La ferme solaire à large capacité de la société SunPower, près de Boulder, Colorado.
Le coût d’installation de fermes solaire de capacité industrielle a considérablement diminué au cours des dernières années : de plus de 6 $ par watt en 2009, à environ 3 $ par watt en 2014. Cela a entraîné un boom du secteur, qui est aujourd’hui 31 fois plus important qu’il ne l'était il y a dix ans.
Les prix PPA (power-purchase agreement, en français - accord d'achat d'électricité) poursuivent également leur tendance à la baisse, selon le troisième rapport annuel sur les fermes solaire à large échelle du Laboratoire national Lawrence-Berkeley (LBNL).
Aux US, à cause de la ruée pour réaliser les projets avant la fin du crédit d'impôt fédéral pour l'investissement en énergie renouvelable, les prix moyens actualisés du PPA ont dégringolé à 40 $ par mégawatt/heure dans le sud-ouest. A ce prix, le photovoltaïque (PV) se compare maintenant aux coûts du combustible pour les centrales au gaz naturel. Des chiffres hallucinants, qui indiquent que l'énergie solaire est désormais à parité avec le gaz en prix de revient.
Bien que le sud-ouest des Etats-Unis ait les prix les plus bas, de 50 $ à 75 $ par mégawatt/heure, cela semble être la nouvelle norme à travers le pays. Par exemple, le PPA de la ferme solaire de la société SunPower, à Boulder (Colorado), se situe à 46 $ par mégawatt/heure et le projet, plus récent, de ferme photovoltaïque d’Austin Energy se situe en-dessous des 50 $ par mégawatt/heure.
La baisse des prix a également ouvert des marchés aux contrats par coût évité, c’est-à-dire les endroits où l'énergie solaire est moins chère que les coûts évités d'un service public de production d’électricité conventionnelle. Dans des Etats comme l'Utah et la Caroline du Nord, les coûts évités apportent de nouveaux contrats pour le photovoltaïque. La situation a tellement évolué, que l’Utah pourrait très prochainement payer moins chère son électricité produite par le solaire, que celle issue du charbon.
« Cette récente avalanche de candidatures pour des contrats par coût évité a incité les services publique de l’électricité et les organismes de régulation de l'État à réévaluer ces contrats et les exigences en vertu de la loi PURPA (Public Utility Regulatory Policies Act) », indique le rapport du LBNL.
La ruée pour construire des installations photovoltaïque de taille industrielle (définie comme supérieure à 5 MWh par le LBNL) avant la fin du solar Investment Tax Credit (ou ITC, qui correspond à notre crédit d'impôt pour l'investissement en énergie renouvelable) est intense. Au cours de 2015, il y avait plus de 44 gigawatts de capacité de production en attente.
« Même si seulement une modeste fraction de cette capacité solaire en attente atteint cette échéance, cela impliquera toujours une quantité sans précédent de nouvelle construction en 2015 et 2016 », expliquent les auteurs de l'étude. À la fin de l'année dernière, il y avait un total d’environ 8 gigawatts de capacité solaire.
En revanche, pour l'énergie solaire « concentrée », celle produite par des centrales solaires thermodynamiques (appelé aussi centrale solaire thermodynamique à concentration, ou centrale heliothermodynamique ; en anglais CSP pour Concentrating Solar Power Plant), l’ère de la construction de nouveaux projets semble être révolue. Bien que l'ensemble des données ne soit pas assez fournie pour les CSP (six projets), « les prix des CSP ne semblent pas avoir diminué de façon notable au fil du temps, en net contraste avec les prix médians du PV », souligne le rapport du LBNL. En outre, alors que les charges opérationnels et les coûts de maintenance pour les centrales photovoltaïques ont globalement diminué, le seul CSP étudié dans le rapport montre des coûts d’entretien et d’exploitation en hausse.
Dans ce marché en plein essor des centrales photovoltaïques à large échelle, la Californie et le sud-ouest des Etats-Unis règnent encore en maitre. Ils compteront pour environ 60% des ajouts de capacité annoncés pour la fin de 2014, en baisse de 80% par rapport à fin 2013. Si ces projets ne sortiront pas tous de terre, cependant, les estimations tablent sur environ 27 gigawatts supplémentaires d'ici 2016.
Même avec une baisse de près de 80% de nouvelles installations de 2016 à 2017, « les perspectives de l’après-2016 ne sont pas aussi sombres que celles que l’on a pu annoncer », tempèrent les analystes du marché solaire.
« Avec la fin du solar Investment Tax Credit, nous nous attendions à une hausse des prix PPA. Mais comme le coût d'installation des centrales PV continue à tomber, nous nous attendons à voir les prix PPA commencent à revenir, en 2019, à leurs niveaux de 2015-2016 », concluent les experts.
Le dernier rapport du Lawrence Berkeley National Laboratory : https://emp.lbl.gov/sites/all/files/pv_system_pricing_trends_presentation.pdf
