Le blog Energie

Pour de multiples raisons écologiques et économiques, l'Allemagne adopte l'essence E10

Par Raymond Bonnaterre le 31 décembre 2010 | (2) Commentaires | Permalink

  Jusque là, les pompes à essence allemandes ne distribuaient au mieux que de l'essence à 5% de bioéthanol. A partir du premier Janvier 2011, cette teneur maximale va doubler pour passer au E10, à 10% de bioéthanol. Ce mélange qui convient à 90% du parc automobile le plus récent utilisant l'essence, sera distribué dans 14000 stations services. Les véhicules les plus anciens pourront encore utiliser du mélange E5 jusqu'en 2013 date à laquelle il ne sera plus commercialisé.

 Rappelons que ce mélange E10 est commercialisé en France depuis Avril 2009.

 L'utilisation des biocarburants dans le monde (1,8 millions de barils/jour pour une consommation totale de produits pétroliers de 86 millions de barils/jour en 2010), couplée avec les progrès continus dans l'efficacité énergétique des véhicules, est une des voies importantes pour amortir les tensions sur la demande pétrolière mondiale dont l'exploration-production obéit aux lois économiques des rendements décroissants. La montée inéluctable des cours des carburants amplifiée par la spéculation financière, va rendre très rentable cette option qui va croître au rythme de 10 à 15% par an, assurant un doublement dans les 5 à 7 ans, au grand dam de ceux qui prêchent la décroissance verte.

 Ces biocarburants issus des cultures de grands pays largement favorisés par la nature (grandes plaines américaines pour le maïs, régions tropicales brésiliennes ou africaines pour la cane à sucre) seront de plus en plus importés en Europe dont les capacités de production de biocarburants qui entrent en compétition avec les productions de céréales et autres cultures vivrières seront limitées. Les biocarburants de deuxième génération issus de déchets cellulosiques seront difficilement industrialisables à des cours compétitifs en raison de la faible énergie volumique de ces déchets et de la complexité des procédés. Seules des cibles devenues très lucratives, comme le bio-kérosène règlementairement indispensable pour le transport aérien voulant limiter ses émissions de CO2, feront l'objet de développements onéreux.

 La décision allemande renforce la conviction que l'utilisation des biocarburants dans le monde va aller en croissant régulièrement...parce qu'elle sera devenue hautement rentable, face aux futurs prix étourdissants à venir des produits pétroliers. Cependant, elle ne participera que très marginalement à la réduction des émissions de gaz carbonique dans les transports.

le rapport de visite du vice ministre des transports allemand au Brésil.

le papier de DW-WORLD.DE sur le sujet. Il s'inquiète, bien mal à propos, de l'impact de cette décision  sur les prix de l'essence.

Le 31 Décembre 2010

NEC: capacité de production annuelle d'électrodes pour 10 GWh de batteries en 2012

Par Raymond Bonnaterre le 30 décembre 2010 | (0) Commentaires | Permalink

 La filiale de NEC en charge des production d'électrodes pour les batteries Li-Ion assemblées dans la JV commune avec Nissan, Automotive Energy Supply, vient de décider de multiplier par cinq sa capacité de production d'électrodes en 2012. L'investissement nécessaire sera abondé par le METI japonais dans le cadre d'une "aide régionale au développement aux entreprises œuvrant pour une Société à Bas Carbone".

 Rappelons que la capacité actuelle de production annuelle d'électrodes de NEC permet d'assembler 2GWh de batteries ce qui représente dans les 80 mille batteries de 24 kWh pour EV. Cet investissement portera la capacité de production de batteries de 24 kWh à 400 mille exemplaires par an.

 La production d'électrodes pour accumulateurs Li-Ion est une activité bien spécifique qui consiste à préparer des mélanges homogènes d'ingrédients complexes sous forme de suspension visqueuse et de les enduire sur de très minces feuillards d'Aluminium ou de Cuivre pour ensuite réaliser les opérations de séchage et de calandrage à la précision du micron (FIG., enroulement d'une électrode positive chez Eliiy). C'est bien sûr une étape importante de la maîtrise des procédés d'élaboration des batteries Li-Ion. Cette technologie clé, avec l'assemblage des accumulateurs polymères, est donc destinée à rester prioritairement au Japon, quitte à délocaliser en Europe (Renault) ou aux États-Unis (Nissan) l'assemblage de modules "made in Japan" en batteries qui nécessite de moindres compétences et une intense activité manuelle incompatible avec les coûts de main d'œuvre japonais. Bien sûr cette étape pompeusement appelée production de batteries, justifie des aides financières locales. Sacré Carlos!

le communiqué de NEC et l'organisation NEC-AESC.

Le 30 Décembre 2010

Le régime chinois poursuit l'organisation de la pénurie mondiale en terres rares

Par Raymond Bonnaterre le 29 décembre 2010 | (0) Commentaires | Permalink

 Après avoir fait fermer pratiquement toutes les mines de terres rares dans le monde par des politiques de dumping durant deux décennies, l'Administration chinoise, avec un gros tiers des réserves mondiales (LIRE), est arrivée à maîtriser 97% des fournitures de ces métaux. Cette stupide politique volontaire ou involontaire de prise continue de parts de marché (allez savoir?) a finalement conduit les Dirigeants du Parti à constater en 2010 que le prélèvement sur les réserves chinoises devenait trop important et qu'il fallait règlementairement limiter les exportations. Le voisin japonais, objet par ailleurs d'une querelle musclée pour la possession d'ilots dans la Mer de Chine, étant le plus gros importateur, la mise en place de restrictions dans ses approvisionnements en métaux de grande importance industrielle s'avérait être politiquement opportune. C'est donc une diminution de 35% des exportations chinoises de terres rares qui vient d'être décidée pour la première allocation annuelle en 2011. Elle passerait de 22 mille tonnes en 2010 à 14 mille tonnes en 2011. Une deuxième allocation pour la fin 2011 pourrait être par la suite décidée, comme en 2010 où elle avait atteint huit mille tonnes.

L'Admistration chinoise envisagerait également d'augmenter les taxes à l'exportation sur certains de ces éléments. Le Néodyme, composant essentiel des aimants permanents (FIG.) fait déjà l'objet d'une telle taxe. Le Praséodyme et le Dysprosium composants essentiels de ces aimants Ne-Fe-B font partie des éléments les plus recherchés.

Les réactions probables à cette pénurie organisée vont être de plusieurs ordres:

- Tout d'abord une très forte augmentation des prix: le prix de l'oxyde de néodyme aurait été multiplié par plus de quatre dans le courant de 2009,

- puis la décision de réactiver les mines hors de Chine comme aux États-Unis, en Australie, en Mongolie...ainsi que la création d'associations pour développer les transformations métallurgiques en aval. En parallèle le recyclage (logistique, métallurgie) va s'organiser,

- ensuite opérer de nombreuses substitutions: batteries Ni-MH remplacées par des batteries au Lithium dans les véhicules hybrides, utilisation de pâtes de polissage des verres à base d'oxydes de zirconium, élargissement les applications des aimants au Samarium-Cobalt ou développement de nouveaux moteurs pas-à-pas sans terres rares,

- mais aussi réduire les teneurs en néodyme et praséodyme dans les alliages pour applications autres que les aimants permanents.

 Le monde industriel va apprendre à se passer des fournitures chinoises de terres rares...c'est une bonne leçon vers plus de prudence et de sagesse stratégique.

le papier le moins nul du jour sur le sujet.

Le 29 Décembre 2010

Les cours du Cuivre et du pétrole depuis deux ans illustrent la main-mise de certains gros acteurs sur ces marchés

Par Raymond Bonnaterre le 26 décembre 2010 | (3) Commentaires | Permalink

 Pour un physicien, un chimiste, un géologue le cuivre et le pétrole sont des produits très distincts. L'un est un solide, l'autre est un liquide visqueux; le premier est un métal conducteur de l'électricité l'autre est un mélange complexe de composés organiques; enfin les gisements naturels de l'un et de l'autre sont souvent très éloignés géographiquement et géologiquement. Mais pour un financier à la recherche de placements rémunérateurs, la différence entre les deux est beaucoup moins nette. Ce sont des "commodities" très demandées par les pays en voie de développement, l'un dans la construction des réseaux électriques des centrales jusqu'au cœur des appartements qui jaillissent des centres urbains, l'autre dans la couverture des milliers de kilomètres de nouvelles routes sous forme de bitume, les deux enfin dans les engins de transport électriques (rail, EV) ou à combustion interne (Aviation, transport maritime et routier). Mais en réalité les deux substances ont un autre redoutable point commun: ce sont les animateurs de ces Marchés. Ils se nomment Morgan Sachs, Morgan Stanley, JP Morgan Chase ou Bank of America Merrill Lynch, puissantes institutions financières anglo-saxonnes qui agissent pour leur propre compte ou pour divers clients fortunés et autres "Pension Funds". Ils sont à la fois capables d'accumuler et de négocier ces "commodities" sous formes physiques en possédant d'énormes stocks, ils peuvent également créer des produits papiers dérivés qui vont répliquer les variations de ces matières ou de leurs spreads par rapport à diverses références et multiplier ainsi par cent ou plus les volumes échangés informatiquement. C'est ainsi qu'un seul de ces opérateurs (JPMC) contrôlerait 90% du Cuivre stocké à Londres, ce qui représente la modique somme de 3,5 milliards de dollars au cours actuel du Cuivre au LME. La rumeur affirme que le marché mondial du cuivre est sous-approvisionné, il manquerait en 2010 dans les 450 mille tonnes, il en manquerait 825 mille l'an prochain affirme Barclays. Mais allez savoir quelle est la part d'intox dans toutes ces données qui sentent l'arnaque a plein nez? Allez savoir quelles sont les consommations réelles, hors stockages de tous ordres tout au long de la chaîne d'approvisionnement et de transformation? D'autre part, de nombreuses institutions possèdent des stocks fixes ou flottants de pétrole ou dérivés, produits sans risques déjà vendus à terme sur un marché en contango, dont les prix à terme s'accroissent en avançant dans le temps. Ce phénomène explique la montée bien souvent synchrone des cours et des stocks, paradoxe des marchés modernes.

 En deux ans les cours du Cuivre à plus de 9200 $ la tonne, ont été multipliés par trois (FIG.), ceux du pétrole à 92 $ le baril de Brent, par 2,3. Le synchronisme des deux courbes entre la tonne de cuivre et les cents barils de pétrole entre Décembre 2008 et Décembre 2010 est franchement époustouflant, la corrélation linéaire entre les deux paramètres affiche un coefficient de corrélation de 0,95. La corrélation quadratique affiche un coefficient de 0,96, traduisant une accélération des cours du cuivre au second semestre 2010 de façon plus précoce que celle du pétrole. Ce retard à l'allumage du deuxième rallye en cours sur les prix du pétrole s'explique essentiellement par la taille du marché et la nécessité de mettre en ordre de marche un grand nombre d'opérateurs. Mais il semblerait que sous l'œil bienveillant de l'OPEC, les manœuvres soient en marche vers les 100 dollars le baril...et plus si affinité (LIRE).

 Dirigeants des pays importateurs de cuivre et de pétrole attendez-vous donc à des cours de dix mille dollars la tonne et de 100 dollars le baril pour le printemps qui vient! Vous savez bien qu'avec les beaux jours l'activité économique reprend et que les cours des commodities montent! Le solde commercial de la France sur douze mois cumulés à fin Octobre affichait un déficit de 1,26 milliards d'euros pour le cuivre et de 34 milliards pour le pétrole et ses dérivés. Il est urgent d'élaborer un plan de bannissement du chauffage au fuel des locaux par exemple, ce que le creusement de la différence de prix entre gaz naturel et pétrole va rendre de plus en plus évident.

les dernières nouvelles sur le Marché du Cuivre.

Le 26 Décembre 2010.

Augmentation annuelle de 10% des prix des produits importés en Allemagne

Par Raymond Bonnaterre le 22 décembre 2010 | (0) Commentaires | Permalink

 Tirés par les prix des produits énergétiques et des divers minerais, les prix des importations allemandes au mois de Novembre ont affiché une progression de 10% en un an et de 1,2% en un mois. Un doublement des prix du minerai de fer, une augmentation des prix du gaz naturel de 33% et du poste énergie de 25%, tels sont les faits marquants majeurs de ces évolutions annuelles de prix. Il est à noter que ces données n'ont pas encore intégré le rallye spéculatif en cours sur le pétrole qui n'affichait qu'une progression annuelle de 23%, ni celui sur le charbon qui ne progressait que d'un timide 6,4% en un an dont tout de même un bon 4% sur le dernier mois. Cela signifie que ces augmentations de prix des produits importés en Allemagne vont probablement poursuivre leur croissance dans les mois à venir. Il en sera bien sûr de même pour la France.

 Nous allons assister en 2011 (réplique de 2008?) à l'amplification de l'impact financier négatif des spéculations sur les métaux et les énergies divers, sur les économies des grands pays d'Europe tributaires des importations de minerais et d'énergie. Ce phénomène va pousser à la baisse les balances commerciales et les progressions des PIB de chacun de ces pays. Les prix de détail de l'énergie et donc celle générale des prix devraient progresser ou se maintenir avec l'accroissement de la facture.

 Les transferts de masses financières vers les pays producteurs de métaux et de produits énergétiques va donc s'amplifier pour le plus grand plaisir du Brésil, de l'Australie, de la Russie, des pays du Moyen-Orient et autres pays riches en ressources naturelles. Les industries de l'armement et du luxe, entre autres françaises, ne devraient que s'en réjouir.

le communiqué de Destatis.

Le 22 Décembre 2010

Réflexions sur le prix à payer pour un MWh d'électricité

Par Raymond Bonnaterre le 21 décembre 2010 | (4) Commentaires | Permalink

 Les prix de l'électricité, forme d'énergie très difficilement stockable et difficilement exportable sur de longues distances dépendent d'une multitude de facteurs de lieu, de temps, de climat, d'origine etc. L'exemple de quelques tarifs pratiqués dans notre pays en voie d'appauvrissement accéléré est des plus instructifs.

On apprend du patron de GDF-Suez en colère que le bon prix de gros venant d'EDF d'une électricité de base serait de 35 euros le MWh, ce dernier avançant une offre à 42 euros. Dans le même temps les industriels du photovoltaïque sont en révolte à la suite du décret gouvernemental qui institue un moratoire sur les projets photovoltaïques de plus de 3 kW, dont l'énergie solaire devait être achetée par EDF entre 510 et 276 euros par MWh en 2010 selon le type d'installation et sa localisation. Pour les projets de faibles tailles (<3 kW) le processus n'est pas arrêté et le prix de vente à EDF est encore de 580 euros/MWh. Pendant ce temps l'énergie éolienne terrestre est achetée plus de 82 euros/MWh (indexés) pendant 15 ans et l'énergie éolienne offshore plus de 130 euros/MWh (indexés) pendant 10 ans. Toutes ces fantaisies tarifaires se retrouvent finalement dans la facture du client final qui paie la CSPE (Contribution au Service Public de l'Electricité), qui n'est finalement qu'une taxe de compensation qui va être portée à 7,5 euros +TVA le MWh au début de 2011.

 Ces mécanismes de tarifs préférentiels pas gratuits et obligatoires sont entachés de profondes tares:

1- ils ne sont pas limités en volumes et donc en milliards d'euros, l'Espagne en 2008 a connu ce type de bulle qu'elle paie depuis tous les ans au prix fort,

2- ils ne laissent pas jouer la concurrence entre les diverses ressources, ce n'est pas la moins chère qui l'emporte, c'est celle qui rapporte le plus. On a vu en 2010 flamber le photovoltaïque en France et plus encore en Allemagne, sponsorisé par les baisses de prix des modules au silicium chinois. Le marché mondial a doublé en un an.

3- les subventions importantes et durables faussent les prix et rendent facialement rentables des business qui ne le sont pas. Les opérateurs préfèrent investir à grands frais en Allemagne avec 1000 heures d'ensoleillement par an plutôt que dans des pays ensoleillés à faibles coûts de main d'œuvre, où les mêmes équipements seraient bien plus efficaces et moins onéreux à poser. Mais ils seraient moins ou pas du tout subventionnés.

 Le mécanisme de Feed-in-Tariff est un outil à créer des bulles et à plumer le consommateur final ébahi par ses convictions écologiques. Tel le pâté d'alouette (une alouette, un cheval) des jours de Fête, il est fier de consommer une électricité "greenwashée": une éolienne, un module solaire, une centrale au lignite. Un tiers de chaque.

 En conséquence, il faut sur ces sujets partager une certitude: la majorité des pays européens de plus en plus fauchés ne pourront pas très longtemps encore jouer à ces jeux hors de portée de leurs finances. L'Espagne a déjà jeté l'éponge, en France le processus de restriction est en cours, l'Italie suivra, l'Allemagne lève le pied en baissant les tarifs. Il est du devoir des dirigeants de gérer au mieux les deniers de leurs administrés, quelles que soient les bêtises réalisées auparavant.

Le 21 Décembre 2010

La dette publique allemande bondit de 70 milliards d'euros au troisième trimestre

Par Raymond Bonnaterre le 20 décembre 2010 | (3) Commentaires | Permalink

 Digne des exploits italiens ou français dans le domaine, la dette publique allemande à 1791 milliards d'euros à fin Septembre 2010, affichait une croissance de 70 milliards par rapport à la fin du trimestre précédent (FIG., courbe en pointillés). Cette forte poussée est attribuable pour 51 milliards à l'endettement des länder qui à 588 milliards, progresse de 9,5% en un trimestre.

le communiqué de Destatis

Publié le 20 Décembre, actualisé avec la dette publique française le 28 Décembre 2010

L'alliance Suncor-Total : un nouvel acteur important dans les sables bitumineux canadiens

Par Raymond Bonnaterre le 17 décembre 2010 | (1) Commentaires | Permalink

 Une projection sur l'approvisionnement du marché nord-américain en produits pétroliers d'ici une à deux décennies tenant compte de la croissance démographique du sous-continent, des difficultés d'approvisionnement en pétrole en provenance du Moyen-Orient ou de l'Afrique en concurrence avec la Chine et autres pays asiatiques, de la résistance des Politiques à étendre les zones de prospection offshore aux côtes américaines encore inexplorées, de l'accroissement inéluctable des prix soutenus par les rendements décroissants de l'exploration-production et le levier de la spéculation, rend évidente la nécessité de développer les gisements de sables bitumineux de l'Alberta. Cette ressource de très bonne qualité, proche de grandes zones de consommation, reliée par pipe-line aux grands centres de raffinage et de stockage américains, participera pour plusieurs dizaines de pour-cents à l'approvisionnement futur du territoire nord-américain (4 à 6 millions de baril/jour prévus à l'horizon 2025 par le CERI puis le CERA) LIRE.

Le développement de la ressource avec la crise financière et l'effondrement des cours du pétrole en 2008 et 2009 a connu une phase d'arrêt, mais le redémarrage économique et la bonne tenue des cours du pétrole rendent évidente une reprise imminente des projets de développement.

L'annonce de l'alliance de Suncor et Total dans leurs projets d'exploitation à ciel ouvert des sables bitumineux de l'Athabaska (Fort Hills et Joslyn) et du déploiement d'un nouvel upgrader commun (séparation, fractionnement et désulfuration du pétrole) de 200 mille barils par jour et dont la première tranche de 102 mille baril/jour devrait entrer en production en 2016, constitue un signal important pour cette région.

Rappelons que Suncor est déjà très impliqué dans les sables bitumineux avec une production estimée pour 2011 de 300 mille barils/jour. Il possède par ailleurs 12% des parts de Syncrude, l'autre grand des sables bitumineux canadiens qui possède également une capacité de production de 300 mille barils/jour.

Quand à Total il possède par ailleurs 50% du projet Surmont SADG (steam assisted gravity drainage) qui depuis 2007 produit 23 mille barils par jour et dont la production devrait être portée vers les 110 mille baril/jour en 2015.

Malgré les deux ou trois ans de retard dus à la crise financière et économique, il semble maintenant que les projets de développement des sables bitumineux vont reprendre leur rythme soutenu.

le communiqué de Total.

également la très intéressante présentation de Suncor sur le développement de sa stratégie dans le domaine.

Le 17 Décembre 2010

Il reste un long et passionnant chemin vers une énergie photovoltaïque rentable

Par Raymond Bonnaterre le 15 décembre 2010 | (8) Commentaires | Permalink

L'énergie photovoltaïque présente de formidables atouts qui font à coup sûr de cette technologie une des grandes ressources d'énergie du futur. Pour convaincre le lecteur encore sceptique il suffit de rappeler:

- qu'elle conduit directement à la forme d'énergie qui aura un quasi monopole dans le monde urbanisé: l'électricité,

- que cette conversion du rayonnement solaire peut se produire avec de formidables rendements dépassant les 20% sur le silicium monocristallin et les 40% en laboratoire sur des capteurs multicouches sophistiqués de faibles surfaces utilisant des rayons solaires focalisés,

- que cette conversion ne s'accompagne d'aucune nuisance (bruit, émission, déchet, source de refroidissement) et ne demande aucune maintenance sophistiquée ce qui en fait une technologie idéale aussi bien en ville qu'en pleine zone désertique.

Elle est cependant handicapée par sa périodicité journalière, par son caractère aléatoire surtout dans les zones tempérées, et par la non rentabilité des technologies mises en œuvre aujourd'hui.

L'atteinte d'une production photovoltaïque rentable non subventionnée repose sur plusieurs facteurs qu'il est intéressant d'analyser.

Tout d'abord cette rentabilité est relative. Elle doit se mesurer par rapport aux prix du marché de l'électricité établis par les modes traditionnels de production de cette énergie. Aujourd'hui le mode le plus économique, largement répandu dans le monde, provient de la combustion du charbon, demain il sera relayé par la combustion du gaz naturel moins polluant et largement réparti sur Terre. On peut estimer à ce jour que ces procédés fixent un seuil de rentabilité du courant électrique autour des 65$ ou 50 euros par MWh. Dans les décennies à venir il va dépendre des cours du charbon et du gaz naturel, mais compte tenu de l'abondance des ressources de ces produits, il est possible de pronostiquer que les prix de revient de l'électricité demeureront durablement inférieurs aux 100$ ou 75 euros par MWh.(LIRE)

La question de la rentabilité de la génération photovoltaïque d'électricité repose donc sur la possibilité d'atteindre cet objectif de coût.

Remarque: on fera très attention au concept "abscon" de "grid parity" (ou parité de réseau) inventé par les professionnels du secteur qui se fixent comme objectif de produire de l'électricité photovoltaïque au prix du MWh vendu au client final. Ils supposent donc que leur courant particulièrement pur va être acheminé des déserts ensoleillés lointains vers les métropoles et distribué gratuitement. Drôle de façon de concevoir l'économie. Suntech par exemple, voit cette "grid parity" à un prix des modules installés et connectés au réseau à 2,5$/Watt. Pour 1600 heures d'ensoleillement et un amortissement raisonnable sur 8 ans un tel prix des équipements conduit à un courant à 200$/MWh...il est encore deux fois trop cher.

Il est donc possible d'imaginer un seuil d'acceptabilité économique de l'énergie photovoltaïque non subventionnée générée, acheminée et distribuée pour un montant des équipements autour d'un euro ou 1,3 dollar par Watt. Sur une période de 8 à 9 ans et un ensoleillement nominal de 1600 heures par an (irradiance) un Watt de module solaire produit dans les 13 kWh d'énergie électrique. Le prix de revient de l'électricité est alors de l'ordre de 100 $/MWh.

Pour analyser le prix de revient d'un Watt de modules solaires installés et branchés au secteur pour un opérateur il faut prendre en compte plusieurs paramètres que sont:

- le prix d'achat au Watt du module solaire,

- les coûts d'installation sur site (main d'œuvre, support et orientation des modules, connectage)

- les coûts des onduleurs et autres compteurs de raccordement au réseau,

- les coûts des lignes de raccordement au réseau qui peuvent constituer un poste majeur dans le cas d'une ferme solaire en plein désert éloignée des centres urbains,

-les coûts du foncier (achat ou location),

-les taxes et impôts locaux divers assis sur les investissements ou sur le CA,

-les avantages fiscaux et autres incitations financières.

Le premier poste qui est celui du prix d'achat des modules est pour l'instant déterminant. La technologie la plus compétitive du moment qui est celle de l'américain First Solar avec ses modules au CdTe en couches minces. Il annonce des prix de revient des modules de 0,77$/Watt pour un rendement de conversion de l'énergie lumineuse de 11,3%. Compte tenu de la puissance réduite (80 Watts) et du faible rendement des modules, leur pose et leur raccordement multiplie le prix pratiquement par trois pour atteindre tout compris 1,6 euro/Watt en Europe et donc autour des 2.2$/Watt aux Etats-Unis. Il prévoit pour 2014 un prix de revient des modules au tour des 0,52 à 0,63 dollars par Watt. Mais il est clair que si les coûts annexes ramenés au Watt ne sont pas réduits, l'objectif de 1 euro ou 1,3 dollar par Watt ne sera jamais atteint.

D'autres fabricants de modules solaires jouent une approche haut de gamme, a l'aide de cellules à base de silicium monocristallin. C'est le cas de l'américain SunPower par exemple qui présente un module de 318 Watts avec un rendement de conversion de 19,5% stabilisé en module (), réalisé par assemblage de 96 cellules présentant des rendements de conversion supérieurs à 23%. C'est également l'approche des grands constructeurs asiatiques qui ont bien compris que la taille et la puissance d'un module était un paramètre important de compétitivité. Mais compte tenu de la complexité d'un module assemblé à partir de nombreuses cellules de silicium (typiquement entre 60 et 96), le prix de revient au watt est supérieur à celui des modules en couches minces. Suntech annonce un prix de module de 1,4 $/watt qu'il voit descendre vers les 1,1 dollar grâce à l'intégration de la production de wafers et vers 0,85 $/watt à l'horizon fin 2013 en ajoutant toutes les actions de réduction de coûts (FIG.).

A partir de ces observations qui montrent qu'il faut à la fois agir sur le coût au Watt du module et sur le coût au watt de l'installation en réduisant le nombre de modules de plus en plus puissants, il est possible d'établir une spécification de ce à quoi ressemblera le module photovoltaïque du futur, de forte puissance et de faible coût par Watt, ne nécessitant aucune subvention pour réaliser une ferme solaire raisonnablement rentable dans un contexte de 1600 heures par an d'irradiance.

- le procédé d'élaboration devra être en technologie couche mince pour pouvoir être entièrement automatisé sur des modules de grandes surfaces (>16 pieds carrés ~ 1,4 m²),

- le rendement de conversion devra être supérieur ou égal à 17%, (1,5 fois celui du Cd-Te)

- la puissance du module unitaire devra être supérieure à 240 Watts, (3 fois celle du module First Solar)

Le premier constructeur qui atteindra cet objectif en commercialisant ses modules à moins de 0,5 dollar par Watt devra atteindre une capacité annuelle de production d'au moins 10 à 20 GW pour pouvoir réunir suffisamment de ressources et investir massivement en R&D pour les générations futures de modules encore plus performants.

A ce jour, la technologie qui semble devoir conduire un jour à un produit satisfaisant à la spécification semble être la technologie CIGS dont les potentialités techniques sont importantes. Showa Shell (Solar Frontier) (LIRE) annonce pour 2014 un module de 170 Watts, de 3x4=12 pieds carrés, présentant un rendement de conversion de 14 à 15%, c'est un produit qui va tout à fait dans la direction de l'objectif.

Le 15 Décembre 2010

OPEC: le saoudien Al Naimi donne le feu vert pour un baril de pétrole à 100 dollars

Par Raymond Bonnaterre le 12 décembre 2010 | (1) Commentaires | Permalink

 Peu d'opérateurs du marché du pétrole se préoccupent aujourd'hui du rôle de l'OPEP qui produit gaillardement depuis 2 ans au dessus de ses quotas (FIG.), chacun des membres du cartel profitant à pleins barils des prix avantageux du moment. Dans les couloirs de la réunion des membres de l'OPEC le 11 Décembre à Quito, le Financial Times rapporte que le leader saoudien Al Naimi a affirmé que rien ne changerait dans le comportement du Cartel tant que le pétrole n'atteindrait pas les 100 $/baril. Il a même rajouté que si ce niveau était atteint en raison de la spéculation, l'OPEP pourrait ne pas bouger.

 Le message est clair, les opérateurs ont le feu vert de l'OPEP pour engager un rallye sur le pétrole. Il semble probable que ce seuil des 100 dollars sera atteint dans les semaines ou les mois à venir. Il le sera d'autant plus rapidement que le dollar faiblira vis à vis des autres monnaies, dans un climat de raffermissement de la demande en produits pétroliers au sein de l'OCDE et d'un embargo de l'Administration Obama sur les forages offshores le long des côtes de Floride jusqu'en 2017 (). Tout converge pour accentuer la certitude d'une tension prochaine dans l'approvisionnement américain en pétrole... et tout le monde est maintenant au courant, depuis 2008, que la spéculation se développe toujours sur un terreau de certitude de pénurie à venir et largement partagée.

 Une seule différence par rapport à 2008, on n'entend plus les soi-disants experts du pétrole rétribués par les banques, aboyeurs et bonimenteurs en charge de l'animation du marché. Ils se sont faits beaucoup plus discrets, mais il n'y a pas de raison qu'ils n'agissent pas en sous-main, avec pudeur et discrétion, auprès d'investisseurs fortunés.

le Financial Times

Le 12 Décembre 2010