   constitue   une   valorisation   importante   d’espaces  inutilisés.   Cependant,   de   telles   installations   peuvent   nécessiter   un   apport   en   eau   non  négligeable,   près   de   3   à   4   m3   d’eau.   Un   refroidissement   par   air   diminue   largement   les  besoins  en  eau  au  profit  d’un  rendement  plus  faible.                                                                                                              4  Source  Rapport  Claude  Acket  –  AREVA  –  Sauvons  le  climat  –  p14  5  Martin  Pehnt,  2005  -­‐  Dynamic  life  cycle  assessment  (LCA)  of  renewable  energy  technologies  –  IFEU  Heidelberg    Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011  Yann  Gérard   16  
  17. 17. Les  filières  industrielles  dans  les  énergies  intermittentes  Mission  Prospective  Technologique    Industrie,  brevets  :  qui  contrôle  la  technologie  ?  Il   est   important   de   citer   Luz   International   LTD,   société   israélienne,   qui   fût   la   première  entreprise  fabriquant  des  centrales  thermodynamiques  à  un  niveau  industriel  en  1979.  Elle  est   à   l’origine   de   plusieurs   modèles   expérimentaux   en   Californie  et   dans   le   monde,   des  modèles  à  tour  auquel  elle  donna  son  nom  :  modèle  Luz.      Malgré  des  débuts  prometteurs  pour  la  France  avec  la  centrale  expérimentale  Thémis  et  le  four   Odeillon   créés   dans   les   années   1980   mais   abandonnés   peu   après   (voir   dans   la   partie  socio-­‐éco),  les  Espagnols  et  les  Allemands  ont  beaucoup  plus  investi  sur  cette  technologie  et  possèdent  aujourdhui  des  entreprises  de  pointe.      L’Espagne   est   alimentée   par   un   marché   domestique   extrêmement   dynamique   (car   fort  ensoleillement).   Par   exemple   Abengoa   a   décroché   un   contrat   de   13   centrales   de   50MW.  Mais  il  exporte  aussi  avec  plus  de  250  MW  prévu  en  Arizona.  Acciona  ou  Iberdrola  sont  aussi  deux  fleurons  de  l’industrie  espagnole.    Pour  lAllemagne,  cest  clairement  un  marché  dexport.  Schott  est  un  verrier  allemand  qui  a  su   capter   ce   marché,   il   a   notamment   fourni   les   collecteurs   pour   les   centrales   thermiques  solaires  en  Californie  de  Kramer  Junction  d’une  puissance  totale  de  354  MW.  Depuis  2006,  Solar  Millennium  (Allemagne)  sest  lancé  dans  la  construction  de  grandes  centrales  solaires  en   Espagne   tel   qu’Andasol   (150MW)   et   prépare   des   projets   importants   (plus   de   2GW   en  construction   aux   Etats   Unis)   ailleurs   dans   le   monde.   Solel,   une   entreprise   israélienne   qui   a  développé   Kramer   Junction   avec   Schott   aux   Etats   Unis,   a   récemment   été   rachetée   par  Siemens  et  prépare  une  usine  de  533MW  en  Californie.    Les  américains  ne  sont  pas  en  reste  avec  Brightsource  Energy,   qui  détienne  le  modèle  à  tour  LPT  550  de  Luz.  Int.  LTD  et  possède  2,6  GW  d’installations  sous  contrats.  Esolar  a  notamment  aussi   beaucoup   fait   parler   d’elle   avec   une   nouvelle   technologie   de   petits   miroirs   pour   ses  héliostats,  moins  chers  à  fabriquer  et  contrôlés  par  un  nombre  limité  de  moteurs.  La  jeune  compagnie  a  décroché  2GW  d’installations  en  Chine,  1GW  en  Inde  et  500MW  en  Californie.      La   France,   plus   en   retrait,   a   tout   de   même   des   industriels   présents   sur   différents  composants,  mais  elle  n’a  pas  de  champions  à  l’origine  de  grosses  installations  récentes.    Au  niveau  des  brevets,  c’est  encore  une  fois  l’Allemagne  qui  est  leader,  suivie  par  les  Etats-­‐Unis  et  le  Japon,  la  France  en  quatrième  position  et  l’Italie  (Source  EPO  2010).    Recherche   et   développement   et   technologies   de  rupture  /  à  venir  :  Si   les   technologies   utilisées   dans   le   solaire  thermodynamique   semblent   matures,   il   reste   de  nombreuses   innovations   incrémentales   qui  permettront   de   baisser   les   coûts.   Historiquement,  le   STC   a   fait   l’objet   de   plusieurs   programmes   de  R&D  durant  les  années  80,  avant  de  tomber  plus  ou  moins   en   désuétude   après   le   contrechoc   Figure  11:  ensoleillement  et  production  délectricité  -­‐  pétrolier  de  1986.     Source  solar  Euromed    Guillaume  Ebel                                                                              Master  MTI  2011  Yann  Gérard   17  

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