Afin de relancer le photovoltaïque de petite taille qui semble bien adapté aux projets locaux dans les territoires, la Ministre de l’écologie et de l’énergie, Ségolène Royal a annoncé trois évolutions du tarif de rachat de l’électricité produite sur les toitures de moins de 1000 m2 (tarif dit « T4 »).
Tout d’abord, une réévaluation du tarif à 13,95 c€/kWh pour les installations de 0 à 36 kW et à 13,25 c€/kWh pour les installations de 36 à 100 kW, dès le second trimestre 2015. Cela correspond aux tarifs qui étaient en vigueur au 1er juillet 2014, alors que la baisse moyenne des tarifs est habituellement de l’ordre de 10 % par an.
Ensuite, un gel de ce tarif pour toute l’année 2015, tant que les objectifs de 50 MW par trimestre ne sont pas atteints.
Et enfin, à partir de 2016, un ralentissement de la baisse tendancielle du tarif : -3 % au lieu de -10 % actuellement.
Ségolène Royal confirme par ailleurs le lancement de l’appel d’offres photovoltaïque avec stockage dans les Outre-mer le 8 mai prochain. Celui-ci concernera les installations solaires d’une puissance supérieure à 100 kW avec stockage. Il contribue à l’objectif fixé par les pouvoirs publics d’atteindre 50 % d’énergies renouvelables à l’horizon 2020 dans les territoires ultra-marins et doit permettre de relancer une filière aujourd’hui quasiment à l’arrêt dans ces territoires.
Les professionnels du secteur représentés par le SER-SOLER se sont dits satisfaits de ces mesures concrètes, qu’ils appelaient de leurs vœux depuis de nombreux mois, et qui vont permettre de relancer le développement de nouveaux projets sur ces segments de marché.
"Nous attendons désormais avec impatience la concrétisation d’autres mesures annoncées, comme celles concernant les installations en autoconsommation dans les secteurs industriels, tertiaires et agricoles", a rappelé Jean-Louis BAL. Quant à Arnaud Mine, Président de SER-SOLER, ce dernier attire l’attention sur "la nécessité du lancement, avant l’automne, d’un appel d’offres pour les installations de grande puissance s’inscrivant dans une programmation pluriannuelle d’appels d’offres de grande ampleur, qui permettront aux professionnels français de prendre part au formidable déploiement de cette forme d’énergie dans le monde".
** Tarif dit « T4 » : petit tertiaire, industriel et agricole.
* SER-SOLER rassemble près de 200 acteurs du photovoltaïque répartis sur l’ensemble de la chaîne de valeur de la filière : centres de recherche et d’innovation, industriels (modules, cellules, matériel électrique et électronique, structures), développeurs et installateurs, bureaux d’études, professions support (avocat, assurances, banques et investisseurs, conseil…). SER-SOLER représente plus de 75 % des capacités françaises de production de modules et/ou de cellules photovoltaïques.
La superposition de modules sur une toiture en tuile me choque: – ce n’est pas de l’intégré – l’esthétique (intégré ou pas) est abominable / c’est mon goût personnel La gamme allant jusqu’à 36 kWc, il faut couvrir entièrement un pan de toit, et pas partiellement. C’est plus esthétique et plus pratique ! Plus d’interface avec des tuiles ! Enfin, la couleur. Le “bleu-noir” du photovoltaïque peut bien s’assembler avec la couleur noire des ardoises du Nord de la France, mais tranche franchement avec la couleur tuile de provence. Encourager les cellules de couleur, même si le rendement est moindre ? De même pour les centrales au sol, il existe des cellules “camouflage” pour les rendre plus discrètes. Quant aux tarifs, quand une proposition avec stockage d’énergie en Métropole ??
c’est bien le T5 qui aurait du être valorisé, en différenciant les petites installations en surtoiture des grandes centrales au sol. c’est l’intallation la plus sûre et la plus productive. Arretons de mettre un tel differentiel entre l’intégré toiture et la surtoiture
¤ Dans le même temps, semble-t-il, le tarif d’achat pour l’intégré au bâti (IAB) est limité à une puissance de 3 kWc au lieu de 9 kWc. Ce qui est une bonne chose car ce tarif d’achat aberrant, n’existant qu’en France, est deux fois plus cher que l’intégré simplifié au bâti (ISB). C’est ce tarif IAB coûteux qui fait du tort au photovoltaïque et a conduit à de nombreuses escroqueries d’entreprises financières. Ce qui manque par ailleurs, c’est d’annuler la baisse de 20% du tarif T5 qui a eu lieu à l’automne 2012. Baisse qui avait pour objet d’empêcher la réalisation de centrales solaires dans ce cadre, alors que de nombreux projets étaient en cours d’instruction. Et les surfaces ne manquent pas pour cela : grandes toitures industrielles et commerciales, parkings, friches, terres incultes. Mais voila, en augmentant de 20% le tarif T5 actuel pour le faire passer de 6,62 c€ à 7,94 c€/kWh, cela entraînerait de nombreuses installations. Ensuite, en continuant la tendance actuelle à la baisse, on arriverait à un coût de production très proche du coût de production du nucléaire ancien en 2018. Ce qui est inadmissible en haut lieu.
Moi en tant que particulier à forte tendance pro-nucléaire, je serais tout à fait en valeur de ce solaire à un coût proche de l’ARENH pour lequel les subventions nécessaires serait peu significative. Beaucoup plus que des solution indiquées dans l’article qui reflète que la baisse des coûts est finalement sensiblement moins rapide qu’annoncée. A 13,25 c€ baissant de 3% par an, il va falloir du temps avant de concurrencer même le tarif d’un EPR. Y compris quand on oublie dans un premier temps que le solaire produit en opposition de phase avec la demande annuelle.
¤ La tendance à la baisse des prix des cellules et panneaux photovoltaïques, pour ce qui ne vient pas de la zone euro, est entravée par la baisse de la monnaie euro par rapport au dollar (entre autres monnaies). Par ailleurs, le fait d’avoir rendu les PME du solaire exangues (du moins celles qui sont honnêtes), augmente le rapport entre leurs coûts fixes (de structure) et les coûts liés aux installations elles-mêmes. Ce qui fait que les coûts globaux ne peuvent baisser que si la puissance installée ne diminue pas de façon drastique comme cela a été le cas après 2010.
On pourrait peut-être créer un supplément aux tarifs d’achat PV, payé via la CSPE, qu’on appelerait par exemple ” Aide à l’importation de panneaux PV”. Qu’en pensez-vous?
Je ne suis que partiellement d’accord avec votre dernière phrase: c’est vrai s’il y avait beaucoup de solaire PV, mais franchement, pour le moment, vu le peu installé chez nous, la production en pointe dans la journée se marrie assez bien avec la variation de conso journalière. A moins qu’on fasse de l’achat massif en journée pour déléster des pays voisins qui en auraient trop installé, sinon, je pense qu’on peut encore en ajouter un paquet. Toutefois, cet ajout devrait être réalisé à trés bas cout. Pour moi, c’est parfaitement possible aujourdhui, notamment par des contrats de type “autoconso” avec un rachat du surplus à 66% du tarif de vente HT. Ca corresponds à peu prés à l’ARENH et je pense est un trarif correct pour tout le monde (Producteurs clients et compagnies électriques). En contre partie, les freins administratifs devraient être déssérés, pour enlever les surcouts artificiels.
Concernant les prix d’achat et des références à l’ARENH ou autres, je pense qu’il faut voir un peu plus loin. D’abord, nous sommes me semble-t-il d’accord pour l’autoconsommation obligatoire et donc la vente de surplus uniquement ( soit la totalité pour les installations “stand-alone”). Après, rien n’empêche des PPA ( contrats de ventes) négociés de gré à gré, par exemple à un vendeur d’électricité “verte” type Enercoop. Mais pour le reste, le vrai prix d’achat représentatif aujourd’hui pour une électricité peu prévisible, c’est le prix de marché day ahead. Ca peut être très bas ( et plus il y aura de PV plus ce sera bas au moment ou il produit), mais une journée très froide mais très ensoleillée d’hiver où les prix sont élevés il n’y a pas de raison de ne pas rémunérer cette électricité à son vrai prix même si c’est sur quelques heures dans la journée. Bien entendu il faut des compteurs un minimum intellegents pour faire ça, en attendant une référence à un prix moyen de marché est possible.
Le temps de retour carbone des cellules (, fabriquées en Chine pour plus de 80%, en Allemagne pour le solde ), est supérieur à 20 ans d’après l’ADEME, certains dont je suis chiffrent ce temps de retour à plus de 30 ans. Les professionels de la filière chiffrant eux mêmes l’espérance de vie des cellulles à 15 ans, le photovoltaïque installé en France dans les conditions actuelles de fabrication des cellules sera polluant en terme de rejet de CO2. Quand on me demande de payer une surtaxe sur mon électricité pour en définitive favoriser le rejet de CO2, çà ne passe pas. Si Ségolène consacrait le dixième de cette somme à la création d’une filière française de fabrication de cellules, j’applaudirais des deux mains une action permettant un temps de retour carbone de 3 ans pour installation en France et, révons, de quelques mois pour une exportation en Allemagne ou en Chine.
Je pense que vos chiffres sont faux, même pour du PV chinois fabriqué essentiellement à partit d’électricité charbon. Vous avez une source? ( je suis surpris par votre référence à l’Ademe….)
Bonjour, Comme d’habitude en France, le pays des 66 millions de prix Nobel, tout le monde parle de ce qu’il ne connait pas. C’est le café du commerce permanent, celui ci connait une recrudescence incroyabe d’habitués avec l’avénement d’internet et de ses nombreux tchats. Il y a même des avis du type “Je ne connais pas bien mais je crois que…” Quand on ingore tout d’un sujet, on se tait pour ne pas dire autre chose. En énergie, qui est ma formation et mon métier depuis 30 ans, il n’y a pas de solution miracle. La production, l’acheminement et l’utilisation de l’énergie à toutes fins utiles est une question de choix variants (il y a plusieurs choix possibles) avec de multiples données extérieures (demande énergétique en temps réel, appels de puissance, météo, accidents et incidents etc). Alors, pour le photovoltaïque l’esthétique n’est pas primordiale. La surimposition en toiture est interdite en france depuis le début. techniquement la surimposition est meilleure que l’intégration en toiture pour une question de température de panneaux. Les allemands l’ont compris. Plus la température du panneau augmente et plus la production diminue. (gna gna gna: ça dépend du panneau) Les gouvernements successifs ont tué l’industrie du photovoltaïque en France sous la pression du lobby nucléaire et d’EDF. EDF EnR achète ses panneaux en Chine et PhotoWatt (souvenez vous du coup de pub d’un ancien président) ne sert que d’entrepot relais. Gna gna gna c’est pas vrai Les tarifs d’achat d’électricité photovoltaïque sont au bon vouloir du ministère (la CRE ne sert à rien). Le fameux moratoire sur les énergies renouvelable devait durer un an et les traifs d’achat (gna gna gna de rachat) devaient être fixés à la fin de cette année 2011. Les tarifs n’ont cessé de décroitre depuis.gna gna gna le rachat est trop cher pour ces nantis qui sont équipés. Les clients particuliers sont mécontents de l’accueil de EDF AOA et du retard dans le paiement des factures (même magouille que pour les mutuelles étudiantes: on retarde pour décourager), ceci en total non respect de ses engagements (voir site internet). Gna gna gna EDF sont les meilleurs du monde Le charbon et le fioul polluent encore malgré les progrés techniques de dépollution des fumées de combustion. Le nucléaire est très onéreux et très dangereux (même si nous sommes en France et que rien n’arrivera aux centrales d’EDF _ laissez moi rire). gna gna gna l’EPR est la solution miracle Une fois de plus, la France va dans le mur. Mais, cela profitera à d’autres. Nous vivons notre période du Bas Empire…
En réponse à Sicetaitsimple, il suffit de tapper sur Google “temps de retour carbone photovoltaique” pour avoir quelques études. La première, 23dd.fr/energie/photovoltaique/rentabilite-carbone fait état de la comparaison de de plusieurs méthodes de calcul, dont celle de l’ADEME. Aucune de ces méthodes ne prend en compte que 80% de la production PV est réalisée en été (jours plus longs, soleil plus haut, temps plus clair) quand les centrales thermiques d’appoint sont à l’arret et que donc elle ne remplace aucun dégagement de CO2. D’où mon estimation de temps dee retour carbone supérieur à 30 ans.
Me voilà en preux défenseur du PV, dont je rappelle (car je l’ai déjà dit) à propos pour certains que j’adore la technologie mais ce que je discute depuis longtemps sur Enerzine c’est le prix,le tempo et les modalités de déploiement en France. Pour revenir au bilan carbone, tout d’abord il me semble qu’en France on est plus près de 2/3-1/3 de production entre “été” ( Avril-Septembre) et “hiver” (Octobre-Mars). Par ailleurs, vous dites “en été quand les centrales thermiques d’appoint sont à l’arret”. Oui mais si elles sont à l’arrêt ( ou de toutes façons en nombre très limité) c’est en partie (pas que) du fait de la production PV! On ne peut pas retirer ça au PV! Et d’ailleurs on revient au début, sur la question du tempo de déploiement. Si aujourd’hui, à grands frais ( 2Mds€/an en CSPE), les environ 5000MW installés permettent de quasiment éradiquer le fossile en été, pourquoi faudrait-il se précipiter pour en faire plus?
J’approuve les idées de rachat d’un surplus d’énergie photovoltaïque si cette énergie est en partie auto-consommée. Pas simultanément, mais sur un bilan de préférence annuel. Le compteur fonctionnerait directement en décompteur avec l’énergie produite, au fur et à mesure qu’elle est produite, soit en “net metering”. C’est le solde annuel qui serait facturé. Exemple: J’ai une installation de 9 kWc qui produit 12500 kWh par an, rien la nuit, que de jour et plus l’été que l’hiver. Ma consommation annuelle est de 20.000 kWh, un peu n’importe quand le jour ou la nuit, et j’ai un compteur bleu/blanc/rouge + heures creuses/heures pleines. =>> je déduis les 12500 kWh produits par mon installation – solde de 7.500 kWh restent à payer – mais à quel tarif ? Déjà déduire des tarifs heures pleines et pas heures creuses (de nuit le PV ne produit pas), et ensuite on peut soit moyenner sur les heures pleines soit enlever les kWh du rouge vers le blanc et bleu si on veut inciter le PV, mais ce serait pas juste, la moyenne est plus juste. Bref, mon fournisseur l’électricité ne me doit rien (pas de chèque de rachat), c’est moi qui lui doit de payer 7500 kWh dont par exemple 7000 kWh en heures creuses à 6 cent/kWh et et 500 kWh en moyenne des heures pleines à 16 cent/kWh. Cette solution considère toujours le réseau comme stockage d’énergie et évite de s’investir dans des batteries qui elles sont nécessaires en auto-consommation.
Je ne souhaite pas que le ton monte, car vous êtes généralement très correct, mais le schéma que vous proposez est un schéma de “profiteur”. Vous produisez majoritairement l’été avec 9kWc que bien entendu vous ne consommez pas ( si vous êtes un particulier), mais vous consommez majoritairement l’hiver (surtout si vous parlez de 20000kWh/an, là c’est forcément si vous êtes un particulier du chauffage electrique). Alors, c’est l’EDF “locale” qui vous “stocke” gratuitement vos kWh d’été pour vous les rendre l’hiver? Non, le seul schéma équilibré à terme c’est celui que je propose un peu plus haut: achat tout-à-fait normal de vos excédents au prix de marché, et vos besoins complémentaires vous les achetez à votre fournisseur au prix du moment (donc normalement plus cher en hiver).
¤ Le CO2 équivalent des panneaux photovoltaïques a été de 470 kg de CO2eq/kWc en moyenne, selon les résultats fournis par la CRE en juin 2014 pour l’appel d’offres 100-250 kWc. La production annuelle du photovoltaïque est de 1.100 kWh/kWc en moyenne des régions françaises (de 920 en NPC à 1.370 en PACA). Pour un m2 de panneau, cela fait 165 kWh/an en moyenne (de 138 à 205). Sur 25 ans, avec une baisse de rendement de 1% par an (moins en réalité) la production moyenne en France sera de 24.000 kWh. Ce qui donne 19,6 grammes de CO2eq/kWh en moyenne pour la France. Pour les cinq premières années (meilleur rendement), ce sera 5.400 kWh environ. Selon les données IEA, le contenu en CO2eq de la production d’électricité est de 83 g/kWh en France pour 2012. Un kWc de panneau solaire ayant consommé 470 kg de CO2eq, cela correspond à 5.660 kWh de production française d’électricité. Ce qui donne un temps de retour carbone de cinq ans et trois mois en France … mais environ un an pour l’électricité européenne (403 g CO2eq/kWh). Mais le retour énergétique (EROEI) est bien plus rapide. A vrai dire, le bilan carbone du solaire est moins intéressant au fin fond de la Norvège, dans le Finnmark, du côté de Tromsø ou de Kirkenes.
“La surimposition en toiture est interdite en france depuis le début” L’intégration simplifiée, c’est pas justement de la surimposition sur un bac acier ? C’est juste interdit pour bénéficier du tarif IAB < 9kW… Et là pour moi l'exigence me semble légitime (quoi que discutable quand aux critères d'intégration… je ne vois pas l'intérêt d'exiger que ce soient les panneaux qui réalisent l'étanchéïté par exemple…). Pour être tout à fait honnète je ne suis pas sûr de l'intérêt de conserver ce tarif pour les particuliers au vu des volumes que ça représente et de l'impact paysager que ça peut représenter. Pour moi soit on y va et on couvre l'intégralité de la toiture, soit on fait pas ! Et ceux qui ont le souhait de produire leur propre énergie le feront quand même, sans l'effet d'aubaine. Pour Photowatt avez vous des sources de ce que vous avancez car à ma connaissance le bilan carbone de leur panneaux demeure parmis les meilleurs, ce qui semble indiquer que les cellules sont produites dans un pays avec une électricité faiblement carbonée (comme la France…). Sur l'obligation d'autoconsommation, la version actuelle de la revente de surplus me parrait adaptée : elle incite à consommer pendant la production, en tout cas par rapport à un kWh à 15 c, et cette incitation augmentera au cours de la période du contrat avec l'augmentation du tarif de l'électricité sur le réseau, et elle deviendra énorme après les 20 ans. Je préfère cette solution à l'incitation à équiper les sites en batteries, pour optimiser le taux d'autoconsommation alors même que cette optimisation "locale" peut souvent aller contre une optimisation globale au niveau réseau. Si on doit implanter des dispositifs de stockage (on de délestage), c'est au niveau réseau que cette optimisation doit être réalisée et qu'ils doivent être pilotés. @jmdesp : méfiez vous quand vous comparez les tarifs EPR (comme négociés par EDF chez nos voisins anglais) aux tarifs PV : Le tarif EPR est garanti pendant 35 ans et est indexé sur l'inflation Le tarif PV est garranti pendant 20 ans et est indexé à 20% de l'inflation (en fait 10% sur le cout du travail dans l'industrie et 10% sur le cout des productions industrielles) Sur 35 ans je pense que même avec une inflation très basse et une hypothèse haute de tarif d'achat pour le PV post période d'obligation d'achat, c'est déja le PV qui gagne !
J’ai fait “temps de retour carbone photovoltaïque” et je tombe en premier sur , que visiblement vous avez mal lu, ou pas jusqu’au bout; ça termine par: “Cela permet de dire, contrairement à ce que l’on entend souvent, que le bilan carbone du photovoltaïque est excellent. Ce raisonnement vaut jusqu’à un taux d’intégration du photovoltaïque dans le réseau d’une vingtaine de pourcents. Nous en sommes très loin”
@ Bapi, ce que vous mentionner dans votre dernier post avait été proposé par mes soins en 2010 sous différentes versions, PRRP(procédé de raccordement réseau participatif), ou le donnant/donnant. ces deux concepts étaient basés sur le fait qu’il n’y avait pas besoin de subventions pour produire son électricité via les EnR . La production particulière (éolien ou PV) était déduite de la facture initiale du consommateur, le surplus était même donné à ERDF!! Le réseau pouvait servir de stockage. C’était le donnant/donnant. Quelques sénateurs se sont intéressés aux procédés, mais ERDF et sont lobbying à surément enterré les dossiers.
Peut-etre avez-vous eu le temps de poursuivre l’examen de l’article de 23dd. Vous avez donc pu lire dans les commentaires: “Cela signifie que dans les meilleures conditions (cellules PV fabriquées en France) le Temps de Retour Carbone est (serait ndlr) très bon 2,5 ans. Mais effectivement il est très mauvais pour des cellules achetées en Chine et utilisées en France” D’où ma colère de voir nos dirigeants persister dans le financement de cellules chinoises alors qu’une petite part de ces subventions permettrait la (re)création d’une industrie française de production de cellules. Concernant les rejets de CO2 évités, économisés en été en métropole, je suis à la recherche d’informations sur la ou les centrales fossiles dont l’activité peut etre réduite grâce à l’apport du photovoltaique. Je pense intuitivement qu’il n’y en a pas et que donc la production estivale du PV ne devrait pas etre prise en compte dans un calcul de temps de retour carbone.
Comme je vous l’ai dit un peu plus haut, concernant le CO2 les environ 5000MW de PV installés en France (pas uniquement eux) ont fait le job et quasiment éradiqué en métropole la production à base de fossiles en été, à l’exception de quelques productions “fatales” de type gaz de haut fourneaux ou cogénérations tirées par des besoins de chaleur. Bien entendu, on trouvera toujours un contre-exemple ponctuel en cherchant sur ECO2mix, mais en chiffres de production sur la période d’été c’est globalement le cas. Vous pouvez vous référer aux bilans annuels de RTE pour de plus amples informations. D’où, et là je vous rejoins, ma question (que je recopie) sur l’intérêt d’en faire plus: “Si aujourd’hui, à grands frais ( 2Mds€/an en CSPE), les environ 5000MW installés permettent de quasiment éradiquer le fossile en été, pourquoi faudrait-il se précipiter pour en faire plus?”
Je me pose toujours la question des économies de CO2 permises, générées par le PV en été. Je me suis un peu intéressé aux tableaux Excel fournis par RTE présentant 1/4 d’heure par 1/4 d’heure les sources d’énergie. Je n’y ai vu aucun signe de ralentissement des productions fossiles la journée et de reprises le soir au coucher du soleil. Il semble que l’été le fossile ne participe pas à la régulation de production. PV ou pas il tourne son petit ralenti vraisemblablement soit pour etre pret à démarrer pour une demande imprévue soit pour bruler des combustilbles fatals.. Ceci me conforte dans mon intuition qu’en été le PV ne génère aucune économie de rejet de CO2 et que donc, en toute logique, la production estivale ne doit pas etre prise en compte pour le temps de retour carbone. C’est peut-etre pousser le bouchon un peu loin car de toute façon sans même ce distingo estival le PV tel qu’il est financé aujourd’hui, n’est pas écologique.
Je vous dis que votre intuition est correcte à quasi 100% si on se place en 2015, mais que si on regarde plus loin en arrière (par exemple il y environ 5 ans), il y avait plus de fossiles consommés en été qu’aujourd’hui. Le PV, à grands frais, y a contribué, c’est factuel, même si l’équation est un peu plus compliquée que ça (notamment du fait des imports et exports).
Dans l’article 23dd: “D’après le rapport de l’Hespul, la demande en énergie finale pour un kWc installé (fabrication) est de 2500 kWh”. ce chiffre n’est pas uniforme, Solarworld annonce pour ses panneaux entre 1400 et 1800 kWh
c’est là dans l’article 23dd ils prennent comme reference 1970 kg donc, si on veux être precis on ne dit pas “les chinois” ou autre.
Dites-moi, il me semble que ça fait un certain temps qu’on ne vous avait pas vu sur Enerzine? Bon, sur le sujet, j’ai l’impression que le débat est un peu “has been”. C’est vrai, mettre du PV Chinois en France ce n’est certainement pas le meilleur choix si on raisonne émissions de CO2 mondiales. Mais une bonne proportion du PV Chinois est désormais installé en Chine, et une autre bonne proportion dans des pays en croissance de demande d’électricité et/ou très consommateurs de charbon. On est heureusement revenus à des fondamentaux. Alors certes, on peut discuter du l’opportunité d’installer à court terme du PV en France, et vous connaissez mon avis que je viens de rappeler sur un fil parallèle. Mais très franchement les arguments sur le bilan CO2 me paraissent un peu dépassés si on regarde ça un peu globalement. Malheureusement, on voit encore trop souvent des annonces de projets PV annoncant des réductions d’émissions de CO2 en France, alors que celles -ci vont essentiellement se produire chez nos voisins!
” Sur le schéma équilibré à terme, j’ai des doutes. L’utilisateur se fait malgré tout payer au prix de distribution une électricité générée au moment où c’est le plus facile, pour revenir dans le giron du réseau au moment où cela est plus difficile.” Je me suis peut-être mal exprimé, mais en tous les cas vous m’avez mal compris. Quand je parle de tarif d’achat au prix de marché, je parle bien sûr du kWh ou du MWh “nu”, hors coût de distribution ou de transport. Autrement dit et pour illustrer avec des valeurs constatées aujourd’hui sur les marchés en France et en Europe: – si un producteur PV injecte sur le réseau un beau jour d’hiver très froid, qu’il soit rémunéré à 60, 80 voire 100€/MWh (au prix de marché) me parait normal. – par contre, un WE d’été où il se trouve que parce qu’il y a du vent les prix de marché descendent à 10 ou 20 €/MWh, voire sont négatifs, bah sa production est rémunérée à ce prix là… J’espère que ça aura clarifié.
Euh, non la vrai évolution du rendement sur les technos les plus stables et les plus répandues est au contraire très lente. Le graph suivant peut porter à confusion car il montre tout simultanément mais ce qui représente la partie la plus significative du marché, c’est par exemple le silicon monocristallin (single crystal non-concentrator), courbe complètement plate depuis 2000 à 25%, le polycristallin lui est bloqué à 21% depuis 2005, le CIGS pour les couches fines, à 18% en 2000, n’est passé que récemment à 21%. Alors en changeant de techno comme l’introduction du HIT par Panasonic, les progrès sont plus significatifs, mais on ne peut pas imaginer un nouveau procédé constamment, et les évolutions rapides sont essentiellement dans la phase de rattrapage des technos existantes, il est rare de les voir dépasser les technos ancienne même si c’est le cas récemment pour le HIT vis-à-vis du monocristallin. Dans tous les cas, les évolutions rapides se terminent en palier ensuite. @6ct : Non, c’est plutôt moi qui ne me suis pas exprimé suffisament clairement. La revente au prix du marché effectivement ne pose pas de problème. Mais c’est le changement du profil de consommation qui va finir par en poser un. L’électricité étant vendu à prix fixe, alors que le prix de marché lui varie, il y a des heures où la vente est profitable pour le fournisseur, prix de vente nettement supérieur au prix de marché, et d’autres où elle se fait à perte, ou du moins avec des marges insuffisante pour financer les frais fixes et les investissements du fournisseur. Or le client individuel équipé de panneaux solaire efface sa consommation surtout en été au moment où les prix sont très bas, et où le fournisseur serait gagnant sur l’écart avec le prix fixe de vente, puis revient au moment où ils sont hauts, et où le fournisseur y perd. On a donc toujours pas une situation qui permette au solaire de se développer fortement sans perturber considérablement l’équilibre économique des fournisseurs d’électricité.
Merci Jmdesp pour votre graphique qui confirme ce que j’avais constaté par moi même: Contrairement à ce qu’on peut lire partout, la techno du PV largement utilisée aujourdhui (SI monocristal et polycrystal) n’a pas beaucoup évolué depuis le début des années 90 quand je m’amusait avec des cellules polycrystal à 15% de rendement. La progression du rendement sur cette periode est de l’ordre de 20% Et on note que sur la période du développement massif ou on été dépensé des fortunes, la progression des perfs est trés faible. Finallement les milliards dépensés on surtout servi à faire délocaliser la prod en chine pour dimminuer les couts. Belle performance mais n’aurait til pas été possible de dépenser beaucoup moins pour en arriver là? Je n’ai pas l’impression qu’il ait été dépensé autant pour délocaliser la production des TV, … et maintenant des lampes à led. (Bon en fait on s’en fout, c’est surtout les Allemands qui payent l’ardoise…)
Bien évidemment dans tous les cas une introduction massive de PV bouleverse le système existant, au moins l’été. Mais c’est d’autant plus vrai que les tarifs d’achat du PV sont à prix fixes et élevés. Si seuls les surplus sont rémunérés et qu’ils le sont au prix de marché, le phénomène s’auto-limitera de lui-même, avec en plus, du point de vue du réseau ( et non des fournisseurs) une tendance à des installations plus petites privilégiant un taux élevé d’auto-consommation et donc des renforcements de réseaux plus limités. Pa ailleurs, on peut imaginer que dans l’avenir les tarifs d’électricité ne soient plus à prix fixes y compris pour les petits consommateurs. Avec des compteurs du genre Linky, on peut quand même faire des choses un peu plus sophistiquées que jour/nuit ou Tempo.
Mais tous ceux qui bossent dans le millieu savent que les panneaux evoluent assez vite (j’ai un peu exagéré pour charrier Janco), au point que cela pose un problème a la fillière pour le remplacement à puissance égale dans un format intégré. un 60 cellules de 1.80 m de haut en 2010 ne fait plus 1.60m en 2015 vous parlez rendement cellule, je parle rendement panneaux commerciaux. avec une cellule à 15% (ce qui etait de bonnes cellules a l’époque) vous faites un panneaux à 12%, ce qu’il y avait en 2005 (déjà Janco deconnait) en dix ans, le rendement panneauxa augmenté de 5% soit une progression de 40%! le rendement cellule a forcement augmenté, faut pas déconner.
Forcement, si vous parlez de rendement labo et pas d’applications commerciales…. Si ça passe de la recherche à l’industrialisation c’est pas un progrès?
Desireux de me perfectionner dans le calcul Has been, j’essaie d’utiliser eco2mix, pourquoi n’y a t-il que des puissances en MWaffichées et pas l’energies en M ou GWh?
A airsol Chez RTE, les statistiques exprimées en MW ou GW au pas horaire ou infra horaire (1/2 heure ou 1/4 d’heure) correspondent à une puissance appelée moyenne relevée toutes les 10 minutes et expurgées des valeurs aberrantes : Mais il est évident qu’une puissance moyenne appelée multipliée par la durée du pas donne une quantité d’énergie : E = P x t Si vous ajoutez la totalité des puissances d’une journée au pas d’une demi heure et que vous divisez le tout par 2 (pour avoir des MWh), vous obtenez en final l’énergie totale consommée sur une journée. Prenons l’exemple du 1er janvier 2015 : En additionnant les 48 valeurs de puissance moyenne au pas d’une demi heure on trouve 3 222 670 MW. En divisant par 2 pour revenir sur 1 heure, on trouve 1 611 335 MWh. On peut vérifier que cela correspond aux données journalières publiées en énergie par le même site de RTE : RTE donne 1 613 721 MWh pour le 1er janvier 2015 Je fais ces calculs depuis 2008 avec le site de RTE et ça marche très bien… à condition de faire attention au pas utilisé et à d’autre subtilités si on veutr être très précis (périmètre concerné, avec ou sans pompage, avec ou sans la Corse…).
Vous avez les bilans en énergie mensuels pour les différentes filières dans les bilans…mensuels… Par contre, je n’ai effectivement pas vu d’interface graphique comme celle d’energy-charts pour l’Allemagne, dont je vais vous donner un aperçu sur un post suivant si vous ne la connaissez pas ( un seul lien par post sur Enerzine). J’imagine que ce sera disponible dans une prochaine version, ECO2mix a été en pointe mais maintenant il y a de l’émulation avec la qualité d’autres sites.
Aller dans energy/electricity generation in Germany/all sources. A propos, bizarre, le Pr Burger a du perdre son stagiaire car nous n’avons plus ( depuis le début de l’année) son jeu de slides d’analyse régulier. Ca va certainement revenir.
Si on regarde glogalement les chiffres depuis le début de l’année en cochant “weekly” dans la barre de gauche, on s’aperçoit d’ailleurs que le stockage c’est bien mais qu’en gros il n’y a rien à stocker….sauf à vouloir stocker du P2G fabriqué à partir de lignite, ce qui est peut-être une idée, mais bon…. Par contre il y a peut-être des gens qui à titre individuel pourrait un peu stocker leur propre production de PV. Tiens, c’est la nouvelle de la fin de la semaine…Si Elon Musk (et ses concurrents) réussit son coup (10kWh pour 3500$), le P2G va prendre au moins 20 ans dans la vue avant qu’on n’en reparle en Allemagne.
J’ai écrit “weekly” mais en fait je voulais dire “daily”.
Pour répondre à votre message du 29, Certes les perfs se sont améliorées : on a réduit le vide entre les cellules, on a réduit l’epaisseur des cellules en utilisant des scies permettant de couper plus fin, on a réduit la qualité du crystal car l’emploi en PV ne necessite pas une purification aussi extrême ,on a délocalisé les productions couteuses en chine. Mais ce que je critique c’est les sommes engagées (des centaines de milliards) au regard du progrés technologique réelement acompli (listé ci dessus). Pour moi on aurait pu atteindre ce même objectif pour beaucoup moins cher et développer à grande échelle directement du PV peu couteux.
“Integrer quelques% dans le mix est facile, aujourd’hui rentable sans subventions avec 250 W à chaque maison en autoconsommation (ou plus suivant site et conso mini)”. Je ne vais pas forcément dire que c’est “facile”, mais je suis d’accord avec le schéma de développement au moins dans un pays comme la France (c’est peut-être différent au Chili pour ne prendre qu’un exemple). Des “petites” installations ( petites en regard de la consommation qui est dessous) bien réparties sur l’ensemble du territoire, ce serait techniquement idéal. Bien entendu vente des surplus uniquement , (voire pas de vente du tout, don des surplus à EDF, mais là je vais peut-être un peu loin! quoique sans même parler de la batterie Tesla objet d’un autre fil, avec un chauffe-eau electrique à 200 ou 300€ ça doit le faire).