Énergie solaire en Chine

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Tour de la Rivière des Perles à Guangzhou, 21 octobre 2012.

L'énergie solaire en Chine connait une croissance très rapide depuis la mise en place de politiques de soutien à partir de 2008-2009, bien que le potentiel solaire de la Chine soit surtout important dans les régions de l'ouest (Tibet et désert de Gobi), désertiques, éloignées des centres d'activités économiques, en grande partie côtiers.

La filière solaire thermique est très développée : la Chine est largement en tête des pays producteurs de chaleur d’origine solaire, avec 71 % du parc mondial fin 2018.

La filière photovoltaïque place également la Chine au 1er rang mondial : sa production d'électricité solaire représentait 29,5 % de la production mondiale en 2017 ; sa progression est fulgurante : +144 % en 2013, +89 % en 2014, +53 % en 2015, +68 % en 2016, +74 % en 2017, mais elle a ralenti nettement en 2018 (+36 %) et 2019 (+26 %). L'Agence internationale de l'énergie estime la production chinoise d'électricité solaire photovoltaïque à 3,9 % de la production totale d'électricité du pays fin 2019.

En 2019, la Chine est restée largement en tête du marché mondial du photovoltaïque, malgré un ralentissement dû à la réduction des subventions du gouvernement, avec 30,1 GWc connectés dans l'année, soit 26 % du marché mondial, portant sa puissance installée cumulée à 204,7 GWc, au 1er rang mondial (32,6 % du total), loin devant les États-Unis (75,9 GWc), le Japon (63 GWc), l'Allemagne (49,2 GWc) et l'Inde (42,8 GWc).

Sept entreprises chinoises figurent au classement mondial 2019 des dix plus grands fabricants de modules photovoltaïques (plus une entreprise sino-canadienne), dont le no 1 mondial Jinko Solar, le no 2 JA Solar et le no 3 Trina Solar.

La Chine a été accusée en 2012 de pratiquer le dumping : les États-Unis et l'Union européenne ont instauré des droits de douane sur les importations de panneaux solaires chinois, mais en un accord de compromis a été signé avec la Commission européenne et les taxes antidumping européennes sont supprimées en , alors que les États-Unis renforcent les leurs.

La filière solaire thermodynamique à concentration est en train de passer du stade expérimental au stade industriel, avec trois centrales (200 MW) mises en service en 2018, 10 centrales en construction d'une puissance cumulée de 755 MW et 11 projets en développement totalisant 785 MW.

Potentiel solaire de la Chine[modifier | modifier le code]

Carte d'irradiation solaire globale horizontale de la Chine continentale, SolarGIS 2014.

Le potentiel solaire théorique de la Chine est estimé à 1680 Mds Tep (19,5 millions de TWh) ; capter 1 % de cette ressource et l'utiliser avec un rendement de 15 % produirait autant d'électricité que le monde en produit en 18 mois[1].

La carte ci-contre montre le potentiel solaire de la Chine, qui est assez modeste, sauf dans les régions du désert de Gobi et surtout du Tibet, seul à dépasser le seuil de 2 000 kWh/m². Les régions administratives correspondantes sont la Région autonome du Tibet, le Qinghai, le Gansu et la Mongolie-Intérieure.

Potentiel théorique estimé des principales régions pour des centrales solaires thermodynamiques (Potentiel d'énergie solaire en Chine - DNI : Irradiation normale directe)[2] :

Potentiel théorique par région
Région Puissance
GW
Productible
TWh/an
Mongolie-Intérieure 6 059 15 170
Xinjiang 5 040 13 300
Qinghai 2 751 7 100
Région autonome du Tibet 1 720 5 530
Gansu 455 1 142

Solaire thermique[modifier | modifier le code]

Chauffe-eau solaire à Weihai, province de Shandong, 13 avril 2011 ; on distingue les tubes sous vide.
Un nouveau quartier à Tieshan, Hubei, avec les bâtiments équipés de chauffe-eau solaires, 6 septembre 2008.
Statue géante du poète Qu Yuan devant la ville ancienne de Jingzhou, capitale de Chuguo, dans la province de Hubei, avec capteurs solaires sur les toits, 5 septembre 2010.

Le solaire thermique comprend les chauffe-eau solaires individuels ou collectifs et les installations de chauffage de piscines et de locaux divers.

La Chine est très largement en tête des pays producteurs de chaleur d’origine solaire : en 2018, elle a installé 24 800 MWth de capteurs solaires thermiques (après 26 100 MWth en 2017), soit 74,5 % du marché mondial, portant la puissance installée cumulée du parc chinois à 359 300 MWth, soit 71 % du total mondial[3].

Fin 2017, la puissance installée cumulée des capteurs solaires thermiques en Chine atteignait 334 520 MWth, soit 477,9 Mm2 (millions de m²) de capteurs, ce qui représentait 70,6 % du total mondial ; 304 543 MWth étaient des capteurs à tubes sous vide et 29 973 MWth des capteurs plans vitrés[4].

Malgré cette première place mondiale pour la puissance totale, et en raison du grand nombre d'habitants de la Chine, la puissance solaire thermique par habitant se situait seulement au 8e rang mondial avec 242,5 Wth en 2017 contre 540,5 Wth à la Barbade, 440,2 Wth à Chypre, 413,2 Wth en Autriche, 397,4 Wth en Israël et 276 Wth en Australie[4].

Fin 2010, la Chine représentait 60 % du parc mondial (Europe : 18,4 % ; Amérique du Nord : 8,2 %), avec 117,5 GW de puissance totale installée ; en 2010, elle a installé 34,3 GW, soit 49 millions de m2[5].

Selon l'ADEME, la puissance thermique installée par habitant fin 2012 était de 84,8 Wth en Chine contre 56,4 Wth en Europe ; la Chine est leader pour les capteurs à tubes sous vide, alors que les États-Unis ont principalement installé des capteurs non-vitrés (« unglazed ») et l’Union Européenne des capteurs plans vitrés (« glazed ») ; 90 % de la surface de capteurs fin 2010 était utilisée pour la production d'eau chaude en maisons individuelles, 8 % pour des systèmes eau chaude en immeubles collectifs, et moins de 1 % pour les systèmes solaires combinés (eau chaude plus chauffage des locaux), qui représentent 18 % en Europe[6].

Pendant la période du 11e Plan quinquennal (2006 — 2010), la production annuelle de l'industrie solaire thermique chinoise a grimpé de 15 millions de m2 à 49 millions de m2 et pour l'année 2011 elle devrait être de 17,6 % supérieure à celle de 2010, atteignant 57,6 millions dem 2[7].

Le groupe chinois Himin Solar est le premier fabricant mondial de chauffe-eau solaires avec une production annuelle de 2 millions de m2[8].

Photovoltaïque[modifier | modifier le code]

Production d'électricité[modifier | modifier le code]

L'Agence internationale de l'énergie estime la production chinoise d'électricité solaire photovoltaïque à 3,9 % de la production totale d'électricité du pays fin 2019 (moyenne mondiale : 3 % ; Europe : 4,9 %) ; cette estimation est basée sur la puissance installée au 31/12/2019, donc supérieure à la production réelle de l'année[9].

La production d'électricité photovoltaïque s'est élevée en 2019 à 224,3 TWh, en progression de 26,3 % par rapport à 2018. Les centrales photovoltaïques ont produit 169,7 TWh, en progression de 22,7 %, avec un facteur de charge de 1260 heures ; la production distribuée (décentralisée) s'est élevée à 54,5 TWh, en progression de 39,4 %, avec un facteur de charge de 961 heures. La production perdue pour cause de manques locaux d'infrastructures de réseau a été réduite à 4,6 TWh, soit 2 %, ce qui prouve que ce problème est en voie de solution[9].

Le solaire photovoltaïque chinois a produit 131 TWh en 2017, plaçant la Chine au 1er rang mondial des producteurs d'électricité avec 29,5 % du total mondial, devant les États-Unis (67 TWh) et le Japon (55 TWh)[10].

La part du photovoltaïque dans la production d'électricité atteignait 2,0 % en 2017[11].

En 2015, la Chine est devenue le 1er producteur mondial d'électricité solaire avec 18,3 % du total mondial, dépassant l'Allemagne (15,7 %, ex numéro 1), le Japon (14,5 %) et les États-Unis (13,0 %)[12].

Production d'électricité photovoltaïque en Chine[11]
Année Production (GWh) Accroissement Part prod.élec.
2008 152 0,004 %
2009 279 +84 % 0,01 %
2010 699 +151 % 0,02 %
2011 2 604 +273 % 0,06 %
2012 6 344 +144 % 0,13 %
2013 15 451 +144 % 0,28 %
2014 29 195 +89 % 0,51 %
2015 44 782 +53 % 0,76 %
2016 75 256 +68 % 1,21 %
2017 130 687 +74 % 1,97 %
2018[9] 177 600 +36 %
2019[9] 224 300 +26 %

Puissance installée[modifier | modifier le code]

La Chine a installé 30,11 GWc en 2019, soit 26 % du marché mondial de l'année, portant sa puissance installée à 204,7 GWc, au 1er rang mondial avec 32,6 % du total mondial, loin devant les États-Unis (75,9 GWc), le Japon (63 GWc), l'Allemagne (49,2 GWc) et l'Inde (42,8 GWc). Le marché chinois s'est fortement contracté en 2019 pour la deuxième année consécutive : -32,2 % par rapport à 2018 (44,38 GWc), -16 % en 2018 par rapport aux 52,8 GWc de 2017. Il reste cependant en tête, loin devant l'Europe (16 GWc), les États-Unis (13,3 GWc), l'Inde (9,9 GWc) et le Japon (7 GWc). Les installations de 2019 se répartissent en 17,9 GWc de centrales photovoltaïques et 12,2 GWc de capacités décentralisées, généralement installées en toitures[9].

En 2018, la Chine a installé 45 GWc, soit environ 45 % du marché mondial de l'année, portant sa puissance installée à 176,1 GWc, au 1er rang mondial avec 35 % du total mondial, loin devant les États-Unis (62,2 GWc), le Japon (56 GWc) et l'Allemagne (45,4 GWc). Le marché chinois a connu une forte croissance : 15,2 GWc en 2015, 34,4 GWc en 2016 et 53 GWc en 2017 ; mais il a reculé de 15 % en 2018, le gouvernement chinois ayant décidé en de limiter le développement du photovoltaïque afin d'éviter une surchauffe du marché et une augmentation excessive des prix de détail de l'électricité[13].

Les tarifs d'obligation d'achat ont été abaissés même pour les centrales existantes (-6 % à -9 % selon la région). Au début de 2019, un nouveau mécanisme « parité réseau » sans subvention a été créé : les licences de raccordement sont accordées directement aux grandes centrales au sol capables de produire à un coût inférieur ou égal à celui des centrales à charbon, sans quota mais seulement dans les zones interconnectées où le plein usage de leur production est assuré. Selon Citygroup Research, la parité réseau par rapport au charbon serait atteinte en décembre 2018 dans 11 provinces administratives sur 31 ; la première licence de ce type a été accordée en à une centrale de 500 MWc à Golmud, dans la province de Qinghai, sur le plateau tibétain, au prix de vente de 0,316 yuan/kWh alors que le prix local de marché des centrales à charbon est de 0,325 yuan/kWh[14].

En 2015, la Chine avait installé 15,15 GWc, soit plus de 30 % du marché de l'année, portant sa puissance installée à 43,53 GWc, au 1er rang mondial avec 15,7 % du total mondial, dépassant pour la première fois l'Allemagne (39,7 GWc)[15].

Le NEA (Administration nationale de l'énergie) prévoit qu'au cours du 13e plan quinquennal le pays devrait tripler sa capacité, ajoutant 15 à 20 GWc par an pour amener la puissance installée à plus de 140 GWc en 2020[16].

En 2014, la Chine est restée largement en tête, avec 10,56 GWc installés au cours de l'année, soit 27 % du marché mondial, portant sa puissance cumulée à 28,2 GWc, s'approchant de celle du leader allemand (38,2 GW) ; les installations de 2013 ont atteint 10,95 GWc, chiffre revu en baisse par rapport à l'estimation initiale de 12,92 GWc qui englobait des parcs solaires terminés mais pas encore connectés. L'objectif de 35 GWc en 2015 devrait être atteint et le nouvel objectif est de 100 GWc en 2020[17].

En 2013, la Chine s'est placée largement en tête du marché mondial, avec 11,8 GWc installés, dont 11,3 GWc connectés au réseau ; le 2e marché, celui du Japon, se situe loin derrière avec 6,9 GWc. La Chine s'est hissée au 2e rang mondial pour sa puissance installée : 18,3 GWc fin 2013, derrière l'Allemagne (35,5 GWc)[18]. Elle représente ainsi 13 % du total mondial[19].

Les installations ont connu une accélération à la fin de l'année 2013, motivée par une offre de tarification incitative pour les grands projets photovoltaïques ; les objectifs du plan quinquennal ont été relevés : celui concernant la puissance installée photovoltaïque 2015 a été porté à 35 GWc et celui de 2020 à 100 GWc[20].

Politique de soutien au photovoltaïque[modifier | modifier le code]

Maisons dont les toits sont tapissés de panneaux photovoltaïques dès leur construction à Tourfan dans la région autonome du Xinjiang.

Les aides publiques au solaire prenaient plusieurs formes en 2014 :

  • programmes nationaux de soutien à la recherche fondamentale et appliquée ;
  • projets nationaux de déploiement (centrales solaires et installations PV intégrées au bâtiment) et de développement du réseau électrique ; ces projets comportent notamment des aides financières aux entreprises : aides à l'investissement et tarifs fixes de rachat obligatoire par les distributeurs de l'électricité produite (feed-in tariff) ;
  • aides des gouvernements locaux, de manière sélective, aux industriels positionnés dans le secteur PV[20].

Une réglementation adoptée en oblige les sociétés exploitant le réseau électrique chinois à offrir un raccordement gratuit aux installations solaires d’une puissance inférieure à 5 MW ; cette règle fait partie d’une série de mesures visant à dynamiser le secteur de l’énergie solaire, accablée par surproduction et ralentissement des marchés exports ; le premier système solaire d’un particulier a été relié au réseau électrique à Qingdao fin 2012[21].

En , le gouvernement chinois a alloué 7 milliards de yuans supplémentaires à l’industrie photovoltaïque nationale. En plus du relèvement de 40 % des objectifs de capacité pour 2015, portés à 21 GW en septembre, ce soutien montre l’importance accordée au secteur par la nouvelle administration de Pékin. Cela porte les subventions à l’industrie accordés en 2012 à 13 milliards de yuans (environ 1,58 milliard d’euros), sans compter les prêts à taux préférentiels des banques d’état qui reposent sur des décisions naturellement politiques[22].

Le photovoltaïque pèse lourd dans les dépenses publiques avec une subvention de 0,42 CNY/kWh (5 c€/kWh) en 2013, encore élevée par rapport au prix de l'électricité en Chine[23].

Le gouvernement chinois ayant annoncé une modulation, à partir du 01/01/2014, des tarifs obligatoires d'achat (1 Ұ/kWh, soit 0,16 $/kWh pour les grands parcs solaires jusqu'ici) selon les régions, une explosion des demandes d'autorisation a été observée dans les régions dont les tarifs allaient baisser (Ouest et Nord) ; les tarifs d'achat pour les petites installations (0,42 Ұ/kWh) sont avantageux car ils sont accordés pour toute la production, y compris sa part autoconsommée qui n'est pas facturée, alors que les prix de l'électricité pour les ménages sont de 0,6 à 0,8 Ұ/kWh. De plus, certaines provinces accordent des subventions supplémentaires (Hebei, Jiangsu)[24].

Les autorités chinoises ont annoncé le une forte réduction des tarifs d'achat réglementés pour les nouvelles installations et la suspension des autorisations de mise en service jusqu'à la fin de l'année. En 2017, la Chine a mis en service 53 GWc, soit plus de la moitié du total mondial ; les opérateurs de réseaux peinent à raccorder toutes ces installations dont certaines ne sont pas forcément pertinentes : 70 % des plus grands projets solaires ou éoliens ont été installés en Chine septentrionale, où la demande électrique et les capacités d'exportation sont faibles. Cette croissance exponentielle est devenue extrêmement coûteuse ; financé par une taxe sur la consommation d'électricité, le fonds de développement du renouvelable voit son déficit se creuser rapidement : il aurait dépassé les 100 milliards de yuans (13 milliards d'euros) en 2017. La Chine a donc entrepris de couper dans ses subventions pour freiner les investissements, et a commencé à expérimenter un système d'enchères inversées : les autorisations de construction sont attribuées aux projets les moins coûteux. Cette décision pourrait avoir des conséquences rapides sur le marché mondial : selon le scénario le plus pessimiste d'une étude de Bloomberg New Energy Finance (BNEF), les mises en service de panneaux solaires pourraient baisser de 3 % dans le monde en 2018, à 95 GWc. Face à l'effondrement à venir de la demande, les fabricants de panneaux solaires chinois se retrouvent en surcapacités et les analystes anticipent désormais une baisse des prix d'un tiers des panneaux, qui les rendra plus compétitifs pour attaquer le marché américain[25].

La politique de réduction des subventions par l'introduction d'appels d'offres semblables à ceux de l'Europe a produit une forte baisse des mises en service : -16 % en 2018 et -32 % en 2019. Le gouvernement donne la priorité aux projets de « parité réseau » dont les coûts de production sont inférieurs à ceux des centrales au charbon. La National Energy Administration (NEA) a lancé son premier appel d'offres en pour 22,7 GWc répartis en 3921 projets ; les prix ont atteint 35,8 à 71,5 €/kWh avec une moyenne de 42,7 €/kWh. Auparavant, en , la NEA avait approuvé une liste de 168 projets solaires sans subvention pour un total de 14,8 GWc, dont 4,9 GWc prévus pour être mis en service en 2019 et 8,9 GWc en 2020. La NEA a confirmé en une réduction de 50 % des subventions aux nouveaux projets[9].

Problèmes d'intégration au réseau[modifier | modifier le code]

Deux tiers des équipements PV actuels sont des installations de grande taille, comme les centrales solaires. Elles sont surtout situées dans les régions du nord-ouest où l'ensoleillement est le plus important, avec notamment les provinces du Qinghai comportant le parc solaire de Golmud de Huanghe Hydropower, premier parc photovoltaïque mondial, du Gansu, ainsi que la région autonome du Xinjiang. Or, la demande en énergie se situe davantage dans les régions de l'est, ce qui pose un problème d'acheminement de l'électricité. Pour y remédier, les autorités ont imposé à ces régions un quota de 60 % d'installations intégrées au bâtiment en 2014, et cet effort sera poursuivi. De plus, la construction de nouvelles centrales solaires devrait à l'avenir mieux intégrer la question du raccordement au réseau. En effet, selon Bloomberg, 30 % des installations mises en place en 2013 ne seraient pas encore raccordées. Le stockage de l'énergie solaire est également un autre défi que les chercheurs chinois devront relever[20].

Les trois principales centrales photovoltaïques en activité de la Région autonome du Tibet sont la Yangbajing (20 MW), à Lhassa, principale ville de la région, de Shigatse, 10 MW (bientôt 20 MW) la deuxième ville et Ngari (10 MW), troisième ville, permet également de répondre aux besoins en électricité de ces régions enclavées.

Principaux acteurs[modifier | modifier le code]

La Chine est devenue le plus grand producteur de panneaux solaires photovoltaïques, représentant en 2010 près de 50 % de la fabrication mondiale[26] et en 2015 près de 70 %[16]. Ses six plus grands fabricants solaires valaient plus de 15 milliards $. En 2011, cinq des dix principaux fabricants mondiaux de cellules photovoltaïques étaient chinois et deux sont taïwanais ; de plus, Canadiansolar (no 7), dont le siège est à Toronto, est dirigée par un chinois et a son centre de recherche et ses unités de production en Chine[27].

Dans le classement mondial 2019 des dix plus grands producteurs de cellules photovoltaïques, sept sont chinois et un sino-canadien : le no 1 mondial, Jinko Solar, JA Solar, Trina Solar, LONGi Solar, Canadian Solar, Risen Energy, GCL, Shunfeng (Suntech Power)[9].

Concurrence internationale[modifier | modifier le code]

Le département américain au Commerce annonce en des taxes anti-dumping sur l'importation de panneaux solaires chinois pouvant aller jusqu’à 250 %, qui entrent en application en novembre, avec effet rétroactif. Ces taxes se décomposent en deux parties, l’une liée au dumping dont les Américains accusent les Chinois, l’autre ayant pour objet de compenser les aides dont bénéficient les fabricants chinois de la part de leur gouvernement, aides jugées abusives par les industriels américains, qui accusaient la Chine de vendre aux États-Unis des cellules solaires à un prix de 18 à 250 % inférieur au prix juste. Les Chinois Suntech Power, Trina Solar, Yingli, JA Solar ou Haeron Solar, les plus gros fabricants au monde et les plus présents sur les marchés occidentaux, sont soumis à des taxes dont le cumul ne dépasse pas 50 % ; les taxes à 250 % frappent des sociétés qui ne sont pas encore présentes aux États-Unis. La Chine réplique en ouvrant en une enquête pour déterminer si les prix du silicium pratiqués par les Américains étaient bien conformes aux règles internationales du commerce[28].

En Europe, deux plaintes sont déposées en septembre et octobre 2012 auprès de la Commission européenne, la première pour dumping, la seconde pour « subventions illégales », par l'association EU ProSun, emmenée par l'allemand SolarWorld. Cette plainte est contestée par l'AFASE (Alliance for affordable solar energy), dont les dirigeants sont des représentants locaux des grands fabricants chinois[29]. La Commission européenne confirme le 8/11/2012 qu'elle ouvrait une enquête antidumping sur les importations de panneaux solaires fabriqués en Chine et une enquête antisubvention[30].

Un accord est conclu en entre la Commission européenne et la Chine sur un prix minimum de vente de 0,56 /W pour les panneaux et un volume maximum d'exportation de Chine vers l'Europe de 7 GW par an ; cette limite représente 60 % du marché européen, alors que la Chine avait en 2012 une part de marché de 80 %[31].

Quelques mois plus tard, l’UE complète cet accord « amiable » en imposant des mesures antidumping et anti-subventions aux entreprises chinoises n’appliquant pas l’accord. Ainsi, en 2015, différentes entreprises chinoises sont soumises à ces mesures antidumping, parmi lesquelles des leaders mondiaux tels que Canadian Solar ou ReneSola. La Commission européenne leur reproche de contourner l’accord grâce à un système de sous-traitance et de transit des cellules et modules par des pays tiers tels que Taïwan ou la Malaisie. Par ailleurs, l’entreprise Trina Solar s’est elle-même exclue de l’accord pour marquer son désaccord avec la politique de l’Union européenne. Ces mesures sont soutenues par les producteurs de cellules et modules européens, en particulier SolarWorld (Allemagne), mais elles sont critiquées par les développeurs de projets selon qui la levée de ces mesures permettrait de diminuer de 10 % le coût des projets photovoltaïques[16].

En , Donald Trump signe l'instauration de nouvelles taxes douanières sur les panneaux solaires, au taux de 30 % de la valeur des produits la première année (avec une exemption sur les 2,5 premiers gigawatts) ; ils descendront ensuite jusqu'à 15 % la quatrième année. Selon Washington, la Chine produit 60 % des cellules photovoltaïques et 71 % des panneaux solaires dans le monde[32].

Le , les taxes antidumping européennes sur les panneaux solaires chinois sont supprimées[33].

Principales centrales photovoltaïques[modifier | modifier le code]

Principales centrales photovoltaïques en Chine (100 MWc et +)[34]
Puiss.
(MWc)
Nom Localité Province Surface Mise en
service
Exploitant/Propriétaire
480 Longyangxia Solar-hydro[n 1] Longyangxia, Xian de Gonghe Qinghai 916 ha -2015[35] filiale de China Power Investment Corporation
200 Parc solaire de Golmud[36] Golmud Qinghai 564 ha [37] Huanghe Hydropower, filiale de China Power Investment Corporation
200 Gonghe industrial park[38] Xian de Gonghe, Préfecture de Hainan Qinghai 600 ha 2013 CPI Huanghe Company
100 Xitieshan (en) Xitieshan, Préfecture de Haixi Qinghai septembre 2011 CGN Solar Energy
100 Chengde[39] Chengde Hebei CPI Hebei Company
100 Jiayuguan (en)[40] Jiayuguan Gansu 260 ha Goldpoly New Energy (Hong Kong)
100 Ningxia Qingyang[41] Qingyang, Zhongwei Ningxia GCL-Poly Energy Holdings (Hong Kong)
100 Gonghe County Xian de Gonghe, Préfecture de Hainan Qinghai 2013
100 Xiangshui[42] Xiangshui Jiangsu 200 ha[n 2] Jinko Solar

Énergie solaire thermodynamique[modifier | modifier le code]

En comparaison des autres pays producteurs d'énergie solaire thermodynamique, la Chine présente des particularités très marquées[2] :

  • des températures de −30 °C peuvent être atteintes en hiver dans les régions à fort potentiel, rendant difficile le maintien à l'état liquide des fluides caloporteurs pendant la nuit ;
  • de longues périodes de pénurie d'eau sont observées dans le nord-ouest ;
  • des tempêtes de sable surviennent fréquemment dans les déserts de l'ouest ;
  • l'irradiation solaire est impactée par des formations nuageuses massives et sombres dans de larges parties de la Chine ;
  • la production nationale à grande échelle de cellules et panneaux photovoltaïques assure de bas coûts d'investissement, rendant le solaire thermodynamique peu compétitif ;
  • des difficultés majeures persistent pour transporter la production électrique de l'ouest vers les centres de consommation de l'est, sur 2 000 à 4 000 km, avec de fortes pertes en ligne ; des investissements massifs en lignes à très haute tension à courant continu (HVDC) sont nécessaires ;
  • les fournisseurs nationaux de composants manquent encore d'expérience du solaire thermodynamique.

Production d'électricité[modifier | modifier le code]

En 2017, les centrales solaires thermodynamiques chinoises ont produit 29 Gwh d'électricité (27 en 2015, 2 en 2010)[11].

Principales centrales solaires thermodynamiques[modifier | modifier le code]

La Chine a mis en service en 2016 la centrale de SunCan Dunhuang Phase I (10 MW), dotée d'un stockage à sels fondus de 15 heures, lui permettant de fonctionner 24 heures sur 24 ; la deuxième phase du projet, une centrale à tour de 100 MW, est en construction. Elle fait partie des 20 projets pilotes, totalisant 1 400 MW, sélectionnés par l'Administration nationale de l'énergie (NEA) ; ces centrales seront installées dans les provinces bénéficiant des plus hauts niveaux d'irradiation solaire : le Qinghai, le Gansu, le Hebei, la Mongolie intérieure et le Xinjiang ; ils comprennent 9 centrales à tour, 7 centrales cylindro-paraboliques et 4 centrales Fresnel linéaires[43]. En 2017, la Chine est le pays le plus actif au monde avec neuf projets (Qinghai Supcon Delingha 50 MW, Dunhuang 100 MW, Hami 50 MW, Gansu Akesai 50 MW, Chabei Molten Salt Parabolic Trough 64 MW, Yumen Town East 50 MW, Gansu Yumen East town 50 MW, Urat Middle Banner 100 MW, Yumen Thermal Oil Parabolic 50 MW)[44]. En 2018, trois projets ont été mis en service : la centrale à miroirs cylindro-paraboliques CGN Delingha (50 MW, stockage de 9 heures) et les deux centrales à tour solaire de Shouhang Dunhuang (100 MW, stockage de 11 heures) et de Supcon Delingha (50 MW, stockage de 6 heures)[3].

Centrales solaires thermodynamiques en fonctionnement en Chine
Puissance
nominale (MW)
Nom Localisation Mise en service en Technologie Notes
1 Dahan (Yanqing Solar Power Station) Pékin 2012 Tour solaire Académie des sciences[45]
10 Dunhuang I Dunhuang, Gansu 2016 Tour solaire construite par Suncan, stockage : 15 h[3],[46]
50 Delingha Delingha, Qinghai 2018[n 3] Miroir cylindro-parabolique stockage : 9 h[47]
100 SunCan Dunhuang Phase II Dunhuang, Gansu 2018[n 4] Tour solaire stockage : 11 heures[48]
50 Delingha Supcon Delingha, Qinghai 2018[n 5] Tour solaire stockage de 6 heures[49],[50]
Centrales solaires thermodynamiques en construction en Chine
Puissance
nominale (MW)
Nom Localisation Mise en service attendue en Technologie Notes
200 Golmud Golmud, Qinghai 2018[n 6] Tour solaire stockage : 15 heures[51]
100 Urat Middle Banner Urat Middle Banner (Mongolie-Intérieure) 2018[n 7] miroir cylindro-parabolique stockage : 4 heures[52]
92,5 Ningxia ISCC Yinchuan, Ningxia 2014? centrale solaire à cycle combiné les miroirs cylindro-paraboliques sont associés à des turbines à gaz pour augmenter l'efficacité énergétique[53]
71 Heliofocus China Orion Project Mongolie-Intérieure 2013-2015 Héliostat en 3 étapes : 1 MW en 2013, 10 MW fin 2014 et 60 MW en 2015, pour « booster » une centrale au charbon[54]
64 Chabei Chabei (Hebei) ? miroir cylindro-parabolique stockage : 16 heures[55]
50 Hami Hami (Xinjiang) ? Tour solaire [56]
50 Gansu Akesai Akesai, Gansu ? Miroir cylindro-parabolique [57]
50 Yumen Tower Yumen, Gansu 2018[n 8] Tour solaire stockage : 9 heures[58]
50 Yumen Rayspower Yumen, Gansu [n 9] ? Miroir cylindro-parabolique stockage : 7 heures[59]
50 Erdos Hanggin Banner 2013 Miroir cylindro-parabolique [60]
27,5 Jinshawan Mongolie-Intérieure 2013 Tour solaire (cheminée) Première phase opérationnelle à 200 kW fin 2010, phase finale en 2013[61]

La Chine dispose de plusieurs projets pilotes tels que[2] :

  • la centrale-tour de 1 MWe de Dahan située à Badaling, Xian de Yanqing dans la municipalité de Pékin (Tour de 42 m de haut avec 100*100 m2 d'héliostats, propriété de l'IEECAS (Institute of Electrical Engineering, Chinese Academy of Science) ;
  • la centrale « e-Cube 1 » de 1 MW à Sanya, Hainan, première centrale solaire thermique à héliostat modulaire dans le monde[62] ;
  • une centrale cylindro-parabolique de 180 kW dans le Xinjiang.

De nombreux autres projets testant les différentes technologies sont menées par divers laboratoires de recherche universitaires[63].

La Tour solaire (cheminée) de Jinshawan, en Mongolie-Intérieure, devait être construite en deux phases :

  • la première phase opérationnelle à 200 kW fin 2010,
  • phase finale (27,5 MW) en 2013[61] ;

mais la tour de la première phase est trop courte et son collecteur trop petit pour un fonctionnement correct ; du verre serti dans des cadres de métal a été employé pour le collecteur, et de nombreuses plaque de verre ont été fendues ou brisées par la chaleur[64].

La NDRC (National Development and Reform Commission) a fixé comme objectifs de puissance installée en centrales solaires thermodynamiques 1 GW pour 2015 et 3 GW pour 2020. En 2010 et 2011, cinq centrales d'une puissance installée totale de 343 MW ont reçu l'approbation du gouvernement. Le premier appel d'offres pour un de ces projets a débuté fin 2010 pour une centrale cylindro-parabolique de 50 MW à Erdos en Mongolie-Intérieure[2].

Centrales solaires thermiques en projet en Chine
Puissance
nominale (MW)
Nom Localisation Technologie Notes
135 Delingha Delingha, Qinghai Tour solaire en développement par Brightsource pour mise en service en 2017, stockage : 3,7 h[65]
100 Golden Tower Jinta, Gansu Tour solaire en développement par China Three Gorges, stockage : 8 h[66]
100 Yumen 100 Tower Yumen, Gansu Tour solaire en développement par Suncan, stockage : 10 h[67]
100 Gulang Wuwei, Gansu Miroir cylindro-parabolique en développement, stockage : 7 h[68]
50 Dacheng Dunhuang Dunhuang, Gansu Lentille de Fresnel stockage : 13 h[69]
50 Qinghai Gonghe Gonghe, Qinghai Tour solaire stockage : 6 h[70]
50 Shangyi Shangyi, Hebei Tour solaire stockage : 4 h[71]
50 Urat Urat Middle Banner, Mongolie-Intérieure Lentille de Fresnel stockage : 6 h[72]
50 Yumen East Town Yumen, Gansu Miroir cylindro-parabolique en développement, stockage : 7 h[73]
50 Zhangbei Zhangbei, Hebei Lentille de Fresnel stockage : 14 h[74]
50 Zhangjiakou Zhangbei, Hebei Lentille de Fresnel stockage : 14 h[75]

Politique de soutien au solaire thermodynamique[modifier | modifier le code]

Le soutien des pouvoirs publics a consisté d'abord à financer les projets des centres de recherche universitaires ; dans une deuxième étape, à partir de 2010, des appels d'offres ont été organisés pour choisir des projets qui bénéficieront de tarifs d'achat garantis sur 25 ans. Le premier appel d'offres pour un de ces projets a débuté fin 2010 pour une centrale cylindro-parabolique de 50 MW à Erdos en Mongolie-Intérieure : Datang, une entreprise d'état dédiée surtout à la production d'électricité, a emporté l'appel d'offres avec la proposition de prix la plus basse : 0,94 RMB/kWh (110  /MWh) pour une période de fonctionnement de 25 ans[2].

Principaux acteurs[modifier | modifier le code]

La recherche est surtout organisée par l'IEECAS (Institute of Electrical Engineering, Chinese Academy of Science), qui a développé des projets avec diverses compagnies et universités.

Les développeurs des premiers projets de centrales sont tous, sauf un, de grandes compagnies de production d'électricité appartenant à l'État[2] :

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. la centrale solaire est construite près du barrage de Longyangxia, qui compense les fluctuations de la production solaire.
  2. sur un étang de pêche.
  3. début construction : juillet 2014.
  4. début construction : novembre 2015.
  5. 10 MW mis en service en 2013, seconde phase en 2018.
  6. début construction : juillet 2015.
  7. début construction : avril 2017.
  8. début construction : juin 2017.
  9. début construction : 26 novembre 2016.

Références[modifier | modifier le code]

  1. (en)[PDF]World Energy Council (WEC), WEC survey of energy resources 2010, World Energy Council (WEC) - Conseil Mondial de l’Énergie, (lire en ligne), p. 428
  2. a b c d e et f (en)Market Outlook for CSP Projects in China, site SolarPaces.
  3. a b et c EurObserv'ER Baromètres solaire thermique et thermodynamique 2019, juin 2019.
  4. a et b (en)Solar Heat Worldwide 2019 (voir pages 34 à 37), Agence internationale de l'énergie - Solar Heating and Cooling Programme, 12 juin 2019.
  5. Le solaire thermique dans le monde, site du Syndicat des énergies renouvelables, 2010.
  6. Feuille de route stratégique Solaire thermique, ADEME (voir pages 11-12).
  7. Chine : l'industrie solaire thermique enregistrerait une hausse de 17,6% en 2011, Site du Ministère du Commerce de Chine, 29 novembre 2011.
  8. Qui sommes-nous, site de Hi-Min Solar.
  9. a b c d e f et g (en) 2020 Snapshot of Global PV Markets, Agence internationale de l'énergie-PVPS, 29 avril 2020.
  10. (en) Agence internationale de l'énergie (AIE - en anglais : International Energy Agency - IEA), Key World Energy Statistics 2019, 26 septembre 2019 [PDF] (voir page 25).
  11. a b et c (en)Statistics data browser : China Electricity 2017 (onglet « data tables »), Agence internationale de l'énergie, 24 septembre 2019.
  12. (en)World : Electricity and Heat for 2015, Agence internationale de l'énergie, 19 septembre 2017.
  13. (en) 2019 Snapshot of Global PV Markets, Agence internationale de l'énergie-PVPS, avril 2019.
  14. (en) Photovoltaic barometer 2019, EurObserv'ER, avril 2019.
  15. (en) Snapshot of Global PV Markets : 2015, IEA-PVPS, avril 2016.
  16. a b et c Baromètre photovoltaïque 2016, EurObserv'ER, avril 2016.
  17. (en) A Snapshot of Global PV : 2014, IEA-PVPS, 30 mars 2015.
  18. (en)A Snapshot of Global PV 1992-2013, site IEA-PVPS, mars 2014.
  19. (en)Global Market Outlook for Photovoltaics 2014-2018, site EPIA (European Photovoltaic Industry Association), juin 2014.
  20. a b et c Le photovoltaïque en Chine, site Bulletins électroniques, 28 février 2014.
  21. Premier système solaire de particulier relié au réseau chinois.
  22. Le soutien à la filière solaire doublé, sur le site greenetvert.fr
  23. Baromètre photovoltaïque - EurObserv'ER, avril 2014 [PDF]
  24. (en)2014 Outlook: Let the Second Gold Rush Begin, site Qualenergia consulté le 24 janvier 2014.
  25. Solaire: la Chine pourrait faire trébucher le marché mondial, Les Échos, 3 juillet 2018.
  26. Répartition géographique et liste des producteurs de cellules, page 17 et 18 du pdf Le journal du photovoltaïque no 5 EUROBSERV’ER – avril 2011 [PDF]
  27. Tour d'horizon des principaux producteurs de cellules solaires, sur le site Enerzine.
  28. Solaire: les États-Unis confirment des taxes anti-dumping jusqu'à 250 % sur les produits chinois, sur le site de La Tribune.
  29. L'Europe divisée sur les plaintes contre les fabricants chinois de panneaux solaires, sur le site de La Tribune.
  30. Solaire : le conflit entre Bruxelles et Pékin se durcit, sur le site des Echos
  31. Panneaux solaires : accord entre Bruxelles et Pékin, site des Échos consulté le 25 février 2014.
  32. Washington enclenche une guerre commerciale contre l'Asie, Les Échos, 23 janvier 2018.
  33. UE : fin des taxes sur les panneaux solaires chinois, Les Échos, 2 septembre 2018.
  34. (en)Large-Scale PV Power Plants - Top50, PVresources, 7 avril 2016.
  35. (en)CPI completes massive hybrid solar PV/hydro plant in Western China, SolarServer, 22 décembre 2013.
  36. (en) Golmud 200 MW PV Station China Power Corporation, 7 juin 2012
  37. (en)China PV plant largest in the world, site Accendo, 3 novembre 2011.
  38. (en)200 MW Gonghe PV Station of Huanghe Company Synchronized, site CPI, 16 décembre 2013.
  39. (en)100 MW Chengde PV Station Put into Operation, China Power Investment Corporation, 31 décembre 2013.
  40. (en)Goldpoly Achieved Grid Connection of 100 MW Solar Power Plant in Jiayuguan, United Photovoltaics Group, 15 juin 2013.
  41. (en) [PDF] GCL-Poly Completed the Construction and Grid-Connection of 100 MW PV Power Plant in Desert in Qingyang, Ningxia, GCL-Poly, 31 décembre 2013.
  42. (en) JinkoSolar connects 100 MW of PV project in China's Jiangsu Province, PV Magazine, 11 septembre 2014.
  43. EurObserv'ER : Baromètres solaire thermique et thermodynamique, juin 2017.
  44. EurObserv'ER : Baromètres solaire thermique et thermodynamique 2018, juin 2018.
  45. (en)Dahan Power Plant, NREL, 13 février 2014.
  46. (en)SunCan Dunhuang 10 MW Phase I, NREL, 21 février 2018.
  47. (en)Delingha 50 MW Thermal Oil Parabolic Trough project, NREL, 28 juillet 2018.
  48. (en)SunCan Dunhuang 100 MW Phase II, NREL, 12 mai 2017.
  49. (en)SUPCON: Delingha 50 MW Solar Power Plant Succeed in Producing Steam
  50. (en)Supcon Solar Project, NREL, 26 septembre 2016.
  51. (en)Golmud, NREL, 25 février 2016.
  52. (en)Urat Middle Banner 100 MW Thermal Oil Parabolic Trough project, NREL, 12 mai 2017.
  53. Chantier de centrale solaire à cycle combiné (ISCC) en Chine, Enerzine, 27 octobre 2011.
  54. (en)Heliofocus commissions 1 MW of Orion Concentrated Solar Power (CSP) Dish project,
  55. (en)Chabei 64 MW Molten Salt Parabolic Trough project, NREL, 29 septembre 2016.
  56. (en)Hami 50 MW CSP Project, NREL, 6 avril 2018.
  57. (en)Gansu Akesai 50 MW Molten Salt Trough project, NREL, 28 septembre 2016.
  58. (en)Yumen 50 MW Molten Salt Tower CSP project, NREL, 12 juillet 2017.
  59. (en)Rayspower Yumen 50 MW Thermal Oil Trough project, NREL, 31 janvier 2017.
  60. (en)Project 6835 : Inner Mongolia Erdos 50MWp Groove Type Solar Thermal Project
  61. a et b (en)China's first solar chimney plant starts operating in desert
  62. (en)e-Cube Energy, LACCD, mai 2010.
  63. (en)Research infrastructure of CSP in China, Sfera.sollab.
  64. (en)Solar Chimneys Can Convert Hot Air to Energy, But Is Funding a Mirage?, National Geographic, 16 avril 2014.
  65. (en)Delingha Qinghai 135 MW DSG Tower CSP Project, NREL, 26 septembre 2016.
  66. (en)Golden Tower 100 MW Molten Salt project, NREL, 26 septembre 2016.
  67. (en)Yumen 100 MW Molten Salt Tower CSP project, NREL, 27 septembre 2016.
  68. (en)Gulang 100 MW Thermal Oil Parabolic Trough project, NREL, 29 septembre 2016.
  69. (en)Dacheng Dunhuang 50 MW Molten Salt Fresnel project, NREL, 29 septembre 2016.
  70. (en)Qinghai Gonghe 50 MW CSP Plant, NREL, 26 septembre 2016.
  71. (en)Shangyi 50 MW DSG Tower CSP project, NREL, 27 septembre 2016.
  72. (en)Urat 50 MW Fresnel CSP project, NREL, 29 septembre 2016.
  73. (en)Yumen East Town 50 MW Thermal Oil Trough project, NREL, 28 septembre 2016.
  74. (en)Zhangbei 50 MW CSG Fresnel CSP project, NREL, 29 septembre 2016.
  75. (en)Zhangjiakou 50 MW CSG Fresnel project, NREL, 29 septembre 2016.

Voir aussi[modifier | modifier le code]

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Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]