Le fabricant solaire suédois Midsummer a choisi de construire une centrale à couche mince de 200 MW fabrication de cellules solaires usine dans la ville de Flen, dans le centre de la Suède.  La société reprendra l'usine en septembre de cette année et prévoit de démarrer la production en 2026 avant d'atteindre sa pleine capacité en 2028. Ce qui est intéressant, c'est que cette nouvelle usine produira des couches minces de séléniure de cuivre, d'indium et de gallium (CIGS). cellules solaires. L'usine se concentrera sur des modules solaires légers et respectueux de l'environnement pour des applications commerciales et industrielles, ainsi que sur des toits qui ne peuvent pas supporter le poids des panneaux solaires traditionnels. modules solaires en silicium cristallin. Le projet est l’un des trois projets de fabrication de panneaux photovoltaïques qui ont reçu un financement l’année dernière par le biais du Fonds européen pour l’innovation de la Commission européenne, aux côtés du fabricant de modules Meyer Burger et de la société solaire norvégienne NorSun. Midsummer a obtenu un financement de 32 millions d'euros (34,3 millions de dollars) pour une usine de cellules solaires à couches minces CIGS. Eric Jaremalm, PDG de Midsummer, a déclaré : « Nous avions le choix entre plusieurs sites en Suède, mais Flen répondait à toutes nos exigences, comme une usine adaptée, une alimentation électrique fiable et une infrastructure locale propice à ce type de production. Plus tôt cette année, Jaremalm a été nommé PDG de la société pour accélérer son objectif de capacité de production annuelle de 250 MW et construire une deuxième usine en Italie.

Le industrie solaire connaît un changement radical, passant rapidement de la technologie d'émetteur passivé et de contact arrière (PERC) à la technologie de contact passivé à oxyde de tunnel (TOPCon).  Les avantages de TOPCon sont clairs : une efficacité plus élevée, un la production d'énergie et un coût actualisé de l’électricité (LCOE) considérablement inférieur grâce à la réduction des coûts des terrains, des trackers et de la main-d’œuvre. TOPCon La technologie améliore le chemin de passivation et minimise la recombinaison (ou la perte) électronique, améliorant ainsi la conversion d'énergie. Cette avancée permet une efficacité toujours croissante et la possibilité d’installer davantage de composants sur un terrain qui permet un espace limité. TOPCon présente également un coefficient de génération d'énergie biface de 80 % par rapport aux 70 % du PERC, augmentant ainsi la quantité d'énergie générée à l'arrière du module par rapport à l'avant. Enfin, TOPCon a un meilleur coefficient de température que le PERC, ce qui entraîne une production d'énergie plus élevée dans des conditions chaudes. Dans l'ensemble, TOPCon a un avantage de 1 à 2 % en matière de production d'électricité, selon l'emplacement, ce qui peut ajouter des millions de dollars de revenus annuels aux grands parcs solaires. Actuellement, TOPCon est plus rentable que les autres technologies de type N. En revanche, l'écosystème TOPCon offre une gamme plus large d'options d'équipement et de voies technologiques, rendant la conversion des lignes de production à partir du PERC plus facile et plus compatible, ne nécessitant que quelques équipements et espaces d'aménagement supplémentaires. Les dispositions de garantie de TOPCon et PERC ont des taux de dégradation annuels similaires d’environ 0,4 %. Cependant, TOPCon a un taux de dégradation la première année inférieur de 1 %, contre 2 % pour PERC. La transition vers TOPCon est si rapide que le PERC appartiendra au passé dans quelques années. Selon les dernières informations de marché de la Clean Energy Association (CEA), TOPCon devrait représenter la moitié de la capacité de production mondiale d'ici la fin de cette année, et la capacité de PERC tombera en dessous de 25 % et sera complètement supprimée en 2028. le marché américain est peut-être légèrement en retard par rapport à l'offre nationale limitée, TOPCon gagne du terrain à l'échelle mondiale et les fabricants augmentent leur production pour répondre à la demande croissante. À mesure que la technologie évolue rapidement, la courbe d’apprentissage évolue également. Toute nouvelle ligne de production aura un taux de défauts plus élevé. Les fournisseurs peuvent également être confrontés à des retards dans l’amélioration des processus et à ne pas atteindre les objectifs promis en matière d’efficacité et de fiabilité. L'adoption généralisée du PERC à l'échelle mondiale a conduit les développeurs d'appareils finaux peu enclins à éviter TOPCon pendant un certain temps jusqu'à ce que davantage de données soient disponibles. De même, certains financiers pourraient attendre prudemment de voir comment TOPCon se matérialisera. Ils ne peuvent néanmoins pas le retarder indéfiniment, car la transition est déjà bien entamée. L'introduction de TOPCon ajoute une variable à la chaîne d'approvisionnement et à l'EPC, la rendant plus complexe à court terme. Les clients veulent savoir comment gérer les contrats d'approvisionnement à long terme au cours des prochaines années. Le prix reste un facteur clé dans les stratégies d’approvisionnement en composants. À mesure que les composants PERC sont progressivement supprimés, les fabricants réduisent leurs prix pour faire place au TOPCon. Mais les prix du PERC aux États-Unis ne sont pas aussi bas que dans d’autres régions, et le récent appel d’offres a abouti à un prix TOPCon de 0,03 $ par watt. Les développeurs doivent soigneusement décider si économiser quelques centimes vaut la peine de sacrifier la production d'électricité, en tenant compte de la rentabilité à long terme et de l'extension de garantie offerte par TOPCon. Même si TOPCon est sur le point d'être bénéfique dans presque tous les cas, ce n'est pas encore tout à fait le cas. Les développeurs doivent évaluer si l'utilisation de TOPCon ou PERC est rentable projet par projet. De plus, la fiabilité et la qualité des composants sont essentielles, et des tests de qualification tiers sont recommandés pour vérifier les allégations de performances à l'aide de données en temps réel et de statistiques de production réelles. Au CEA, nous conseillons aux développeurs de ne pas acheter de produits sans avoir été soumis à des tests de qualification et à une vérification par des tiers. Pour garantir que les composants TOPCon répondent aux exigences de performance et de fiabilité du fabricant, des audits tiers, une surveillance de la production et des tests aléatoires sont effectués, ainsi que des tests accélérés dans des chambres climatiques qui simulent des décennies d'utilisation sur le terrain. Les clients envisageant des accords d'approvisionnement pluriannuels doivent donner la priorité aux fournisseurs disposant du capital et de la flexibilité nécessaires pour augmenter la production TOPCon selon les besoins, ainsi que des années d'expérience et des capacités de R&D. De plus, les fournisseurs disposant de lignes de production PERC et TOPCon disposent d'une plus grande flexibilité dans leurs stratégies d'achat. De plus, les développeurs doivent mettre l’accent sur la qualité et la fiabilité, car certains fabricants peuvent faire des économies pour répondre rapidement à la demande. Le choix de la durée du contrat est entièrement spécifique au client et dépend de ses besoins individuels, de sa tolérance au risque et de ses financiers. Certains clients n’achèteront qu’auprès de fournisseurs de niveau 1 parce qu’ils sont convaincus de pouvoir passer plus rapidement aux nouvelles technologies et sont prêts à payer plus cher pour cette tranquillité d’esprit. Cependant, d’autres pourraient être disposés à travailler avec des fabricants de niveau 2 pour obtenir des réductions de prix et éventuellement accéder au contenu national de la loi sur la réduction de l’inflation (IRA). Seuls les grands acteurs de second rang capables de se différencier et de démontrer une valeur supplémentaire en atténuant les risques liés à la chaîne d'approvisionnement grâce à l'UFLPA seront en mesure de rivaliser avant que les grands acteurs ne recommencent à dominer. En donnant la priorité à de solides programmes d'assurance qualité, à la fiabilité et à la flexibilité des stratégies d'approvisionnement, les développeurs solaires peuvent passer du PERC à TOPCon en toute confiance.

Le gouvernement australien va lancer un 6GW énergie renouvelable appel d'offres le mois prochain dans le cadre de son plan d'investissement en capacité élargi (CIS). Il s’agira du plus grand appel d’offres en matière d’énergies renouvelables de l’histoire du pays.  L'appel d'offres, qui aura lieu fin mai, comprendra environ 2,2 GW de capacité dédiée à des projets en Nouvelle-Galles du Sud dans le cadre de son plan d'énergie renouvelable fiable. L'Australie du Sud garantira également une capacité d'au moins 300 MW. Le gouvernement albanais a annoncé l'expansion de la CEI en novembre 2023, visant à garantir 32 GW d'énergie renouvelable. production et stockage d'énergie capacité. Dans cette dernière annonce, le bureau du ministre du Changement climatique et de l'Énergie, Chris Bowen, a déclaré que le gouvernement albanais et le gouvernement de la Nouvelle-Galles du Sud travailleraient ensemble pour faire avancer la « feuille de route de la CEI et de la Nouvelle-Galles du Sud vers un processus d'appel d'offres consolidé unique ». Le communiqué indique également qu'il y aura un appel d'offres pour une capacité de 500 MW pour des projets en Australie occidentale, qui devrait s'ouvrir "au milieu de l'année", sous réserve de négociations et d'un accord final. La première vente aux enchères de la CEI à Victoria et en Australie-Méridionale s'est ouverte en décembre de l'année dernière, recherchant une capacité de production et de stockage d'énergie renouvelable distribuable pouvant atteindre 600 MW/2 400 MWh. Le détail technique de la capacité disponible dans l'appel d'offres n'a pas été divulgué, se contentant de dire qu'il rechercherait des "projets d'énergies renouvelables variables" - principalement solaires et éoliens - "pour une utilisation sur le marché national de l'électricité (NEM)". Bowen a déclaré : « La pluie n'arrive pas toujours aussi souvent, mais nous avons toujours accès à l'eau parce que nous la stockons en cas d'urgence – et il en va de même pour notre plan énergétique avec une énergie renouvelable fiable. » "Notre plan est de fournir au marché la certitude et la confiance dont il a besoin à un moment où nous avons besoin d'énergie." Le marché australien de l'énergie solaire à grande échelle a commencé à faiblir l'année dernière, les données du Clean Energy Council (CEC) montrant que seuls six nouveaux projets à grande échelle ont été clôturés financièrement au cours des neuf premiers mois de 2023. PV Tech Power a analysé la situation dans son rapport du quatrième trimestre 2023. . En plus de soutenir le déploiement, le gouvernement a annoncé plus tôt ce mois-ci un plan visant à soutenir la production nationale d'énergie solaire et d'énergie propre - ce que le Premier ministre australien a appelé « une nouvelle arène concurrentielle dans les relations internationales ».

Le gouvernement américain annoncera 7 milliards de dollars de subventions pour projets solaires résidentiels qui alimentera plus de 900 000 foyers dans des communautés à revenus faibles et modérés aux États-Unis.  Le président Joe Biden a annoncé le 22 avril la célébration du Jour de la Terre 2024. La Maison Blanche a déclaré que Biden annoncerait 7 milliards de dollars de subventions dans le cadre du concours de subventions Solar for All de l'Environmental Protection Agency, un élément clé du fonds de 27 milliards de dollars de réduction des gaz à effet de serre de l'Inflation Reduction Act. Les bénéficiaires des subventions serviront chaque État et territoire américain en développant des projets solaires « à long terme » visant à fournir de l'énergie solaire résidentielle à environ 1 million de foyers dans des communautés à faible revenu et défavorisées. Le gouvernement américain estime que le programme permettra d'économiser plus de 350 millions de dollars sur les factures d'électricité par an, soit l'équivalent de 400 dollars par foyer. Le plan fera également partie de l'objectif du gouvernement américain de diriger 40 % des recettes des investissements fédéraux dans les énergies propres vers les communautés défavorisées. Entre 2012 et 2022, les États-Unis solaire sur le toit la capacité a été multipliée par dix, la petite production d’énergie solaire augmentant rapidement, passant de 5 959 GWh en 2012 à 61 281 GWh en 2022, sous l’effet de la propagation rapide des installations domestiques. En 2022, systèmes solaires résidentiels générera 39 510 GWh, soit 64 % de l'électricité produite par les petites installations solaires aux États-Unis, tandis que les systèmes solaires commerciaux produiront un total de 17 724 GWh. Bien que la croissance de la production solaire sur les toits ne représente que 1,5 % de la consommation totale d’électricité aux États-Unis, aux niveaux de demande de 2022, la production solaire sur les toits pourrait produire de l’électricité équivalant à environ 45 % de toutes les ventes d’électricité à l’échelle nationale.

Selon l'Institut de Énergie renouvelable (IEO), un organisme de recherche polonais, la capacité photovoltaïque cumulée installée en Pologne a dépassé 17 GW à la fin de 2023.  Fin décembre 2023, la capacité photovoltaïque installée cumulée de la Pologne atteignait 17 057 MW, ce qui la place au premier rang de toutes les sources d'énergie renouvelables. Viennent ensuite l’énergie éolienne (9 428 MW) et l’hydroélectricité (979 MW). La capacité photovoltaïque nouvellement installée en Pologne a atteint 4,6 GW l’année dernière. L'IEO a calculé ce chiffre sur la base d'une autre étude publiée en mai 2023. Fin 2022, la capacité photovoltaïque installée cumulée en Pologne dépassait 12,4 GW. Ces dernières années, la Pologne a installé capacité photovoltaïque a continué de croître. Selon les données de l'IEO, à la fin du troisième trimestre 2023, le nombre de projets photovoltaïques en Pologne, dont le raccordement au réseau a été approuvé, a atteint 18 GW. L'IEO a déclaré qu'au troisième trimestre 2023, un total de 6 929 projets avaient obtenu des autorisations de connexion au réseau. Par rapport aux informations de la fin du premier trimestre 2023 dans la base de données précédente, le nombre de projets a augmenté de 41% et le total la production d'énergie augmenté de 46%. Récemment, le gestionnaire du réseau de transport polonais Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) a annoncé son intention d'investir 64 milliards de zlotys (16 milliards de dollars) dans de nouvelles lignes de transport d'ici 2034. Dans son nouveau projet de plan de développement pour 2025-2034, le gestionnaire du réseau de transport polonais prévoit d'ajouter plus de 4 800 kilomètres de lignes 400 kV pour moderniser le réseau électrique polonais et d'ajouter 45 GW de capacité photovoltaïque au réseau d'ici 2034, dont de grandes installations terrestres. Le photovoltaïque monté sur les toits est d'environ 20 GW et le photovoltaïque sur les toits est d'environ 25 GW. Dans son plan national énergétique et climatique actualisé, la Pologne vise à disposer de 29,3 GW de capacité photovoltaïque installée d'ici 2030, soit 22 GW de plus que la version précédente du plan national énergétique et climatique soumis en 2019.

En 2023, l'Europe installée stockage d'Energie la capacité dépassera 10 GW pour la première fois.  LCP Delta et l’Association européenne du stockage d’énergie ont publié la semaine dernière le huitième Moniteur du marché européen du stockage d’énergie. Le rapport montre qu'au cours de l'année dernière, l'Europe (y compris les pays de l'UE et les pays tiers) a installé un total d'environ 10,1 GW dans des projets domestiques, des projets au sol à grande échelle et sur des marchés industriels et commerciaux. C'est plus du double du record européen de 4,5 GW en 2022, et bien supérieur aux attentes de LCP Delta de 6 GW en 2023 dans le septième « Rapport de surveillance du marché européen du stockage d'énergie » publié à la même époque l'année dernière. LCP Delta a déclaré que les « résultats impressionnants » étaient dus à une combinaison de programmes de soutien et à l’amélioration des conditions du marché du stockage d’énergie. Nous avons mentionné dans le récent ESN Premium Friday Briefing que l'une des conclusions importantes est l'écart entre le côté réseau (grands projets terrestres) et le côté utilisateurs (projets résidentiels, industriels et commerciaux). La capacité installée côté réseau achevée en 2023 sera d’environ 2,7 GW, et la capacité installée côté utilisateur sera d’environ 7,3 GW.