Fermes solaires photovoltaïques versus toitures et zones artificialisées

lundi 4 mai 2015
par  Maitre de la toile
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version 05/2015

 Propos liminaires

Le Français Edmond Becquerel est à l’origine de la découverte du principe de la transformation de la lumière en électricité en 1839. La technologie ne permettra que bien plus tard d’avoir un produit industriel à partir de cette découverte : ce sont les panneaux photovoltaïques.

Le soleil semble à la mode, les énergies renouvelables devenant une nécessité, le photovoltaïque se développe. Nous relevons sur le site de la préfecture des Landes pas moins de 85 avis de l’AE (l’Autorité Environnementale) sur des demandes de permis de construire, ou de défrichements pour des centrales photovoltaïques. Ceci entre 2010 et octobre 2013. Et toutes les demandes n’y figurent pas, à l’exemple de l’infrastructure pré­vue à Azur. Autrefois, l’économie landaise reposait sur le mouton. Y aurait il une réma­nence de l’esprit moutonnier auprès de certains élus locaux ?

Comme le rappellent l’AE à plusieurs reprises et le gouvernement : il serait souhaitable d’équi­per en priorité des sols déjà artificialisés, et les toitures. Les Amis de la Terre ne peuvent que souscrire à cette remarque. Nous sommes opposés à toute création de ferme solaire qui utiliserait des zones naturelles, agricoles, ou forestières cultivées, tant qu’il existe des lieux artificialisés disponibles.

La production d’énergie photovoltaïque bénéficie de la politique globale de soutien des divers gouvernements. [1]

Nous allons tenter de décortiquer quelques projets d’infrastructures photovoltaïques dans les Landes, ou le Lot et Garonne, à partir des dossiers d’enquêtes publiques, et des avis de l’Autorité Environnementale.

Nous attirons l’attention sur les possibilités de mise en place spéculatives de ces infra­structures de production. Le syndrome espa­gnol nous guette [2] [3].

Une dernière remarque. On nous oppose souvent l’irrégularité de la production photovoltaïque. De récentes études montrent qu’au niveau national, la production est non constante, dans la journée ou en fonction des saisons. Par contre par effet de lissage, et avec la généralisation de petites structures, elle est parfaitement prévisible au plan national.

Selon EDF ENR, l’équipement photovoltaïque de 10 % des toitures françaises permettrait de produire 20 % de l’électricité que nous consommons. Nous en sommes à 0,8 %...

  Le cadre légal

Il existe plusieurs types d’infrastructures de production d’électricité à partir du soleil :

  • La génération par panneaux photovoltaïques silicium
  • La génération par panneaux photovoltaïque à concentration de lumière (CPV)
  • La génération d’électricité par concentration d’énergie (thermique)
  • La photosynthèse des biocarburants

Nous n’évaluerons que la transformation de la lumière par les procédés photovoltaïques.

Comme c’est devenu une habitude dans notre monde moderne, dans un premier temps, des pionniers ont œuvré. Le développement du photovoltaïque fut lié à des cas particu­liers, puis grâce aux aides de l’état [4] , des citoyens motivés ont permis le développement de cette industrie nouvelle. Maintenant, le temps semble être celui des lobbies, et des gros machins.

Les panneaux sont la base de la production d’électricité photovoltaïque. Leur qualité, leurs taux de transformation semblent très proches. Les taux de conversion sont compris entre 14 % et 16 %, n’évoluent que peu. Sun Power, propriété de Total, commercialise des panneaux fabri­qués en France, avec des taux de conversion supérieurs à 20 %.

Le prix des panneaux baisse continuellement sous l’influence de la massification de la production et des progrés de la R&D, mais aussi des délocalisations qui ont permis l’invasion de panneaux à bas coût, provenant d’Asie.

  Le prix d’achat de l’électricité produite

Les aides constituent un outil important pour développer une nouvelle technologie. Toutefois, c’est une arme qui peut être à double tranchant. Il est bon de rappeler que nous sommes dans un monde où les lobbies n’ont pas du tout la même notion de l’intérêt public que nous. Ils jouent en permanence sur deux leviers. Le premier est la persuasion : elle permet, en amont d’une définition d’aide, de l’orienter dans un sens qui leur sera favorable. Le deuxième est de réunir les conditions du monopole dans l’application d’une directive. Il semble que ces deux actions soient présentes dans les énergies renouvelables en général, et le photovoltaïque en particulier. L’Espagne constitue l’exemple à ne surtout pas suivre (voir plus haut).

En France, un premier emballement a eu lieu, stoppé par un moratoire en 2010. Ce moratoire a déclenché un raz de marée dans le Landernau de la profession. Beaucoup d’entreprises sérieuses ou non furent conduites à la faillite. L’effet du moratoire fut accéléré par l’arrivée massive de panneaux d’origine chinoise. Cette dernière production est aussi le résultat de délocalisations suicidaires. Depuis, l’installation d’une structure de production photovoltaïque est soumise à conditions. Une série diver­sifiée d’appels d’offres permet de contrôler la création des unités de production [5] de plus de 100 KWc (Kilo Watt Crète) de puissance en toiture ou au sol. En dessous de cette valeur, la régulation se fait par le prix d’achat, et un volume cible prédéfini. Le volume global alloué, comme le prix d’achat, peut subir une petite fluctuation en fonction de la cible à atteindre. L’objectif est d’avoir un encadrement du développement. Ces contrats permettent aux souscripteurs, qu’ils soient particuliers ou industriels, d’avoir une bonne visibilité sur leur investissement. Pour l’état, c’est une technique d’aide efficace au développement, et à la maturation des énergies renouvelables.

La forme de l’aide dépend de la taille de l’infrastructure, mais aussi de la réponse aux souhaits de l’état. La puissance installée, ainsi que le type d’installation (toiture sol...) permettent différents niveaux d’aides. Dans tous les cas, le prix d’achat est défini pendant 20 ans avec une close de revalorisation annuelle tenant compte de l’évolution de l’inflation.

L’état définit des cahiers des charges stricts pour des tranches de puissance et des vo­lumes globaux installés par période. L’aide peut être résumée par la -Figure 1-. Les cahiers des charges sont consultables sur le site du CRE (Commission de Régulation de l’Énergie) [6] . Chaque tranche cible un volume global, mais différencie la variabilité des technologies en évolution, ou mature, les types de lieux d’installation. Cette dernière remarque est particulièrement vraie dans les appels d’offres compris entre 250 KWc, et 12 MWc. Le gouvernement souhaite privilégier des installation en toiture ou sur des zones dégradées (friches industrielles, terres en dépollution...).

  • De 0 à 9KWc, le prix payé au producteur est défini pendant 20 ans à la signature du contrat (tarif T1). La pose s’effectue sur un toit en intégration (IAB). L’enlèvement des panneaux altère l’étanchéité du toit. Le prix peut bénéficier d’une sur-cote de 5 % ou 10 % suivant le taux de composants d’origine européenne pour les panneaux (50 % mini, ou 100%). Le prix est réévalué chaque année par un modèle défini à l’avance.
  • En dessous de 100 KWc, et pour une pose sur un toit dite simplifiée (ISB), le prix payé au producteur est défini pendant 20 ans à la signature du contrat (tarif T4). L’enlèvement des panneaux n’altère pas l’étanchéité du toit.
  • Au delà d’une puissance de 100 KWc, le prix payable est défini par le souscripteur lors d’appels d’offres. Ce prix sera garanti pendant 20 ans, et modifié annuellement suivant un modèle prédéfini.
  • Pour tous les autres cas, et en dessous de 12 MWc de puissance installée, le tarif T5 s’applique. Il existe deux types d’appels d’offres :
  • Simplifiés (puissance entre 100 KWc et 250 KWc en toiture (toits, ombrières...)
  • Normaux pour les installations entre 250 KWc et 12 MWc

Figure 1 : Schématisation de l’aide de l’état

Pour des installations n’appartenant pas à ces catégories, ou non retenues par un appel d’offre, il existe un tarif applicable : le tarif T5 (voir plus loin chapitre -II.2-).

La répartition des puissances installées était de l’ordre suivant en 2011 [7] :

  • 23 % pour les toits particuliers
  • 49 % pour tous les autres toits (hangars, usines, grands toits collectifs, ombrières, serres...
  • 28 % pour les grandes centrales au sol (fermes photovoltaïques) Nous verrons plus loin que de nombreuses questions demeurent en particulier sur l’investissement, les coûts réels pratiqués, ou plutôt certaines marges.

  Le prix d’achat prédéfini

Le coût d’achat de l’électricité photovoltaïque est en baisse constante. Il existe deux prix de référence pour le marché de gros de l’électricité :

  • Le prix de base (en moyenne 0,05 €/KWh sur 2013).
  • Le prix en pointe (en moyenne 0,06 €/KWh en 2013) Il est bon de rappeler que l’électricité est plus chère en France d’environ 0,01 à 0,02 €/Kwh par rapport à l’Allemagne. Le prix de l’Arenh (électricité nucléaire) est équivalent à celui de la base. Certes, l’Allemagne utilise du charbon, mais le nucléaire est loin d’être l’énergie bon marché que l’on nous vante.

Le prix d’achat défini par contrat est réévalué chaque année par un modèle défini à l’avance. Il existe deux types de tarification [8] :

  • Tarifs d’achats prédéfinis -Figure : 2-.
  • Appels d’offres Pour les installations n’appartenant pas aux catégories définies au chapitre précédent le tarif T5 s’applique. Il est donné en dernière ligne de la -Figure 2-.

tarifs de rachat
Figure 2 : Tarifs hors appels d’offres

Pour palier l’invasion des panneaux chinois et autres régions pratiquant la concurrence libre et non faussée, par le social inexistant, il existe une prime de surenchérissement de l’électricité pour les productions de panneaux euro­péens. Elle propose deux taux bonifiés : de 5 % pour une fabrication partielle, et 10 % pour une production entièrement européenne. Toutefois, ces bonus ne sont applicables qu’à des sites en toiture dont la puissance installée est inférieure à 100 KWc, ou le tarif T5. Mais l’Europe, grande défenderesse de la concurrence libre et non faussée tant qu’il ne s’agit pas de social, demande à la France de supprimer ce bonus.. La France a accédé à cette demande. Depuis le 01/07/2014 il n’y a plus de bonus pour les produits élaborés en Europe. Et que vive le dumping social et la délocalisation.

Certaines sociétés commencent à jouer avec ces nouvelles règles. Par exemple, dans quelques exploitations agricoles, nous voyons fleurir plusieurs bâtiments de type hangars, ayant un toit avec une implantation limite de 100 KWc. Rappelons que c’est la limite en dessous de laquelle on bénéficie de l’obligation d’achat, il n’y a pas d’appel d’offre. La question qui pourrait être posée : l’agriculteur, ou le souscripteur, avait il besoin d’un hangar supplémentaire ? Il semble du reste que les services de l’état surveillent la chose.

  Les appels d’offres

Il existe deux types d’appels d’offres :

  • L’appel d’offre simplifié pour des installation en toiture entre 100 et 250KWc
  • L’appel d’offre ordinaire pour des installations entre 250 KWc et 12 MWc L’état planifie les appels d’offres de manière régulière, de façon à alimenter un flux régulier de travail, et assurer la liaison entre la baisse continue du prix des installations, et du bonus lié au surcoût nécessaire du prix d’achat. Notons que le souscripteur de l’appel d’offre s’engage sur un prix de départ qu’il définit lui même. Le bonus payé au fournisseur constitue une partie de la CSPE (Contribution au Service Public de l’Électricité) qui permet l’aide. Elle tend à baisser progressivement avec la convergence vers le prix de base.

En ce qui concerne les appels d’offres, la CRE (Commission de Régulation de l’Énergie) classe les dossiers conformes suivant les critères du cahier des charges. Le classement se fait par application de barèmes dont le prix proposé par le demandeur est le caractère principal. Le demandeur s’engage sur le prix qu’il propose. Ensuite, le prix est revalorisé conformément au modèle.

Voici les résultats des derniers appels d’offres simplifiés et ordinaires :

Figure 3 : Résultats des deniers appels d’offres

Si nous sommes attentifs, nous constatons que le prix moyen retenu pour l’appel d’offre 100 à 250 KWc est à peine inférieur à ceux proposés pour une installation inférieure ou égale à 100 KWc (0,1849 et 0,1757) en intégration simplifié de la même date, mais supérieur à ceux qui seront pratiqués 20 jours plus tard (0,1673 et 0,1590). Quel manque de chance...

Pour les grosses centrales solaires, nous sommes à peine en dessous avec des contraintes de réalisation nettement moins fortes, et une massification qui aurait dû entraîner des coûts considérablement plus faibles, puisqu’attendus à 0,0876 €/KWh alors qu’ils seront payés 0,1425 €/KWh en moyenne. Cette moyenne du reste ne reflète pas grand chose. Si nous détaillons le rapport de la CRE sur cet appel d’offre -Figure 4- [9] , nous touchons du doigt un problème récurant des systèmes émergents, et du mélange astucieux des données. Dans cet appel d’offre, les centrales au sol ne pouvaient participer qu’en remplissant une des conditions suivantes :

  • Sous Famille 1a : Être équipées de concentrateurs de lumière (mini 400 fois), et donc de trackers (voir chapitre -IV.2-)
  • Sous Famille 1b : Être équipées d’au moins 50 % de concentrateurs de lumière (mini 400 fois), et donc de trackers pour l’ensemble (voir chapitre -IV.2-)
  • Famille 2 : Être équipées pour la totalité du parc de trackers (voir chapitre -IV.2-.) Sachant que le taux de transformation passe de 16 % environ à un peu plus de 30 %, avec une densité de panneaux plus faible, et que les trackers sur les panneaux classiques n’apportent que peu de gain au global. Nous pouvons nous demander si les technologies de la famille 1 pourront rattraper un jour les technologies matures.

Attention, la -Figure 4- donne les prix moyens proposés par les demandeurs. Mais ces prix sont légèrement plus élevés que les prix moyens retenus à l’issu de l’appel d’offres. Le but de l’appel d’offres est de ne conserver que les prix les plus bas (ce qui ne correspond pas toujours au meilleur rapport qualité prix). Nous voyons de grosses différences entre les différentes familles, et sans conteste, les prix moyens les plus élevés se trouvent dans la famille des centrales au sol les plus innovantes. Cette technologie sera toujours la plus complexe donc la plus chère. Nous n’avons pas pu déterminer les données fiables de production et de puissance ramenées à l’hectare, mais elles semblent plus faibles encore qu’une centrale mature. Toutefois, les dernières centrales retenues dans la famille 1a sont construites sur des zones déjà artificialisées (bassin d ‘écrêtement, friches industrielles...), ce qui est conforme au cahier des charges, et c’est bien.

Figure 4 : Prix proposés pour l’AO classement avant choix du ministre

Une grande quantité de centrales au sol classique est programmée. Ces centrales au sol non équipées de Trackers, ni de cellules à concentration, verront le prix d’achat de l’électricité produite limitée à 7,89 c€/kWh pour les contrats signés ce printemps 2014 (pour les panneaux Européens).

Retenons bien ces valeurs, elles seront importantes plus loin.

  Les projets de fermes au sol

Pour les fermes photovoltaïques, une enquête publique est nécessaire pour l’obtention du permis de construire mais également lorsqu’il y a nécessité de défrichement. Notons que ceci n’est trop souvent que pur formalisme.

La documentation fournie pour les de­mandes de défrichement ou de permis de construire semble toujours complète. Il faut toutefois se méfier des dossiers trop bien faits. Quelques renseignements laissent à pen­ser. Il semblerait que nous soyons souvent en présence de terrains communaux mis en location.

Les projets sont souvent divisés en plusieurs tranches, ou sous projets. Par exemple pour le projet d’Azur, il est simplement indiqué :

’ Les sociétés AZURSOL EST, AZURSOL OUEST et AZURSOL SUD souhaitent implanter 3 centrales photovol­taïques sur une surface totale d’environ 31 hectares répartis en 3 projets (13,8 ha, 7,9 ha et 9,4 ha) aux lieux-dits « L’abeille », « Cout », « Braou » et « Bergan » sur la commune d’Azur, sous la maîtrise d’oeuvre de la société GP Joule France GmbH. Leur capacité de production annuelle est estimée à 20 850 000 kWh.’ .

  • Pourquoi 3 sociétés (une par parcelle) ?
  • Quels sont les statuts juridiques de ces sociétés ?
  • Qui sont les propriétaires ?
  • Quels sont les liens avec GP Joule Gmbh (société mère allemande) Pour pouvoir vendre le courant produit par une ferme ou une installation, des autorisa­tions, ou le passage par des appels d’offres, sont obligatoires, nous l’avons vu. Aujourd’hui, les centrales équipées de systèmes matures ne peuvent prétendre aux appels d’offres.

Le fractionnement permet souvent de passer sous les 12 MWc imposés pour avoir droit au tarif T5.

Nous passerons sur les études environnementales, toujours très fournies dans ces cas là. Nous rappellerons simplement que ceci peut être un leurre. Pour information, sur l’abondante documentation qui devrait être fournie lors de l’enquête publique sur les projet de GPSO (LGV), après étude, l’Autorité Environnementale indique : "Il reste néanmoins surprenant qu’une espèce comme le hérisson commun n’ait pas été identifié sur le tracé en Aquitaine.". Et pourtant, le travail important de RFF donnerait un dossier pour informer le public de 20 000 pages. Nous sommes donc parfois très circonspects, n’ayant pas les moyens de vérifica­tion de l’AE.

  Altération du système naturel cas Landais.

Le système landais a été profondément modifié au XIX° siècle sous l’impulsion des maîtres de forges. Voyant leur système s’effondrer avec l’émergence du charbon, et du fer au nord et nord est de la France, l’industrie naissante a eu besoin des dérivés terpé­niques produits en petite quantité dans le massif. Il a été décidé de refondre le système agropastoral du plateau landais pour en faire un vaste lieu de production de bois et déri­vés. Les boisements pour le gemmage, poteaux de mines, voir bois d’œuvre. Les pay­sages ont étés fortement remodelés. L’élaboration de réseaux importants de crastes a per­mis la généralisation de la forêt de pins, jusqu’alors moins importante, l’assainissement des zones de pacages communs.

Ceci a conduit à la fermeture du milieu, son assainissement. Le cycle de l’eau sur le pla­teau landais a été fortement modifié.

Plusieurs travaux de recherche ont permis une meilleure connaissance du rôle des diffé­rents intervenants protagonistes de ce cycle. Ainsi Lousteau, puis le Cemagref ont, entre autre, produit des études intéressantes [10]. Il en résulte une explication relativement claire du phénomène.

Voici quelques données succinctes qui résument le cycle de l’eau sur le plateau landais :

Figure 5 : Cycle de l’eau dans une forêt de pins maritime landaise source Semagref / loustau

La figure 5 est extraite de l’étude du Cemagref déjà citée. Elle donne la répartition des différentes hauteurs d’eau, en mm, issues de la moyenne des précipitations annuelles.

La Figure 6 en donne la répartition relative des flux hydriques provenant de la pluie. Le couvert végétal permet de ralentir la vitesse de dissipation des flux. Cette vitesse possède un impact sur le mouvement des substrats du sol. Le couvert permet de jouer un rôle de tampon régulateur important dans le cycle de l’eau.

Figure 6 : Répartition relative de l’évacuation des précipi­tations

Nous touchons du doigt l’importance du cou­vert végétal essentiellement composé de pins, et molinies. Ces deux acteurs représentent 60 % du recyclage de la pluie. De plus, ces couverts permettent de piéger 12 % de l’eau évaporée, qui revient dans le cycle. Sans couvert, 60 % de la précipitation environ ruis­sellera, ou gorgera le sol.. La plus forte évaporation, associée à l’ombre générée, permet un abaissement même léger de la température en été par fortes chaleurs, une baisse du risque de gel l’hiver. Un sol nu, ou faiblement couvert, permet la remontée du niveau de l’eau de surface, sa stagnation lors de déclivités faibles, et le ruissellement, transporteur de sable et le lessivage de la faible quantité d’humus...

  Reboisement et CO2

Lors de la création de fermes au sol, il arrive souvent que la réalisation se fasse par défrichement d’une zone forestière. Ceci est particulièrement vrai sur le massif landais. Le maître d’œuvre doit alors réaliser des reboisements compensateurs après défrichage. Ceci avec un coefficient qui pourrait être supérieur à 1. Il y a là un dé­tournement de l’esprit de la loi. Pour nous, un défrichement doit être compensé par une surface équivalente ou même supérieure de reforestation, sur des zones où la forêt avait disparue. Les solutions proposées ne sont souvent que des replantations dans les zones forestières dévastées par les dernières tempêtes. Ces zones dévastées seraient retournées à la forêt dans un cycle naturel, ou auraient dû être replantées par les propriétaires privés ou publics. La forêt landaise est majoritairement détenue par de tout petits propriétaires, souvent âgés, et sa rentabilité est parfois très faible. Le détournement de l’esprit de la loi permet de ne pas maintenir la surface glo­bale de forêt, mais a pour conséquence, quel que soit le coefficient multiplicateur, sa diminution. Le reboise­ment compensateur ne faisant qu’accélérer un processus naturel. Dans les enquêtes publiques, nous ne connaissons jamais l’origine des parcelles candidates au reboi­sement, nous ne connaissons parfois que leur origine géographique. Il serait bon de nous détromper.

La mode est à la lutte contre l’émission de CO2. Les projets photovoltaïques sont présen­tés avec une image d’économie de CO2. A chaque projet, on nous gratifie de tonnes de CO2 économisées. La chose peut paraître amusante. En effet, si nous refaisions le calcul en travaillant sur le même investissement déployé dans des éco­nomies d’énergies, nous aurions peut être des résultats très intéressants. De plus, dans un pays où l’électricité est avant tout nucléaire, expliquer qu’en produisant de l’électrici­té photovoltaïque on économise du CO2 provenant de centrales thermiques, relève d’un trait d’humour noir de charbon. C’est avant tout un problème de relativité. Le charbon ne représente que 3 % de la production d ‘électricité. L’ensemble du thermique fossile électrique représente certes 27 %, mais son usage est fortement lié au chauffage élec­trique lors des pics de froid, plaie du système électrique français. Dans un système fortement nucléarisé, l’énergie électrique issue de l’énergie fossile est une nécessité, au même titre que le stockage par les STEP. C’est le résultat du dé­veloppement du nucléaire. Le calcul des gains de CO2, dans cette configuration, peut pa­raître un attrape gogo, à usage des biens pensants. Nous ne mangerons pas de ce pain là.

  Comparer pour évaluer

  Un peu de physique

Il existe un site de la communauté européenne qui permet d’évaluer la production possible d’une installation photovoltaïque en fonction de ses différents paramètres, dont sa localisation [11].

Nous donnons ici à titre d’exemple deux figures :

  • La production mensuelle par KWc installé pour une latitude et longitude landaise -Figure 7-
  • La hauteur et la position du soleil en fonction de l’orientation au sud pour les deux solstices -Figure 8-. Pour qu’un panneau transforme de manière optimale la lumière qui le frappe en énergie, il faut qu’il reçoive la lumière perpendiculairement à sa surface. Nous voyons au travers de ces figures la variabilité de la production d’énergie photovoltaïque par mois et par heure. Il manque bien sur un paramètre, c’est la couverture nuageuse qui impacte la quantité de lumière au sol. Nous l’avons vu, par l’effet de lissage, avec la généralisation de petites structures, et les progrès de la météo, la production devient parfaitement prévisible.

Figure 7 : Production mensuelle par KWc

Figure 8 : Positions extrêmes du soleil

Une solution est préconisée pour permettre la bonne inclinaison des panneaux : Les trackers. En modifiant constamment la position des panneaux sur deux axes, ils permettent de maintenir le panneau dans la configuration idéale. Ils assurent des gains de 30 à 45 % suivant les lieux. Toutefois, ces solutions sont gourmandes en place et en investissement. De plus, si nous nous référons à la -Figure 8-, nous comprenons parfaitement qu’en modifiant l’angle α d’inclinaison, nous jouons sur l’angle β de la hauteur du soleil (α croissant donne β croissant). Ainsi, si nous augmentons la productivité lorsque le soleil est au zénith, nous la diminuons lorsqu’il est plus bas sur l’horizon (par masquage), et d’autant plus que nous sommes proche du solstice d’hiver, période du pic de chauffage électrique. L’utilisation de trackers impose un entassement moindre des panneaux (cote d), ce que l’on gagne d’une main est perdue de l’autre.

  Productivité des systèmes photovoltaïques

En parcourant la documentation et les données disponibles, nous avons fait de curieuses découvertes. La figure 9 [12] représente les puissances moyennes installées ou projetées en KWc/ha (KWc Kilo Watt Crète par hectare), et la production moyenne annuelle estimée ou réalisée en MWh/ha/an (Méga Watt heure par an et par hectare). Pour pouvoir comparer les différents types d’infrastructures photovoltaïques, nous avons choisi arbitrairement d’utiliser ces deux paramètres ramenés à l’hectare.

Figure 9 : Productivité comparée des infrastructures solaires photovoltaïques suivant le type.

Pour les fermes au sol, il existe une variabilité relativement importante. La demi étendue est de 138KWc/ha , et 200 MWh/an/ha. Toutefois, si l’on enlève la ferme du Gabardan, de loin la plus grande, la plus ancienne, la moins efficace, nous avons respectivement des demi étendues de 110 et 172. Nous ne nous expliquons pas les écarts. La ferme du Ga­bardan est équipée principalement de panneaux ayant un taux de conversion de 14 %, certains sur trackers, alors que les plus récentes ont des taux de conversion de 16 %.

Un des paramètres qui fait la faiblesse de la productivité d’une ferme solaire au sol vient vraisemblablement de l’impossibilité pour les cellules et les panneaux de supporter une ombre même partielle. Les cellules et les panneaux sont montés en série. C’est la production de l‘élément le plus faible qui définit la production de la ligne. Ainsi une cellule à l’ombre rend la production de la ligne nulle. Un seul panneau à l’ombre rend la ligne de panneaux improductive. La -Figure 10- définit les distances entre les rangées, en fonction de l’angle a du panneau par rapport au sol (idéal 36°, souvent 30°) sous nos latitudes, et b l’angle entre le soleil et le sol qui permet le meilleur ratio d’entassement (autour de 22°). Plus α est grand, plus d est grand, moins vous aurez de rangées. b = 22° correspond à peu près la hauteur maximum du soleil au solstice d’hiver sous nos latitudes. Rapprocher les rangées de panneaux, c’est réduire la production d’énergie surtout en hiver

lorsque nous en avons besoin pour le chauffage électrique. De là l’avantage des toitures dont la pente est entre 20 et 40 °.

Figure 10 : Mise en place des panneaux

Certains ont ils réussi à améliorer l’entassement des panneaux au sol, ou bien y a t il d’autres paramètres comme des sous évaluations de production pour négocier des rentes plus faibles pour les propriétaires ? Nous nous interrogeons. Attention, ces valeurs doivent être utilisées comme des ordres de grandeur, nous posons une interrogation sur ces faits troublants. Toutefois, même avec la problématique du positionnement des ombrières, nous constatons que l’utilisation des grands toits, ou des ombrières sur parking, présente une productivité à l’hectare utilisée beaucoup plus intéressante. Un facteur d’efficacité de 3 est vraisemblablement envisageable. Quand à la pose sur des petites surfaces de toiture (particuliers, petits toits de magasins, ou petits immeubles) c’est sans appel, nous pouvons espérer un facteur 4 pour l’efficacité.

La valeur des hangars agricoles de 100 KWc est relativement faible, il s’agit d’un système clefs en main commercialisé par une société Toulousaine. Il y a peut être un compromis entre le prix, la surface au sol, et la limite de 100 KWc à ne pas dépasser pour éviter l’appel d’offre. Ce produit est installé chez l’agriculteur qui fournit le terrain, reçoit une rente pendant 30 ans, et en a la jouissance. La société conserve l’entretien et la vente de l’électricité au tarif T4 correspondant. Au bout de 30 ans, l’agriculteur devient propriétaire de la structure.

Toutefois, il ne faut pas poser les panneaux n’importe où. Le cas de la patinoire d ‘An­glet est intéressant. D’après les données que nous possédons, sa rentabilité ramenée à l’hectare ne serait que d’environ 260 MWh/an/ha. C’est tout le problème des infrastruc­tures pré-existantes.

Les toitures rénovées en sont un autre exemple. La pente, l’exposition, ne sont pas toujours idéales, mais malgré cela, les exemples que nous avons trouvés sont parlants, et possèdent toutefois des demi étendues de 30 %. Cette demie étendue est liées aux remarquables performances des hyper marchés Casino d’Anglet (64) et Boé (47) qui comportent des poses en ombrières et en toiture. Ces toitures donnent une efficacité presque 4 fois supérieure aux fermes photovoltaïques au sol, qui elles sont construites pour cela.

  Les CPV

Les Panneaux photovoltaïques à concentration de lumière constituent la dernière évolution de la technologie. Certains lui prédisent un avenir certain. Le principe est toujours le même. Si nous considérons une cellule silicium, elle présente deux inconvénients. Elle ne fonctionne pas bien, dans des systèmes très ensoleillés au delà de 45 à 50 °C , et elles ne peuvent transformer qu’une partie des longueurs d’ondes lumineuses.

Figure 11 : CPV Principe

A partir de ces considérations, les chercheurs ont été portés vers l’utilisation de cellules triple jonctions (multicouches) développées pour les satellites. Elles se caractérisent par une juxtaposition d’éléments semi-conducteurs différents, tels que le germanium, le phosphure d’indium-gallium et l’arséniure d’indium-gallium, qui leur permettent de capturer une partie plus large du spectre de la lumière solaire. Pour être efficaces, elles doivent recevoir un flux lumineux très intense (équivalent 400 à 1 000 soleils), donc concentré. Elles sont donc associées à des concentrateurs de lumières (lentilles de Fresnel, ou de miroirs paraboliques) -Figure 11- [13] [14]. La cellule devient plus petite, ce qui permet d’économiser de la matière première. Le rendement global du panneau passe de 20 % actuellement à plus de 30 %. Cette technologie présente toutefois des inconvénients :

  • Obligation d’utiliser des trackers.
  • Entassement relativement faible du fait des trackers, et de la nécessité d’absence d’ombre.
  • Mauvais rendement dans les faibles luminosités (nuages). Le dernier appel d’offre de mars 2013 pour les centrales de plus de 250 KWc a réservé deux tranches spécifiques pour ces technologies. Le coût est encore très élevé (0,24€/KWh).

Quel sera l’avenir de ces systèmes par essence plus chers que les installations classiques avec l’arrivée de panneaux polymères imprimés ?

  Le mystère du coût

Une étude très intéressante de la CRE (Commission de la Régulation de l’Énergie) apporte quelques lumières [15] .

Lorsque nous nous penchons sur les coûts pratiqués et leurs évolutions, plusieurs zones d’ombres apparaissent. Nous pourrions espérer que le faible rendement à l’hectare des fermes photovoltaïques soit compensé par un investissement proportionnellement plus faible. Hélas, si nous considérons l’étude de l’ADEME de 2012 [16], nous avons des coûts de réalisation relativement proches. L’ordre de grandeur de la différence de coût n’est que de 20 à 25 % -Figure 12-. Par contre ce tableau reflète t il la vérité des prix ? Pour les particuliers sûrement pas.

Figure 12 Coût des installations Photovoltaïques source ADEME/CRE

La -Figure 13- donne les résultats pour des particuliers, les 4 dernières colonnes sont construites sur des exemples landais [17] . Le contrat EDF 3 KWc 2012 était à peine moins cher qu’une proposition concurrente. Celui de 2013 légèrement supérieur à 2012, alors que le coût des panneaux baissaient. Un geste commercial venait même palier la suppression du crédit d’impôt. Les prix oscillent autour de 4,2 à 5,5€/KWc, nous sommes loin des données ADEME et CRE... Le contrat artisan a été signé en septembre 2013, le contrat 5 KWc EDF fin décembre 2013. La mise en route du contrat EDF a été réalisé début mai 2014, alors que le premier panneau du contrat artisan n’était pas posé. Divers problèmes de permis de construire, puis la faillite du fabricant de panneaux ont entraîné un retard important du contrat artisan.

Figure 13 : Coût et rentabilité pour les particuliers exemple Landes

Pour les fermes photovoltaïques, il est bon de rajouter quelques frais supplémen­taires, comme la location du terrain, des aménagements BTP, les contraintes environne­mentales (études, compensations), rentes et impôts divers... Tout ceci va faire encore baisser la rentabilité. Pourtant, la CRE donne une rentabilité (TRI) avant impôt de 8 %, avec un tarif prévu du type T5.

Le propriétaire du toit peut s’équiper lui même, soit en fond propre, soit avec un em­prunt. De plus, son toit, son parking... n’a pas une fonction première de production d’électricité. Ainsi, la mise en place d’ombrières sur un parking est avant tout un confort supplémentaire pour le client, (abris de la pluie, du soleil) qui apporte une attractivité améliorée du commerce. La production d’électricité ne sera qu’un plus, dans un amortis­sement partagé. Il en est de même pour l’industriel ou l’agriculteur. Le générateur pho­tovoltaïque est un supplément secondaire à une fonction principale, un plus qu’il convient d’encourager, tout comme les économies d’énergies.

En ce qui concerne la structure de gestion des fermes solaires au sol, si nous consultons les diverses documentations fournies, nous trouvons souvent des structures légèrement opaques. Il ne semble pas que les fermes photovoltaïques soit exploitées par les proprié­taires des terrains (communes), mais souvent par plusieurs sociétés qui peuvent même se partager une même structure physique. Quelle en est la raison ? Il semble qu’il y ait donc quelque chose qui ne tourne pas rond dans l’aspect financier du développement des fermes photovoltaïques.

Figure 14 : Evolution su prix des panneaux photovoltaïques

Dans le coût d’une installation photovoltaïque, la CRE nous indique que le prix des panneaux représente plus de 40 % de la totalité de l’investissement. Or le prix des panneaux s’est effondré entre 2009 et 2012 -Figure 14-. Il continue de baisser. Ainsi toujours selon la CRE et l’ADEME, le prix des panneaux dans les installations était de 2€/Wc en 2011, et devrait se situer à 0,7€/Wc lors des démarrages des lauréats du dernier appel d’offres >250 KWc. Les coûts moyens complets d’investissement sont passés de 4€ /Wc à 1,75 €/Wc. Ceci ne manque pas de poser quelques questions sur la remarquable stabilité des prix pratiqués envers les petits producteurs. Il y a sûrement de la marge qui se volatilise. Comment expliquer ce différentiel, l’effet de massification de la commande n’explique pas tout. Surtout lorsque l’on sait que des grosses entreprises comme EDF ENR, réalisent aussi de gros volumes chez les particuliers. Les devis pour les particuliers sont sous forme de forfaits très peu détaillés. Ils peuvent comprendre 3 lignes au maximum :

  • Fourniture du matériel (seuls les panneaux sont référencés explicitement)
  • Installation sans aucun détail des postes
  • Remise commerciale Toutefois, si nous rapportons le prix public des panneaux au coup global payé, nous sommes autour de 50 % pour l’incidence des panneaux. Mystère...

  Conclusion des Amis de la terre des Landes

Tout en étant favorables au développement du photovoltaïque, nous sommes opposés aux fermes solaires construites sur des terrains naturels, ou agri­coles. Nous avons pour cela plusieurs raisons :

  • Arrêt de l’artificialisation des terres
  • Développement d’une production locale diffuse pour une consommation lo­cale diffuse.
  • Variabilité du coût des installations étonnante.
  • Altération des systèmes hydrauliques, dans les zones forestières fragiles.
  • Suppression de surfaces de production agricoles ou forestières.
  • Détournement de l’esprit de la loi sur la compensation forestière.
  • Utilisation prioritaire des zones artificialisées souvent plus productives (toits, ombrières) ou des terrains pollués (peut permettre une lente dépollution par couplage cultural).
  • Moins bonne productivité par unité de surface des installations au sol.
  • Alibi très critiquable de la gestion des émissions carbone. Rappelons qu’une recommandation eu­ropéenne prévoit l’arrêt de l’artificialisation des terres en 2025. Le deuxième item est pour nous une évidence et s’applique parfaitement aux possibilités des infrastructures de production photovoltaïques.

Nous ne reviendrons pas sur la composition de certains panneaux contenant du Tellurure de cadmium (CdTe), dans les installations sur sol, et des dangers potentiels de dissémination.

La principale source d’énergie est celle que nous ne consommons pas. 15 millions de lo­gements sur les 27 millions de résidences principales ne sont pas isolés, et parmi ces lo­gements non isolés, 3 millions sont en tout électrique. La quart de la consommation élec­trique hivernale française est liée au chauffage. C’est une spécialité française, tout comme le pic de consommation lors des grands froids. La moitié du pic européen est dû à la France.

ECONOMISONS AVANT DE PRODUIRE PLUS.

Les Amis de la Terre sont favorables au développement des énergies solaires. Toutefois, nous sommes fortement enclins à préférer les installations sur toiture, et zones déjà artifi­cialisées : parking, zones industrielles en friche, ou en déshérence, sols modérément pol­lués en cours de dépollution par des plantes spécifiques...

’ Small is beautiful ’ a écrit en 1973 l’économiste britannique Ernst Friedrich Schumacher. Les Amis de la terre pensent, qu’avec la sobriété énergétique, c’est l’une des principales voies de l’avenir pour l’énergie. Le photovoltaïque en petites installations permet de se passer de postes sources, et donc des grosses restructurations des réseaux de transport imaginées par les tenants des grosses structures. Et il pourra le faire, d’autant plus longtemps, qu’il ne représentera que quelques % de l’énergie élec­trique produite.



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