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. 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. 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. 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. 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. 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.
ère
1
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
ème
3
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. Les
filières
industrielles
dans
les
énergies
intermittentes
Mission
Prospective
Technologique
Figure
2
:
Rendement
maximum
en
laboratoire
des
différentes
technologies
photovoltaïques
–
Source
NREL
Les
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. 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
d'expérience
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
l'onduleur,
• 15%
pour
le
matériel
électrique
• 10%
pour
le
support
des
modules
PV
• 10%
en
frais
d'installation
(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
d'ensoleillement
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. 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
d'EDF
(en
France
11
centimes
d'euros
par
kWh).
Un
peu
partout
dans
le
monde,
c'est
le
même
surcoût
de
2
à
5
fois
l'électricité
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
d'énergie
utilisée
pour
sa
fabrication?
D'après
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
qu'un
système
photovoltaïque
va
produire
de
l'électricité
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.
L'émission
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. 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. 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,
l'entreprise
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
d'autres
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
l'énergie
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
qu'avec
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
l'inconvénient
d'accroître
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. 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
l'ensoleillement
et
à
la
température
ambiante
du
bâtiment,
tout
en
permettant
la
vision
vers
l'extérieur.
Il
réduit
donc
considérablement
la
quantité
d'énergie
consommée
pour
la
climatisation,
le
chauffage
et
l'éclairage
Guillaume
Ebel
Master
MTI
2011
Yann
Gérard
12

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
d'augmenter
les
quantités
produites
jusqu'à
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
l'électricité
pour
un
équivalent
de
0,20
à
0,25
euros
par
kilowattheure.
Or
le
prix
actuel
de
l'électricité
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. 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. 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. 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. 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
aujourd'hui
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
l'Allemagne,
c'est
clairement
un
marché
d'export.
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)
s'est
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
d'électricité
-­‐
pétrolier
de
1986.
Source
solar
Euromed
Guillaume
Ebel
Master
MTI
2011
Yann
Gérard
17

18. Les
filières
industrielles
dans
les
énergies
intermittentes
Mission
Prospective
Technologique
Le
regain
d’intérêt
pour
le
STC
date
d’une
dizaine
d’année.
L’inconvénient
de
l’absence
de
soleil
est
aujourd’hui
partiellement
levé.
Les
dernières
avancées
techniques
permettent
de
stocker
le
surplus
d’ensoleillement
et
de
le
restituer
aux
heures
nocturnes.
C’est
le
cas
du
stockage
de
chaleur
dans
des
sels
fondus.
Ainsi,
le
fonctionnement
d’une
centrale
à
concentration
solaire
peut
être
quasi
continu.
La
centrale
ANDASOL
1
à
Grenade,
a
ainsi
une
autonomie
de
7
heures
mais
des
projets
en
cours
ont
comme
objectif
une
autonomie
de
20
heures.
Mais
c’est
dans
le
domaine
des
applications
que
cette
technologie
pourra
trouver
des
débouchés
différents
que
ceux
d’aujourd’hui.
Demain
les
applications
seront
:
• Procédés
industriels
De
nombreuses
industries
utilisent
des
procédés
nécessitant
des
hautes
températures
comme
la
stérilisation,
le
chauffage,
la
cuisson,
le
traitement
thermique,
le
blanchissement,
etc.
Les
technologies
du
solaire
concentré
sont
appropriées
pour
ces
applications.
On
peut
envisager
qu’une
entreprise
construise
une
usine
de
ce
type
pour
sa
propre
production
d’électricité
ou
pour
une
des
applications
mentionnées.
• Dessalement
Le
processus
de
dessalement
transforme
l’eau
de
mer
en
eau
potable.
Les
régions
souffrant
d’un
manque
d’eau
sont
d’ailleurs
souvent
celles
qui
ont
un
ensoleillement
très
fort.
Le
solaire
à
concentration
est
une
bonne
technologie
pour
répondre
à
ce
besoin
tout
en
minimisant
l’impact
environnemental.
• Carburant
solaire
Dans
les
prochaines
années,
la
R&D
pourra
permettre
la
production
d’hydrogène
par
séparation
thermochimique
de
l’eau.
Des
projets
ambitieux
Des
grands
programmes
internationaux
sont
en
cours
de
développement,
tels
que
:
• Le
projet
DII
de
la
fondation
DESERTEC
Ce
projet
initié
en
2009
vise
à
exploiter
les
potentiels
énergétiques
des
desserts
du
Moyen-­‐
Orient
grâce
à
un
vaste
réseau
de
centrales
solaire
à
concentration.
En
2050,
15%
des
besoins
en
électricité
de
l’Europe
et
une
grande
partie
de
ceux
des
pays
producteurs
pourraient
être
assurés.
• Le
Plan
Solaire
Méditerranéen
Ce
programme
a
pour
objectif
de
permettre
aux
pays
situés
sur
le
pourtour
méditerranéen,
en
Afrique
du
Nord
et
au
Proche
Orient
de
développer
une
production
d’électricité
d’origine
renouvelable.
Le
fort
potentiel
solaire
de
ces
pays
permettrait
d’approvisionner
en
électricité
à
faible
contenu
C0₂
le
marché
local
et
d'en
exporter
une
partie
vers
les
pays
européens
fortement
demandeurs
d’électricité.
Conclusion
:
Même
si
il
est
encore
peu
visible
par
rapport
au
solaire
PV,
très
médiatique,
le
solaire
à
concentration
thermique
porté
par
de
grands
projets
et
de
gros
investissements
se
redynamise
depuis
quelques
années.
Tous
les
spécialistes
le
voient
comme
le
troisième
acteur
sur
le
secteur
du
renouvelable.
Selon
l’IEA,
il
pourrait
couvrir
7%
des
besoins
mondiaux
en
énergie
en
2030
et
25%
en
2050.
Le
solaire
thermodynamique
présente
des
atouts
importants.
La
capacité
de
stockage
a
fait
l’objet
d’innovations
significatives.
Les
rendements
électriques
sont
en
amélioration.
De
fait
le
coût
de
production
est
en
baisse,
surtout
grâce
à
des
tailles
de
centrales
de
plus
en
plus
Guillaume
Ebel
Master
MTI
2011
Yann
Gérard
18