Les centrales solaires photovoltaïques commerciales GUIDE À L’INTENTION DES PROMOTEURS DE PROJETS EN PARTENARIAT AVEC © International Finance Corporation 2015 Tous droits réservés. 2121 Pennsylvania Avenue, N.W. Washington, D.C. 20433 ifc.org Tous droits réservés. La reproduction et/ou la transmission de tout ou partie de ce travail sans autorisation peut constituer une violation de la loi en vigueur. IFC ne garantit aucunement la précision, la fiabilité ou l’exhaustivité du contenu de ce travail, ni les conclusions ou jugements décrits ici, et n’accepte aucune responsabilité en cas d’omissions ou d’erreurs (y compris et sans s’y limiter les erreurs typographiques et techniques) dans le contenu, quelles qu’elles soient, ou tout ce qui pourrait en découler. Photo de couverture : Projet SunEdison, Chili, Juan Payeras/IFC Table des matières AVANT-PROPOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 REMERCIEMENTS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 1 NOTE DE SYNTHÈSE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 2 LE DÉVELOPPEMENT DE PROJET PHOTOVOLTAÏQUE (PV) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 3 LA TECHNOLOGIE SOLAIRE PV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 4 LA RESSOURCE SOLAIRE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 5 ESTIMATION DU RENDEMENT ÉNERGÉTIQUE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 6 SÉLECTION DU SITE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 7 CONCEPTION DE LA CENTRALE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 8 PERMIS, LICENCES ET CONSIDÉRATIONS ENVIRONNEMENTALES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94 9 Les CONTRATS IAC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 103 10 CONSTRUCTION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112 11 EXPLOITATION ET MAINTENANCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125 12 POLITIQUES ET MÉCANISMES DE SOUTIEN ASSOCIÉS AU SOLAIRE PV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135 13 ACCORDS D’ACHAT D’ÉLECTRICITÉ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149 14 LE FINANCEMENT DES PROJETS D’ÉNERGIE SOLAIRE PV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159 15 ANALYSE FINANCIÈRE – COÛTS ET RECETTES DU PROJET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 ANNEXE 1 : ERREURS DE CONSTRUCTION COURANTES. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182 ANNEXE 2 : TERMES PRINCIPAUX de l’accord IAC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187 ANNEXE 3 : TERMES PRINCIPAUX DE L’ACCORD D’EM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192 ANNEXE 4 : SYSTÈMES solaires PV DE TOIT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195 Table des matières i Figures Figure 1 : Étapes du développement du projet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 Figure 2 : Présentation d’une centrale électrique solaire PV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 Figure 22 : Espacement entre les rangées de modules. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 Figure 3 : Types de technologies PV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 Figure 23 : Installation des modules sur un système de poursuite solaire de grande envergure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119 Figure 4 : Développement des efficacités des cellules de recherche. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 Figure 24 : Nettoyage des modules à l’aide d’une grue . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 Figure 5 : Inclinaison et azimut d’un panneau PV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 Figure 25 : Nettoyage des modules à l’aide d’un chariot de brosses . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 Figure 6 : Avantages d’un système de poursuite à axe double . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 Figure 26 : Nettoyage des modules à l’aide d’un balai à franges. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127 Figure 7 : Configurations du système PV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 Figure 27 : Financement des entreprises . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160 Figure 8 : Représentation schématique d’un onduleur avec transformateur et . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 sans transformateur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 Figure 28 : Financement par fonds propres Figure 9 : Courbes de rendement des onduleurs à rendement élevé, moyen et faible en tant Figure 29 : Financement de projet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162 . . . . . . . . 38 que fonctions du ratio puissance d’entrée/puissance nominale de l’onduleurs Figure 30 : Risque de projet contre définition de projet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 163 Figure 10 : Effet de l’inclinaison sur le captage de l’énergie solaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 Figure 31 : Coûts d’investissement prévisionnels moyens d’un parc solaire PV Figure 11 : Pyranomètre mesurant l’image de l’IGH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 commercial, 2010-2020 (à partir de données de 2014) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174 Figure 12 : Somme annuelle de l’IGH, moyenne 1994-2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 Figure 32 : Répartition moyenne des coûts pour un projet de centrale solaire PV au sol. . . . . . . 175 Figure 13 : Part annuelle de l’IDH par rapport à l’IGH, moyenne 1994-2010 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 Figure 33 : Schéma d’un système PV de petite échelle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 196 Figure 14 : Variabilité interannuelle de l’IGH (déviation standard relative) 1994-2010. . . . . . . . . . . 47 Figure 34 : Schéma d’un système PV de toiture non-domestique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 197 Figure 15 : Incertitude dans les prévisions du rendement énergétique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 Figure 35 : Systèmes PVAB (à gauche) et PVIB (à droite). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198 Figure 16 : Diagramme de l’angle d’ombrage. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 Figure 36 : Réduction du rendement des modules selon le coefficient de température. . . . . . . . 199 Figure 17 : Graphiques de la dépendance du rendement des onduleurs à la tension et au courant électrique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 Figure 18 : Position classique du transformateur et niveaux de tension dans une centrale solaire où l’exportation vers le réseau est à HT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 Figure 19 : Schéma du système de surveillance du système PV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89 Figure 20 : Phase de construction IAC et protocole de transfert classique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 106 Figure 21 : Ouvriers E&M dans une centrale solaire PV commerciale. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113 ii Un Guide pour utilitaire photovoltaïque centrales solaires Figures iii Tableaux Abréviations Tableau 1 : Caractéristiques de quelques catégories de technologie PV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 °C Degrés centigrades DHT Distorsion harmonique totale A Ampère
 DIL Dommages-intérêts liquidés Tableau 2 : Normes applicables aux modules PV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 a-Si Silicium amorphe DIN Deutsches Institut für Normung
 Tableau 3 : Liste indicative des normes relatives aux onduleurs . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 AAE Accord d’achat d’énergie DIP Dégradation induite potentielle Tableau 4 : Variation interannuelle de l’irradiation globale horizontale telle que AIE Agence Internationale de l’Énergie DNI Rayonnement direct normal
 calculée à partir de la base de donnée SolarGIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 BT Basse tension DSP Traitement numérique du signal
 Tableau 5 : Données sur la ressource solaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 c-Si Silicium cristallin DSRA Compte de réserve du service de la dette CA Courant alternatif
 E&M Exploitation et maintenance Tableau 6 : Pertes dans une centrale électrique PV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 CB Disjoncteur EEP Examen environnemental préalable Tableau 7 : Surface requise pour une centrale électrique solaire de grande envergure . . . . . . . 60 CC Courant continu
 EIE Étude d’impact sur l’environnement
 Tableau 8 : Critères de sélection des modules PV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 CCI Chambre de Commerce Internationale EMI Interférence électromagnétique CCNUCC Convention-Cadre des Nations Unies sur EN Norme européenne Tableau 9 : Comparaison des spécifications techniques du module aux conditions les Changements Climatiques EPC Ingénierie, achat et construction standard d’essai. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 CCRE Commission Centrale de Réglementation EPFI Établissements financiers qui appliquent Tableau 10 : Critères de sélection de l’onduleur. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 de l’Électricité les Principes de l’Équateur CdTe Tellure de cadmium EPIA Association européenne de l’industrie Tableau 11 : Informations des fiches de renseignement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 CE Coefficient d’efficacité photovoltaïque Tableau 12 : Spécifications des transformateurs. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 CE Conformité Européenne (Commission ESS Environnement, santé et sécurité
 Européenne) EUA European Union Allowance (quotas Tableau13 : Définition de l’indice de protection IP. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 CEI Commission Électrotechnique européens) Tableau 14 : Recommandation du nombre de pyranomètres selon la capacité de la centrale . . 90 Internationale FAC Certificat de réception définitive Tableau 15 : Stratégies d’optimisation de la performance. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 CER Crédit d’énergie renouvelable GAS Gaz à effet de serre CFADS Flux de trésorerie disponibles pour le GCR Taux de couverture du sol Tableau 16 : Exigences du diagramme de câblage annoté. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 service de la dette GSM Système mondial de communications Tableau 17 : Calendrier classiques des paiements des contrats IAC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 105 CIGS/CIS Diséléniure de cuivre (gallium) indium
 mobiles CIRDI Centre international pour le règlement des HT Haute tension Tableau 18 : Interfaces du projet solaire PV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114 différends relatifs aux investissements IAC Certificat de réception intermédiaire Tableau 19 : Centrales solaires PV commerciales financées par IFC au Chili. . . . . . . . . . . . . . . . . . 150 CIS Séléniure de cuivre indium
 ICC Courant de court-circuit CPO Construction-propriété-opération Tableau 20 : Matrice du risque de projet solaire PV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168 IFC Société financière internationale CR Centre de règlement
 Tableau 21 : Variations dans les coûts en capital et les dépenses opérationnelles liées au IGBT Transistor bipolaire à grille isolée CRR Compte de réserve pour réparations solaire PV 2013/2014 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174 IGH Irradiation globale horizontale CST Centrale solaire thermodynamique
 IGI Irradiation globale inclinée . . . . . . . . . . . . . . 176 Tableau 22 : Coûts repères moyens pour le développement du solaire PV au sol CTP Coût total de possession IP Indice de protection IP Tableau 23 : Principales entrées dans le modèle financier. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 178 CVE Certificat vert échangeable IRENA Agence internationale pour les énergies DDP Droit de passage renouvelables iv Un Guide pour utilitaire photovoltaïque centrales solaires Abréviations v 1. w Abréviations (Suite) IRP Infrarouge passif PVAB Photovoltaïque appliqué aux bâtiments JNNSM Mission solaire nationale Jawaharlal Nehru PVIB Photovoltaïque intégré aux bâtiments kWh Kilowattheure RCE Réduction certifiée des émissions
 LCOE Coût moyen actualisé de l’électricité REIPPP Recherche de producteurs d’énergie LLCR Ratio de couverture de la durée du prêt renouvelable indépendants LTV Ratio prêt/valeur ROI Retour sur investissements MCB Disjoncteurs miniature RPO Obligation d’achat d’énergie renouvelable MDP Mécanisme pour un développement propre SCADA Système de contrôle et d’acquisition de données MOC Mise en œuvre conjointe SERC Commission nationale de régulation de MPP Point de fonctionnement optimal l’énergie MPPT Conversion optimale d’énergie SPF Système de protection contre la foudre MT Moyenne tension SPV Entité ad hoc STC Conditions normales d’essai MTTF Temps moyen jusqu’à défaillance TCD Taux de couverture de la dette MVA Mégavoltampère TCP Protocole de contrôle de transmission MW Mégawatt TGC Certificat vert négociable MWc Mégawatt-crête TR Tarif de rachat NCRE Énergies renouvelables non TRI Taux de rendement interne conventionnelles TVA Taxe sur la valeur ajoutée NHSFO Non respect des obligations financières souveraines UE Union européenne NREL National Renewable Energy Laboratory UL Underwriters Laboratories, Inc . NVVN National Thermal Power Corporation Vidyut Vyapar Nigam URE Unités de réduction des émissions OCDE Organisation de coopération et de UV Ultraviolet développement économiques V Volt OEM Équipementier VAN Valeur actuelle nette PA Populations autochtones VCO Tension photoélectrique en circuit ouvert PANA Plan d’action national d’adaptation aux VDE Verband der Elektrotechnik, Elektronik und changements climatiques Informationstechnik PDEA Plan de développement de l’énergie WACC Coût moyen pondéré du capital alternative Wc Watt-crête PIE Producteur indépendant d’électricité PV Photovoltaïque vi Un Guide pour utilitaire photovoltaïque centrales solaires Avant-propos Bien que les installations photovoltaïques (PV) ne représentent à l’heure actuelle qu’un faible pourcentage de la production totale d’électricité, celles-ci connaissent une croissance rapide, tant pour les applications de production d’électricité commerciale que décentralisée. Les réductions des coûts liées aux avancées technologiques, les économies d’échelle en matière de production et les innovations relatives au financement ont permis à l’énergie solaire de se rapprocher de la parité de réseau sur un nombre croissant de marchés. Les progrès constants et des réductions de coûts supplémentaires permettront d’augmenter ces possibilités, notamment dans les pays en voie de développement caractérisés par des conditions propices à l’exploitation de l’énergie solaire. Les environnements politiques relatifs aux énergies renouvelables dans le monde en développement sont actuellement affinés en tirant les leçons qui découlent des succès et des échecs rencontrés par les politiques adoptées dans les marchés sur lesquels les premiers entrants s’étaient implantés. À l’heure actuelle, plusieurs modèles réglementaires sont déployés avec succès dans le monde en développement, et entraînent une augmentation des investissements et des installations. L’énergie solaire se révèle viable dans plus d’endroits et pour plus d’applications que nombre d’experts de l’industrie ne l’avaient prévu seulement il y a quelques années. En même temps, cette croissance rapide du marché s’est accompagnée de l’observation d’une expertise et d’un savoir-faire inégaux de la part des nouveaux arrivants sur le marché. Le développement des connaissances et des compétences sur les aspects pratiques du développement de projets d’énergie solaire, notamment pour les plus petits promoteurs, contribueront à s’assurer que les nouveaux projets PV sont bien conçus, bien exécutés et construits pour durer. L’amélioration de l’accès à l’électricité est une grande priorité pour la Société financière internationale (IFC), et l’énergie solaire est un domaine dans lequel nous disposons d’une expertise significative. IFC a investi dans plus de 55 projets d’énergie solaire dans le monde entier, représentant une capacité d’environ 1 400 MW, les principales transactions récentes ayant été réalisées en Thaïlande, aux Philippines, en Inde, en Chine, en Jordanie, au Mexique, en Afrique du Sud, au Honduras et au Chili. Nous sommes convaincus que cette publication contribuera à développer les compétences des principales parties prenantes, à mesure que l’énergie solaire continue à devenir un contributeur de plus en plus important pour répondre aux besoins énergétiques des économies émergentes. John Kellenberg Directeur, Services-conseils sur les ressources en matière de rendement énergétique Avant-propos 1 Remerciements Cette publication est une version développée et mise à jour de l’ouvrage Utility-Scale Solar Power Plants publié par IFC en 2011. Ces deux versions (la version 2011 et la version actuelle) ont été développées par Sgurr Energy, sous contrat avec IFC, avec des contributions substantielles de la part du personnel d’IFC. Ben Lumby, de Sgurr Energy, est le principal auteur et rédacteur technique, et a été assisté dans une large mesure par Vicky McLean. Stratos Tavoulareas (IFC) était chargé de la gestion du développement de l’ouvrage et a contribué dans une large mesure au contenu, avec les contributions d’Alex Blake et Lauren Inouye, ses collègues d’IFC. Les auteurs souhaitent exprimer leur reconnaissance aux experts techniques et financiers d’IFC que sont Guido Agostinelli, Pep Bardouille, Katharina Gassner, Chandra Govindarajalu, Rory Jones, Hemant Mandal, Elena Merle-Beral, Alasdair Miller, Alejandro Moreno, Juan Payeras et Bryanne Tait pour leur contribution et examen par les pairs. Jeremy Levin et John Kellenberg ont apporté une contribution, des directives et un appui administratif précieux au cours de l’intégralité du processus. En outre, cette publication n’aurait été possible sans la contribution des membres de l’équipe SgurrEnergy travaillant depuis le siège social de la société à Glasgow (RU) et leurs bureaux en Inde, en Afrique du Sud, en France, au Canada, aux E.-U. et en Chine. Une reconnaissance spéciale est due à Marie Marconnet de Castalia Advisors pour son soutien inestimable dans la traduction de ce document IFC souhaiterait remercier les gouvernements irlandais, luxembourgeois, néerlandais, norvégien et suédois pour leur appui à la production de ce rapport. 2 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Note de synthèse  1 Avec une puissance installée supérieure à 137 GW dans le monde entier et des installations supplémentaires annuelles Le Groupe de la Banque représentant un total d’environ 40 GW au cours de ces Mondiale (et notamment dernières années1 la technologie solaire photovoltaïque (PV) la Banque Internationale est devenue une option d’alimentation en électricité de plus pour la Reconstruction en plus importante. Une diminution substantielle du coût des centrales solaires PV (réduction de 80 pour cent depuis 2008)2 et le Développement, a amélioré la compétitivité du solaire PV, réduisant la nécessité l’Association Internationale de d’un recours à des subventions et permettant au solaire d’entrer Développement, IFC et l’Agence en concurrence avec d’autres options de production d’électricité Multilatérale de Garantie sur certains marchés. Si la majorité des projets solaires en cours des Investissements) aide les d’exploitation se trouve dans des économies développées, la chute des prix ainsi que le manque de fiabilité des réseaux électriques pays clients à sécuriser une et le coût élevé des groupes électrogènes au diesel ont également alimentation en électricité suscité un intérêt croissant pour la technologie solaire PV dans abordable, fiable et durable afin les économies émergentes. de mettre un terme à la pauvreté extrême et de promouvoir la De nombreuses économies émergentes disposent d’excellentes ressources solaires et ont adopté des politiques visant à prospérité partagée. encourager le développement de l’industrie solaire afin de réaliser des bénéfices au niveau de leurs économies et de leur sécurité énergétique, ainsi que sur l’environnement local et global. En outre, les centrales solaires peuvent être construites relativement rapidement, souvent en six à 12 mois, par rapport aux projets de développement d’énergie hydraulique et de combustibles fossiles qui nécessitent une période de construction de quatre à cinq ans. Cela constitue une incitation majeure dans les marchés émergents qui se développent rapidement, caractérisés par une forte demande insatisfaite et un besoin en électricité urgent. En supposant que les prix de la technologie PV continueront à chuter par rapport aux sources d’électricité en concurrence, le taux de pénétration du marché des projets d’énergie solaire commerciaux poursuivra probablement sa croissance rapide, y compris sur les marchés émergents. Le Groupe de la Banque Mondiale (et notamment la Banque Internationale pour la Reconstruction et le Développement, l’Association Internationale de Développement, IFC et l’Agence Multilatérale de Garantie des Investissements)Agency) aide les pays clients à sécuriser une alimentation en énergie d’un coût abordable, fiable et durable afin de mettre un terme à la pauvreté extrême et de promouvoir la prospérité partagée. L’approche 1 Source : AIE, « Trends 2014 in Photovoltaic Applications » 2 Source : IRENA, « Rethinking Energy 2014 » 1 : Note de synthèse 3 reflète les objectifs de l’Initiative Énergie Durable pour Les activités de développement de projet sont liées entre recrutement d’une entreprise d’Ingénierie, achat et l’estimation du rendement, ainsi que d’autres exigences Tous—pour réaliser l’accès universel, accélérer les elles et sont souvent menées en parallèle. Les aspects construction (IAC), la construction de la centrale, et et contraintes spécifiques au site. La conception de la améliorations en termes de rendement énergétique, et techniques qui déterminent la conception de la centrale l’exploitation et la maintenance (E&M). centrale est encore améliorée au cours de l’étude de doubler la part de l’énergie renouvelable dans le monde et le rendement énergétique sont accompagnés d’efforts faisabilité, qui inclut les mesures du site, sa topographie 3. Aspects commerciaux et financiers : Les cadres d’ici 2030. Le Groupe de la Banque Mondiale reconnaît visant à sécuriser les permis/licences et les financements. et des considérations environnementales et sociales. Les réglementaires applicables au PV et les types que chaque pays détermine sa propre voie pour réaliser Les évaluations se répètent à des degrés de détail et de caractéristiques clés de la conception sont le type de d’incitation/mécanismes d’appui spécifiques au ses aspirations en matière d’énergie, et que la transition de certitude croissants à mesure que le projet progresse. Par module PV utilisé, l’angle d’inclinaison, les systèmes de développement de projets PV, tels que les tarifs chaque pays vers un secteur de l’énergie durable implique exemple, un avant-projet est élaboré au préalable (étude fixation et de poursuite, les onduleurs et l’agencement préférentiels et autres appuis financiers directs et un mélange unique d’opportunités et de défis en termes de préfaisabilité) parallèlement à une évaluation de haut des modules. L’optimisation de la conception de la indirects, ont un impact important sur la viabilité de ressources, impliquant différentes priorités sur l’accès, niveau de l’environnement réglementaire et du prix de centrale implique des considérations telles que la présence financière du projet, car ils affectent le flux de revenus. l’efficacité et l’énergie renouvelable. l’électricité, permettant la réalisation d’une analyse rapide d’ombres, la dégradation de la performance et les Les Accords d’achat d’énergie (AAE) spécifient les afin de déterminer si le projet répond aux exigences du compromis entre un investissement plus important (par modalités en vertu desquelles le preneur achète L’amélioration de l’accès à l’électricité est une grande client. Si le projet semble prometteur, le promoteur décide exemple pour la poursuite) et le rendement énergétique. l’électricité produite par la centrale PV ; il s’agit priorité pour IFC, qui appuie l’investissement du secteur de poursuivre. Si le projet ne semble pas satisfaire les Habituellement, l’étude de faisabilité développe également du document le plus important pour obtenir un privé dans les solutions d’énergie renouvelable. En mai taux de rendement minimaux, il est possible d’envisager les spécifications de conception sur lesquelles l’équipement financement. 2015, IFC avait réalisé plus de 350 investissements dans d’apporter des changements à la conception et de procéder à acquérir est basé. Les options de technologie PV sont l’électricité dans plus de 65 pays. Nous sommes souvent à des ajustements financiers, ou de mettre un terme décrites à la Section 3, et la conception de la centrale PV à Le processus de développement de projet débute une à l’avant-garde des marchés ouverts à la participation au développement du projet. Une analyse similaire est la Section 7. fois l’intérêt établi sur un marché électrique spécifique. du secteur privé. IFC a investi dans plus de 55 projets reproduite au cours de l’étude de faisabilité à un niveau L’évaluation de l’opportunité de marché prend en d’énergie solaire dans le monde entier, ce qui représente de détail plus poussé, conduisant en définitive à une La ressource d’énergie solaire dépend du rayonnement compte les questions d’ordre général au niveau national, une capacité d’environ 1 400 MW, les principales nouvelle décision d’accorder ou pas un « feu vert ». Au solaire de la zone géographique, ainsi que d’éléments telles que l’environnement réglementaire, les prix de transactions récentes ayant été réalisées en Thaïlande, aux cours du processus de développement du projet, plusieurs locaux comme la présence d’ombres. Dans un premier l’électricité qui prévalent, la structure du marché de Philippines, en Inde, en Chine, en Jordanie, au Mexique, moments décisifs clés se présentent, pendant lesquels des temps, l’évaluation de la ressource solaire peut être l’électricité, la capacité d’endettement des preneurs en Afrique du Sud, au Honduras et au Chili. modifications sont apportées et la décision de poursuivre effectuée à partir de données satellites ou d’autres sources, potentiels et toutes les incitations financières spécifiques réévaluée. Les changements sont courants jusqu’à ce que le mais à mesure que le développement du projet progresse, relatives au développement des centrales solaires PV. L’objectif de ce guide est de permettre au lecteur de montage financier soit bouclé. L’attention se porte ensuite des relevés de terrains sont souhaitables afin de renforcer Les premières étapes tangibles du processus sont le mieux comprendre comment développer, financer, sur l’acquisition de l’équipement, la construction et la mise le niveau de confiance. La ressource solaire est abordée à développement d’un concept et de l’identification d’un construire et exploiter avec succès des centrales solaires en service de la centrale selon le calendrier et le budget la Section 4. site. Le projet passera ensuite par différentes étapes de PV marchandes. Il cible les promoteurs de projets entrant prévus. développement, et notamment l’étude de préfaisabilité, sur le marché, et est destiné à être une source de référence Le rendement énergétique est un paramètre essentiel qui une étude de faisabilité plus détaillée, l’octroi de permis pour les entrepreneurs, les investisseurs, les décideurs Ce guide couvre les composantes clés du développement détermine (parallèlement aux coûts d’immobilisation et et de financements, et enfin, l’ingénierie (conception publics et autres parties prenantes travaillant sur des de projets solaires commerciaux réussis (le seuil du au tarif) la viabilité financière du projet. Les rendements détaillée), la construction et l’exploitation commerciale projets PV sur les marchés émergents. Ce rapport est une « commercial » est fonction du marché, mais est énergétiques fondés sur les probabilités (par exemple P50, de la centrale. Lorsque le promoteur de projet initie les version substantiellement développée (seconde édition) généralement estimé à 5 MW minimum). La plupart des P75, P90) sont modélisés sur la durée de vie opérationnelle activités préparatoires, et notamment la sécurisation d’une publication antérieure d’IFC, « Utility-Scale Solar leçons apprises sur ce segment de l’industrie solaire sont du projet. Des analyses approfondies de la ressource d’un contrat de location de terrain et des permis, les Power Plants », publiée en 2011. Les progrès substantiels tirées des expériences acquises sur les marchés développés. solaire et du rendement énergétique projeté sont des mécanismes de financement préliminaires sont évalués. dans le nombre de projets PV mis en œuvre mondialement Cependant, ce guide s’efforce d’anticiper et de traiter des éléments contributifs essentiels de l’analyse financière. L’évaluation de la ressource énergétique et les activités et la réduction spectaculaire des prix de la technologie PV préoccupations relatives aux projets dans des économies Les détails de la méthodologie, des sources de données liées au financement du projet se déroulent parallèlement ont justifié la nécessité de cette mise à jour sur ce marché émergentes. Pour ce faire, le guide couvre les trois thèmes sur l’énergie solaire, et les points essentiels à prendre en à la conception du projet (c.à.d. ingénierie, construction, qui évolue rapidement. clés suivants : considération lorsque l’on procède à l’estimation de la etc.). Des informations détaillées sur ces flux de travail 1. Conception optimale de la centrale : Un défi clé du qui se chevauchent et des conseils sur la coordination et ressource énergétique et du rendement énergétique du Le guide se concentre sur des aspects de développement projet sont présentés en Section 5. développement de projet est de concevoir une centrale la bonne exécution des activités de projet sont fournies de projet spécifiques à l’énergie solaire. Dans cette PV équilibrée de manière optimale en termes de coût dans les 15 sections qui constituent ce guide, à commencer perspective, il couvre tous les aspects du processus et de performance pour un site spécifique. par un aperçu du processus de développement de projet La sélection du site se base sur de nombreuses de développement de projet global, et notamment en Section 2. Un résumé des principaux aspects du considérations, telles que la distance de la centrale PV par l’identification du site, la conception de la centrale, 2. Mise en œuvre du projet : Réaliser un projet dans développement de projet est proposé dans cette section. rapport au réseau, et la transparence et la prévisibilité du le rendement énergétique, les permis/licences, les les temps et selon le budget prévus avec une centrale arrangements contractuels et les financements, en traitant processus pour obtenir une convention de raccordement fonctionnant efficacement et de manière fiable, et moins des aspects généraux de développement de projet 1.1 CONCEPTION OPTIMALE DE LA CENTRALE ET au réseau. Une étroite coopération avec l’entreprise générant l’énergie et les recettes attendues, est une non spécifiques au solaire. DU PROJET exploitant le réseau est essentielle à l’obtention d’une autre préoccupation essentielle pour les promoteurs. convention de raccordement au réseau. La convention, Les aspects clés de la mise en œuvre d’un projet sont : La conception de la centrale PV est initialement ainsi que toutes réglementations applicables, devrait les permis et l’octroi de licences, la sélection et le développée dans le cadre d’une étude de préfaisabilité clairement stipuler les conditions de l’accès au réseau fondée sur les ressources énergétiques préliminaires et 4 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 1 : Note de synthèse 5 par le promoteur de la centrale PV, et fournir les L’Ingénierie, l’achat et la construction peuvent se Selon le cadre réglementaire applicable à ces centrales, À mesure que le projet prend forme, le promoteur entame directives associées à la conception, à la propriété et à décomposer en plusieurs contrats, mais il convient une facturation nette ou brute peut être disponible ; il les négociations avec le preneur (qui est souvent, sans l’exploitation du raccordement au réseau. L’accès au de s’assurer de définir clairement les responsabilités, s’agit d’un élément (parallèlement au tarif réglementé que cela soit systématiquement le cas, un opérateur terrain est également une exigence fondamentale pour le afin que toutes les parties sachent exactement qui gère applicable à l’électricité vendue au réseau) qui déterminera public dans la plupart des économies émergentes) développement d’un projet. Le terrain du projet doit être les différents risques et le processus général. Dans la durée du remboursement et l’attrait global du projet. sur le prix, la durée et les modalités de l’AAE. Sur de acheté ou loué pour une durée supérieure à la durée de la certains cas, la coordination générale est assurée par le Cependant, l’achat d’un système PV n’est pas la seule nombreux marchés, les projets PV ont bénéficié d’un couverture du service de la dette ; une durée minimum de propriétaire de la centrale PV (s’il dispose de l’expertise option dont dispose un propriétaire de bâtiment. Des appui réglementaire permettant d’obtenir un prix de 15 à 20 ans est souhaitable, bien qu’un bail de 40 à 50 ans d’ingénierie en interne et d’une expérience dans des projets entreprises proposent des baux qui incluent la location de l’électricité supérieur à celui du marché. Par exemple, soit souvent signé. Outre le site du projet, le promoteur similaires), ou par une société d’ingénierie recrutée en l’installation PV, et le versement de frais de location au dans le cadre d’un programme de Tarif de rachat (TR), doit sécuriser l’accès au terrain sur lequel le raccordement tant qu’entrepreneur chargé de la gestion agissant pour propriétaire du bâtiment. Dans le cadre de tels accords, le prix de l’électricité produite par l’énergie renouvelable au réseau sera implanté. Les questions d’utilisation du le compte du propriétaire. Cependant, l’approche la l’électricité peut être vendue au propriétaire du bâtiment à est spécifié pour une période donnée, généralement de dix terrain sont examinées avec les aspects techniques de la plus courante dans la construction de centrales PV est des prix inférieurs à ceux du marché. à 25 ans. Dans un autre exemple, les modalités de l’AAE sélection du site en Section 6. une responsabilité clés en main par le biais d’un contrat peuvent être déterminées au préalable par le biais d’un d’IAC. Un contrat d’IAC octroie à une organisation 1.3 ASPECTS COMMERCIAUX ET FINANCIERS processus d’appel d’offre par lequel le promoteur soumet 1.2 MISE EN ŒUVRE DU PROJET (l’entrepreneur IAC) la pleine responsabilité d’exécuter le une offre compétitive (par ex. des enchères inversées). projet dans les temps, selon le budget, et dans le respect Les activités associées au financement de projet se Dans un troisième exemple, les services publics peuvent L’objectif du processus de mise en œuvre du projet de l’exécution spécifiée. L’entrepreneur IAC est payé déroulent parallèlement à la conception et à l’octroi avoir l’obligation de puiser une partie du total de leur est de compléter le projet dans les temps et selon le davantage pour gérer et endosser la responsabilité de tous de permis relatifs au projet. Lorsque le promoteur du besoin énergétique dans les sources d’énergie renouvelable, budget alloué, en disposant d’une centrale électrique les risques du projet. La Section 9 fournit davantage de projet initie les activités préparatoires, et notamment puis négocier avec les promoteurs en fonction de leurs PV fonctionnant efficacement et de manière fiable, et détails sur l’élaboration d’une stratégie d’adjudication de la sécurisation d’un bail de terrain et des permis, les propres priorités et paramètres. Dans le cas (relativement produisant les volumes d’électricité et de recettes attendus. marché, et l’Annexe 2 indique les termes principaux d’un mécanismes de financement préliminaires sont également rare) d’une centrale solaire qui revend également l’énergie Pour atteindre un tel objectif, plusieurs activités clés contrat d’IAC. La Section 10 se penche sur le processus de évalués. Des fonds adéquats devraient être alloués afin qu’elle produit, l’électricité sera vendue sur le marché libre doivent être réalisées. construction. de mener à bien les premières étapes du développement (i.e. marché avec des prix définis « un jour à l’avance », de projet, notamment l’évaluation de la ressource « une heure à l’avance ») à des tarifs fluctuants plutôt qu’à Le processus d’obtention des permis et licences est L’Exploitation et la maintenance (E&M) des centrales énergétique, la sélection du site, le bail et les permis/ un tarif prédéterminé. Cependant, à l’avenir (si les prix du souvent très bureaucratique, faisant intervenir plusieurs PV peuvent être assurées par le propriétaire ou par des licences préliminaires. Selon les exigences financières du PV continuent à baisser), un appui réglementaire pourrait agences au sein du gouvernement central et des entrepreneurs. La maintenance régulière (et notamment projet et la portion de fonds propres que le promoteur ne pas être nécessaire et les centrales PV marchandes collectivités locales, dont les procédures et exigences le nettoyage des modules PV) est relativement simple peut dédier au projet, ce dernier peut faire appel à un pourraient devenir plus courantes. pourraient ne pas être coordonnées. La liste des permis et peut être assurée par le personnel local formé par les autre partenaire financier. Il arrive fréquemment que le et accords nécessaires est généralement très longue et fournisseurs de matériel. Le suivi de la performance de la promoteur initial du projet vende des parts ou l’intégralité Le raccordement au réseau et la distribution doivent diffère d’un pays à l’autre. Les éléments suivants sont centrale peut être réalisé à distance par l’équipementier des droits du projet à un autre promoteur qui mènera le être clarifiés dans l’AAE. Dans la majorité des pays, généralement requis au minimum : 1) Contrat de location d’origine ou tout autre gestionnaire de biens. Les pièces projet à bien, un partenaire financier qui souvent disposera la réglementation exige de l’opérateur du réseau qu’il du terrain ; 2) Permis d’accès au site ; 3) Permis de de rechange, tant pour le stock de la centrale que pour d’une plus grande expertise technique et de ressources prenne toute l’électricité produite par des centrales construire ; 4) Permis environnemental ; 5) Convention répondre aux pannes de matériel, doivent être achetées financières plus importantes. À mesure que le projet produisant une énergie renouvelable (« obligation de de raccordement au réseau ; 6) Licence d’opérateur/ auprès de l’équipementier ou d’un autre fournisseur. La progresse, le promoteur/partenaire financier contactera prendre »), mais des règles de restriction doivent être permis de production. Il est nécessaire de comprendre Section 11 fournit des informations supplémentaires sur les organismes de financement de la dette potentiels afin clairement incluses dans l’AAE. La Section 12 fournit des les exigences et le contexte local. Les consultations avec les structures et meilleures pratiques en matière de sous- d’avoir une idée des taux, exigences et modalités de crédit informations supplémentaires sur les mécanismes d’appui les administrations pertinentes, la communauté locale traitance de l’E&M, et une présentation des principales actuels, et feront l’objet d’un audit préalable au cours réglementaire utilisés pour les projets PV. La Section 13 et les parties prenantes sont également importantes afin modalités d’E&M est fournie en Annexe 3. du développement du projet. L’expérience et la capacité décrit les éléments clés des AAE spécifiques au solaire, et d’assurer un processus d’approbation plus fluide. d’endettement du partenaire financier sont essentielles explique plusieurs risques spécifiques au solaire, l’objet L’Annexe 4 présente le marché des panneaux solaires de pour parvenir à la clôture financière et obtenir un de ce document juridique clé étant de les atténuer, comme Des études d’impact environnemental et social doivent toiture. Il s’agit là d’un développement important,
 car les financement intéressant. l’indexation du prix d’achat de l’électricité (tarifs) sur une également être réalisées dans les premiers temps de la systèmes PV ont connu des développements importants et devise étrangère pour éviter les risques de dévaluation. planification du projet, et des mesures devraient être prises devraient connaître d’autres développements substantiels. Les projets de centrale électrique sont généralement afin d’atténuer les éventuels impacts néfastes. Du point de vue de la conception et de la construction, financés en « dos à dos », ce qui signifie que tous les Les risques clés associés aux projets PV sont: les principaux aspects devant être pris en compte sont contrats reposent en définitive sur un Accord d’achat La convention de raccordement au réseau pour s’assurer • Les risques liés à l’achèvement du projet affecté par l’orientation optimale et la présence d’ombres portées d’énergie (AAE) bancable. En d’autres termes, un AAE que la centrale PV peut envoyer l’énergie produite vers le les retards associés à l’octroi de permis/licences et la par les bâtiments et la végétation (actuels ou futurs). Les associé à un preneur solvable couvrant adéquatement tous réseau. La Section 8 du rapport fournit des informations construction. permis sont plus simples à obtenir, mais diffèrent des les risques clés du projet fournit une bonne base pour supplémentaires sur les considérations relatives aux permis associés aux centrales PV commerciales de grande permettre au promoteur du projet de signer des contrats • Le rendement énergétique : La quantité d’énergie permis, aux licences et à l’environnement. envergure car les agences concernées ne sont pas les mêmes d’IAC et d’E&M, de louer ou d’acheter des terrains, etc. que la centrale produira est fonction de la ressource (il s’agit, pour l’essentiel, d’administration locales). afin que le projet puisse être mis en œuvre. énergétique et de la conception de la centrale PV. Une 6 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 1 : Note de synthèse 7 mauvaise estimation de la ressource énergétique, un Les risques clés associés aux projets PV sont : y compris changement imprévu dans le régime climatique et l’appétence au risque de l’investisseur. Le mécanisme le la dégradation de la performance de la centrale PV plus courant pour de tels projets consiste généralement pourraient affecter dans une large mesure les recettes à utiliser un mécanisme de financement de projet type, du projet. avec au moins 30 pour cent de fonds propres, le reste étant constitué d’un emprunt. Cependant, un financement • L’environnement réglementaire : Les changements qui total par capitaux propres peut être choisi dans certaines affectent la quantité d’énergie que le preneur est obligé situations. Par exemple, si l’accès au crédit commercial d’acheter et le prix qu’il peut payer peuvent clairement local est difficile ou coûteux, ou si le processus d’audit affecter le projet, notamment lorsqu’ils sont appliqués préalable associé à l’obtention de l’emprunt peut ralentir de manière rétroactive. S’il ne s’agit pas de la norme, un projet et que les tarifs sont suffisamment élevés, les plusieurs pays (y compris des marchés développés investisseurs en fonds propres peuvent être incités à généralement considérés comme crédibles) ont mis financer l’intégralité du projet. Si l’emprunt est moins en œuvre des changements rétroactifs, augmentant coûteux que les fonds propres, tout apport de fonds le risque associé aux incitations réglementaires. propres peut permettre un développement plus rapide Une évaluation détaillée du marché de l’électricité du projet, une priorité sur des marchés où une tranche fournit une contribution utile à la viabilité de ces de construction spécifiée doit être réalisée avant une réglementations. Il est conseillé aux promoteurs de date donnée pour avoir droit aux incitations. Cette considérer la viabilité de leurs projets sans subventions dynamique n’est pas propre au solaire, mais comme les ou traitement particulier, notamment si une telle projets solaires étaient de plus petite envergure par le considération conduit à l’obtention d’un prix effectif passé, il était plus faisable pour les promoteurs de les de l’électricité bien supérieur au coût nivelé de l’énergie financer sans financement par l’emprunt, ou au moins sur le marché de l’électricité existant. de retarder le financement par l’emprunt jusqu’à ce que • La solvabilité du preneur : Un audit préalable les projets soient opérationnels, et qu’ils présentent approfondi du preneur est une étape essentielle avant un profil de risque considérablement moindre pour les que le financement ne soit finalisé. prêteurs. Pour les projets solaires comptant au nombre des premiers dans leur marché, les banques locales peuvent se montrer réticentes à accorder des prêts sans avoir vu la concrétisation de projets réussis ; dans de telles circonstances, la recherche de financement auprès des institutions de financement du développement comme IFC, prêtes à être le premier entrant dans de nouveaux marchés des énergies renouvelables, peut être une solution. Les Sections 14 et 15 fournissent davantage d’informations sur le financement, l’audit préalable, et l’analyse financière généralement menée. Encadrés Un vaste éventail de sujets est abordé dans les encadrés. Ils proposent des études de cas et des « leçons apprises sur le terrain » issues de différents pays. Les problèmes et leçons décrites dans ces encadrés informeront les actions des promoteurs, des prêteurs et des entrepreneurs, permettant ainsi de promouvoir la bonne pratique dans l’industrie. Ceci contribuera à faciliter le financement au sein du secteur solaire. Nombre des leçons apprises se résument au même point essentiel : pour qu’un projet réussisse, il est nécessaire de disposer d’une expertise adéquate au sein de l’équipe du projet. Cela s’applique non seulement à l’expertise technique, mais aussi aux domaines financier, juridique et autres domaines pertinents. Une expertise adéquate peut être intégrée par différents moyens : en recrutant du personnel, en faisant appel à des consultants ou en s’associant avec d’autres organisations. 8 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Développement d’un projet photovoltaïque (PV) 2 2.1 APERÇU DU DÉVELOPPEMENT DE PROJET Même si chaque projet solaire Cette section donne un aperçu du processus de développement de projet, de la naissance de l’idée au début de l’exploitation PV peut suivre une « feuille de commerciale. En termes généraux, ce processus s’applique route » différente, les étapes clés au développement de toute centrale électrique commerciale du développement d’un projet financée par des fonds privés. Les aspects du processus propres à solaire PV sont bien établies. l’utilisation de la technologie solaire PV, tels que l’évaluation du rendement énergétique solaire, la sélection du site et la sélection de la technologie sont présentés plus en détail dans les sous- sections ci-dessous. Le développement d’un projet PV est un processus qui implique de nombreuses étapes et nécessite une équipe d’experts pluridisciplinaires. Le promoteur de projet commence par identifier un marché de l’électricité offrant des opportunités adéquates en termes de risques par rapport à la rémunération, puis identifie un site prometteur et sécurise les droits d’utilisation du terrain pour ce site, conduit deux séries successives d’évaluations technico-financières (étude de préfaisabilité et de faisabilité), obtient tous les et licences et ton les permisrequis, sécurise les Accords d’achat d’énergie et de raccordement, organise le financement et sélectionne une équipe qui sera chargée de la conception et de la construction du projet (souvent un entrepreneur IAC), supervise la construction de la centrale, et exécute les essais et la mise en service. À mesure que le projet passe d’une étape à la suivante, les évaluations technico-financières gagnent en détail, jusqu’à l’élaboration de la conception finale et au commencement de la construction. Il convient de mettre l’accent sur la nature dos-à-dos de nombreux contrats et documents de projet ; un AAE est nécessaire afin de compléter le financement. Cependant, un tel accord doit être précédé d’une convention de raccordement au réseau, de permis de construire et d’accès au site, d’un bail, etc. Au cours de ce processus, des experts techniques, commerciaux et juridiques/réglementaires sont impliqués et travaillent parallèlement sur des activités distinctes mais interdépendantes. bien que des responsabilités claires puissent être identifiées pour chaque expert, la plupart des activités du projet sont liées entre elles, et le travail d’un expert influence le travail des autres experts ; par conséquent, une coordination étroite est requise. Il est essentiel de mettre l’accent sur ce dernier point. Ce guide présente le processus comme une série d’étapes, bien que 2 : Développement d’un projet photovoltaïque (PV) 9 certaines activités de développement de projet doivent se 2.2.2 LE PROJET PV pourrait entraîner une perte significative de recettes et dérouler en parallèle. Le promoteur ou le chef de projet est avoir un impact négatif sur l’économie du projet. Les Figure 1 : Étapes du développement de projet Il conviendra de développer au moins une conception le superviseur des activités et s’assure que celles-ci soient cadres réglementaires et mécanismes d’appui (par ex. préliminaire (conceptuelle) qui contribuera à estimer la adéquatement coordonnées et synchronisées. les incitations financières) sont abordés de manière plus POINT DE VUE ACTIVITÉS PRINCIPALES puissance installée ou les mégawatts (MW), les attentes, approfondie à la Section 12. DE LA BANQUE (PROMOTEUR) les exigences approximatives en termes d’investissement, Les étapes clés du développement d’un projet solaire Étape 1 IDENTIFICATION DU SITE/CONCEPT le rendement énergétique, le tarif attendu et les recettes PV sont bien définies, et pourtant, il n’existe aucune « 2.2.5 AUDIT PRÉALABLE DU PRENEUR • Identification du ou des sites potentiels associées. Ainsi, une évaluation préliminaire des coûts feuille de route » détaillée définitive qu’un promoteur puisse suivre. L’approche adoptée dans chaque projet • Financement du développement du projet et bénéfices peut être réalisée, incluant l’évaluation du La solvabilité du preneur est un élément essentiel et • Développement du concept technique sommaire retour sur investissements (ROI). Un modèle financier devrait constituer l’une des principales priorités de l’audit est fonction des paramètres spécifiques au site et des préliminaire est souvent développé au cours de cette étape. préalable afin de déterminer le niveau de risque associé priorités du promoteur, de l’appétence au risque, des Étape 2 ÉTUDE DE PRÉ-FAISABILITÉ exigences réglementaires et des types de mécanismes à un AAE. En tant que contrat légal entre l’opérateur • Évaluation des différentes options techniques d’aide au financement (c.à.d. tarifs supérieurs au marché/ • Coûts/bénéfices approximatifs 2.2.3 APERÇU DE LA STRUCTURE DU PROJET de la centrale solaire et l’acquéreur de l’électricité subventions ou crédits d’impôt) disponibles sur un • Besoins relatifs à l'obtention de permis produite, un AAE définit les futures recettes du projet. • Évaluation du marché Au stade conceptuel, le promoteur pourrait ne pas être marché donné. Cependant, dans tous les cas, certaines Par conséquent, il est fondamental de comprendre dès prêt à investir des ressources significatives, et pourrait activités doivent être réalisées et peuvent être globalement le commencement s’il existe des modalités standardisées Étape 3 ÉTUDE DE FAISABILITÉ laisser la structure du projet indéfinie. Cependant, il organisées dans les cinq étapes suivantes : relatives à l’élaboration d’un AAE sur un marché donné, • Évaluation technique et financière est important de réfléchir dès le début aux questions de de l'option privilégiée ou si l’accord sera négocié sur une base ad-hoc. Si 1. Développement du concept et identification du site. 
 structuration. Dans les marchés émergents, la constitution • Premier contact avec • Évaluation des options de financement d’une société de projet peut s’avérer délicate, et impliquer l’accord ne fait pas partie d’un programme structuré, le développement • Initiation du processus d'obtention de permis tel qu’une offre du gouvernement, il pourrait exister 2. Étude de préfaisabilité. 
 du projet • Développement du concept technique sommaire la nécessité de recruter des locaux à des postes de d’autres modalités standardisées exigées par le preneur 3. Étude de faisabilité. 
 direction. Les promoteurs/investisseurs internationaux Étape 4 ou le cadre réglementaire plus général. Dans nombre de FINANCEMENT/CONTRATS devront soigneusement prendre de telles considérations 4. Obtention des permis, financements et contrats. 
 • Obtention des permis pays en développement, une seule entreprise est chargée en compte, ainsi que toutes les éventuelles préoccupations • Stratégie de sous-traitance de l’achat et de la distribution de l’électricité. Même dans 5. Ingénierie, construction et exploitation commerciale. • Audit préalable • Sélection des fournisseurs et négociation relatives aux taxes et au rapatriement des bénéfices. Si un • Concept de les pays dans lesquels la privatisation de la production des contrats promoteur étudie un portefeuille d’opportunités sur un financement • Financement du projet d’électricité a commencé, cette entreprise est souvent semi- Ces étapes sont décrites dans les sous-sections suivantes nouveau marché, il pourrait valoir la peine de créer ou publique ou publique. Il est primordial de comprendre et illustrées en Figure 1. Une liste de vérification des Étape 5 CONCEPTION DÉTAILLÉE d’acheter une entité ad hoc qui pourra être utilisée quand le rôle du preneur, par rapport à d’autres organismes de principales tâches correspondant à chaque étape est • Préparation de la conception détaillée un projet entrera en phase de développement. pour les lots pertinents réglementation, ainsi que la solvabilité du preneur et la fournie à la fin des sous-sections respectives. teneur et les modalités attendues de l’AAE, car ceci aura • Contrat de prêt • Préparation du calendrier de mise en œuvre du projet 2.2.4 LE CADRE RÉGLEMENTAIRE ET LES MÉCANISMES un impact sur les modalités du financement par l’emprunt • Finalisation des processus de demande D’APPUI 2.2 ÉTAPE 1 - DÉVELOPPEMENT DU CONCEPT ET de permis et, par conséquent, sur la viabilité du projet. IDENTIFICATION DU SITE Étape 6 CONSTRUCTION Souvent, les mécanismes d’appui (par ex. les incitations) jouent un rôle important dans l’économie des projets PV, 2.2.6 STRATÉGIE DE FINANCEMENT L’étape de développement du concept inclut l’identification • Supervision de la construction notamment par rapport aux technologies de production de l’opportunité d’investissement sur un site spécifique et • Examen indépendant À l’étape conceptuelle, les fonds disponibles sont de la construction d’électricité classiques. Les mécanismes d’appui relatifs à la formulation d’une stratégie pour le développement de généralement minimes, mais le promoteur devrait l’énergie solaire et autres types d’énergies renouvelables projet. À cette étape, il est considéré qu’un marché cible Étape 7 commencer à esquisser un budget interne répondant aux MISE EN SERVICE peuvent prendre de nombreuses formes, comme des a été identifié et que le promoteur du projet comprend exigences à mesure que le projet avance. Le promoteur les éventuels prérequis particuliers pour investir dans ce • Contrôle de performance subventions directes, des crédits d’impôt ou des aides devra à ce moment réfléchir également à la nécessité pays spécifique et le marché de l’électricité. Ces décisions • Examen indépendant • Préparation du plan d'ouvrage fini fiscales à l’investissement, ou des TR avantageux. Nombre de la mise en service (le cas échéant) d’un investisseur en fonds propres secondaire. Au de pays fixent des critères stricts quant à l’admissibilité prises au niveau du marché exigent une évaluation détaillée fur et à mesure que le projet progresse dans la phase des projets d’énergies renouvelables à une aide financière. prenant soigneusement en considération l’appétence pour le conceptuelle, le promoteur commencera à étudier les Les critères applicables au solaire PV varieront d’un pays risque par rapport à la rémunération promoteur de projet et options de financement par l’emprunt ; la disponibilité et à l’autre, et peuvent également différer en fonction de des investisseurs potentiels. les modalités varient fortement en fonction des marchés. Il l’ampleur du projet (c.à.d. installations commerciales est important que les promoteurs commencent à discuter solaires de toiture versus des projets de 1 ou 5 MW). En 2.2.1 IDENTIFICATION DU SITE rapidement avec les financeurs locaux, notamment sur les outre, l’aide financière réelle peut varier entre les heures environnementales ou sociales sérieuses associées au marchés où les technologies solaires sont moins familières, Un site recherché dispose d’un climat local favorable, de pointe et les heures creuses. Les promoteurs doivent développement d’un projet PV. De nombreux pays exigent car il s’agit de marchés dans lesquels les négociations d’une bonne ressource solaire (ensoleillement) et comprendre les exigences réglementaires relatives à l’octroi que le site fasse partie d’une liste pré-approuvée par le peuvent prendre beaucoup plus de temps. Cela exige de terrains disponibles à l’achat ou de baux à long d’une aide financière pour pouvoir sécuriser le tarif le plus gouvernement ; ceci doit être confirmé dès le début du l’utilisation d’une structure de financement de projet qui, terme, d’un raccordement au réseau accessible ou d’un élevé possible et, point essentiel, doivent avoir précisément processus d’identification du site. La Section 6 propose pour les projets d’énergie solaire, est généralement une engagement réglementaire exécutoire pour raccorder le site à l’esprit les dates limites applicables aux mécanismes plus d’informations sur la sélection du site. combinaison de dette sans recours et de capitaux propres. au réseau de distribution, et l’absence de préoccupations d’appui spécifiques. L’échec à comprendre les règles et dynamiques réglementaires des mécanismes d’appui 10 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 2 : Développement d’un projet photovoltaïque (PV) 11 La question du financement est traitée de manière plus Une étude de préfaisabilité devrait au minimum inclure les le projet va de l’avant, pourrait être constituée afin de détaillée en Section 14. éléments d’évaluation suivants : développer et de s’approprier le projet ou portefeuille Liste de vérification de l’étape de préfaisabilité spécifique. 
 • Le site du projet et la zone limite, en s’assurant que Vous trouverez ci-dessous une liste de vérification des L’étape conceptuelle est un processus itératif visant à l’accès au site est possible, tant sur le plan juridique • Des solutions aux défis spécifiques ; à mesure que les principales considérations devant être prises en compte par le développer une compréhension du risque, des coûts et promoteur au cours de l’étape de préfaisabilité : que technique. 
 défis associés au projet se présentent, des solutions des recettes spécifiques au projet permettant d’évaluer possibles commenceront à être identifiées. Par exemple, l’économie du projet. L’objectif du promoteur est d’obtenir • Un plan conceptuel du projet donnant différentes si le preneur d’électricité ne dispose pas d’une bonne  Évaluation du site et des zones limites, et notamment des suffisamment d’informations pour pouvoir prendre une options technologiques (le cas échéant) et les impacts permissions et restrictions relatives à l’accès. notation de crédit, le promoteur voudra peut-être décision éclairée quant à la probabilité que le projet financiers, y compris une estimation de la puissance  Le plan conceptuel est réalisé, et les options technologiques étudier la possibilité d’une garantie souveraine, et/ou puisse aller de l’avant. Si le projet semble prometteur, installée. 
 et leurs impacts financiers ont été pris en compte. obtenir l’appui d’une agence de crédit à l’exportation le promoteur décidera probablement de passer à l’étape  Les coûts approximatifs des terrains, de l’équipement, de la • Les coûts approximatifs du terrain, de l’équipement, du ou d’une institution multilatérale - par exemple une suivante. livraison, de la construction et de l’exploitation sont identi- développement, de la construction et de l’exploitation garantie partielle des risques par la Banque mondiale. 
 fiés, ainsi que les recettes envisagées. du projet, ainsi que les recettes envisagées. • Le calendrier préliminaire des activités du projet ;  Le rendement énergétique indicatif est calculé. • L’estimation du rendement énergétique du projet. bien que le flux de travail programmé changera Liste de vérification de l’étape conceptuelle Si l’analyse spécifique au site devrait être conduite inévitablement dans une large mesure, il est important  Identification des tarifs de l’électricité anticipés qui seront perçus, et révision des modalités/conditions attendues des La liste de vérification ci-dessous couvre les points et facteurs ultérieurement, aux fins de l’étude de préfaisabilité, de commencer à comprendre l’espacement et les dates AAE dans le marché pertinent. clés que le promoteur devrait prendre en compte lorsqu’il décide des données publiées sur la ressource solaire de qualité des activités clés requises au début du projet. de passer à l’étape suivante, qui consiste à mener une étude de et les estimations des pertes de l’installation, ou un  L’analyse financière de haut niveau est réalisée. préfaisabilité. rapport de performance hypothétique (basé sur les  Le coût et la probabilité de parvenir au raccordement au 2.4 ÉTAPE 3 - ÉTUDE DE FAISABILITÉ  La structure du projet est définie dans les grandes lignes. valeurs nominales observées dans les projets existants) réseau selon les échéances requises sont identifiés. peuvent néanmoins être utilisées. Les estimations de la La phase de faisabilité se fondera sur le travail réalisé au  Le pays et le marché de l’électricité comportent-ils des cours de l’étape de préfaisabilité, en répétant l’évaluation  Les principales contraintes environnementales sont iden- production saisonnière devraient être prises en compte. tifiées, parallèlement à d’autres éléments susceptibles de avantages adéquats en termes de risques par rapport à la de manière plus détaillée et en utilisant des données mener le projet à l’échec. rémunération pour les investisseurs privés ? • Le tarif de l’électricité anticipé qui devrait être spécifiques au site, comme les mesures de la ressource  Appui réglementaire et tarifs, et notamment la durée et le appliqué sur la base d’une analyse de marché sur un solaire, et devrait étudier les éventuelles contraintes déjà  L’évaluation de l’environnement réglementaire actuel et futur potentiel est réalisée. calendrier relatifs aux incitations associées à l’énergie solaire. marché déréglementé, un TR publié sur un marché identifiées de manière plus détaillée. Si plusieurs sites  Un site adéquat est identifié, en tenant compte des proposant des incitations spécifiques pour les énergies sont évalués, alors le site privilégié doit être sélectionné.  Un plan initial de la structure juridique/sociale du projet. contraintes du site. renouvelables, ou les composantes pertinentes du tarif sur un marché envisagé. 
 L’objectif de l’étude de faisabilité est de fournir  Des solutions aux défis du projet.  Accès au réseau (proximité, puissance et dispositions davantage d’informations détaillées sur la conception  Les exigences/coûts relatifs à l’obtention des permis sont politiques relatives à l’accès). • Un modèle financier pour déterminer la viabilité du projet potentiel, les exigences attendues en termes identifiés.  Des fonds appropriés sont disponibles pour réaliser les commerciale du projet en vue d’investissements d’investissement, et le plan de financement et de mise en  Le calendrier/flux de travail préliminaire du projet indiquant études de faisabilité. supplémentaires. 
 œuvre. Si les résultats de l’étude sont positifs, le promoteur l’espacement des activités clés est rédigé.  Identification du preneur et des infrastructures nécessaires devrait être prêt à investir plus pour que le projet puisse • Le coût du raccordement au réseau et la probabilité pour transporter l’électricité produite. passer à l’étape de financement. d’établir un raccordement selon le calendrier requis. 
 • Évaluation de l’ombrage et de l’agencement initial de • L’identification des principales considérations Le champ classique d’une étude de faisabilité est indiqué 2.3 ÉTAPE 2 - ÉTUDE DE PRÉFAISABILITÉ la centrale PV. Ce point est traité dans la Section 7. Le environnementales et sociales et de tout autre élément ci-dessous quant aux aspects techniques, réglementaires, processus permet l’optimisation, et prend généralement L’objectif d’une étude de préfaisabilité est de développer susceptible de mener le projet à l’échec. financiers et commerciaux essentiels. en compte : un plan préliminaire de la centrale et les exigences en • Les exigences relatives à l’obtention des permis, les termes d’investissement, permettant une évaluation plus coûts associés et la probabilité de les obtenir. 2.4.1 CONCEPTION TECHNIQUE DU SYSTÈME • Les angles d’ombrage.
 poussée de la viabilité financière d’un projet. Cette étude • Présentation de la conception du système. Il s’agit implique davantage de détails que l’étape précédente et • Une évaluation de l’environnement actuel, de la • Les exigences relatives à l’Exploitation et la stabilité et du risque possible associé aux futurs pour l’essentiel d’un plan dédié au développement détermine s’il convient de poursuivre le projet et d’engager physique du projet, et qui inclut l’agencement, maintenance (E&M). des fonds supplémentaires. L’étude de préfaisabilité peut changements (comme la probabilité de changements survenant au cours des prochaines élections régionales l’identification de l’équipement et les coûts, etc. La • La stratégie de nettoyage du module. être une étude de bureau, même s’il est souhaitable de conception du système doit souvent être fournie pour procéder à une visite du site. Étant donné l’incertitude ou nationales). 
 obtenir les permis/consentements. Pour sélectionner • L’angle d’inclinaison, l’orientation et la poursuite. des données disponibles à cette étape, la viabilité sera • Un plan initial de la structure juridique/sociale du un plan conceptuel initial, il vaut la peine d’évaluer les déterminée en référence à un seuil minimal de rentabilité projet ; celui-ci devrait être formulé de sorte qu’il tire différentes configurations conceptuelles et dimensions • Les profils de température et de vent du site. financière, et prendra en compte une large marge d’erreur parti des incitations existantes/futures. À l’étape de des modules, de sorte qu’un plan optimisé puisse être • Les passes de câble et minimisation de la perte (par ex. +/-30 pour cent) afin de compenser le manque de la préfaisabilité, le promoteur pourrait commencer à sélectionné pour le site. données en ce qui concerne une évaluation spécifique au formuler des hypothèses sur la société du projet qui, si électrique. site. 12 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 2 : Développement d’un projet photovoltaïque (PV) 13 • Production d’un plan de site détaillé, avec relevés du vente avec les fabricants n’ayant pas de représentant 2.4.3 FAISABILITÉ FINANCIÈRE DU PROJET d’incorporation sur la base de critères juridiques, site, courbes topographiques, représentation des voies commercial ou de distributeur local. financiers et fiscaux correspondant au projet. 
 • La modélisation financière pour déterminer la viabilité d’accès et autres exigences de génie civil. • Sélection de l’onduleur. Les fabricants sont commerciale et l’attrait du projet est discutée de • Les exigences en matière d’investissement et de • Calcul de la ressource solaire et des caractéristiques manière plus approfondie dans la Section 14. Une financement, et le plan d’investissement. Ceci devrait essentiellement basés en Europe et en Amérique du environnementales, notamment celles qui affecteront telle modélisation inclut tous les coûts et recettes. Elle inclure les montants et sources de dotation en fonds la performance des exigences techniques (température, Nord, bien que de nouveaux fabricants chinois et devrait également inclure une analyse de sensibilité propres, les exigences du partenaire détenant des fonds vitesse du vent et risques géologiques). Ces points sont japonais fassent leur apparition. Tel qu’indiqué ci- pour commencer à évaluer les risques de projet. 
 propres et les hypothèses de financement devant être abordés à la Section 4. Si la précision des données dessus, l’importation peut entraîner des retards dans incluses au modèle financier. • Évaluation approfondie du tarif anticipé de l’électricité. satellites s’améliore et est acceptable dans nombre de le calendrier du projet. Voir la Section 3.5 pour de Il s’agit là d’un point particulièrement pertinent dans • Une stratégie de structure de projet et d’atténuation cas, il est souvent souhaitable de mettre en œuvre des plus amples informations. les marchés où le tarif est susceptible de fluctuer, soit des risques. Sur nombre de marchés émergents, pour mesures de l’ensoleillement spécifiques au site3 dès par : qu’un projet soit « bancable » (c.à.d. capable d’attirer que possible au cours du processus de planification • Sélection du dispositif de montage ou du système un financement par l’emprunt d’un coût raisonnable), du projet ; l’étape de l’étude de faisabilité est un bon de poursuite, et prise en compte des conditions • Une conception délibérée, comme dans un marché il est généralement nécessaire de sécuriser des moment pour intégrer de telles données au processus spécifiques au site. de l’électricité au sein duquel le promoteur est rehaussements de crédit, ceux-ci pouvant être privés de planification. Il convient de noter que les niveaux un Producteur indépendant d’électricité (PIE) qui (lettres de crédit, comptes de garantie bloqués) ou d’irradiation varient souvent d’une saison à l’autre, et 2.4.2 EXIGENCES RELATIVES À L’OBTENTION DES publics (garanties souveraines). cela doit être pris en compte dans le modèle financier. vend de l’électricité sur un marché de gros ou au PERMIS ET À L’ENVIRONNEMENT, LA SANTÉ ET LA SÉCURITÉ (ESS) comptant ; • Des acquisitions par l’ingénieur du propriétaire. À • Plan du câblage électrique et schémas unifilaires (voir mesure que l’intention de poursuivre le projet se Section 7.4). • Révision détaillée et inventaire de tous les permis et • Les forces du marché, comme l’utilisation de Crédits précise, il en va de même pour la portée technique • Raccordements électriques et matériel de contrôle. licences nécessaires requis aux fins de la construction d’énergie renouvelable (CER) ou de tout autre de l’IAC ou d’autres marchés publics techniques et de l’exploitation de la centrale électrique. Il s’agit instrument de marché, susceptibles de contribuer à appel d’offre qui doivent être rédigés ou révisés • Plan du raccordement au réseau, avec transformateurs par exemple des permis environnementaux, des permis aux recettes du promoteur ; ou par l’Ingénieur du Propriétaire. Le domaine de et compteurs, etc. d’utilisation des terres et des licences de producteur. responsabilité de l’Ingénieur du Propriétaire chargé de • Analyse détaillée du rendement énergétique en utilisant Pour plus d’informations, veuillez consulter la Section • La possibilité de révision des tarifs négociés, comme l’IAC peut également inclure un appui pour le marché les données solaires sélectionnées et l’agencement 8. 
 technique (par ex. les composantes de la centrale PV) dans le cas où le gouvernement décide de réviser optimisé (discutés en Section 5). • Discussions préalables à la demande avec l’autorité et l’examen du plan technique. La même entreprise les tarifs de manière rétroactive (peu commun mais pertinente octroyant son consentement quant au procède généralement au suivi en tant qu’Ingénieur du • Évaluation de toutes les options techniques et analyse cela s’est déjà produit) ou où le preneur demande à calendrier lié à l’octroi des permis, afin de comprendre Propriétaire au cours de la phase de construction. de rentabilité des fournisseurs potentiels compte-tenu renégocier les tarifs. de la localisation du projet, et notamment : les implications financières. 
 • Un appel d’offres et l’attribution du marché par • Examen détaillé des considérations environnementales 2.4.4 DÉVELOPPEMENT DU PROJET/ASPECTS l’avocat du Propriétaire en appui au développement • Sélection du module. Il s’agit d’une sélection COMMERCIAUX et à la négociation des contrats, ainsi que tous besoins et sociales, comme la préservation de la faune et de la optimisée basée sur le résultat de la phase de flore et autres dénominations susceptibles d’affecter relatifs à la structuration juridique et à la constitution • Un plan de mise en œuvre du projet - Niveau 1 de la société au cours de la phase de développement. faisabilité, de la disponibilité actuelle et de la les activités autorisées sur les sites de projet ; cela (minimum) avec un diagramme de Gantt indiquant fixation des prix sur le marché. Il convient de est généralement effectué au cours d’une étude le calendrier du projet, les exigences en termes de documentaire, complétée si possible par une étude Il convient de noter que l’étude de faisabilité pourrait noter que dans les pays où l’industrie solaire n’en ressources, le budget de développement du projet, le se recouper avec des activités associées à l’obtention de initiale du site. 
 plan d’achat (par exemple, une approche clé en mains est qu’à ses débuts, des défis pourraient survenir permis, au financement et aux contrats (voir la phase lors de l’importation de modules solaires et autres • Consultation initiale avec les principales parties complète ou par plusieurs contrats) et un plan d’E&M. 
 suivante) menées en parallèle. La coordination de toutes composantes essentielles de l’infrastructure de la prenantes, y compris les parties prenantes • Des conventions d’options pour l’accès à la terre pour les activités techniques, commerciales et réglementaires est communautaires locales, le cas échéant. 
 tous les terrains ou routes d’accès privés, ou un accord essentielle à la réussite du projet. centrale. Il s’agit par exemple de retards en douanes • Problèmes liés au raccordement au réseau. Il devrait de concession avec l’autorité pertinente. et de négociations difficiles sur les conditions de s’agir d’un examen plus détaillé de la probabilité, du • L’évaluation de la structure commerciale du projet. coût et du calendrier du raccordement au réseau, et Ceci inclut l’évaluation de la ou les sociétés du projet, des capacités et contraintes de la ligne de transmission. pouvant impliquer une Entité ad hoc (SPV), en L’examen peut également inclure la soumission d’une fonction des structures de l’entreprise autorisées en première demande de placement en file d’attente pour vertu du droit local. Ceci inclut également l’évaluation 3 L’ensoleillement est une mesure de l’énergie incidente sur une unité de surface d’une surface dans une période donnée. Celle-ci est obtenue en intégrant le raccordement, ou l’obtention d’une approbation de toutes structures de filiales à l’étranger et de lieux l’irradiance sur des limites de temps définies et est mesurée en énergie par d’un « tarif valable à l’étape de faisabilité » de la part mètre carré (souvent kWh/m2). de l’organe de réglementation. 14 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 2 : Développement d’un projet photovoltaïque (PV) 15 • Implication de la communauté ou des parties prenantes • Préparation d’un modèle financier détaillé et bancable car le calendrier des demandes variera en fonction pertinentes ; couvrant le cycle de vie complet de la centrale. des différents permis. La meilleure approche consiste Liste de vérification de la faisabilité Généralement, celui-ci ne sera complété qu’après généralement à tenir des discussions précoces avec • Préparation et soumission des demandes de permis et Vous trouverez ci-dessous une liste de vérification dédiée aux négociation des contrats d’IAC ou d’équipement et des l’organe pertinent chargé de donner son consentement. De de licences pertinentes et des documents associés pour promoteurs, incluant les principales considérations devant être équipements auxiliaires, ainsi que les contrats d’E&M, telles discussions devraient permettre d’établir les pièces abordées au cours de l’étape de faisabilité. le projet proposé ; afin que le modèle financier puisse intégrer les coûts justificatives qui seront requises lors de la soumission • Étude environnementale et sociale (convenue en finaux du capital et de l’E&M. des demandes de permis (c.à.d. étude environnementale,  Le plan détaillé du site est produit. consultation avec l’autorité chargée de la délivrance études sur les transports, etc.) ainsi que les délais d’attente • Réalisation d’une analyse de risque du projet. 
  La ressource solaire est évaluée, avec une évaluation de des permis et autres organes statutaires), pouvant avant l’obtention des permis suite à leur soumission. Les l’ombrage. inclure une Étude d’impact environnemental et social • Analyse des transports, si nécessaire, pour les lieux du exigences relatives aux pièces justificatives et le délai de  Les caractéristiques environnementales susceptibles (EIES) complète ; projet difficiles d’accès. réponse varient généralement en fonction de la taille de la d’affecter la performance sont identifiées. centrale PV, de sa localisation et des sensibilités propres au • Préparation et soumission d’une demande de • Finalisation de tous les accords relatifs aux terrains, à  L’étude détaillée des aspects environnementaux et sociaux contexte. raccordement au réseau ; 
 la superficie et à l’accès, et actionnement des options du projet est réalisée. des accords relatifs aux terrains afin de les convertir en • Examen des plans et de toutes les conditions relatives L’obtention des permis exige parfois d’amender la  Un examen détaillé des permis et licences requis est aux permis/consentements ; révision des plans ou baux emphytéotiques ou servitudes, le cas échéant. entrepris. conception de la centrale PV afin qu’elle soit conforme aux consentements le cas échéant ; • Finalisation du plan détaillé de mise en œuvre du exigences de l’autorité locale et traite des préoccupations  Évaluation des dépenses en capital relatives aux options projet. des autres agences clés au cours du processus d’attribution associées à la technologie et aux fournisseurs : l’analyse de • Présélection, classement et sélection de la liste rentabilité pour les options et la localisation du projet est des permis. Il est par conséquent nécessaire d’insister restreinte concernant l’entrepreneur ; 
 réalisée. Le reste de cette section fournit des informations fortement sur l’importance de discussions précoces avec  Des discussions préalables à la demande avec l’organe • Prise de décisions sur l’approche financière (par ex. supplémentaires sur les trois activités clés de cette phase : les parties pertinentes, afin que leur feedback puisse être d’autorisation pertinent sont menées. sources et proportion des capitaux propres et de l’obtention des permis, le financement et les contrats. intégré au processus conceptuel aussi tôt que possible. l’emprunt, y compris le financement de la construction) ;  Les consultations initiales avec les principales parties prenantes, y compris avec la communauté, sont tenues. 2.5.1 OBTENTION DES PERMIS Une fois les consentements obtenus, il est important de • Sécurisation du financement pour le projet tel que prendre en compte toutes les conditions jointes devant  L’étude du raccordement au réseau est réalisée. décrit à la Section 14 ; 
 Un permis approuvé doit être obtenu avant que la être abordées avant et/ou pendant la construction. Les construction d’un projet ne débute. Les exigences relatives  Les rendements énergétiques prévus sont déterminés. • Prise de décisions sur la stratégie d’adjudication de aux permis peuvent varier dans une large mesure entre conditions relatives à l’octroi des permis dépendront des contrats (c.à.d. contrat ou multiples contrats d’IAC) ; 
 caractéristiques spécifiques au site et pourraient présenter  L’évaluation approfondie du tarif anticipé de l’électricité est les différents pays et régions et sont abordées de manière des contraintes pour le calendrier de développement. Par entreprise. • Préparation du dossier d’appel d’offres pour module détaillée à la Section 8. En général, ce type de permis peut solaire PV. Sélection du fournisseur/entrepreneur et exemple, une condition du consentement pourrait être que  L’analyse financière est réalisée. Le financement préliminaire inclure, entre autres : la construction n’est pas autorisée au cours de certaines est planifié. négociations du contrat ; • bail ou baux de terrain(s) ; 
 périodes de l’année afin d’éviter de perturber la période  Le plan de mise en œuvre du projet est développé. • Préparation des documents relatifs à l’appel d’offres d’accouplement de certaines espèces particulières. Une pour la construction ou les équipements auxiliaires ; 
 • accords relatifs à l’accès ; 
  Les accords d’options relatives à l’accès au terrain (le cas révision de toutes les conditions devrait être menée une échéant) sont sécurisés. • Préparation des documents d’AAE et négociations • planification/consentements relatifs à l’utilisation du fois le consentement obtenu afin d’établir les exigences sol ; 
 et d’initier un dialogue pour clarifier les éventuelles  L’évaluation et le plan de la structure commerciale du projet finales ; 
 et de la ou des entreprises du projet sont réalisés. incertitudes avec l’autorité pertinente. • Préparation du plan et des contrats d’E&M, le cas • permis de construire ; 
 échéant ; 
 • permis environnementaux (activité forestière, espèces Il est probable que pour respecter certaines conditions, il • Préparation de l’offre pour l’Ingénieur du Propriétaire menacées, EIE, etc.) ; 
 soit nécessaire de préparer des documents supplémentaires 2.5 ÉTAPE 4 - OCTROI DE PERMIS, CONTRATS ET (si le conseiller technique n’est pas conservé pendant la destinés à l’autorité octroyant son consentement, autorité FINANCEMENTS • impacts sociaux (c.à.d. sites de patrimoine culturel/ construction) ; 
 dont l’approbation écrite pourrait être requise avant que le archéologiques, consultations avec les parties Après l’étape de faisabilité et en supposant que le projet développement puisse débuter. • Obtention des assurances pertinentes (c.à.d. prenantes) ; 
 semble toujours viable sur le plan financier, le projet passe à l’étape suivante. Cette étape consiste à obtenir les construction, exploitation, etc.) ; • permis de production d’énergie ; 
 2.5.1.1 Considérations environnementales et sociales derniers permis, la sécurisation du financement de projet • Préparation des appels d’offres applicables aux • demande de raccordement au réseau ; 
 L’obtention des permis exige parfois d’amender la et les activités préalables à la mise en œuvre (contrats ingénieurs du prêteur et au conseil du prêteur ; 
 conception de la centrale PV afin qu’elle soit conforme aux commerciaux). Le calendrier et le séquençage de cette • licence d’opérateur/permis de production. • Finalisation du contrat de raccordement au réseau avec exigences de l’autorité locale et traite des préoccupations étape varieront dans une large mesure en fonction des l’opérateur du réseau ou l’autorité pertinente ; 
 des autres agences clés. Une partie de cette évaluation projets, mais cette phase inclut généralement les activités Il est important de prendre en considération les exigences pourrait être réalisée sous forme d’étude documentaire, suivantes : relatives à l’obtention des permis dès les premiers temps, mais une visite de site est essentielle afin d’évaluer la 16 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 2 : Développement d’un projet photovoltaïque (PV) 17 situation actuelle du site et l’environnement alentour. • les capitaux propres, fournis par un investisseur devant leur être attribués en cas de défaut). La prise en La législation nationale devrait être consultée afin de ou plus, injectés directement ou par le biais d’une compte de la cessibilité dès le début de la création peut Liste de vérification relative à l’obtention de permis, au déterminer les exigences spécifiques au pays par rapport société ad hoc (SPV ou « société du projet ») ; 
 permettre d’économiser un temps considérable plus tard financement et aux contrats. aux projets solaires en développement. De même, une dans le processus de développement. référence aux meilleures pratiques internationales • l’emprunt sans recours ou avec recours limité d’un Vous trouverez ci-dessous une liste de vérification des questions Concernant la passation de marchés et la construction essentielles devant être prises en compte au cours de l’étape garantira que les impacts négatifs du projet sont minimisés prêteur ou plus, garanti par les actifs de la SPV. de développement de projet impliquant l’obtention des permis, et que des relations positives sont développées avec les de la centrale PV, une stratégie doit être élaborée afin contrats et financements. parties prenantes. Pour obtenir un financement, le promoteur doit préparer de traiter des risques associés à la technologie, à la la documentation détaillée du projet, de sorte que les construction et à la performance, tout en respectant les  La préparation et la soumission des demandes de permis et Les considérations environnementales et sociales sont organismes de financement puissent procéder à leur audit exigences propres aux investissements. Un promoteur licences pertinentes. abordées en détail à la Section 8. préalable afin d’évaluer les risques des investissements peut considérer deux grands modes de sous-traitance :  Les études environnementales et sociales (telles que envisagés. La conception détaillée et la documentation contrats multiples ou un unique contrat d’IAC. Dans le requises) sont achevées. Les résultats des études environnementales et sociales, détaillée permettant d’obtenir des projections fiables des cas précédent, plusieurs entrepreneurs sont recrutés afin  La demande de raccordement au réseau est préparée et ainsi que la consultation avec les parties prenantes, recettes sont particulièrement critiques, car le prêteur de fournir/construire différentes parties de la centrale PV, soumise. L’accord de raccordement au réseau est signé. fournissent souvent un feedback sur le processus dépend totalement des liquidités du projet aux fins du mais une seule entreprise (généralement le propriétaire/ conceptuel. Ceci inclut parfois des changements apportés  La révision de la conception et des conditions relatives aux remboursement, par opposition au bilan comptable promoteur, l’Ingénieur du Propriétaire ou une tierce permis/consentements est réalisée. aux plans, ou le développement de mesures destinées du partenaire financier. Les banques commerciales des partie) conserve la responsabilité d’intégrer toutes les à atténuer les éventuels impact d’envergure. Par nouveaux marchés pourraient ne pas être familiarisées composantes et services fournis en vertu des différents  L’approche de la stratégie de sous-traitance est déterminée. conséquent, il est important que ces évaluations soient avec les projets solaires ; les promoteurs doivent donc contrats. Dans le cas d’un contrat d’IAC, une entreprise  La structure de financement est déterminée. Le financement menées en temps opportun, afin de pouvoir apporter les être préparés en vue d’un processus d’audit préalable se voit attribuer la pleine responsabilité de la réalisation est sécurisé pour le projet. amendements éventuellement nécessaires à la conception. rigoureux, et allouer suffisamment de temps dans le de la totalité du projet. La sous-section suivante traite des  L’implication communautaire ou des parties prenantes est En outre, les principaux bailleurs de fonds exigeront calendrier du projet pour identifier et traiter les exigences principales activités liées au contrat. En outre, les aspects assurée. que le projet se conforme à des normes et principes du prêteur. contractuels sont couverts de manière plus détaillée à la  La documentation d’appel d’offres relative au solaire PV est environnementaux rigoureux, tels que les Principes Section 9, et un modèle de termes principaux du contrat préparée. de l’Équateur (PE)4 et/ou les Critères de performance Au cours du processus de planification, le promoteur d’IAC est fourni en Annexe 2.  La sélection des fournisseurs et leur classement sont entre- d’IFC (CP d’IFC). Des informations supplémentaires sur évalue constamment les risques et essaie de les gérer, de pris. les considérations environnementales et sociales et les sorte à parvenir à un équilibre favorable entre les risques Une approche par plusieurs contrats exige un effort de  Les documents d’AAE sont préparés. exigences relatives à l’emprunt sont fournies en Section 8. et la rémunération. De plus amples informations sur les gestion considérablement plus important de la part du risques classiques spécifiques aux projets solaires PV sont promoteur, et expose également le promoteur à davantage  Les plans et contrats d’E&M sont préparés. 2.5.2 FINANCEMENT fournies à la Section 10. de risques. Cependant, une approche par plusieurs contrats est généralement moins coûteuse qu’un IAC. Bien  L’offre au poste d’Ingénieur du propriétaire est préparée. Le financement d’un projet solaire PV est, en principe, similaire au financement d’autres types de projets de Des informations supplémentaires sur le financement des que l’option IAC présente un coût plus élevé, elle transfert  L’assurance pertinente est obtenue et souscrite. projets PV sont fournies à la Section 13. une quantité de risque substantielle du promoteur à centrales électriques, cependant, certains risques uniques l’entrepreneur IAC.  Les d’offres applicables aux ingénieurs du prêteur et au con- au solaire PV doivent être pris en compte dans le plan seil du prêteur sont préparées. 2.5.3 CONTRATS de financement. Les risques spécifiquement associés aux Si un IAC est sélectionné, il est essentiel que le promoteur  La soumission des appels d’offres et l’évaluation des soumis- projets solaires PV sont associés à la ressource énergétique 2.5.3.1 Stratégie relative aux contrats sionnaires ont été réalisées. s’assure que le contrat d’IAC définisse clairement les (ensoleillement), la sélection du site du projet et Les contrats présentent aux promoteurs plusieurs attentes, les exigences et les responsabilités. Le promoteur  Les négociations contractuelles sont menées à bien. l’obtention des permis, la technologie solaire (relativement considérations importantes. La plus importante peut-être devrait être certain que le contrat est satisfaisant à cet récente), la dégradation potentielle des modules PV et  Le niveau de rendement énergétique est suffisant pour être est la création d’une société de projet ou SPV (société égard avant de le signer, car il sera beaucoup plus simple et bancable. la fiabilité de la performance à long terme, ainsi que ad hoc) ; si ce processus n’a pas encore été entamé, une plus économique d’amender le contrat avant sa signature. l’incertitude éventuelle du tarif et du recouvrement des SPV doit être officiellement créée. Généralement, le Si le promoteur ne dispose que de peu ou pas d’expérience,  Le modèle financier bancable détaillé est réalisé. recettes. promoteur crée la société de projet et en est le propriétaire, ou n’est pas sûr d’un aspect du projet, il devra demander  L’analyse des transports (le cas échéant) est réalisée. • Le financement des projets PV implique généralement parfois avec un co-investissement en capitaux propres conseil à un consultant disposant d’expérience en la deux composantes essentielles : par un autre soutien financier (partenaire financier) tel matière. Il est fortement recommandé qu’un Ingénieur  Tous les baux et conventions relatives à l’accès sont finalisés. qu’un fonds d’infrastructures. Tous les contrats, baux, du Propriétaire soit recruté au cours de la phase de  L’analyse de risque du projet est terminée. financements et permis et licences de projet garantis développement et de construction, afin de garantir la doivent être émis au nom de la SPV ; le transfert de ces qualité de tout le travail des entrepreneurs, ainsi que le  L’AAE est finalisé avec le preneur. derniers dans la SPV peut être très difficile et chronophage. respect des calendriers et l’actualisation des budgets.  Le plan détaillé de mise en œuvre du projet est finalisé. En outre, les prêteurs insistent souvent sur les droits de L’Ingénieur du Propriétaire peut également assurer la 4 La liste de toutes les institutions financières des PE est disponible à l’adresse cessibilité (par ex. le droit de céder les actifs et passifs cohérence entre l’équipementier des modules solaires et  L’audit préalable technique et juridique est réalisé (le cas suivante : http://www.equator-principles.com/index.php/members-reporting échéant). 18 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 2 : Développement d’un projet photovoltaïque (PV) 19 les exigences de garantie applicables à d’autres contrats et cas, un entrepreneur est responsable du projet complet. • les exigences en matière de puissance auxiliaire ; 
 • l’agencement du site, présentant la position des leur travail respectif. L’entrepreneur IAC doit confirmer la ressource en modules, des onduleurs et des bâtiments ; 
 • les systèmes de commande. énergie solaire, développer la conception détaillée de la • des plans indicatifs montrant ce qui suit : Il n’existe pas d’approche privilégiée en ce qui concerne centrale PV, l’estimation de son rendement énergétique, Les éléments d’ingénierie civile devraient être élaborés la sous-traitance. L’approche adoptée dépendra de l’acquisition de l’équipement conformément aux à un niveau adéquat pour la construction. Il s’agira de • dispositif de montage et implantation du module ; l’expérience, des compétences et de la sensibilité du spécifications convenues avec le promoteur, la construction la conception des fondations et de la construction des promoteur aux coûts. Cependant, les contrats d’IAC clés de la centrale PV, la réalisation des essais de réception, • localisation des onduleurs et fondations/châssis ; panneaux, ainsi que des routes et infrastructures requises en main sont ceux qui sont le plus souvent utilisés dans et le transfert de la centrale à des fins d’exploitation aux fins de la mise en œuvre et de l’exploitation. Les • mesures de sécurité. l’industrie solaire. commerciale à son propriétaire/opérateur. critères de base de la conception devraient être déterminés • les agencements électriques initiaux : conformément aux normes nationales et aux contraintes 2.5.3.2 Coordination de la signature des contrats 2.6.1 INGÉNIERIE ET ACHAT spécifiques du site telles que les conditions géotechniques. • schémas des branchements du module jusqu’à Il est essentiel que le promoteur ou partenaire du projet Les aspects clés des activités d’IAC sont abordés Par exemple, les charges de vent devraient être calculées coordonne étroitement la structure, les modalités et l’onduleur ; ci-dessous. La Section 9 fournit des informations afin de s’assurer que la conception conviendra à la les calendriers relatifs à l’exécution des documents supplémentaires sur les contrats d’IAC, ainsi qu’une situation géographique du projet. • diagrammes de lignes individuelles illustrant les stratégiques. Sans coordination étroite, il est probable que approche alternative impliquant la gestion par le cheminements prévus ; des conflits ou des contradictions apparaissent, ou pire, promoteur de multiples contrats. 2.6.1.2 Rendement énergétique que le promoteur crée des obligations financières qui ne • raccordement au réseau et exigences éventuelles Un rendement énergétique d’un niveau suffisant pour peuvent être satisfaites. L’analyse du chemin critique est 2.6.1.1 Développement de la conception détaillée associées au poste électrique. être bancable sera exigé pour garantir un financement. essentielle pour identifier les interdépendances et activités du PV La plupart des investisseurs exigeront un rendement • la nomenclature des matériels pour l’équipement clés qui exigent un suivi rapproché afin d’éviter les retards L’entrepreneur IAC préparera la documentation détaillée énergétique P90, ou une estimation de la production majeur ; de projet. nécessaire pour permettre le lancement de l’appel d’offres annuelle d’énergie, qui est atteinte avec une probabilité de 90 pour cent. Il est conseillé que ce rendement énergétique • l’analyse du rendement énergétique ; Le calendrier du projet et les signatures des contrats pour la centrale PV et sa construction. Les documents suivants seront préparés : soit effectué ou révisé par un spécialiste indépendant. Cela • l’estimation des pertes quant à l’estimation du correspondantes devraient être coordonnées afin d’éviter permettra de s’assurer que les résultats inspirent confiance rendement énergétique ; des positions de négociation sous-optimales pour parvenir • la conception détaillée de l’implantation ; et cela contribuera à attirer des investissements. à une conclusion des arrangements financiers. Voici des • les entrées dans le modèle financier, notamment : exemples de mauvaise coordination : • le détail des travaux de génie civil (bâtiments, fondations, système d’évacuation des eaux usées, voies Le rendement énergétique devrait inclure : • coûts d’E&M à long terme et provisions pour • La signature de l’AAE sans connaissance des exigences d’accès) ; • une évaluation de la variation interannuelle et des imprévus (jusqu’à la fin de la durée de vie de calcul de l’agence chargée du raccordement au réseau et/ou • la conception électrique détaillée ; niveaux de confiance associés au rendement ; 
 sans avoir de convention de raccordement au réseau ; 
 et/ou l’échéance de l’emprunt) ; 
 • le rendement énergétique détaillé ;
 • la prise en considération des facteurs spécifiques au • La signature d’un contrat d’IAC sans l’engagement hypothèses sur la disponibilité ; 
 • site, y compris la salissure ou la neige, et le régime de financier nécessaire de la part des investisseurs. Si le • les plans de construction ; nettoyage spécifié dans le contrat d’E&M ; 
 • hypothèses sur la dégradation de la performance du financement n’est pas encore en place, un promoteur • le calendrier du projet ; • un examen complet de l’ombrage du générateur PV, y module ; 
 devrait limiter son engagement à un contrat d’IAC non exécutoire jusqu’à l’obtention de la conclusion des • la cartographie des interfaces ;
 compris de la présence provenant d’obstacles proches ou lointains ; 
 • coût du stock de pièces de rechange : 
 arrangements financiers ; 
 • les plans de mise en service. • La signature d’un contrat d’IAC avant que tous les • le détail des pertes et de la dégradation de la • frais de connexion relatifs à l’électricité et aux permis et licences soient obtenus. Les systèmes électriques clés doivent être conçus selon performance dans le temps ; 
 services ; 
 un niveau de détail rigoureux. Il s’agit de l’équipement • l’examen de la conception proposée afin de s’assurer • modèle des flux de trésorerie, incluant le maintien Le contrat d’IAC et l’AAE devraient être négociés nécessaire pour la protection, la mise à la terre et le que les paramètres respectent les tolérances prévues. d’un taux de couverture de la dette (TCD) spécifié5 parallèlement au financement, étant donné que certaines raccordement au réseau. Les conceptions et cahiers des institutions peuvent avoir besoin de demander à ce que des charges suivants doivent être préparés : 2.6.1.3 Documentation détaillée du projet le cas échéant, et une réserve pour imprévus devant changements soient apportés aux modalités du contrat. être utilisée pour le remplacement de l’onduleur, les • les diagrammes généraux de lignes individuelles ; 
 L’entrepreneur IAC rédigera un rapport de projet détaillé dommages provoqués par le climat et autres frais • les diagrammes de lignes de commutation à moyenne qui, conjointement à tous les documents du projet 2.6 ÉTAPE 5 - INGÉNIERIE, ACHATS, inattendus associés à l’exploitation de la centrale. tension (MT) et basse tension (BT) ; 
 (dessins, etc.), sera stocké dans une « salle des données » CONSTRUCTION ET EXPLOITATION permettant son accès aisé à toutes les parties impliquées COMMERCIALE • les systèmes de protection ; 
 dans le projet. Ces informations seront utilisées pour Un unique contrat d’IAC est la pratique la plus • les systèmes et la conception du raccordement ; 
 sécuriser le financement des banques ou des investisseurs. courante pour développer les centrales PV. Dans ce Les documents doivent être présentés de manière clairement organisée. Voici des exemples d’informations 5 Le TCD est le taux de liquidités disponibles pour le service de la dette associé au remboursement des intérêts, le remboursement du principal et le paiement devant être incluses : du bail. 20 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 2 : Développement d’un projet photovoltaïque (PV) 21 • une copie de tous les contrats négociés : Des informations supplémentaires sur la construction sont fournies à la Section 10. • AAE ;
 L’exploitation commerciale débute après la mise en • contrat d’IAC ; service, qui inclut les essais de performance et de • contrat de souscription en capital et documents fiabilité spécifiés dans le contrat. Ces essais peuvent être menés sur les composantes individuelles, puis sur constitutifs de la société pour la SPV du projet. le système complet. Des essais sur chaque composante • copies de l’assurance pertinente et autres documents sont toujours requis, mais plus particulièrement dans le associés aux mesures d’atténuation du risque ; cas de multiples contrats afin de s’assurer que chaque • autres documents, tels que les conventions de entrepreneur s’est acquitté de ses obligations. Les essais couverture de risque de change, etc. le cas échéant ; fructueux sont généralement assortis du paiement du ou des entrepreneurs. Des essais infructueux peuvent résulter • les détails du statut des demandes de permis et de la en des modifications de la conception, voire une action planification ; en justice si la centrale PV ne respecte pas les garanties de • l’impact environnemental, les restrictions et les plans performance et de fiabilité fixées. d’atténuation. Une fois les essais de réception effectués, le ou les 2.6.2 CONSTRUCTION ET EXPLOITATION entrepreneurs fourniront au propriétaire de la centrale COMMERCIALE les « documents de transfert », qui incluront les données conceptuelles, les dessins, les procédures d’E&M, les Une fois le ou les contrats attribués (qu’il s’agisse d’un informations sur les pièces de rechange et toutes autres IAC multiple ou simple), le rôle du promoteur est de informations pertinentes pour permettre la livraison de la superviser la mise en œuvre du projet. Cela peut se faire centrale et sa bonne exploitation et maintenance à l’avenir. en faisant appel au personnel du promoteur, si celui- ci dispose de l’expertise et de l’expérience requises, ou en recrutant un Ingénieur du Propriétaire. Chaque entrepreneur conçoit, achète et installe les composantes de la centrale PV en vertu des modalités de son contrat. En cas d’attribution de contrats multiples, la coordination du calendrier et des interfaces est essentielle. Les tâches critiques devant être menées indépendamment pour chaque type de contrat sont les suivantes : • la planification et l’ordonnancement des tâches ; • la gestion des coûts ; • la gestion du risque ; • la coordination entre toutes les organisations participant au projet. 22 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques La technologie solaire photovoltaïque 3 3.1 Aperçu de la technologie solaire PV Les modules sont soit montés sur Cette section traite des technologies, des systèmes de fixation, des onduleurs et des méthodes de quantification de des structures à angle fixe, soit la performance
de la centrale. Elle propose un aperçu des sur des structures de poursuite technologies commercialement disponibles utilisées dans les projets solaires PV commerciaux. L’objectif est de fournir un solaire. Les structures fixes sont cadre de compréhension destiné aux promoteurs et investisseurs plus simples à installer, moins avant qu’ils ne décident d’adopter une technologie spécifique. coûteuses, et nécessitent moins Les technologies photovoltaïques se répartissent globalement de maintenance. Cependant, les en deux catégories, cristallines ou couches minces. Les systèmes de poursuite solaire cellules en silicium cristallin (c-Si) permettent de disposer de modules hautement efficaces. Elles se subdivisent en silicium peuvent augmenter le rendement monocristallin (mono-c-Si) ou silicium polycristallin (poly-c-Si). jusqu’à 45 pour cent. Le système Les cellules mono-c-Si sont généralement les plus efficaces, mais sont également plus coûteuses que les poly-c-Si. Les cellules à de poursuite, notamment dans couches minces fournissent une alternative moins coûteuse, mais les zones présentant un ratio sont moins efficaces6 Il existe trois grands types de cellules à couches minces : tellure de cadmium (CdTe), diséléniure de cuivre d’ensoleillement direct/diffus (gallium) indium (CIGS/CIS) et silicium amorphe (a-Si). élevé, permet également de disposer d’une puissance de La performance d’un module PV diminuera au fil du temps du fait d’un processus connu sous le nom de dégradation. Le taux de sortie plus harmonieuse. dégradation est fonction des conditions environnementales et de la technologie du module. Les modules sont soit fixés sur des châssis fixes ou sur des systèmes de poursuite. Les châssis fixes sont plus simples à installer, moins chers et nécessitent moins d’entretien. Cependant, les systèmes de poursuite peuvent augmenter le rendement jusqu’à hauteur de 45 pour cent. Le pistage, notamment dans les zones présentant un ratio d’ensoleillement direct/diffus élevé, permet également de disposer d’une puissance de sortie plus harmonieuse. Les onduleurs convertissent directement l’électricité en courant continu (CC) produite par les modules PV en électricité en CA, en respectant dans l’idéal les exigences propres au réseau local. Ceux-ci sont organisés selon une configuration en chaîne 6 Avec des modules moins efficaces, une surface plus importante est nécessaire pour produire la même quantité d’électricité. 3 : La technologie solaire photovoltaïque 23 ou centrale. Les onduleurs en configuration centrale se dégradera au cours de la durée de vie de la centrale. En cellules interconnectées dans des modules, et de courant, mais des cellules en CdTe et CIGS/CIS sont également sont considérés comme mieux adaptés aux centrales général, on s’attend à ce que des modules PV de bonne nombreux modules interconnectés en chaîne8 pour viables. Les technologies PV émergentes, comme les cellules multi-mégawatts. Les onduleurs en chaîne permettent qualité aient une durée de vie utile comprise entre 25 et 30 produire la puissance de sortie en DC requise. organiques, sont faites en polymères. Elles ne sont pas encore la conversion optimale d’énergie (MPPT)7 en chaîne ans. • Des onduleurs : Les onduleurs sont requis pour disponibles dans le commerce. individuelle et exigent des compétences de maintenance convertir l’électricité CC en courant alternatif (CA) en moins spécialisées. Les configurations en chaîne offrent vue du raccordement au réseau. Un grand nombre de Chaque matériau dispose de caractéristiques uniques qui 3.2 PRÉSENTATION DES CENTRALES une plus grande flexibilité conceptuelle. ÉLECTRIQUES PV AU SOL chaînes de modules en série et de chaînes en parallèle affectent la performance, la méthode de fabrication et le coût est raccordé aux onduleurs. de la cellule. Les modules PV et onduleurs font tous l’objet d’une La Figure 2 donne un aperçu d’une centrale électrique solaire PV multi-mégawatts raccordée au réseau. Les • Des systèmes de fixation (ou de poursuite) du module : certification, essentiellement par la Commission Les cellules PV peuvent être soit à base de plaquettes de principales composantes sont : Ces systèmes permettent aux modules PV d’être électrotechnique internationale (CEI). De nouvelles normes silicium (fabriquées en coupant les plaquettes dans un lingot correctement fixés au sol à un angle d’inclinaison fixe sont actuellement en cours de développement pour évaluer • Des modules solaires PV : Ceux-ci convertissent de silicium solide) ou de technologies « à couches minces » ou sur des cadres permettant la poursuite solaire. les composantes et matériaux des modules PV. directement les radiations solaires en électricité au dans lesquelles une fine couche de matériau semi-conducteur • Les transformateurs élévateurs : La puissance générée est déposée sur des substrats bon marché. moyen de l’effet photovoltaïque dans un processus Le coefficient de rendement (CR) d’une centrale électrique par les onduleurs nécessite généralement une élévation silencieux et propre ne nécessitant aucune pièce mobile. PV bien conçue sera environ compris entre 77 pour cent supplémentaire de la tension pour atteindre la tension Les cellules PV peuvent encore être caractérisées selon la L’effet PV est un effet semi-conducteur par lequel et 86 pour cent (avec un CR moyen de 82 pour cent), et requise pour le réseau (par exemple 25 000 V, 33 000 structure en longueur du matériau semi-conducteur, les radiations solaires touchant les cellules PV semi- V, 38 000 V ou 110 000 V, en fonction du point de « monocristalline », « polycristalline » ou des matériaux conductrices génèrent le mouvement des électrons. Le raccordement au réseau et des normes nationales). « amorphes » moins ordonnés. produit d’une cellule solaire PV est de l’électricité en 7 L’objet du système MPPT est d’échantillonner le produit des cellules et CC. Une centrale électrique PV contient de nombreuses • L’interface de raccordement au réseau : C’est à ce appliquer la résistance adéquate (charge) pour obtenir la puissance maximum niveau que l’électricité est exportée dans le réseau. La Figure 3 présente les technologies PV les plus couramment pour toute condition environnementale donnée. La sous-station disposera également du commutateur utilisées : d’interface de raccordement au réseau requis, comme • Silicium cristallin (c-Si) : Les modules sont fabriqués en des disjoncteurs et mises à l’arrêt pour protéger et cellules de silicium monocristallin ou polycristallin. Les isoler la centrale électrique PV, ainsi que des systèmes cellules mono-c-Si sont généralement les plus efficaces, de mesure. La sous-station et le point de mesure sont mais sont également plus coûteuses que les cellules Figure 2 : Présentation d’une Centrale électrique PV solaire souvent situés à l’extérieur de la limite de la centrale poly-c-Si. électrique PV, généralement sur la propriété de l’opérateur du réseau.9 • Couches minces : Les modules sont fabriqués par dépôt d’une mince couche de semi-conducteur sur un 3.3 MODULES SOLAIRES PV substrat. Cette catégorie inclut des semi-conducteurs Réseau public fabriqués dans les matériaux suivants : Cette section décrit les options technologiques commercialement disponibles pour les modules solaires • Silicium amorphe (a-Si). Rayonnement lumineux PV, traite de la certification des modules et décrit comment • Tellure de cadmium (CdTe) la performance des modules solaires PV peut se dégrader Modules solaires Élévateur de au fil du temps. • Séléniure de cuivre indium (CIS). tension BT/MT Supports de module 3.3.1 PRÉSENTATION DES MATÉRIAUX PV • Diséléniure de cuivre (gallium) indium (CIGS/CIS). Compteur Les propriétés semi-conductrices inhabituelles requises pour • Hétérojonction avec couche mince intrinsèque (HIT) : commercial CA Onduleur & les cellules PV limitent les matériaux bruts à partir desquels Les modules sont composés d’une plaquette mince de Transfert l’électricité déconnexion CC/CA ils peuvent être fabriqués. Le silicium est le matériau le plus mono-c-Si enveloppée de couches d’a-Si ultra-minces. CA convertie Transfert l’électricité Panneau de distribution CA En raison des coûts de fabrication réduits et de la maturité de CA convertie la technologie, les modules cristallins utilisant les plaquettes 8 Les modules peuvent être interconnectés en série pour produire une chaîne de devraient maintenir une part de marché pouvant atteindre modules. Lorsqu’ils sont connectés en série, la tension augmente. Des chaînes de modules connectées en parallèle augmentent la puissance de sortie. 9 La responsabilité de ceci est définie dans le contrat de raccordement au réseau. Normalement, il est de la responsabilité de l’opérateur du réseau d’entretenir l’équipement situé dans le périmètre de l’opérateur du réseau, et le propriétaire de la centrale PV devra payer un coût. 24 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 3 : La technologie solaire photovoltaïque 25 3.3.3.1 Silicium amorphe (a-Si) 3.3.4 HÉTÉROJONCTION AVEC COUCHE MINCE INTRINSÈQUE (HIT) Figure 3 : Classes de technologies PV Dans les technologies a-Si, la longue portée du c-Si n’est pas présente, et les atomes forment un réseau aléatoire La cellule solaire HIT se compose d’une plaquette mince Poly/multi- continu. Étant donné que l’a-Si absorbe plus efficacement en silicium monocristallin enveloppée de couches de cristalline silicium amorphe ultra-minces. Les modules HIT sont plus la lumière que le c-Si, les cellules peuvent être beaucoup Cellules en silicium plus minces. efficaces que les modules cristallins classiques, mais sont cristallin plus coûteux. Monocristalline HIT L’a-Si peut être déposé sur un large éventail de substrats bon marché rigides et flexibles. Le faible coût du a-Si en 3.3.5 DÉGRADATION DES MODULES fait un matériau adéquat pour nombre d’applications dans Amorphe La performance d’un module PV diminue au fil du temps. lesquelles un faible coût est plus important qu’une haute Il y a plusieurs causes à cette dégradation, comme les Silicium en efficacité. couches minces effets de l’humidité, de la température, de l’irradiation 3.3.3.2 Tellure de cadmium (CdTe) solaire et des effets de polarisation de la tension ; il s’agit Microcristalline de la dégradation induite potentielle (DIP).11 Les autres Cellules à couche Le CdTe est un composé de cadmium et de tellure. La facteurs affectant le degré de dégradation sont la qualité CdTe cellule se compose d’un empilement de couches d’un mince des matériaux utilisés dans la fabrication, le processus de matériau semi-conducteur déposé sur verre transparent fabrication et la qualité du montage et du conditionnement recouvert d’une couche d’oxyde. Un processus de des cellules dans le module. La maintenance n’a que CIS/CIGS fabrication continu utilisant des substrats d’une grande peu d’effets sur le taux de dégradation des modules, qui surface peut être utilisé. Les modules à base de CdTe dépend essentiellement des caractéristiques spécifiques produisent un fort rendement énergétique dans un du module utilisé et des conditions climatiques locales. large éventail de conditions climatiques, avec de bons Par conséquent, il est important de choisir des fabricants coefficients de sensibilité à la faible luminosité et à la de modules réputés, et que les garanties de production jusqu’à 80 pour cent, au moins jusqu’à 2017.10 Les modules Les prix des modules monocristallins et multi-cristallins température. Les modules en CdTe sont bien établis dans d’énergie et taux de dégradation soient soigneusement en couches minces (17 pour cent) et haute efficacité (3 pour ont considérablement baissé au cours des deux dernières l’industrie et ont obtenu de bons résultats. examinées par un conseiller technique indépendant. cent) devraient constituer les 20 pour cent restants. années. 3.3.3.3 Diséléniure de cuivre (gallium) indium L’ampleur et la nature de la dégradation varient en fonction 3.3.2 MODULES PV EN SILICIUM CRISTALLIN (c-Si) (CIGS/CIS) des technologies de modules. Pour les modules cristallins, 3.3.3 MODULES PV À COUCHE MINCE Le CIGS/CIS est un semi-conducteur consistant en un le taux de dégradation est généralement plus élevé au Les modules C-Si consistent en des cellules PV Les plaquettes en cristallin permettent de disposer de composé de cuivre, d’indium, de gallium et de séléniure. cours de la première année lors de l’exposition initiale à interconnectées et encapsulées entre une face transparente cellules solaires très efficaces, mais leur production est la lumière, puis se stabilise. La dégradation induite par (généralement en verre) et un matériau de renfort relativement coûteuse. En comparaison, les cellules à Le CIGS absorbe plus efficacement la lumière que le c-Si, l’exposition à la lumière initiale (DIL) survient du fait des (généralement du plastique ou du verre). couche mince sont généralement moins chères du fait mais les modules utilisant ce semi-conducteur exigent défauts activés lors de l’exposition initiale à la lumière. Elle du matériau utilisé et de la simplicité du processus de peut être provoquée par la présence de bore, d’oxygène ou Les plaquettes mono-c-Si sont découpées dans un grand dans une certaine mesure des couches plus épaisses que production. Les cellules en couches minces sont cependant autres produits chimiques qui se sont déposés au cours du lingot de cristal par un processus relativement coûteux. les modules PV en a-Si. L’indium est un matériau semi- moins efficaces. processus d’impression au cadre ou de dépolissage lors de conducteur relativement coûteux, mais les quantités requises sont extrêmement faibles par rapport aux la production des cellules. Selon la qualité des plaquettes et Les plaquettes poly-c-Si, meilleur marché, peuvent être Une technologie à couches minces bien développée technologies utilisant les plaquettes. des cellules, la LID peut varier entre 0,5 pour cent et 2 pour réalisées selon une variété de techniques. L’une des utilise du silicium sous une forme moins ordonnée et non cent.12 technologies consiste à mouler sous contrôle minutieux cristalline (amorphe). D’autres technologies utilisent du du multi-silicium en fusion, qui est ensuite découpé en La production commerciale de modules en CIGS/CIS CdTe et CIGS/CIS avec des couches actives d’une épaisseur plaquettes. Les cellules multi-cristallines produites selon n’est qu’au début de son développement. Elle présente inférieure à quelques microns. Certaines technologies à ce processus sont actuellement moins coûteuses, mais le cependant le potentiel d’offrir la plus grande efficacité de 11 La DIP est fonction de la température, de l’humidité, de la tension du système couches minces sont d’une efficacité moins avérée que et de la polarité au sol. Elle peut être détectée au moyen d’un test relativement produit fini n’est généralement pas aussi efficace que la conversion de toutes les technologies de modules PV à nombre de technologies cristallines. Les principales rapide. La dégradation peut être inversée en appliquant une tension externe technologie monocristalline. couche mince. adéquate. caractéristiques des technologies à couches minces sont 12 Pingel et al., Initial degradation of industrial silicon solar cells in solar panels, Solon décrites dans les sections suivantes. SE, 2011. B. Sopori et al., « Understanding Light-induced degradation of c-Si solar cells », 2012 IEEE Photovoltaic Specialists Conference, Austin, Texas, juin 3-8/2012, Article de conférence NREL/CP-5200-54200, juin 2012. Consulté sur 10 European Photovoltaic Industry Association, « Global Market Outlook for http://www.nrel.gov/docs/fy120sti/54200.pdf (consulté en juillet 2014). Photovoltaics 2013-2017 », http://www.epia.org/fileadmin/user_upload/ Publications/GMO_2013_-_Final_PDF.pdf.2013 (consulté en juillet 2014). 26 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 3 : La technologie solaire photovoltaïque 27 Les cellules en silicium amorphe (a-Si) se dégradent par Les modules PV peuvent être associés à des taux de moindre par watt crête (Wc)14 pour la centrale au complet. l’estimation détaillée de la performance du module. un processus appelé effet de Staebler-Wronski.13 Cette dégradation de la puissance de sortie à long terme La relation entre l’agencement de la centrale et l’efficacité Un protocole précis de comparaison de la performance dégradation peut provoquer des réductions de la puissance compris entre 0,3 et 1 pour cent par an. Pour les modules des modules est abordée à la Section 7.2. de différents modèles de modules est ainsi disponible de sortie du module de l’ordre de 10 à 30 pour cent au cristallins, un taux de dégradation générique de 0,4 pour aujourd’hui. cours des six premiers mois d’exposition à la lumière. La cent par an est souvent considéré comme applicable. Au moment de la rédaction, la technologie c-Si comprend dégradation se stabilise ensuite et se poursuit à un taux Certains fabricants de modules ont réalisé des essais près de 80 pour cent de la puissance solaire installée dans Les normes CEI 61853-2-3-4 sont actuellement en cours considérablement moindre. indépendants spécifiques indiquant que des taux de le monde et devrait rester en tête au moins jusqu’en 2017. de développement. La norme CEI 61853-2 décrira les dégradation inférieurs peuvent être tenus pour acquis. En 2014, le CdTe constituait la grande majorité de la procédures relatives à la mesure de l’effet de l’angle Les modules a-Si sont généralement commercialisés à leurs Pour les modules en a-Si et CIGS, un taux de dégradation puissance installée pour les couches minces. Le CIGS est d’incidence sur la performance du module. La norme niveaux de performance stabilisés. Il est intéressant de générique compris entre 0,7 et 1 pour cent est souvent considéré comme présentant un potentiel de réduction CEI 61853-3 décrira la méthodologie relative au calcul noter que la dégradation des modules a-Si est partiellement considéré raisonnable, cependant un taux de dégradation des coûts prometteur, cependant, la part de marché des caractéristiques d’énergie du module (wattheures). réversible avec la température. En d’autres termes, la supérieur à 1,5 pour cent peut parfois être observé. Pour reste faible. L’a-Si semble présenter des perspectives de La norme CEI 61853-4 définira les périodes de temps et performance des modules tend à remonter pendant l’été, et le CdTe, une valeur comprise entre 0,4 et 0,6 pour cent est pénétration du marché des centrales marchandes au sol les conditions climatiques standard pouvant être utilisées à chuter à nouveau pendant les mois d’hiver, plus froids. souvent applicable. médiocres, essentiellement en raison du coût réduit des pour calculer les caractéristiques d’énergie. technologies cristallines plus efficaces. Une dégradation supplémentaire se produit pour les Généralement, on peut s’attendre à ce que des modules Une norme CEI sur la dégradation induite potentielle technologies amorphes et cristallines au niveau du module, PV de bonne qualité aient une durée de vie utile comprise (DIP) devrait être publiée à la fin de l’année 2014. pouvant être provoquée par : entre 25 et 30 ans. Le risque de taux de dégradation accru 3.3.7 Certification augmente par la suite. Le Tableau 2 résume les principales normes de qualité • L’effet de l’environnement sur la surface du module La Commission électrotechnique internationale (CEI) (comme la pollution). publie des normes internationalement acceptées sur les du PV. Les normes en cours de développement pour 3.3.6 EFFICACITÉ DES MODULES l’évaluation des composantes des modules PV (comme • La décoloration ou voile de l’encapsulant ou du verre. modules PV. Le Comité technique 82, « Systèmes de Le tableau 1 illustre l’efficacité commerciale de certaines conversion photovoltaïque de l’énergie solaire », est les boîtes de jonction) et les matériaux (comme les • Les défauts de laminage. catégories de technologie PV. Comme on peut s’y attendre, chargé de la rédaction de toutes les normes CEI relatives encapsulants et produits d’étanchéité) fourniront des bien que des technologies à fort rendement soient plus au photovoltaïque. Les modules PV feront généralement directives supplémentaires à l’industrie. • Le stress mécanique et l’humidité au niveau des contacts. coûteuses à produire, des modules moins efficaces exigent l’objet de tests de viabilité et de fiabilité conformément à une surface plus importante pour produire la même ces normes. Les normes CEI 61215 (pour les modules c-Si) 3.3.8 FABRICANTS DE MODULES • La dégradation des contacts de la cellule. puissance nominale. En conséquence, les bénéfices en et CEI 61646 (pour les modules à couche fine) incluent Les fabricants de modules PV sont essentiellement basés en • La dégradation des câbles. termes de coût obtenus au niveau du module peuvent des essais relatifs au cyclage thermique, à l’humidité et Asie (Chine, Japon, Taïwan, Inde et Corée). Les fabricants être compensées par le coût encouru en fournissant des au gel, au stress mécanique et la torsion, à la résistance
à européens et nord-américains ont perdu une portion de infrastructures de réseau électrique (câbles et structures de la grêle et à la performance dans des conditions d’essai leur part de marché au cours des dernières années. Une fixation) et le coût du terrain pour une surface de module standard (CES).15 Il s’agit de marques de qualité minimum enquête réalisée en 2014 par Photon International (février plus importante. Par conséquent, l’utilisation du module acceptées, qui indiquent que les modules peuvent 2014) indiquait qu’il existe 89 fournisseurs de modules le moins coûteux ne résulte pas nécessairement en un coût supporter une utilisation prolongée. Cependant, elles PV et plus de 3 250 produits disponibles à l’heure actuelle. n’expriment que peu de choses sur la performance du La même étude indiquait qu’il y avait 129 fournisseurs en 13 Un effet par lequel les propriétés électriques du matériau semi-conducteur se module dans des conditions de terrain. dégradent avec l’exposition à la lumière. 2013. Cela illustre bien la consolidation qui s’est opérée dans l’industrie de la fabrication de modules. Une norme CEI sur la notation de la puissance et de l’énergie des modules PV dans différentes conditions Les institutions financières tiennent souvent des listes d’ensoleillement16 et de température a été publiée en Tableau 1 : Caractéristiques de quelques catégories de technologie PV des fabricants de modules qu’ils considèrent bancables. 2011. La norme CEI 61853-1 « Essais de performance Hétérojonction Diséléniure de Cependant, ces listes peuvent rapidement devenir obsolètes et caractéristiques assignées d’énergie des modules avec couche mince Tellure de cuivre (gallium) lorsque les fabricants introduisent de nouveaux produits et photovoltaïques » fournit la méthodologie relative à Technologie Silicium cristallin intrinsèque Silicium amorphe Cadmium indium de nouvelles procédures de qualité. Catégorie c-Si HIT a-Si CdTe CIGS ou CIS Efficacité commerciale actuelle 13 %-21 % 18 %-20 % 6 %-9 % 8 %-16 % 8 %-14% S’il n’existe pas de liste définitive et acceptée de modules (environ) 14 La valeur du watt crête précise la puissance de sortie atteinte par un module considérés comme « bancables », Bloomberg New Energy solaire dans des conditions d’ensoleillement complet (dans des conditions d’essai standard). Finance17 réalise un sondage annuel des entrepreneurs Coefficient de température de la -0,45 %/°C 0,29 %/°C -0,21 %/°C -0,25 %/°C -0,35 %/°C puissancea (général) 15 Les Conditions d’essai standards sont définies comme suit : ensoleillement : IAC, des prêteurs et des consultants techniques 1000 W/m2, température : 25 °C, MA : 1,5 (MA : masse d’air, l’épaisseur de a Le coefficient de température de la puissance décrit la dépendance en puissance de sortie avec des températures qui augmentent. La puissance du module diminue l’atmosphère ; à l’équateur, masse d’air = 1, en Europe, masse d’air = environ généralement à mesure que la température du module augmente. 1,5). 16 L’ensoleillement est la puissance de la lumière solaire incident sur une surface 17 Bloomberg New Energy Finance, « Sustainable Energy in America 2015 », http:// par unité de surface et est mesuré en puissance par mètre carré (W/m2). about.bnef.com 28 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 3 : La technologie solaire photovoltaïque 29 Tableau 2 : Normes applicables aux modules PV modules devrait être définie et les garanties des modules Différents types de cellules fonctionnent mieux de manière devraient être examinées et comparées aux normes dans inhérente en différentes parties du spectre solaire. De Essai Description Commentaire l’industrie. ce point de vue, un élément intéressant est l’empilage CEI 61215 Modules photovoltaïques (PV) au silicium cristallin pour Inclut des essais de cyclage thermique, humidité et gel, de cellules de différents types. Si la bonne combinaison application terrestre - Qualification de la conception et torsion et stress mécanique et résistance à la grêle. La 3.3.9 DÉVELOPPEMENTS LIÉS À LA TECHNOLOGIE DE de cellules solaires est empilée (et que les modules sont homologation certification standard utilise une pression de 2 400 Pa. Les modules situés dans des zones de fort enneigement MODULE suffisamment transparents), alors une cellule empilée peuvent être testés dans des conditions plus strictes à 5 ou « multi-jonction » peut être produite, fonctionnant La technologie des modules solaires PV se développe 400 pa. mieux dans une fourchette plus importante du spectre rapidement. Bien qu’une large gamme d’approches CEI 61646 Modules photovoltaïques (PV) en couches minces pour Très similaire à la certification CEI 61215, mais un essai solaire. Cette approche est poussée à l’extrême dans les techniques différentes soit étudiée, les effets de ces application terrestre – Qualification de la conception et supplémentaire s’intéresse spécifiquement à la dégradation cellules III-V (nommée ainsi d’après les groupes d’éléments approches se concentrent soit sur l’amélioration de homologation supplémentaire des modules à couche mince. respectifs du Tableau périodique) dans lesquelles des l’efficacité des modules ou sur la réduction des coûts de EN/CEI 61730 Qualification pour la sûreté de fonctionnement des La partie 2 de la certification définit trois Catégories matériaux optimums sont utilisés pour chaque partie du fabrication. modules photovoltaïques d’application différentes : spectre solaire. Les cellules III-V sont très coûteuses, mais 1) Catégorie d’application O – Applications en accès ont obtenu des efficacités jusqu’à 40 pour cent supérieures. restreint. Des améliorations progressives sont apportées aux cellules Des approches moins couteuses basées sur le même 2) Catégorie de sécurité II – Applications générales. c-Si classiques. L’une de ces améliorations consiste en concept de base incluent les cellules hybrides (consistant 3) Catégorie de sécurité III – Applications à base l’intégration des contacts situés à l’avant dans des rainures en cellules c-Si et à couche mince empilées) et des cellules tension (BT). microscopiques réalisées au laser afin de réduire la a-Si multi-jonction. CEI 60364-4-41 Protection contre les chocs électriques La sécurité du module est évaluée sur la base de : superficie des contacts et donc d’augmenter la surface de 1) La viabilité. la cellule exposée aux radiations solaires. De même, une 2) La forte rigidité diélectrique. D’autres technologies émergentes, qui ne sont pas encore autre approche consiste à faire circuler le contact avant 3) La stabilité mécanique. prêtes pour être mises sur le marché mais pourraient être le long de l’arrière de la cellule, puis directement par la 4) L’épaisseur de l’isolation et les distances. intéressantes à l’avenir sur le plan commercial, sont les cellule jusqu’à la surface avant en certains points. cellules sphériques, les cellules ruban et les cellules Grätzel CEI 61701 Essai de corrosion au brouillard salin des modules photo- Exigé pour les modules installés près de la côte ou les voltaïques applications maritimes. CEI 61853-1 Essais de performance et caractéristiques assignées Décrit les exigences relatives à l’évaluation de la d’énergie des modules photovoltaïques (PV) performance du module PV en termes de puissance nominale sur une fourchette d’ensoleillements et de Figure 4 : Développement des efficacités des cellules en recherche températures. CEI 62804 Essais de durabilité de la tension du système pour les Décrit la procédure d’essai et les conditions relatives à la modules c-Si (en attente de publication) réalisation d’un test de DIP. Le module PV sera considéré comme résistant à la DIP si la perte de puissance est inférieure à 5 pour cent après l’essai. Conformité Le produit certifié est conforme aux exigences santé, Obligatoire dans la zone économique européenne. européenne (EC) sécurité et environnement de l’Union européenne (UE) UL 1703 Conformité au Code national de l’électricité, à l’Inspection Underwriters Laboratories Inc. (UL) est une entreprise de du travail et à l’Association nationale de prévention des certification réalisant des essais de sécurité sur les produits incendies américains. Les modules fonctionnent au moins à basée au Etats-Unis qui porte le statut de Nationally 90 % de la puissance nominale du fabricant. Recognised Testing Laboratory (NRTL). La certification par un NRTL est obligatoire aux Etats-Unis. indépendants, et listant les fabricants considérés comme Lors de l’évaluation de la qualité d’un module pour « bancables » par les personnes interrogées. L’organisme un projet spécifique, il est recommandé de faire appel d’études de marché NDP Solarbuzz18 publie également une à un conseiller technique indépendant afin de réviser mise à jour annuelle des dix plus grands fabricants. les spécifications techniques du module PV, les normes d’assurance qualité, le bilan et l’expérience, ainsi que la conformité avec les normes techniques et de sécurité 18 Solar Buzz, « Top Ten PV Module Suppliers in 2013 », http://www.solarbuzz.com nationales et internationales. La dégradation attendue des Source: Données tirées du Laboratoire américain des énergies renouvelables http://www.nrel.gov/ncpvl, consulté en avril 2014. 30 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 3 : La technologie solaire photovoltaïque 31 corrosion pour résister à la corrosion sous la surface du sol et atmosphérique. Encadré 1: Risque du module Figure 5 : Inclinaison et azimut du champ de panneaux PV • Avoir été spécifiquement conçue pour la localisation Les modules PV constituent généralement environ 50 pour cent du coût du système d’une centrale électrique solaire PV. Ceux-ci devraient géographique du site, avec des calculs de la conception avoir une durée de vie fonctionnelle pour la durée du projet, généralement supérieure à 25 ans. Toute panne de module ou dégradation anormale peut par conséquent avoir un impact significatif sur l’économie d’un projet. Une sélection soigneuse des modules PV est structurelle fournis pour vérification de la conception nécessaire. Bien que les modules constituent un coût d’investissement initial, les promoteurs devraient réfléchir aux recettes à long terme. spécifique du site, et un document de garantie de la structure fourni. La « bancabilité » d’un module peut être comprise de différentes manières par les promoteurs, les financiers et les fabricants de modules. La W « bancabilité » inclut généralement une évaluation générale des éléments suivants : • Permettre d’obtenir l’angle d’inclinaison désiré à †† Les caractéristiques techniques du module. Inclinaison quelques degrés près. †† La qualité de la structure de production. N • Permettre des réglages sur le terrain pouvant réduire †† Les procédures de certification et d’essai. le temps d’installation et compenser les imprécisions †† Le bilan de l’entreprise et du module. associées au positionnement des fondations. †† Les conditions de garantie. †† La position financière de l’entreprise. S Azimut • Minimiser les outils et l’expertise requis pour E l’installation. Pour comprendre pleinement le risque du module, une évaluation détaillée de ces critères devrait être réalisée. Inclinaison et azimut du champ Les normes de certification actuelles n’évaluent pas complètement l’adéquation technique des modules PV au cours de la durée de • Respecter les conditions décrites dans le manuel de panneau PV orienté sud vie du projet. Une courbe de pannes en cloche est classique des modules PV, avec un risque de panne accru dans les premières années d’installation du module fournit par le fabricant. (défaillances précoces), un risque faible pour le moyen terme du projet (défaillances à mi-vie) et un risque accru à la fin de la durée de • Permettre la dilatation thermique, en utilisant des vie du projet à mesure que les modules se détériorent (défaillances d’usure). Du point de vue des prêteurs, les recettes des projets sont plus élevées au cours des 15 premières années afin de coïncider avec les termes habituels de la dette. Un prêteur est par conséquent bien joints de dilatation si nécessaires dans les sections protégé si le risque de défaillance précoce peut être transféré à l’entrepreneur IAC ou le fabricant du module. longues, de sorte que les modules ne fassent pas l’objet généralement inclinés par rapport au plan horizontal afin de contraintes indues. La plupart des entrepreneurs IAC sont prêts à fournir des garanties de centrale (PR) au cours de la période de garantie IAC (généralement de maximiser l’ensoleillement annuel qu’ils reçoivent. de deux ans). Avec une garantie de puissance linéaire fournie par le fabricant du module, un degré de risque de défaillance précoce du L’angle d’inclinaison optimal dépend de la latitude du module est couvert. L’achat de structures de qualité auprès de fabricants lieu dans lequel le site se trouve. La direction du système réputés est généralement une option peu coûteuse Les intérêts du propriétaire peuvent être encore protégés par des essais supplémentaires sur les modules au cours de la période de garantie est son orientation ou azimut, tel qu’illustré à la Figure présentant de faibles risques. Certains fabricants IAC avec des scénarios de résiliation appropriés par lesquels le propriétaire a le droit de rejeter la centrale si elle échoue aux essais de 5. L’azimut idéal d’un système dans l’hémisphère nord proposent un test et une caractérisation des sols afin de performance. Des exemples d’essais de module sont les tests externes ou instantanés sur place d’un échantillon de modules à la livraison et est le sud géographique, et le nord géographique dans avant la fin de la période de garantie IAC, des mesures d’électroluminescence et thermographiques. Ces essais contribuent à identifier des certifier les conceptions pour une localisation de projet l’hémisphère sud. spécifique. défauts qui sont susceptibles de ne pas affecter la puissance de la centrale au cours de la période de garantie IAC, mais qui pourraient l’être à l’avenir. 3.4.1 SYSTÈMES DE FIXATION FIXES Une autre option pourrait consister en l’utilisation de Nombre de fabricants de modules proposent maintenant généralement une garantie de puissance de sortie linéaire. Cependant, au cours des périodes antérieures de suralimentation du module PV, un grand nombre de fabricants de modules sont aujourd’hui insolvables, et Dans les systèmes de fixation fixes, les rangées de module structures sur mesure afin de résoudre les difficultés un plus grand nombre encore se sont trouvés dans une situation financière délicate. Cela signifie que tous les fabricants de modules ne sont positionnées à un angle d’inclinaison fixe19 et orientés spécifiques en termes d’ingénierie ou de réduire les peuvent être considérés comme étant en position d’honorer des réclamations de longue durée au titre de la garantie. Par conséquent, selon un angle fixe.20 coûts. Si une telle option est sélectionnée, il convient de certains fabricants de modules fournissent une protection supplémentaire contre le risque en offrant une garantie de tiers de sorte que les considérer le passif supplémentaire et coûts associés à garanties de puissance de sortie puissent toujours être honorées en cas de faillite du fabricant. la validation de l’intégrité structurelle. Hormis cela, ce Les structures de fixation seront généralement faites Il est conseillé aux promoteurs, propriétaires et financiers d’envisager d’intégrer ces stratégies de réduction des risques aux contrats du d’acier ou d’aluminium, bien qu’il existe aussi des système devrait être conçu pour en simplifier l’installation. projet afin de faire correspondre le risque de projet aux exigences de leur propre profil de risque. exemples de systèmes basés sur des poutres en bois. Une Généralement, les efficacités de l’installation peuvent structure de fixation de bonne qualité devrait: être réalisées en utilisant des produits disponibles dans le commerce. • Avoir fait l’objet de tests poussés afin de s’assurer que ou organiques. Les cellules solaires Grätzel ont récemment en termes d’efficacité. Voir l’Encadré 1 pour une discussion les conceptions répondent ou excèdent les conditions Les conditions topographiques du site et les informations attiré l’attention en raison de leurs faibles coûts de du risque du module sur les économies de projet. de charge rencontrées sur le site. Cela devrait inclure recueillies au cours de l’étude géotechnique influenceront production et leur simplicité de fabrication. Cependant, la conception du système de protection contre la le choix du type de fondation. Ce choix affectera à son leur faible efficacité et leur instabilité dans le temps reste tour la conception du système de support, certaines 3.4 SYSTÈMES DE FIXATION ET DE SUIVI SOLAIRE un désavantage significatif. conceptions étant mieux adaptées que d’autres à un type Les modules PV doivent être fixés sur une structure pour de fondation particulier. 19 L’angle d’inclinaison est l’angle des modules PV par rapport au plan horizontal. La Figure 4 illustre le développement de l’efficacité des s’assurer qu’ils restent orientés dans la bonne direction 20 L’angle d’orientation ou « azimut » est l’angle des modules PV par rapport au cellules en recherche entre 1975 et aujourd’hui. Il convient et pour leur fournir le support structurel et la protection sud. Les définitions peuvent varier, mais 0° représente le sud géographique, -90° représente l’est, 180° le nord et 90° l’ouest. de noter que les cellules disponibles dans le commerce sont nécessaires. Les structures de fixation peuvent être fortement à la traine par rapport aux cellules de recherche fixes ou pisteuses. Les champs à inclinaison fixe sont 32 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 3 : La technologie solaire photovoltaïque 33 Les options de fondations pour les systèmes PV au sol 3.4.2 SYSTÈMES DE POURSUITE SOLAIRE 3.4.3 CERTIFICATION Figure 7 et reste le choix de prédilection pour nombre de incluent : centrales solaires PV de moyenne et grande envergure. Un Dans les lieux présentant une forte proportion Les structures de support doivent se conformer aux grand nombre de modules sont connectés en série pour • Des pylônes en béton coulés sur place : Ceux-ci d’ensoleillement direct, les systèmes de poursuite à axe normes et aux réglementations propres à chaque pays, et former une chaîne haute tension (HT). Les chaînes sont sont particulièrement adaptés aux petits systèmes et simple ou double peuvent être utilisés afin d’augmenter les fabricants doivent se conformer à la norme ISO 9001: alors connectés en parallèle à l’onduleur. présentent une forte tolérance aux terrains accidentés l’ensoleillement annuel total moyen. Les systèmes de 2000. Cette norme précise les exigences relatives à un et en pente. Ils ne sont pas associés à d’importantes poursuite suivent le soleil dans son déplacement dans le système de gestion de la qualité lorsqu’un organisme doit : Les onduleurs centraux offrent une grande fiabilité et économies d’échelle. ciel. Ceux-ci sont généralement les seules parties mobiles • Démontrer son aptitude à fournir régulièrement des simplicité d’installation. Ils présentent cependant des utilisées dans une centrale électrique PV. • Des ballastes en béton précontraint : Il s’agit d’un produits qui répondent aux exigences des clients et aux inconvénients : augmentation des pertes par déséquilibre21 choix courant pour les fabricants recherchant exigences réglementaires applicables. et l’absence de conversion optimale d’énergie (MPPT)22 Les systèmes de poursuite à axe simple ne changent d’importantes économies d’échelle. Il est même adapté pour chaque chaîne. Cela peut causer des problèmes que l’orientation ou l’angle d’inclinaison, alors que les • Viser à améliorer la satisfaction des clients par la aux lieux dans lesquels il est difficile de percer le sol du pour les panneaux associés à des inclinaisons et angles systèmes de poursuite à axe double changent à la fois bonne application du système. Il s’agit des processus fait d’affleurements rocheux ou d’obstacles souterrains. d’orientation différents, sur lesquels une ombre est portée, l’orientation et l’angle d’inclinaison. Les systèmes de d’amélioration continue, ainsi que l’assurance du Cette option tolère mal les terrains accidentés ou en ou qui utilisent différents types de modules. poursuite à axe double peuvent s’orienter face au soleil respect des exigences des clients et des exigences pente, mais n’exige aucune compétence spécialisée pour plus précisément que les systèmes à axe simple. réglementaires applicables. l’installation. Il convient de prendre en considération le Les onduleurs centraux sont généralement triphasés et risque de mouvement des sols ou d’érosion. peuvent inclure des transformateurs de fréquence de En fonction du site et des caractéristiques précises de 3.5 ONDULEURS réseau. Ces transformateurs augmentent le poids et le • Pieux foncés : Si une étude géotechnique s’avère l’ensoleillement, les systèmes de poursuite peuvent Les onduleurs sont des dispositifs électroniques à semi- volume des onduleurs, bien qu’ils fournissent une isolation adéquate, un profil en acier structurel ancré dans le augmenter le rendement énergétique annuel jusqu’à conducteurs. Ils convertissent le courant continu généré galvanique du réseau. En d’autres termes, il n’y a pas de sol peut résulter en des installations peu coûteuses et hauteur de 27 pour cent pour les systèmes de poursuite à par les modules PV
en courant alternatif, en se conformant connexion électrique entre les tensions d’entrée et de à grande échelle pouvant être rapidement mises en axe simples et 45 pour cent pour les pisteurs à axe double. dans l’idéal aux exigences du réseau local. Les onduleurs sortie – une condition parfois exigée par les œuvre. Des compétences spécialisées et un équipement La poursuite produit également un plateau de puissance de peuvent également réaliser une variété de fonctions afin de réglementations nationales applicables à la sécurité de fonçage de pieux sont nécessaires, mais peuvent ne sortie plus harmonieux, tel qu’illustré à la Figure 6. Cela maximiser la production de la centrale. Celles-ci vont de des installations électriques. pas toujours être disponibles. contribue à répondre à la consommation de pointe l’après- midi, ce qui est courant dans les climats chauds en raison l’optimisation de la tension dans les chaînes et au suivi de • Vis de terre : Les vis de terre hélicoïdales, généralement Les onduleurs centraux sont parfois utilisés dans une de l’utilisation de climatiseurs. la performance de la chaîne à l’enregistrement des données en acier, sont une option économiquement intéressante configuration « maître-esclave ». Cela signifie que et à la fourniture d’une protection et d’une isolation en cas pour les grandes installations et sont adaptées aux certains onduleurs s’arrêtent lorsque le rayonnement est d’anomalies dans le réseau ou les modules PV. terrains accidentés ou en pente. Ceux-ci nécessitent faible, permettant aux autres onduleurs de fonctionner des compétences spécialisées et des machines pour les Figure 6 : Avantages d’un système de pistage à axe double 3.5.1 CONCEPTS DE RACCORDEMENT DES installer. ONDULEURS • Socles en acier boulonnés : Dans des situations où Amélioration Sans tracking pistage 21 Le déséquilibre se réfère à des pertes dues aux modules PV présentant des Improvement avec pistage with tracking Without Il existe deux grandes catégories d’onduleurs : les profils de courant/tension variables utilisés dans le même panneau. la centrale solaire se trouve sur des dalles de sol en onduleurs centraux et les onduleurs de branche. La 22 La conversion optimale d’énergie est la capacité de l’onduleur à régler son béton adéquates déjà en place, comme des pistes impédance de sorte que la chaine soit à une tension de fonctionnement qui configuration de l’onduleur central est illustrée à la maximise la puissance de sortie. d’atterrissage de terrains d’aviation abandonnés, un de sortie socle en acier directement boulonné à la dalle de béton existante peut être une solution appropriée. Output Power Puissance Les systèmes de fixation à inclinaison fixe sont plus Figure 7 : Configurations du système PV simples, moins coûteux et associés à des exigences de maintenance moindres par rapport aux systèmes de Onduleur central Onduleur de branche poursuite. Il s’agit de l’option privilégiée dans les pays disposant d’un marché solaire naissant et d’une industrie de fabrication de technologie de pistage locale limitée. de la HeureTime ofjournée Day Image reproduite avec la permission de Future Mechatronic Systems 34 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 3 : La technologie solaire photovoltaïque 35 à une charge plus proche de la charge optimale. Lorsque CC, et les parties en mouvement doivent être protégées. l’ensoleillement est élevé, la charge est partagée par tous La catégorie de protection II de la CEI24 doit être mise en Figure 8 : Représentation schématique d’un onduleur avec transformateur et sans transformateur les onduleurs. En effet, seul le nombre d’onduleurs requis œuvre sur l’installation. Les onduleurs sans transformateur est en fonctionnement à un moment donné. Le temps entraînent également une augmentation des interférences Amplitude de la Découplage de fonctionnement étant réparti uniformément entre les électromagnétiques (EMI).25 tension MPP Onduleur de l’alimentation onduleurs, la durée de vie prévue peut être prolongée. tracking Les onduleurs avec transformateurs assurent une isolation En revanche, le concept des onduleurs de branche utilise galvanique. Les onduleurs centraux sont généralement plusieurs onduleurs pour plusieurs chaînes de modules. équipés de transformateurs. Des tensions sûres (<120 V) Les onduleurs de branche fournissent une MPPT au niveau côté CC sont possibles dans cette conception. La présence de la chaîne, toutes les chaînes étant indépendantes les d’un transformateur conduit également à une réduction unes des autres. Cette configuration s’avère utile dans des courants de fuite, qui à leur tour réduit les IEM. Mais les cas où les modules ne peuvent pas être installés selon cette conception a ses inconvénients, qui apparaissent la même orientation ou lorsque des modules ayant des sous la forme de pertes (charge et sans charge26) et d’une cahiers des charges différents sont utilisés ou quand il y a augmentation du poids et de la taille de l’onduleur. des problèmes d’ombrage. 3.5.2 MONTAGE ÉLECTRIQUE DES ONDULEURS Les chaînes d’onduleurs, qui sont généralement monophasées, présentent aussi d’autres avantages. Tout Les onduleurs fonctionnent en utilisant des dispositifs d’abord, elles peuvent être entretenues et remplacées par de commutation de puissance tels que le thyristor ou transistor bipolaire à grille isolée (IGBT)27 pour couper le Amplitude du personnel non spécialisé. Deuxièmement, il est pratique Découplage Poursuite courant continu sous forme d’impulsions qui fournissent de la tension de garder des chaines d’onduleurs de rechange sur place. de l’alimentation MPP + Onduleur + Isolation Cela facilite la gestion des circonstances imprévues, la reproduction d’une forme d’onde sinusoïdale du CA. comme en cas de panne d’un onduleur. En comparaison, La nature de l’onde du CA générée signifie qu’elle peut une panne d’un grand onduleur central, associées à propager des interférences dans le réseau. Par conséquent, un long délai de réparation, peut conduire à une perte des filtres doivent être appliqués afin de limiter l’interférence significative de rendement avant qu’il puisse être remplacé. de compatibilité électromagnétique (CEM) émise dans le réseau. Des fonctions de protection de circuit devraient être Les onduleurs peuvent ne pas avoir de transformateur incluses dans la conception d’un bon onduleur. ou inclure un transformateur pour élever la tension. Les onduleurs sans transformateur sont généralement Les onduleurs doivent être fournis avec les contrôleurs afin plus efficaces, car ils n’encourent pas de pertes de de mesurer la tension de sortie du réseau et de contrôler transformateur. le processus de commutation.
En outre, le contrôleur peut fournir la fonctionnalité MPPT. Dans le cas d’onduleurs de branche sans transformateur (voir
Figure 8), la tension du générateur PV doit être significativement plus élevée que la tension côté AC, ou des convertisseurs à élévation CC-CC doivent être utilisés. L’absence de transformateur conduit à une plus 3.5.3 EFFICACITÉ Ces pertes sont dues à plusieurs facteurs : la présence grande efficacité, un poids réduit, une taille réduite 24 CEI, Catégorie de protection II, fait référence à un dispositif à double isolation d’un transformateur et les pertes magnétiques et de (50 à 75 pour cent plus léger que les modèles avec et qui ne nécessite donc pas de mise à la terre. Plusieurs types de gains d’efficacité différents ont été cuivre associées, l’autoconsommation de l’onduleur, et transformateu23) et un coût moins élevé en raison du 25 La perturbation électromagnétique affecte un circuit électrique en raison soit définis pour les onduleurs. Ceux-ci décrivent et quantifient les pertes dans l’électronique de puissance. L’efficacité de moindre nombre de composants. D’un autre côté, du de l’induction électromagnétique ou d’un rayonnement électromagnétique l’efficacité des différents aspects du fonctionnement émis par une source externe. La perturbation peut interrompre, entraver, ou conversion est définie comme le rapport de la composante matériel de protection supplémentaire doit être utilisé, autrement dégrader ou limiter la bonne performance du circuit. d’un onduleur. La recherche d’une manière objective de fondamentale de la puissance de sortie en CA de comme des disjoncteurs de courant de fuite sensible au 26 Les pertes de cuivre qui dépendent de la charge associées aux bobines quantifier les performances de l’onduleur est toujours en de transformateur sont appelées pertes de charge. Les pertes de fer l’onduleur, divisée par l’alimentation en CC : indépendantes de la charge produites par le courant magnétisant de base du cours. De nouvelles façons de mesurer l’efficacité sont transformateur sont appelées pertes à vide. souvent proposées dans la littérature. Les méthodes les 23 Navigant Consulting Inc., « A Review of PV Inverter Technology Cost and 27 Le transistor bipolaire à grille isolée est un dispositif semi-conducteur plus couramment utilisées sont décrites ci-dessous. nCon = PAC = composante fondamentale de la puissance de sortie en AC Performance Projections », National Renewable Energy Laboratory, Ministère de puissance à trois bornes principalement utilisé comme commutateur PDC alimentation en CC de l’Énergie américain, janvier 2006, http://www.nrel.gov/docs/fyo60sti/38771. électronique et est remarqué dans les nouveaux appareils pour combiner pdf (consulté en juillet 2014). efficacité élevée et rapidité de commutation. Le rendement de conversion est une mesure des pertes subies au cours de la conversion de courant continu en courant alternatif. 36 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 3 : La technologie solaire photovoltaïque 37 Le rendement de conversion n’est pas constant, mais Le rendement européen est une méthode reconnue Les onduleurs peuvent avoir un Rendement européen 3.5.5 FABRICANTS D’ONDULEURS dépend de l’alimentation en CC, de la tension de de mesure de l’efficacité de l’onduleur. Il s’agit d’un typique de 95 pour cent et des rendements maximum Les fabricants d’onduleurs solaires sont principalement fonctionnement, et des conditions météorologiques, rendement calculé pondéré sur une distribution de pouvant atteindre 98 pour cent. La plupart des onduleurs basés en Europe et en Amérique du Nord, mais les grands notamment la température ambiante et l’ensoleillement. puissance qui correspond aux conditions climatiques de utilisent des algorithmes MPPT pour ajuster l’impédance acteurs que sont la Chine et le Japon sont entrés sur le L’écart dans l’ensoleillement au cours d’une journée fonctionnement d’une centrale européen. La norme de de la charge et maximiser la puissance du panneau PV. Les marché des onduleurs. Certains des grands fournisseurs, entraîne des fluctuations de la puissance de sortie et du rendement, qui est un moyen utile de comparer l’efficacité rendements les plus élevés sont atteints par les onduleurs tels que SMA, ABB (qui a acquis Power One) et Kaco, ont point de fonctionnement optimal (MPP) d’un panneau PV. des onduleurs,28 tente également de capturer le fait que, sans transformateur. perdu une partie de leurs parts de marché, principalement En conséquence, l’onduleur est continuellement soumis en Europe centrale, la majorité de l’électricité est produite en raison de volumes de ventes réduits sur le marché à des charges différentes, conduisant à une efficacité près du milieu de la plage de puissance d’un module PV. 3.5.4 CERTIFICATION asiatique. variable. La tension à laquelle les onduleurs atteignent Afin d’assurer une qualité et une performance élevées et de leur efficacité maximum est une variable conceptuelle Une autre méthode de comparaison du rendement utilise minimiser les risques, les onduleurs doivent être conformes Une étude menée en 2014 par Photon International (avril importante, car elle permet aux planificateurs du système le Rendement californien. Bien que la norme soit basée sur à un certain nombre de normes. Les exigences en termes de 2014) a indiqué qu’il existait plus de 60 fournisseurs d’optimiser le câblage du système. le même raisonnement que pour le Rendement européen, respect des normes dépendent de l’emplacement du projet d’onduleurs et plus de 1 757 produits, dont 1 445 dans la elle est calibrée pour des localisations présentant un et du type d’onduleur. catégorie des onduleurs de 10 kW à 500 kW. En raison de la nature dynamique du rendement de ensoleillement moyen plus élevé. l’onduleur, les diagrammes sont également mieux adaptés Les grands organismes de normalisation d’intérêt pour Les organismes de recherche sur le marché tels qu’IHS, à la représentation de valeurs numériques uniformes. les onduleurs sont Deutsches Institut für Normung Solarbuzz et Bloomberg New Energy Finance29 dressent Un exemple illustrant la dépendance du rendement de (DIN), Verband der Elektrotechnik, Elektronik und des listes annuelles des dix principaux fournisseurs l’onduleur à la charge de l’onduleur est fourni dans la Informationstechnik (VDE), la CEI et la norme d’onduleurs. Figure 9. européenne (EN). Les onduleurs doivent être compatibles 28 Si h 50% dénote l’efficacité à une charge égale à 50% de la puissance nominale, le Rendement européen est défini ainsi :
n Euro = 0,03 × n 5% + 0,06 × n 10% + 0,13 avec la norme de conformité européenne (CE) pour Il est recommandé qu’un conseiller technique indépendant × n 20% + 0,1 × n 30% + 0,48 × n 50% + 0,2 N 100% pouvoir être installés en Europe. Le Tableau 3 est une examine la technologie et le type d’onduleur en ce qui liste non exhaustive des normes auxquelles les onduleurs concerne les spécifications techniques, la reconnaissance doivent se conformer selon la pratique européenne. de qualité, les antécédents et l’expérience du fournisseur, ainsi que le respect des normes techniques et de sécurité Figure 9 : Courbes de rendement des onduleurs à rendement élevé, moyen et faible en tant que fonctions du ratio puissance internationales et nationales pertinentes. Les garanties d’entrée/puissance nominale de l’onduleur devraient également être examinées et évaluées afin de s’assurer qu’elles respectent les normes de l’industrie. 100 90 29 IHS Technology, https://technology.ihs.com; Solaire Buzz, http: //www. 80 solarbuzz. com ; Bloomberg New Energy Finance, http://www.nef.com. 70 Efficacité de l’onduleur (%) Rendement élevé 60 Rendement moyen Tableau 3 : Liste indicative des normes relatives aux onduleurs Rendement faible EN 61000-6-1 : 2007 Compatibilité électromagnétique (CEM). Normes génériques. Immunité pour les environnements résidentiels, 50 commerciaux et de l’industrie légère. 40 EN 61000-6-2 : 2005 EMC. Normes génériques. Immunité pour les environnements industriels. EN 61000-6-3 : 2007 EMC. Normes génériques. Norme sur l’émission pour les environnements résidentiels, commerciaux et de l’industrie 30 légère. 20 EN 61000-6-4 : 2007 EMC. Normes génériques. Norme sur l’émission pour les environnements industriels. EN 55022 : 2006 Équipement de technologie de l’information. Caractéristiques des perturbations radio. Limites et méthodes de 10 mesure. EN 50178 : 1997 Equipement électronique utilisé dans les installations électriques. 0 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 CEI 61683 : 1999 Systèmes photovoltaïques – Climatiseurs - Procédure de mesure de l’efficacité. Ratio puissance d’entrée/puissance nominale de l’onduleur CEI 61721 : 2004 Caractéristiques de l’interface de service. CEI 62109-1 et 2 : 2011- Sécurité des convertisseurs de puissance pour les systèmes photovoltaïques. Source: J.D. Mondol, Y.G. Yohanis, B. Norton, « Optimal sizing of array and inverter for grid-connected photovoltaic systems », Solar Energy, 2012 Vol. 80, Numéro 12, 2006, p. 1517-1539 (consulté en juillet 2014). CEI 62116 : 2008 Mesures de prévention de l’îlotage pour les onduleurs photovoltaïques utilitaires interconnectées. 38 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 3 : La technologie solaire photovoltaïque 39 3.6 QUANTIFICATION DU RENDEMENT DE LA modules cristallins peut conduire à une augmentation 3.6.3 FACTEUR DE CAPACITÉ CENTRALE des pertes à des températures ambiantes élevées. Un CR Le facteur de capacité d’une installation PV (généralement variant entre environ 77 pour cent en été et 86 pour cent Il est prévu que le rendement d’une centrale PV chute au exprimé en pourcentage) est le rapport entre la production en hiver (avec un CR annuel moyen de 82 pour cent) ne cours de sa durée de vie, en particulier dans la deuxième réelle sur une période d’un an et sa production si elle avait serait pas inhabituel pour une centrale solaire PV bien et la troisième décennie, les modules continuant à se fonctionné
à la puissance nominale toute l’année, tel que conçue qui ne fonctionne pas dans des conditions de dégrader et les composants de la centrale vieillissant. décrit par la formule suivante : températures ambiantes élevées. Outre la qualité de l’installation initiale, un haut degré de responsabilité incombe à l’entrepreneur E&M quant à énergie produite par an (kWh) Certaines centrales utilisant des modules en a-Si FC = la performance d’une centrale PV. Cette section explique démontrent l’effet inverse : au cours des mois d’été, le CR 8760 (heures/an) × puissance installée (kWc) comment la performance opérationnelle d’une centrale PV augmente, chutant à nouveau dans les mois froids l’hiver. peut être quantifiée. Cela est dû au fait que la dégradation Staebler-Wronski L’utilisation du terme « facteur de capacité » est moins est partiellement réversible à des températures élevées. Il courante dans l’industrie solaire que le terme « rendement 3.6.1 COEFFICIENT DE RENDEMENT est fréquent d’observer des oscillations saisonnières du CR spécifique ». Facteur de capacité et rendement spécifique Le coefficient de rendement (CR) est un paramètre de des centrales à a-Si en raison de ce processus de recuit sont simplement liés par le facteur 8760. Le facteur de couramment utilisé pour quantifier la performance de la thermique. capacité d’une installation PV à inclinaison fixe peut varier centrale PV. Habituellement exprimé en pourcentage, le de 12 pour cent à 24 pour cent en fonction de la ressource CR fournit un point de référence permettant de comparer En moyenne pour l’année, un CR de l’ordre de soixante- solaire et de l’indice de performance de l’installation. En les centrales sur un temps donné, indépendamment de dix ou quatre-vingt est typique pour une centrale bien Allemagne, un facteur de capacité de 12 pour cent peut la capacité de la centrale ou de la ressource solaire. Une conçue. Ce chiffre peut diminuer à mesure que la centrale être typique. Des facteurs de capacité supérieurs, aux centrale avec un CR élevé est plus efficace pour convertir vieillit, en fonction des taux de dégradation du module. environs de 16 pour cent peuvent être enregistrés dans le le rayonnement solaire en énergie utile. sud de l’Espagne, où la ressource solaire est supérieure. 3.6.2 RENDEMENT SPÉCIFIQUE Pour la Thaïlande et le Chili, les facteurs de capacité Le CR est défini comme le rapport entre le rendement en peuvent être de l’ordre de 18 pour cent et 22 pour cent Le « rendement spécifique » (kWh/kWc) est l’énergie CA exporté et le rendement théorique qui serait généré par respectivement. Une centrale de 5 MWc au Chili va annuelle totale générée par kWc installé. Il est souvent la centrale si les modules convertissaient l’ensoleillement générer l’équivalent en énergie d’une centrale de 1,1 MW utilisé pour aider à déterminer la valeur financière reçu en énergie utile en fonction de leur capacité nominale. fonctionnant en continu. d’une centrale et comparer les résultats opérationnels La définition complète du CR est donnée dans la norme de différentes technologies et systèmes. Le rendement CEI 61724 « Surveillance des qualités de fonctionnement spécifique d’une installation dépend de : des systèmes photovoltaïques—Recommandations pour la mesure, le transfert et l’analyse des données ». Il peut être • L’ensoleillement annuel total tombant sur le plan du exprimé comme suit : capteur. Il peut être augmenté en inclinant les modules de manière optimale ou en utilisant la technologie de Rendement en CA (kWh) x 1(kW/m2) poursuite. CR = × 100% Puissance installée en CC (kWc)xPlan d’ensoleillement du panneau (kWh/m2) • La performance du module, dont la sensibilité aux hautes températures et aux faibles niveaux de Le CR quantifie l’effet global des pertes du système sur luminosité. la capacité nominale, y compris les pertes causées par les • Les pertes du système, y compris les temps d’arrêt de modules, la température, la réduction de l’efficacité dans l’onduleur. des conditions de lumière faible, les onduleurs, le câblage, l’ombrage et les salissures. Certains fabricants de modules affirment que leurs produits permettent des rendements énergétiques kWh/ Le CR d’une plante peut être estimé à l’aide de kWc nettement plus que ceux de leurs concurrents. simulations, ou bien peut être calculé pour une centrale Cependant, la divergence entre la puissance maximale opérationnelle en mesurant de l’ensoleillement et le réelle et la puissance nominale et la correction pour rendement en CA. d’autres distorsions techniques doivent également être prises en compte. Les pertes de l’installation PV variant selon les conditions environnementales au cours de l’année, le CR de la centrale varie également. Par exemple, le coefficient de puissance plus élevé à une température négative pour les 40 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 3 : La technologie solaire photovoltaïque 41 • L’irradiation normale directe (IND) : La composante supérieure. La figure 10 illustre la raison pour laquelle 4 d’énergie en faisceau reçue sur une unité de surface l’angle d’inclinaison est important pour optimiser l’énergie La ressource solaire faisant directement face au soleil, en permanence. incidente sur le plan du capteur. L’IND présente un intérêt particulier pour les installations solaires à poursuite solaire et les La quantité de rayonnement reçue peut être quantifiée technologies solaires de concentration (les technologies pour tout angle d’inclinaison par l’irradiation globale de concentration ne peuvent qu’utiliser de la inclinée (IGI).32 L’angle d’inclinaison optimal varie composante de faisceau direct de l’ensoleillement). principalement avec la latitude et peut aussi dépendre des 4.1 VUE D’ENSEMBLE DE LA RESSOURCE SOLAIRE conditions météorologiques locales et des configurations • L’irradiation diffuse horizontale (IDH) : L’énergie La ressource solaire attendue sur toute la durée de vie d’une La ressource solaire étant par reçue sur une unité de surface horizontale du de l’agencement de la centrale. Un logiciel de simulation centrale solaire PV est estimée au mieux en analysant les données rayonnement qui se disperse depuis de l’atmosphère ou peut être utilisé pour calculer le rayonnement sur un historiques sur la ressource solaire pour le site. L’obtention d’une nature intermittente, il est plan incliné. Une partie de ce calcul prend en compte le dans les environs est l’IDH. première approximation de la puissance de sortie d’une centrale important de comprendre la rayonnement réfléchi par le sol en direction des modules. • L’irradiation globale horizontale (IGH) : L’énergie PV dépend dans une large mesure de la surface d’ensoleillement Ceci est fonction de la réflectance du sol, ou albédo. Ces variabilité interannuelle. Au solaire totale reçue sur une unité de surface horizontale du panneau. La précision de toute prévision des rendements termes sont définis ci-dessous : est l’IGH. Elle inclut l’énergie solaire qui est reçue sous de l’énergie solaire dépend donc dans une large mesure de moins dix ans de données sont forme de faisceau direct (la composante horizontale • Irradiation Globale Inclinée (IGI) : L’énergie solaire l’exactitude des données historiques de la ressource solaire. généralement nécessaires pour totale reçue sur une unité de surface inclinée. Elle inclut d’IND) et l’IDH. La somme annuelle de l’IGH est L’obtention de données antérieures fiables sur la ressource est une les faisceaux directs et les composantes diffuses. Une calculer la variation avec un particulièrement pertinente pour les centrales PV, qui étape cruciale du processus de développement et est essentielle au valeur élevée de moyenne annuelle d’IGI à long terme sont capables d’utiliser les composantes diffuses et financement de projet. degré de confiance raisonnable. constitue le paramètre de ressource le plus important faisceaux du rayonnement solaire. pour les promoteurs de projets. Il existe deux sources principales de données sur la ressource Dans l’hémisphère nord, une surface inclinée selon un solaire : les données satellitaires et les mesures terrestres. • Albédo : Le facteur de réflectivité du sol ou albédo angle orienté vers le sud reçoit une irradiation globale Chacune des deux sources présentant des mérites particuliers, le dépend dans une large mesure du site. Un albédo plus annuelle totale plus élevée qu’une surface horizontale. choix dépendra du site donné. Les mesures terrestres prises sur élevé se traduit par une plus grande réflectivité. L’herbe En effet, une surface inclinée en direction du sud fait le site peuvent être utilisées pour calibrer les données satellitaires directement face au soleil pendant une période de temps sur la ressource afin d’en améliorer la précision et la certitude. plus longue. Dans l’hémisphère sud une surface inclinée vers le nord reçoit une irradiation globale annuelle totale 32 L’IGI est irradiation totale tombant sur une surface inclinée. La ressource solaire étant par nature intermittente, il est important de comprendre la variabilité interannuelle. Souvent, une dizaine d’années de données sont souhaitables pour calculer la variation avec un degré de confiance raisonnable, bien que Figure 10 : Effet de l’inclinaison sur le captage du rayonnement solaire de nombreux projets aient été réalisés avec des niveaux moins détaillés des données historiques (voir la liste de vérification à la fin du Chapitre 4). Les sections suivantes décrivent comment la ressource solaire peut être quantifiée et résume les étapes du processus d’évaluation de la ressource solaire. 4.2 QUANTIFICATION DE LA RESSOURCE SOLAIRE La ressource solaire d’un lieu est généralement définie par l’irradiation normale directe,30 l’irradiation diffuse horizontale et l’irradiation globale horizontale.31 Ces paramètres sont décrits ci-dessous : 30 L’IGI est la quantité de rayonnement solaire reçue par unité de surface toujours maintenue perpendiculairement (ou en position normale) par rapport aux rayons du soleil qui arrivent en ligne droite du soleil dans sa position actuelle dans le ciel. 31 L’IGH est la quantité totale de rayonnement solaire à ondes courtes reçue depuis le haut par une surface horizontale par rapport au sol. 42 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 4 : La ressource solaire 43 fraîche a un facteur d’albédo de 0,26, qui diminue précision et de coût. Les deux principales catégories de d’onde (par exemple, dans la longue longueur d’onde spatialement continus, tels que ceux présentés à la Figure à un minimum d’environ 0,15 lorsqu’elle est sèche. technologie sont les suivantes : de l’infrarouge) ne peuvent pas être mesurées avec 12 et la Figure 13. L’asphalte a une valeur comprise entre 0,09 et 0,15, ou précision, ce qui entraîne une incertitude de mesure • Pyranomètres thermiques : Il s’agit généralement 0,18 si elle est mouillée. La neige fraîche a un albédo plus élevée des valeurs agrégées quotidiennes de Des efforts sont en cours pour améliorer la précision des d’une surface absorbante consistant en une plaque de l’ordre de 0,8, ce qui signifie que 80 pour cent du l’ordre de ± 5 pour cent par rapport aux pyranomètres données satellitaires. Cela peut consister à utiliser des de métal noir positionnée au-dessous de deux dômes rayonnement est réfléchie. thermiques. techniques plus avancées afin de mieux cartographier les hémisphériques en verre dans un boîtier de métal nuages, en particulier dans les zones de hautes montagnes, blanc. L’ensoleillement réchauffe la plaque de métal Chaque type de capteur est soumis au vieillissement, et 4.3 ÉVALUATION DE LA RESSOURCE SOLAIRE les zones côtières, et les surfaces fortement réflectives, noir en proportion de son intensité. Le degré de la précision diminue avec le temps. Par conséquent, il est comme les plaines de sel et les régions enneigées. Des Des valeurs annuelles moyennes à long terme de l’IGH réchauffement par rapport au boîtier métallique peut important de les recalibrer au
moins tous les deux ans. On améliorations substantielles peuvent également être et de l’IND peuvent être obtenues pour un site par être mesuré à l’aide d’un thermocouple. Des mesures peut s’attendre à ce que l’irradiation annuelle IGH solaire observées dans l’amélioration des modèles atmosphériques interpolation des mesures relevées par les stations de de haute précision d’irradiation globale peuvent être fournie par des capteurs au sol bien entretenus puisse et des données d’entrée, tels que les aérosols et la vapeur mesure au sol à proximité ou par des modèles solaires réalisées avec un nettoyage et recalibrage régulier. être mesurée avec une précision relative de ± 3 pour cent d’eau. La meilleure résolution spatiale et temporelle des qui utilisent données satellitaires, atmosphériques et En outre, l’irradiation diffuse peut être mesurée si un à ± 5 pour cent, en fonction de la catégorie du capteur, bases de données d’entrée sur l’atmosphère contribue météorologiques. Dans l’idéal, des séries de valeurs disque d’ombrage tournant est utilisé pour bloquer le de la localisation du site, du calibrage et de l’entretien. à améliorer la cartographie de la poussière générée horaires de l’IGH et de l’IDH sont utilisées pour le rayonnement en faisceau voyageant directement depuis L’entretien est très important car des capteurs sales ou mal localement, de la fumée issue de combustion de biomasse développement du projet PV. Des données représentant le soleil. Un exemple de pyranomètre est présenté calibrés peuvent facilement obtenir des données manquant et de la pollution d’origine anthropique. Les effets des une période d’au moins dix années consécutives sont dans la Figure 11. L’incertitude théorique des valeurs de fiabilité. caractéristiques du terrain (élévation et effets d’ombrage) souhaitables pour tenir compte des variations climatiques. agrégées quotidiennes mesurées par les pyranomètres sont également mieux pris en considération par les Toutefois, une aussi vaste fourchette de données (en fonction de la catégorie de précision) est de l’ordre La Section 7.7.2 propose des normes de qualité pour la nouvelles approches. historiques n’est pas toujours disponible, en particulier de ± 2 pour cent à ± 8 pour cent. Les pyranomètres surveillance de l’ensoleillement des centrales PV de grande dans les stations de mesures terrestres. Les sources de thermiques ont un temps de réponse relativement lent ampleur pour permettre aux promoteurs d’utiliser un et peuvent ne pas être en mesure de saisir des niveaux 4.3.3 ADAPTATION AU SITE DES DONNÉES ISSUES DES données satellitaires sont donc souvent acceptables. équipement qui sera acceptable pour les investisseurs et les RESSOURCES SATELLITAIRES d’éclairement énergétique variant rapidement en raison institutions financières. Les données par étapes de temps horaires ou sous-horaires de la présence de nuages. Pour les lieux dotés d’une faible densité de stations sont privilégiées. Des techniques statistiques peuvent être • Capteurs en silicium : En règle générale, ceux-ci sont 4.3.2 DONNÉES SATELLITAIRES météorologiques, et qui comptent sur les données utilisées pour convertir les valeurs moyennes mensuelles moins chers que pyranomètres et se composent d’une satellitaires, la surveillance de la ressource solaire du site en valeurs horaires simulées si celles-ci ne sont pas Les données satellitaires offrent une large couverture peut être envisagée lors de l’étape de faisabilité du projet. cellule PV, souvent en silicium cristallin (c-Si). Le immédiatement disponibles. géographique et peuvent être obtenues de manière La mesure à court terme de la ressource du site peut être courant délivré
est proportionnel à l’ensoleillement. La rétrospective pour les périodes historiques au cours utilisée pour adapter (calibrer) des séries temporelles de compensation de température peut être utilisée pour Les stations de mesure de la ressource solaire au sol desquelles aucune mesure au sol n’était relevée. Cela données chronologiques à long terme. Cette adaptation au augmenter la précision, mais
sa portée est limitée par sont très inégalement réparties dans le monde entier. s’avère particulièrement utile pour évaluer des séries site des données satellitaires réduit la polarisation (écart la sensibilité spectrale de la cellule. Certaines longueurs Les pays disposent de normes différentes en termes de temporaires horaires ou sous-horaires ou des moyennes systématique) et la déviation aléatoire des valeurs horaires ou calibration, de procédures de maintenance et de périodes à long terme agrégées.
Une combinaison de méthodes sous-horaires. En général, les données des mesures effectuées de mesure historiques. En outre, à mesure que la distance analytiques, numériques et empiriques peut permettre sur un minimum de neuf mois peuvent être utilisées pour à une station de mesure solaire augmente, l’incertitude d’obtenir des données à 15 minutes ou à 30 minutes, avec réduire le biais existant, et améliorer l’estimation de la Figure 11 : Pyranomètre mesurant l’image d’IGH une résolution spatiale nominale pouvant aller jusqu’à 90 des valeurs interpolées d’irradiation augmente. D’autre moyenne à long terme. Les meilleurs résultats sont toutefois part, le développement de modèles solaires utilisant des m x 90 m, en fonction de la région et du satellite. obtenus en procédant à une surveillance pour un minimum données satellite a progressé à mesure que la précision de de 12 mois afin de mieux saisir les variations saisonnières. ces données augmente. La distance précise à laquelle les Un avantage d’une évaluation des ressources satellitaires données satellitaires deviennent préférables aux données est que les données ne sont pas sensibles aux discontinuités 4.3.4 VARIABILITÉ DU RAYONNEMENT SOLAIRE interpolées à partir de capteurs au sol dépend de chaque de maintenance et d’étalonnage. Les variations cas individuel. Les mérites relatifs des mesures terrestres et radiométriques et géométriques des capteurs des satellites La ressource solaire est par nature intermittente : sur une des données satellitaires sont discutés ci-dessous. peuvent être contrôlées et corrigées. Le même capteur année donnée, l’irradiation globale annuelle totale sur est utilisé pour évaluer différents lieux sur une large un plan horizontal varie par rapport à la moyenne à long zone pendant de nombreuses années. Cela peut être terme en raison de fluctuations météorologiques. Même si 4.3.1 MESURES TERRESTRES particulièrement utile pour comparer et classer les sites le propriétaire d’une centrale PV ne peut pas savoir à quel L’approche traditionnelle de la mesure de la ressource car les erreurs de polarisation sont cohérentes. Des cartes rendement énergétique s’attendre dans une année donnée, solaire consiste à utiliser des capteurs solaires au sol. Une du rayonnement solaire de l’IGH, de l’IDH (ou de l’IND) il est possible d’avoir une bonne idée du rendement variété de capteurs de mesure du rayonnement global et mensuel à une résolution spatiale d’environ 4 km sont attendu en moyenne sur le long terme. diffus est disponible chez un certain nombre de fabricants aujourd’hui un standard pour la production de séries NREL différents, associés à différentes implications en termes de temporelles historiques sur le long terme et d’atlas solaires 44 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 4 : La ressource solaire 45 Pour aider les prêteurs à comprendre les risques et Tableau 4 : Variation interannuelle de l’irradiation globale effectuer une analyse de sensibilité, il est important de horizontale calculée à partir de la base de donnée SolarGIS Figure 12 : Somme annuelle de l’IGH, moyenne 1994-2010 quantifier les limites de la variabilité année par année, Nombre d’années Coefficient ou « variation interannuelle ». Habituellement, dix Localisation de données de variation ans de mesures au sol ou de données satellitaires sont New Delhi 15 3,4 % souhaitables, même si une évaluation de la variation Mumbai 15 3,4 % interannuelle peut parfois être obtenue avec une confiance Chennai 15 2,5 % raisonnable en utilisant un ensemble de données couvrant une période historique plus courte. Des articles de recherche montrent que pour le Sud de l’Europe33 (notamment l’Espagne), le coefficient de variation (écart type divisé par la moyenne34) est inférieure à 4 pour cent. Le Tableau 4 montre le coefficient de variation pour trois En Europe centrale, il peut être supérieur à 12 pour cent. emplacements en Inde obtenu à partir de données fournies est inférieure à 4 pour cent. En Europe centrale, il peut par SolarGIS. être supérieur à 12 pour cent. La figure 14 montre comment la variabilité interannuelle varie en fonction de la localisation du site pour l’Europe, l’Afrique du Nord et au Moyen-Orient. 33 M. Suri, T. Huld, E.D. Dunlop, M. Albuisson, M. Lefevre & L. Wald, « Uncertainties in photovoltaic electricity yield prediction from fluctuation 4.3.5 SOURCES DE DONNÉES SUR LA RESSOURCE of solar radiation », Débats de la 22e Conférence européenne sur l’énergie SOLAIRE solaire photovoltaïque. Milan, Italie, 3 au 7 septembre 2007 (consulté en juillet 2014). Il existe une variété d’ensembles de données de ressources 34 Le coefficient de variation est une mesure normalisée sans dimension de la solaires différents disponibles avec divers niveaux de dispersion d’une distribution de probabilité. Elle permet la comparaison des Source: Image reproduite avec la permission de Geomodel Solar http://geomodelsolar.eu/ précisions, résolutions, périodes historiques et couvertures différents flux de données en faisant varier les valeurs moyennes. Figure 13 : Part annuelle de l’IHD par rapport à l’IGH, moyenne 1994-2010 Figure 14 : Variabilité interannuelle de l’IHD (déviation standard relative) 1994-2010 Source: Image reproduite avec la permission de Geomodel Solar htt://geomodelsolar.eu/ Source: Image reproduite avec la permission de Geomodel Solar http://geomodelsolar.eu/ 46 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 4 : La ressource solaire 47 géographiques. Les ensembles de données font soit appel à sophistiquées dans leur analyse de la ressource solaire. • Comparant différentes sources de données, évaluant Cette analyse nécessite un degré considérable d’expérience des mesures au sol dans les stations météorologiques bien Leurs exigences s’orientent vers l’analyse de multiples leur incertitude et sélectionnant judicieusement les et de compréhension technique des propriétés statistiques de contrôlées, soit utilisent des données satellitaires traitées. Le ensembles de données, le renvoi à des valeurs obtenues données les plus appropriées pour l’emplacement du chaque ensemble de données. Des conseillers techniques sont tableau 5 résume quelques-uns des ensembles de données à partir de données satellitaires haute résolution et une site. disponibles pour effectuer cette tâche. plus applicables à l’échelle mondiale. Des informations analyse de l’incertitude robuste. • Evaluant la variation interannuelle de la ressource supplémentaires sur l’ensemble de données disponibles pour solaire afin de quantifier l’incertitude dans les revenus un pays ou une région spécifique peuvent être obtenues en Dans un marché concurrentiel, les institutions financières pour une année donnée. ligne.35 ont tendance à donner de meilleures conditions de financement pour les projets présentant le risque de retour Dans le financement de projets d’énergie solaire, les le plus faible. Un élément important de l’évaluation institutions financières se montrent de plus en plus des risques est la confiance qui peut être placée dans la Encadré 2 : Étude de cas sur la ressource solaire pour une centrale en Inde ressource solaire à l’emplacement du site. Les promoteurs Il existe une variété de sources de données d’irradiation solaire possibles accessibles à des fins d’estimation de l’irradiation des sites solaires PV peuvent réduire le risque perçu de la ressource solaire à long potentiels en Inde. Les sources de données sur le rayonnement solaire en Inde sont de qualité variable. Une comparaison et une sélection judicieuse 35 Programme des Nations Unies pour l’environnement, « Solar Dataset », http:// terme en : des sources de données par des spécialistes de l’évaluation de la ressource solaire sont recommandées lors de l’élaboration d’un projet. www.unep. org/climatechange/mitigation/renewableenergy/SolarDataset/ tabid/52005/Default.aspx (consulté en juillet 2014). †† Les données du service météorologique indien sur 23 stations sur le terrain du réseau de rayonnement mesurées de 1986 à 2000. †† Projet SolMap, des données mesurées dans environ 115 stations de mesure solaire dans toute l’Inde.a †† Ensemble de données sur la Météorologie de surface et l’Énergie solaire de la NASA. En raison de l’écart important par rapport à d’autres bases Tableau 5 : Données sur la ressource solaire de données, et bien sûr de la résolution spatiale, il n’est pas conseillé d’appliquer cette base de données aux projets d’énergie solaire en Inde. Les Source des données Type Description données peuvent fournir des indications sur la variabilité interannuelle. †† La base de données climatologiques mondiale et générateur météorologique synthétique METEONORM. Cette base de données présente des SolarGIS [1] Satellitaires Des données sur les ressources solaires sont disponibles pour les latitudes comprises entre limites dans les régions qui ont une faible disponibilité de stations de mesure solaire au sol historiques, comme par exemple en Inde. commerciales 60° Nord et 50° Sud à une résolution spatiale de 250 m. Les paramètres des ressources †† Des produits géospatiaux de données solaires satellitaires du National Renewable Energy Laboratory (NREL, laboratoire national des énergies solaires sont calculés à partir de données satellitaires, de données atmosphériques et de renouvelables) basé aux Etats-Unis. Les mesures de l’IND et de l’IGI annuelles moyennes, la latitude d’inclinaison, et des données diffuses sont modèles numériques de terrain. Des données sur les ressources solaires sont disponibles à disponibles à une résolution de 40 km pour l’Asie de l’Est et du Sud et à une résolution de 10 km pour l’Inde. 
 partir des années 1994, 1999, ou 2006 (selon la région) jusqu’à l’heure actuelle et disposent †† Des bases de données commerciales. SolarGIS dispose d’une couverture historique de plus de 15 ans à une résolution spatiale de 3 km et une d’une résolution temporelle allant jusqu’à 15 minutes. La base de données a été largement résolution temporelle de 30 minutes. La base de données est mise à jour quotidiennement et a été validée sur l’Inde.b validée dans plus de 180 sites dans le monde. Afin de participer au financement, le promoteur de la centrale de 5 MW dans le Tamil Nadu a commandé une évaluation de la ressource solaire 3Tier [2] Satellitaires L’ensemble de données dispose d’une couverture mondiale comprise entre 48° S et 60° N élémentaire. Cependant, une seule source de données fut utilisée et aucune évaluation de la variabilité interannuelle de la ressource ne fut réalisée. commerciales avec des cartes spatiales et des séries horaires de rayonnement à une résolution Aucune analyse ne fut non plus fournie sur la période historique sur laquelle les données se basaient. La localisation de la centrale de 5 MW dans le spatiale d’environ 3 km (2 minutes d’arc). Selon la localisation, les données sont disponibles Tamil Nadu se trouvait à plus de 200 km de la station météorologique la plus proche. Les données interpolées à partir de ces stations météorologiques à compter de 1997, 1998, ou 1999 jusqu’à aujourd’hui. L’erreur de l’algorithme satellite est distantes se caractérisaient par un fort degré d’incertitude. basée sur la validation par rapport à 120 stations de référence à travers le monde avec un 
L’image ci-dessous compare les données obtenues sur le lieu du site auprès de trois sources de données. Il existe une incohérence significative entre ces écart-type d’irradiation globale horizontale de 5 pour cent. données. Une évaluation solide de la ressource solaire comparerait les sources de données, discuterait de leur incertitude et sélectionnerait les données HelioClim v4.0 [3] Satellitaires Proposent une résolution spatiale d’environ 4 km. La région couverte s’étend de -66° à 66° les plus susceptibles de représenter la ressource à long terme à l’emplacement du site. Une meilleure évaluation des ressources pourrait être réalisée en commerciales à la fois en latitude et longitude (principalement l’Europe, l’Afrique et le Moyen-Orient). Les achetant des données satellitaires commercialement disponibles à l’emplacement du site. données sont disponibles à partir de février 2004 et sont mises à jour quotidiennement. En cas d’incertitudes significatives au niveau des sources de données (ou dans le cas de centrales à grande puissance), une campagne de suivi des Meteornorm v7.0 [4] Commerciales Base de données interpolées sur la ressource solaire mondiale. Permet la production d’années données à court terme pourrait être envisagée. Un suivi à court terme (d’une durée pouvant aller jusqu’à un an dans l’idéal) pourrait être utilisé pour météorologiques typiques pour tout endroit sur terre. Elle comprend une base de données du calibrer les données satellitaires à long terme et augmenter la confiance dans l’estimation du rendement énergétique à long terme. rayonnement pour la période 1991-2010. Lorsqu’un site se trouve à plus de 10 km de la station de mesure la plus proche, une combinaison de mesures au sol et par satellite est utilisée. En outre, l’incertitude et les estimations P10/90 sont données. Ensemble de données Gratuites Données satellitaires mensuelles pour une grille de 1° x1° (égale à 100 km x 100 km à météorologiques de l’équateur) couvrant le monde entier pour une période de 22 ans (1983-2005). Les données surface et énergie peuvent être considérées comme raisonnables pour les études de préfaisabilité des projets solaire NASA [5] d’énergie solaire dans certaines régions. Toutefois, ces données ont une résolution spatiale faible. PVGIS – Classic [6] Gratuites La première base de données PVGIS pour l’Europe est basée sur une interpolation des mesures des stations au sol pour la période 1981-1990 (dix ans). PVGIS – ClimSAF [7] Gratuites Données satellitaires pour un total de 14 ans. De la première génération de satellites Meteosat, il existe des données de 1998 à 2005, et de la deuxième génération, les données vont de juin 2006 à décembre 2011. La résolution spatiale est de 1,5 minutes d’arc, soit environ 2,5 km directement au-dessous du satellite à 0° N. PVGIS – HelioClim [8] Gratuites Les données sont des valeurs mensuelles pour tout lieu en Afrique et dans certaines régions a L’organisation responsable étant le Centre for Wind Energy Technology (CWET), Chennai, Tamil Nadu, Inde. du Moyen-Orient. Les données sont issues de calculs par satellite. La résolution spatiale du b SolarGIS est disponible pour de nombreux pays dans le monde et a été classée comme la base de données la plus précise dans des études indépendantes. calcul initial est de 15 minutes d’arc, soit environ 28 km directement au-dessous du satellite (à l’équateur, 0° O). Les données couvrent la période 1985-2004. 48 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 4 : La ressource solaire 49 Liste de vérification pour l’évaluation de la ressource solaire La liste ci-dessous fournit les exigences de base pour toute évaluation de la ressource solaire. Elle est destinée à aider les promoteurs de centrales solaires PV au cours de la phase de développement d’un projet de PV, et à veiller à ce que l’analyse appropriée ait été effectuée afin de faciliter le financement.  Une variété de bases de données de ressources solaires a été consultée, avec au moins dix ans de données.  Des données obtenues par satellite ou des données interpolées à partir de mesures au sol ont été utilisées de manière appropriée.  L’adaptation du site (calibration) des données satellitaires a été utilisée, le cas échéant, pour réduire l’incertitude dans des emplacements loin de stations météorologiques.  Des algorithmes ont été utilisés pour convertir le rayonnement global horizontal en rayonnement sur le plan incliné des modules.  Une analyse robuste de l’incertitude a été réalisée. 50 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Estimation du rendement énergétique  5 5.1 APERÇU DE LA PRÉVISION DU RENDEMENT ÉNERGÉTIQUE Pour estimer avec précision Une étape importante de l’évaluation de la faisabilité d’un projet l’énergie produite par une et pour attirer des financements consiste à calculer l’énergie centrale PV, des informations électrique attendue de la centrale PV. La prévision du rendement énergétique fournit la base du calcul des revenus du projet. Le sur les conditions de la ressource but est de prédire la production annuelle d’énergie moyenne pour solaire et de la température la durée de vie de la centrale proposée, généralement de 25 à 30 ans. du site sont nécessaires, outre l’agencement et les spécifications La précision nécessaire à la prévision du rendement énergétique techniques des composants de dépend du stade de développement du projet. Par exemple, une indication provisoire du rendement énergétique peut être l’installation. effectuée en utilisant les données sur la ressource solaire et un coefficient de rendement (CR) estimé à partir des valeurs nominales observées dans les projets existants. Pour une prévision plus précise du rendement énergétique, un logiciel doit être utilisé en entrant les spécifications détaillées de chaque centrale, la modélisation en trois dimensions de l’agencement et le calcul détaillé des pertes d’ombrage avec simulation du pas de temps. Pour estimer avec précision l’énergie produite à partir d’une centrale électrique PV, des informations sur les conditions de la ressource solaire et de la température du site sont nécessaires, outre l’agencement et les spécifications techniques des composants de l’installation. Un logiciel sophistiqué est souvent utilisé pour modéliser l’interaction complexe de la température, du rayonnement, de l’ombrage et du refroidissement dû au vent sur les modules. Bien qu’un certain nombre de progiciels puissent prédire le rendement énergétique d’une centrale PV à un niveau de base, les financeurs exigent généralement une prévision du rendement énergétique réalisée par un expert technique approprié. En règle générale, la procédure pour prédire le rendement énergétique d’une centrale PV en utilisant un logiciel de simulation du pas de temps (horaire ou sous-horaire) impliquera les étapes suivantes : 1. L’obtention de données environnementales modélisées ou mesurées, telles que le rayonnement, la vitesse du vent et de la température, produites par des stations météorologiques au sol ou des satellites (ou une combinaison des deux). Il en 5: Estimation du rendement énergétique 51 résulte une série de temps d’ensoleillement « typique » une année typique. Cela permet d’obtenir une simulation Tableau 6 : Les pertes dans une centrale solaire PV sur un plan horizontal à l’emplacement du site ainsi détaillée de l’efficacité avec laquelle l’usine convertit le Perte Description que les conditions environnementales typiques. rayonnement solaire en courant alternatif et les pertes liées à la conversion. Bien qu’une partie de ces pertes puisse Pollution de l’air La ressource solaire peut être considérablement réduite dans certains endroits en raison de la pollution 2. Le calcul du rayonnement incident sur le plan du atmosphérique générée par l'industrie et l'agriculture. La pollution atmosphérique réduit le rayonnement solaire être calculée dans le logiciel de simulation, d’autres sont capteur incliné pour un pas de temps donné. 
 incident sur le module et réduit de ce fait la puissance de sortie. Ces pertes sont plus importantes dans les zones obtenues par l’extrapolation de données fournies par des urbaines et péri-urbaines, en particulier dans les pays plus récemment industrialisés. 3. La modélisation de la performance de la centrale à centrales PV similaires et l’analyse des conditions du site. Salissures Les pertes dues aux salissures (poussière et les excréments d’oiseaux) dépendent des conditions environnementales, différents ensoleillements et à différentes températures de la fréquence des précipitations, et de la stratégie de nettoyage telle que définie dans le contrat d’E&M. Cette perte pour calculer la prévision du rendement énergétique Il existe plusieurs logiciels de modélisation du solaire PV peut être relativement importante par rapport à d’autres facteurs de perte. Elle peut atteindre jusqu’à 15 pour centa dans chaque pas de temps. 
 disponibles sur le marché, qui sont des outils d’analyse par an et est potentiellement plus élevée dans les déserts, mais elle est généralement inférieure à 4 pour cent sauf en utiles pour les différentes phases de la vie d’un projet. Ces cas de salissures anormalement fortes ou de dépôts de neige sur les modules pendant de longues périodes de temps. 4. Appliquer les pertes en utilisant une connaissance logiciels sont entre autres PVSyst, PV*SOL, RETScreen, La perte due à la salissure devrait être plus faible pour les modules à angle d’inclinaison élevé, car les modules inclinés approfondie des caractéristiques des onduleurs, bénéficieront davantage de l’effet nettoyant de l’eau de pluie. Les systèmes de poursuite enregistrent généralement des Homer, Insel, Archelios et Polysun. Pour des évaluations modules PV et transformateurs, la configuration de pertes liées aux salissures similaires aux systèmes fixes. Cette perte pouvant avoir un impact important sur le CR, il est de rendement énergétique requis par les banques, PVSyst l’aménagement du site et des modules, le câblage CC recommandé de consulter un expert pour quantifier la perte liée aux salissures. est aujourd’hui l’un des logiciels les plus fréquemment et CA, les temps d’arrêt, les équipements auxiliaires et Ombrage Les pertes d’ombrage surviennent en raison de la présence de montagnes ou de bâtiments sur l’horizon lointain, du utilisés en Europe et dans d’autres parties du monde les caractéristiques de salissure. fait de l’ombrage mutuel entre les rangées de modules et de l’ombrage dû à des arbres, des bâtiments, des pylônes en raison de sa flexibilité et de sa capacité à modéliser ou des câbles aériens situés à proximité. Pour modéliser avec précision les pertes liées aux ombres projetées par 5. L’application de l’analyse statistique des données avec précision les centrales PV d’envergure et d’échelle des objets proches, il est recommandé de procéder à la représentation 3D de la centrale et des obstacles source sur la ressource et l’évaluation de l’incertitude des commerciale. d’ombrage, générée par le logiciel de modélisation. Cette perte peut potentiellement être très importante, il est donc valeurs d’entrée pour obtenir des niveaux d’incertitude important que la centrale soit modélisée avec précision. appropriés dans la prévision finale du rendement En fonction des caractéristiques spécifiques du site et de Ombrage électrique L’effet de l’ombrage partiel sur la production électrique de l’installation PV est non linéaire et est modélisé par le énergétique. la conception des installations, des pertes en rendement partitionnement des chaînes de modules. Les modules installés en configuration paysage et orientés vers l’équateur énergétique peuvent être causées par les facteurs décrits enregistrent généralement moins de pertes liées à l’ombrage électrique que les modules installés en configuration Une liste de vérification couvrant les principales exigences dans le Tableau 6. Les rapports de prévision du rendement portrait du fait de la connexion des diodes. De même, certains types de technologie en couches minces sont moins de l’évaluation du rendement énergétique a été incluse à la énergétique devraient examiner et (dans l’idéal) quantifier touchés que les modules PV cristallins. Les effets de l’ombrage électrique peuvent généralement être configurés dans fin de ce chapitre. le logiciel de modélisation. Ceux-ci seront quantifiés différemment en fonction de la configuration du module, de la chacune de ces pertes. technologie choisie et du type de système (à savoir de poursuite ou fixe). Les sections suivantes résument les principales étapes Angle d’incidence La perte provoquée par l’angle d’incidence correspond au rayonnement réfléchi par le panneau avant en verre lorsque 5.4 RÉSULTATS DE LA PRÉVISION DU la lumière qui vient le frapper n’est pas perpendiculaire. Pour les modules PV inclinés, ces pertes peuvent être être nécessaires pour le calcul de l’énergie électrique prévue RENDEMENT ÉNERGÉTIQUE plus importantes que les pertes subies par exemple par les systèmes de poursuite à axe double. d’une centrale solaire PV. Le rendement énergétique annuel prévu peut être exprimé Éclairement faible L’efficacité de conversion d’un module PV diminue généralement à de faibles intensités lumineuses. Cela entraîne une dans un intervalle de confiance donné. Une valeur de perte de la production du module par rapport aux conditions normales d’essai (STC) (1000 W/m2). Cette perte due 5.2 ENSOLEILLEMENT SUR LE PLAN DU MODULE au faible éclairement dépend des caractéristiques du module et de l’intensité du rayonnement incident. La plupart des P90 est la prévision annuelle du rendement énergétique fabricants de modules seront en mesure de fournir des informations sur les pertes dues au faible éclairement de leurs Pour prédire la ressource solaire au cours de la durée de qui sera dépassé avec une probabilité de 90 pour cent ; modules. Toutefois, lorsque cela est possible, il est préférable d’obtenir ces données auprès d’instituts de contrôle vie d’un projet, il est nécessaire d’analyser les données P75 est la prévision du rendement qui sera dépassé avec indépendants. historiques du site. Ces informations sont généralement une probabilité de 75 pour cent ; et P50 est la prévision Température du Les caractéristiques d’un module PV sont déterminées dans les conditions normales de température de 25 ° C. À données pour un plan horizontal. L’hypothèse est qu’à du rendement qui sera dépassé avec une probabilité de module chaque augmentation de un degré de la température (en degrés Celsius) au-delà de cette norme, l’efficacité des l’avenir, la ressource solaire suivra les mêmes tendances 50 pour cent. Des rapports du rendement énergétique modules en silicium cristallin diminue, généralement de l’ordre de 0,5 pour cent. À des températures ambiantes que les valeurs historiques. Les données historiques de bonne qualité « bancable » produiront des valeurs élevées sous forte irradiation, les températures des modules peuvent augmenter sensiblement. Le vent peut apporter peuvent être obtenues à partir de mesures terrestres ou de prévision du rendement énergétique de P50 et P90 au un certain effet de refroidissement, qui peut également être modélisé. de données satellitaires, tel que décrit à la Section 4.3. minimum. Qualité du module La plupart des modules PV ne correspondent pas exactement aux spécifications nominales du fabricant. Les modules Les données en pas de temps horaires ou sous-horaires sont vendus avec une puissance de crête nominale et une garantie de puissance réelle dans une plage de tolérance sont privilégiées. Des techniques statistiques peuvent être Les projets disposent généralement d’une structure de donnée. La perte de qualité du module quantifie l’impact sur le rendement énergétique associé à des divergences utilisées pour convertir les valeurs moyennes mensuelles en financement les obligeant à rembourser la dette une fois dans les caractéristiques réelles des modules par rapport aux spécifications. Typiquement, la puissance de sortie du module aux STC est supérieure à la puissance nominale indiquée dans les fiches techniques. En tant que tel, un valeurs horaires simulées si celles-ci ne sont pas aisément ou deux fois par an. L’incertitude de la ressource d’une facteur de qualité positif peut être appliqué au rendement énergétique. disponibles. année sur l’autre est donc prise en compte en exprimant une « année P90 ». « Dix années P90 » inclut l’incertitude Déséquilibre des Les pertes dues à un « déséquilibre » sont liées au fait que les véritables modules d’une chaîne ne présentent pas tous modules rigoureusement les mêmes profils de courant/tension ; il existe une variation statistique entre les modules, qui donne 5.3 MODÉLISATION DES PERFORMANCES au niveau de la ressource, puisque celle-ci varie sur lieu à une perte de puissance. Cette perte est directement liée à la tolérance de puissance des modules. une période de dix ans. L’exigence précise dépendra de Un logiciel de simulation sophistiqué est utilisé pour la structure financière de la centrale spécifique et des prédire la performance d’une centrale PV en pas de (Suite) exigences de l’institution financière. temps pour un ensemble de conditions rencontrées sur a S. Canada, « Impacts of Soiling on Utility-Scale PV System Performance », numéro 6.3, avril/mai 2013, http://solarprofessional.com/articles/operations-maintenance/ impacts-of-soiling-on-utility- scale-pv-system-performance (consulté en avril 2014). 52 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 5 : Estimation du rendement énergétique 53 Tableau 6 : Les pertes dans une centrale solaire PV (Suite) 5.5 INCERTITUDE DANS LA PRÉVISION DU 5 pour cent à 8 pour cent ou plus peut être prévue, en RENDEMENT ÉNERGÉTIQUE fonction de la région. Perte Description Dégradation La performance d’un module PV diminue avec le temps (voir Section 3.3.5). Si aucun test indépendant n’est mené L’incertitude d’un logiciel de simulation de rendement L’incertitude dans d’autres entrées de modélisation sur les modules utilisés, alors un taux de dégradation générique peut être appliqué en fonction de la technologie du énergétique dépend de chaque étape de la modélisation comprennent des estimations du temps d’arrêt, module. Alternativement, un taux de dégradation maximale conforme à la garantie de la performance du module et de l’incertitude des variables d’entrée. Le logiciel de peut être considéré comme une estimation prudente. l’estimation de la salissure, l’incertitude dans la variation modélisation lui-même peut introduire une incertitude de interannuelle de la ressource solaire et des erreurs Performance de Les onduleurs convertissent le courant continu en courant alternatif avec une efficacité qui varie selon la charge 2 à 3 pour cent. dues aux spécifications des modules ne définissant pas l’onduleur de l’onduleur. Les fabricants sont généralement en mesure de fournir le profil d’efficacité d’un onduleur à basse, moyenne et haute tension ; en saisissant ces derniers dans le logiciel de modélisation vous obtiendrez des pertes précisément les caractéristiques réelles des modules. L’incertitude quant aux valeurs d’ensoleillement d’onduleur d’une plus grande précision. quotidiennes agrégées mesurée par des pyranomètres au Le rendement énergétique dépend linéairement, en Suivi du MPP Les onduleurs recherchent constamment le point de fonctionnement optimal (MPP) du générateur en faisant sol (en fonction de la classe de précision) est de l’ordre de passer la tension de l’onduleur à la tension MPP. Différents onduleurs effectueront cette opération avec différentes première approximation, de l’ensoleillement sur le plan du ± 2 pour cent à ± 8 pour cent. Cela représente la limite efficacités. générateur. Par conséquent, l’incertitude dans les données supérieure de précision des données sur les ressources de la ressource a une forte incidence sur l’incertitude dans Réduction de la Les pertes de rendement peuvent survenir en raison de vents violents mettant en œuvre le mode de rangement du obtenues par les stations météorologiques. Cependant, poursuite suivi des systèmes, de sorte que les modules PV ne sont pas au mieux orientés. la prévision du rendement. Des chiffres de l’incertitude dans de nombreux cas, la présence d’un pyranomètre au d’environ 8 pour cent à 10 pour cent peuvent être Performance des Les pertes dans les transformateurs sont généralement quantifiées en termes de pertes en fer et pertes résistives/ sol sur le lieu du projet au cours des années précédentes transformateurs inductives, qui peuvent être calculées sur la base des pertes à vide et à pleine charge du transformateur. attendus, en fonction de la région. Un bon rapport est peu probable.
Si tel est le cas, les données de ressources sur le rendement énergétique permettra de quantifier Pertes dans les câbles La résistance électrique dans le câble entre les modules et les bornes d’entrée de l’onduleur donnent lieu à des pertes solaires auront probablement été obtenues par satellites l’incertitude pour l’emplacement précis du site. CC ohmiques (I2R)b. Ces pertes augmentent avec la température. Si le câble est correctement dimensionné, cette perte ou par interpolation tel que décrit à la section 4.3. Cela doit être inférieure à 3 pour cent par an. augmentera l’incertitude des données sur la ressource, en La Figure 15 représente les incertitudes combinées Pertes dans les câbles Les pertes de câbles CA sont les pertes ohmiques dans le câblage CA. Cela inclut tous les câbles situés après l’onduleur fonction de la qualité des données utilisées. En général, CA jusqu’au point de mesure. Ces pertes sont généralement inférieures aux pertes de câbles CC et sont généralement typiques de la prévision du rendement pour une centrale une incertitude des données de ressource de l’ordre de moindres pour les systèmes utilisant des onduleurs centraux. PV. La ligne en pointillés bleus représente le rendement Puissance auxiliaire Une puissance peut être nécessaire pour alimenter l’équipement électrique de la centrale. Cela peut inclure les systèmes de sécurité, les moteurs de poursuite, l’équipement de surveillance et l’éclairage. Les centrales disposant d’une configuration en chaîne d’onduleurs subiront généralement des pertes auxiliaires plus réduites que les Figure 15 :Incertitude de la prévision du rendement énergétique configurations en onduleurs centraux. Il est généralement recommandé de mesurer ce besoin en puissance auxiliaire séparément. En outre, il convient de veiller à la façon de quantifier à la fois les pertes auxiliaires la journée et la nuit. Temps d’arrêt Les temps d’arrêt sont des périodes au cours desquelles la centrale ne produit pas en raison d’une panne. Les 12.0 Rendement énergétique CC (GWh/an) périodes d’indisponibilité dépendront de la qualité des composants de l’installation, de la conception, des conditions 11.5 environnementales, du temps de réponse pour le diagnostic, et du temps de réponse pour la réparation. Disponibilité et La capacité d’une installation photovoltaïque à exporter la puissance produite dépend de la disponibilité du réseau 11.0 perturbation du réseau de distribution ou de transmission. Le propriétaire de l’installation photovoltaïque compte sur l’opérateur du réseau 10.5 de distribution pour maintenir le service à des niveaux de disponibilité élevés. Sauf quand des informations détaillées sont disponibles, cette perte est généralement basé sur l’hypothèse que le réseau local ne sera pas opérationnel 10.0 pour un nombre donné d’heures/jours dans une année, et que cela se produira pendant les périodes de production moyenne. 9.5 Pertes liées à la Une charge excessive de l'équipement de réseau de transmission ou de distribution local, tels que les lignes aériennes 9.0 conformité au réseau ou les transformateurs de puissance, peut provoquer l’instabilité du réseau. Dans ce cas, la tension et la fréquence du réseau peuvent sortir des limites de fonctionnement de l'onduleur et peuvent entraîner des temps d’arrêt de la 8.5 centrale. Dans les réseaux régionaux les moins développés, le risque de temps d'arrêt causé par l’instabilité du réseau peut avoir de graves répercussions sur l’économie du projet. 8.0 b La perte ohmique est la chute de tension aux bornes de la cellule pendant le passage du courant en raison de la résistance interne de la cellule. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Nombre d’années d’exploitation P50 Incertitude dans le rendement énergétique en raison des variations interannuelles de la ressource solaire Incertitude combinée due aux variations interannuelles de la ressource solaire du site et à la prévision du rendement énergétique 54 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 5 : Estimation du rendement énergétique 55 Encadré 3 : Étude de cas sur la prévision du rendement énergétique en Inde Liste de vérification sur l’évaluation du rendement énergétique Le promoteur d’une centrale de 5 MW dans le Tamil Nadu, en Inde, avait besoin d’une prévision du rendement énergétique solaire pour confirmer la faisabilité du projet et évaluer les recettes probables. Dans ce cas, le promoteur n’avait pas conscience ou n’avait pas pris en La liste suivante comprend les exigences et procédures de base considération un certain nombre de pertes supplémentaires, et n’avait pas calculé la prévision du rendement à long terme sur la durée du pour l’évaluation du rendement énergétique. Elle est destinée projet avec l’analyse d’incertitude. Ces deux éléments auraient été essentiels pour les financeurs potentiels du projet. à aider les promoteurs de centrales solaires PV au cours de la phase de développement d’un projet PV. Le développeur a obtenu des données mondiales d’irradiation horizontale pour l’emplacement du site. Un logiciel commercialement disponible a été utilisé pour simuler les interactions complexes entre la température et l’éclairement ayant une incidence sur le rendement  Une variété d’ensembles de données sur la ressource solaire énergétique. Ce logiciel a saisi les spécifications de la centrale, et modélisé la production à un pas de temps horaire pour une année typique. judicieusement sélectionnées est consultée. Les pertes et les gains ont été calculés dans le logiciel. Ceux-ci comprennent : †† Les gains associés à l’inclinaison du module à 10 °. 
  Le profil de production horaire a été obtenu ou produit synthétiquement. †† Les pertes en courant alternatif. Les pertes de réflexion (3,3 pour cent). 
 †† Les pertes dues à une efficacité de module inférieure à des niveaux d’éclairement faible (4,2 pour cent).  Les informations de base sur la conception de la centrale sont détaillées (capacité de la centrale, angles d’inclinaison †† Les pertes dues à des températures supérieures à 25 °C (6 pour cent). 
 et d’ombrage, orientation, nombre de modules par chaîne, †† Les pertes associées aux salissures (1,1 pour cent). 
 nombre total de modules et onduleurs). †† Les pertes dues aux modules s’écartant de leur puissance nominale (3,3 pour cent).  Les fiches techniques du module, de l’onduleur et du †† Les pertes par déséquilibre (2,2 pour cent). 
 transformateur sont disponibles. †† Les pertes ohmiques dans le câblage CA (1,8 pour cent). 
  Le modèle d'ombrage en 3D est généré en utilisant un †† Les pertes de l’onduleur (3,6 pour cent). logiciel de modélisation. Le logiciel a produit une somme annuelle d’énergie électrique attendue à la sortie de l’onduleur dans la première année de fonctionnement.  Les obstacles sur la ligne d’horizon et situés à proximité, qui Bien qu’il s’agisse d’un chiffre indicatif utile, une meilleure prévision du rendement énergétique devrait également tenir compte de : font de l’ombre sont détaillés et appliqués au modèle 3D. †† Les pertes d’ombrage entre les rangées (par la création d’un modèle 3D). 
  Les pertes dans les câbles CC et CA sont calculées. †† L’ombrage porté par les objets présents sur la ligne d’horizon, le cas échéant. 
 †† L’ombre portée par des obstacles situés à proximité, notamment les poteaux, les salles de contrôle et l’équipement du poste de  Les pertes liées aux salissures sont évaluées sur la base du profil des précipitations, des conditions environnementales manœuvre. et du calendrier de nettoyage. †† Les temps d’arrêt et de disponibilité du réseau. 
 †† La dégradation des modules et des composants de l’installation au cours de la durée de vie de la centrale.  Les pertes auxiliaires sont décomposées et évaluées. Cette analyse a modélisé le rendement énergétique sur une année, mais une analyse sur la durée de vie est généralement requise. Afin  Les pertes de disponibilité sont évaluées à partir de la de montrer clairement les résultats attendus au cours de la durée de vie de la centrale et d’évaluer la confiance dans les prévisions du disponibilité du réseau et de la centrale. rendement énergétique, il est nécessaire d’analyser le niveau de certitude dans les données et les processus utilisés pour cette analyse, et  Les caractéristiques essentielles du module sont disponibles notamment : (dégradation, performance dans des conditions de faible †† Le niveau de précision des données sur la ressource solaire utilisées. éclairage, tolérance, coefficient de température). †† La fiabilité/précision de processus de modélisation. 
  Les caractéristiques essentielles de l’onduleur sont †† La variation interannuelle de la ressource solaire. disponibles (notamment la capacité MPPT et le profil d’efficacité aux trois tensions). La prévision du rendement énergétique de la centrale de 5 MW a été fournie en valeur P50 pour la première année (le rendement qui sera dépassé avec une probabilité de 50 pour cent la première année), à l’exclusion de la dégradation. Un investisseur recherchera généralement  Les pertes de rendement énergétique globales sont un niveau de confiance plus élevé dans la prévision du rendement énergétique, généralement exprimée en valeur P90, ou la prévision calculées. annuelle du rendement énergétique qui sera dépassée avec une probabilité de 90 pour cent.  Le P50 est calculé tous les mois et pour la durée du projet.  Le CR est calculé mensuellement et pour la durée du projet.  Le rendement spécifique est calculé pour l'année 1 de l’exploitation. P50 prédit. Les lignes vertes représentent l’incertitude combinée avec l’incertitude dans la prévision du du rendement énergétique en raison de la variabilité rendement. L’incertitude totale diminue avec la durée de  La variation interannuelle est obtenue. interannuelle de la ressource solaire. Les lignes rouges vie de l’installation PV. La limite inférieure sur le graphe pleines représentent l’incertitude totale du rendement correspond à P90 et la limite supérieure correspond à P10.  La mesure de l’incertitude de la ressource solaire est obtenue. énergétique lorsque la variabilité interannuelle est.  L’incertitude globale est évaluée.  Le P90 est calculé pour les années 1, 10 et 20. 56 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 5 : Estimation du rendement énergétique 57 6 • La désignation environnementale. Il est essentiel d’éviter l’ombrage, car même de petites zones d’ombre peuvent altérer de manière significative la Sélection du site • Les conditions géotechniques. sortie d’un module ou d’une chaîne de modules. La perte • Les risques géopolitiques. de production pourrait être supérieure à la prévision, ce qui sera indiqué par la simple évaluation de la proportion • L’accessibilité. des modules ombragés. • Le raccordement au réseau. Lors de l’évaluation de l’ombrage, il convient de se 6.1 PRÉSENTATION DE LA SÉLECTION DU SITE • La salissure du module. rappeler que le parcours du soleil dans le ciel change au fil En général, le processus de sélection du site doit tenir compte • La disponibilité de l’eau. des saisons. Un obstacle qui fournit ombrage significatif La sélection d’un site approprié des contraintes de chaque site et de l’impact que cela aura • Les motivations financières. à la mi-journée en décembre pourrait ne fournir aucun sur le coût de l’électricité produite. Les obstacles majeurs au est un élément crucial pour ombrage du tout à la mi-journée en juin. L’ombrage doit développement d’une centrale PV à grande échelle dans un le développement d’un projet Il peut être judicieux d’utiliser des outils cartographiques être évalué à l’aide du diagramme de trajectoire du soleil emplacement spécifique peuvent inclure des contraintes dues à SIG pour faciliter le processus de sélection d’un site afin complet de l’emplacement. d’énergie solaire PV viable. une ressource solaire faible, à la faible capacité du réseau ou une de représenter visuellement les contraintes, de permettre la à surface insuffisante pour installer les modules. Cependant, une prise en considération de multiples contraintes associées à 6.3.2 SURFACE ressource solaire faible pourrait être compensée par de fortes un site particulier, et de déterminer la superficie totale des La surface nécessaire par kWc de puissance installée varie incitations financières locales permettant de rendre un projet terres disponibles pour le développement. en fonction de la technologie choisie. La distance entre viable. Un exercice similaire s’applique aux autres contraintes. les rangées de modules (le pitch) nécessaire pour éviter Un outil cartographique de système d’information géographique Comme mentionné précédemment, les obstacles majeurs un ombrage important entre les rangées varie selon la (SIG) peut être utilisé pour faciliter le processus de sélection d’un au développement d’une centrale PV de grande envergure latitude du site. Les sites doivent être choisis avec une site, par l’évaluation de multiples contraintes et la détermination dans un emplacement spécifique peuvent inclure des surface suffisante pour permettre l’installation de la de la superficie totale de terrains adaptés disponibles pour le contraintes dues à une ressource solaire faible, à une faible capacité requise sans avoir à réduire le pitch à des niveaux développement d’un projet d’énergie solaire PV. capacité du réseau ou une à surface insuffisante pour entraînant une perte de rendement inacceptable. installer les modules. Cependant, ces contraintes peuvent La liste de contrôle figurant à la fin du chapitre énumère les parfois être compensées, par exemple par de fortes Par exemple, en fonction de la localisation du site exigences et procédures élémentaires nécessaires pour aider les incitations financières locales permettant de rendre un (latitude)
et du type de module PV choisi (efficacité), une promoteurs dans le processus de sélection d’un site. projet viable. Ces considérations s’appliquent également centrale PV bien conçue dotée d’une capacité de 1 MWc à d’autres contraintes, qui sont discutées plus en détail développée en Inde devrait nécessiter entre un et deux 6.2 CRITÈRES DE SÉLECTION DU SITE ci-dessous. hectares (terrain de 10 000 à 20 000 m2). Une centrale La sélection d’un site approprié est un élément crucial du utilisant des modules CdTe à couches minces, moins développement d’un projet solaire PV viable. Il n’existe pas de 6.3 CONTRAINTES ASSOCIÉES À LA SÉLECTION efficaces, peut nécessiter environ 40 pour cent à 50 pour règles claires pour la sélection du site. Des projets viables ont DU SITE cent plus de surface qu’une centrale utilisant des modules été développés dans des endroits pouvant sembler initialement polycristallins. Le Tableau 7 liste la surface approximative 6.3.1 LA RESSOURCE SOLAIRE requise pour des centrales dans cinq pays différents. peu probables, comme des pentes raides de montagnes, des parcs éoliens et sur des sites d’élimination de déchets. D’une Une IGI annuelle moyenne élevée est le facteur le plus manière générale, le procédé de sélection du site doit prendre élémentaire à prendre en considération pour l’élaboration 6.3.3 CLIMAT en compte les contraintes et l’impact que le site aura sur le coût d’un projet d’énergie solaire PV. Plus la ressource est Outre une bonne ressource solaire, le climat ne doit de l’électricité produite. Les principales contraintes devant être importante, plus le rendement énergétique par kWc pas souffrir d’extrêmes climatiques qui augmenteront évaluées incluent : installé est élevée. Lors de l’évaluation de l’IGI sur un site, le risque de dommages ou de temps d’arrêt. Les il convient de prendre soin de minimiser tout ombrage qui • La ressource solaire. 
 événements météorologiques qu’il convient de prendre en réduirait l’irradiation reçue. L’ombrage pourrait être dû considération sont les suivants : • La surface disponible. 
 à la présence de montagnes ou de bâtiments à l’horizon, à l’ombrage mutuel entre les rangées de modules, ou à • Les inondations : Peuvent endommager le matériel • Le climat local. 
 électrique monté sur ou à proximité du niveau du l’ombrage à proximité créé par des arbres, des bâtiments • La topographie. 
 ou des câbles aériens. Un soin particulier doit être sol. Risque également accru d’érosion de la structure consacré à l’examen de tout ombrage qui pourrait se de support et des fondations, selon les conditions • L’utilisation des terres. 
 géotechniques. produire du fait de futurs projets de construction ou de la • Les réglementations locales/politiques d’aménagement du croissance de la végétation. • Les vents forts : Le risque d’épisode de vent fort territoire ou de zonage. dépassant les spécifications de la centrale doit être 58 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 6 : Sélection du site 59 Tableau 7 : Surface requise pour une centrale électrique de la technologie. Par exemple, il serait préférable de compétents. Voir la Section 12 pour de plus amples 6.3.7 CONSIDÉRATIONS ENVIRONNEMENTALES solaire de grande envergure choisir des modules présentant un faible coefficient de informations sur la réglementation. ET SOCIALES Surface approximative température pour la production d’énergie. La plupart des régimes de réglementation exigent une Pays Technologie (ha/MWc)a Si le terrain est déjà utilisé à des fins agricoles, il peut être • Les polluants atmosphériques : La position du site par sorte d’étude d’impact environnemental (EIE) ou d’étude Afrique du c-Si 0,9 à 1,4 nécessaire de le reclasser en tant qu’« usage industriel », rapport à des sources de pollution locales de l’air doit d’impact environnemental et social (EIES), ou un Sud ce qui a des implications en matière de coûts et de temps. Chili 1,5 à 2,0 être prise en considération.
La pollution atmosphérique document portant sur l’environnement qui passe au crible Les meilleures localisations pour les instauations solaires Chili c-Si 1,0 à 1,5 industrielle locale peut réduire l’ensoleillement reçu ou toutes les questions importantes afin que les autorités sont génératlement des terrains utilises par le passé ou Inde 1,7 à 2,2 contenir des niveaux significatifs de soufre ou d’autres compétentes puissent déterminer si une évaluation des fiches industrielles, car on y trove souvent une source substances aéroportées potentiellement corrosives. complète est requise. Il peut cependant y avoir des pays Thaïlande c-Si 0,8 à 1,2 d’énergie préexistante à proximité. L’utilisation de terrains De même, la distance à la mer (littoral) doit être dans lesquels de telles exigences réglementaires n’existent CdTe 1,3 à 1,8 agricoles de qualité devrait être évitée si possible. Dans considérée, ceci pouvant entraîner de forts taux de sel pas. Dans les deux cas, le processus de sélection doit tenir certains cas, en raison de l’espacement entre les modules et Inde c-Si 1,0 à 1,5 dans l’atmosphère. Toutes ces conditions pourraient compte des critères environnementaux et sociaux clés de leur hauteur, il est possible d’y poursuivre une activité CdTe 1,6 à 2,0 conduire à la corrosion accélérée des composants non suivants : agricole telle que le pâturage de moutons. protégés. Les modules PV devant être utilisés dans des Indonésie c-Si 0,8 à 1,2 • La biodiversité : Il est essentiel d’éviter les habitats atmosphères très corrosives telles que les zones côtières CdTe 1,3 à 1,8 L’utilisation future des terres de la région doit également et les espèces sensibles ou critiques. La construction doivent être certifiés comme résistants à la corrosion au a La surface exacte variera en fonction de l’angle d’inclinaison et de la être prise en compte. Il est probable que la centrale et l’exploitation des sites de centrales solaires PV brouillard salin conformément à la norme CEI 61701. longueur de pas. opère pendant au moins 25 ans. En outre, des facteurs et des infrastructures auxiliaires (routes d’accès, Des informations supplémentaires sont fournies sur externes doivent également être pris en considération pour lignes de transmission) conduisent à la destruction l’impact de la pollution atmosphérique à la section 5.3. évaluer la probabilité de leur impact sur le rendement des habitats existants et perturbent la faune et la évalué. Les sites présentant un risque élevé de vents énergétique. Par exemple, la poussière provenant de flore. Les installations, y compris les infrastructures forts susceptibles de provoquer des dommages doivent 6.3.4 TOPOGRAPHIE projets de construction ou de la circulation de véhicules auxiliaires, devraient être situées loin des zones être évités. En cas de vent fort, les systèmes fixes ne Dans l’idéal, le site doit être situé sur une zone plane ou pourrait avoir un effet d’encrassement conséquent et donc écologiquement sensibles, comme les zones protégées s’arrêtent pas, mais les systèmes de poursuite doivent une légère pente orientée vers le sud dans l’hémisphère un impact sur le rendement énergétique de l’installation. et celles présentant une grande valeur sur le plan de s’arrêter. nord ou vers le nord dans l’hémisphère sud. Cette Tout arbre localisé sur le site du projet et sur les terres la biodiversité, comme les zones humides, les forêts • La neige : Les dépôts de neige sur les modules topographie rend l’installation plus simple et réduit le avoisinantes aura peut être besoin d’être enlevé, ce qui naturelles non perturbées et les grands corridors peuvent réduire de manière significative le rendement coût des modifications techniques nécessaires pour ajuster aurait des répercussions sur les coûts. fauniques. Dans l’idéal, les centrales solaires PV énergétique annuel si des mesures d’atténuation ne sont l’installation aux ondulations du terrain. Avec un coût devraient être construites sur des sites ouverts pas prévues. Si le site est sujet à des chutes de neige, et une complexité supplémentaires de l’installation, les Une autorisation de l’armée pourrait être nécessaire si le ou stériles (comme les déserts ou les zones semi- alors il convient de tenir compte de facteurs tels que la structures de support peuvent être conçues pour la plupart site se trouve à proximité d’une zone militaire sensible. désertiques) ou qui ont déjà été perturbés, comme charge supplémentaire sur les structures de support, la des localisations. En général, le coût du terrain doit L’éblouissement provoqué par les modules solaires peut des terres agricoles, des terrains industriels, des perte de production d’énergie et le coût supplémentaire être étudié par rapport au coût de la conception d’une affecter certaines activités militaires. terrains abandonnés ou des couloirs de transport et de associé à des spécifications plus strictes des modules ou structure de support et au temps d’installation. transmission existants. Les impacts sur la conservation à des structures de support plus évoluées. Le coût de 6.3.6 RÉGLEMENTATION LOCALE/POLITIQUE ou la protection de la biodiversité des sites désignés l’enlèvement de la neige doit être mesuré par rapport 6.3.5 UTILISATION DES TERRES D’UTILISATION DES TERRES devraient être évités autant que possible, en particulier à la perte de production et la probabilité de chutes de pour les sites d’importance nationale ou internationale. Dans l’idéal, les centrales solaires PV seront construites Toutes restrictions de planification associées à la zone neige supplémentaires. Les effets de la neige peuvent sur des terrains de faible valeur. Si le terrain n’est pas du développement doivent être prises en considération. • L’acquisition de terrains : Éviter ou minimiser les être atténués par une conception caractérisée par un déjà détenu par le promoteur, le coût de l’achat ou de la Celles-ci diffèrent d’un pays à l’autre, mais peuvent inclure déplacements forcés est une préoccupation majeure. angle d’inclinaison élevé et des modules sans cadre. La location doit être considéré. Le promoteur doit acheter le une réglementation relative au zonage de l’utilisation des L’installation de centrales solaires PV résulte en conception doit également assurer que le bord inférieur terrain ou les droits d’utilisation du terrain pour toute la terres ou des contraintes imposées à un type particulier de l’acquisition et la conversion de terrains sur le du module soit fixé à une hauteur supérieure au niveau durée du projet. La Section 8 (Permis et licences) fournit développement. Ces questions sont examinées plus loin long terme. Si un déplacement forcé (à savoir, le de neige moyen pour la région. Plus important encore, des informations supplémentaires sur ce point. Outre dans la section 8 (Permis et licences). déplacement physique ou économique de foyers) un site régulièrement enneigé pendant une longue l’accès au site, l’approvisionnement en eau, en électricité et est nécessaire, il peut compliquer et ralentir le période de temps pourrait ne pas être approprié au les droits de mise à niveau des routes d’accès doivent être Il est conseillé de contacter en premier lieu le ministère développement du projet et donner lieu à des retards développement d’une centrale solaire PV. pris en compte, ainsi que les impôts fonciers pertinents. concerné pour identifier toutes les restrictions spécifiques ultérieurs du projet dans son cycle de développement, • La température : Le rendement d’une centrale applicables à la zone en question. en particulier lorsque le régime foncier et les lois de électrique PV diminue lorsque la température Etant donné que l’autorisation du gouvernement sera propriété sont ténus et/ou qu’il existe un droit de augmente. Si un site caractérisé par de fortes nécessaire pour construire
une centrale solaire, il est propriété coutumier. Les sites qui nécessiteraient un températures est à l’étude, des mesures d’atténuation nécessaire d’évaluer le site conformément aux conditions déplacement physique (relocalisation des lieux de devraient être incluses dans la conception et la sélection locales imposées par les organismes de réglementation résidences) devraient être évités autant que possible ; le choix du site devrait en outre viser à éviter ou minimiser le déplacement économique (comme la perte 60 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 6 : Sélection du site 61 des terres agricoles, d’entreprises ou d’autres moyens • Le niveau de contaminants présents dans le sol pouvant actuelle du système. La capacité de la sous-station et de et accords fonciers doivent être planifiés à l’avance (voir de subsistance). exiger une attention particulière lors de la conception la ligne d’exportation doit être adaptée à la capacité de Encadré 4 au Chapitre 7, « Expérience sur le raccordement détaillée ou des mesures spéciales à entreprendre lors la centrale en cours de développement. Quand le réseau au réseau en Inde »). • Autres impacts sociaux : Éviter les impacts sur de la construction. ne dispose pas d’une capacité existante suffisante pour le patrimoine culturel,
les impacts visuels et sur permettre un raccordement, un certain nombre de 6.3.11 SALISSURES DU MODULE les peuples autochtones (PA) constitue une autre Selon la localisation du site, l’étude géotechnique solutions sont disponibles : préoccupation majeure. Outre les déplacements L’efficacité de l’installation solaire pourrait être peut également prévoir d’inclure une évaluation du forcés, les projets solaires PV et leurs infrastructures • Limiter la puissance maximale exportée dans les considérablement réduite si les modules sont recouverts de risque de l’activité sismique, de glissement de terrain, auxiliaires peut avoir un impact défavorable sur limites admissibles du réseau. particules/poussières. Il est important de tenir compte de d’affaissements de terrain, les activités minières ou le patrimoine culturel ou les PA, avoir des impacts la météo locale, de l’environnement, des facteurs humains d’extraction minière entreprises par le passé et de la visuels pour les communautés voisines et nécessiter • Mettre à niveau le réseau pour permettre une et de la faune afin de déterminer la pertinence d’un site sensibilité du sol au gel ou au mouvement vertical des l’établissement de camps d’hébergement de travailleurs, capacité d’exportation plus élevée. pour une installation solaire PV. Les critères à prendre en couches d’argile, de l’érosion et des inondations. impliquant un afflux d’étrangers dans une communauté considération devraient inclure : locale, avec les risques sociaux qui en découlent. • Réduire la capacité de la centrale proposée. Les sites doivent être sélectionnés de sorte à éviter la 6.3.9 RACCORDEMENT AU RÉSEAU • Les particules de poussière générées par la circulation, L’examen initial de la capacité du point de raccordement les activités de construction, les activités agricoles ou proximité de zones habitées, pour éviter d’affecter le Un raccordement au réseau d’une capacité suffisante est au réseau peut souvent être réalisé en examinant des les tempêtes de poussière. patrimoine culturel (comme les tombes, les sites sacrés) nécessaire pour permettre l’exportation de l’énergie. La données publiées. Cependant, des discussions avec et éviter ou minimiser les impacts négatifs sur les terres viabilité de la connexion au réseau dépendra de facteurs • La salissure des modules par les excréments d’oiseaux. l’opérateur de réseau seront nécessaires pour établir toute ou les propriétés des PA. tels que la capacité, la proximité, le droit de passage, Les sites situés à proximité de réserves naturelles, de la portée du travail associée aux mises à niveau de la la stabilité du réseau et la disponibilité du réseau. Ces zones de reproduction d’oiseaux et de lacs devraient capacité. L’opérateur de réseau fournira des informations 6.3.8 CONSIDÉRATIONS GÉOTECHNIQUES facteurs doivent être pris en considération dès que possible notamment être évalués avec attention. sur le travail requis, ainsi que sur les incidences dans le processus de développement du projet. Si l’étude Il est recommandé de procéder à une étude géotechnique financières. Certains aspects de la mise à niveau du réseau de raccordement au réseau est négligée, des coûts imprévus La salissure des modules nécessitera un plan d’entretien du site avant la sélection finale. Son objectif est d’évaluer peuvent être effectués par des entrepreneurs tiers. D’autres de raccordement au réseau pourraient avoir un impact et de nettoyage, et potentiellement de garder l’équipement les conditions du sol afin d’informer l’approche de la doivent être effectués par l’opérateur de réseau. Une étude majeur sur la viabilité du projet. nécessaire sur ou à proximité du site. conception et le droit de passage pour faire en sorte que les de faisabilité précoce est le point de départ de l’évaluation fondations des structures de support seront bien conçues. • Proximité : Une influence majeure sur le coût de de la pertinence du dispositif de transmission de l’énergie. raccordement au réseau sera la distance entre le site et 6.3.12 DISPONIBILITÉ DE L’EAU Le niveau de détail requis dans l’enquête géotechnique Des études sur les réseaux électriques peuvent également dépendra de la conception de la fondation proposée. le point de raccordement au réseau. Afin de s’assurer être menées pour modéliser la capacité probable du réseau. Une eau propre et à faible teneur en minéraux est que le raccordement au réseau n’affecte pas le projet préférable pour le nettoyage des modules. Une Selon les pratiques optimales, des forages ou des puits sur le plan économique, il est nécessaire de réaliser une 6.3.10 ACCÈS ET DROIT DE PASSAGE alimentation principale en eau, de l’eau souterraine, de d’essai sont effectués à intervalles réguliers, avec un étude de faisabilité afin d’évaluer les voies d’évacuation l’eau stockée ou l’accès à un réservoir d’eau portable échantillonnage du sol et des essais in situ, à une de l’énergie et de la ligne de transmission à l’étape de la Le site doit permettre l’accès aux camions livrant le peut être nécessaire ; le coût des différentes options profondeur appropriée pour la conception des fondations. planification du projet. matériel nécessaire à la centrale et à la construction. Cela aura un impact sur la rentabilité du projet. La mesure Cette profondeur se situe généralement autour de 2,5 m à peut nécessiter la mise à niveau des routes existantes ou la • Disponibilité : La disponibilité du réseau est le dans laquelle la disponibilité d’eau est un problème 3 m au-dessous du niveau du sol. Les trous de forage ou construction de nouvelles routes. Plus le site est près d’une pourcentage de temps que le réseau est en mesure dépendra du niveau de salissure du module attendu, puits d’essai devraient généralement évaluer : route d’accès principale, plus le coût associé à l’ajout de d’accepter l’énergie produite par la centrale solaire PV. du degré de nettoyage naturel par les précipitations cette infrastructure est faible. Au minimum, les routes • Le niveau des eaux souterraines. Le rendement énergétique annuel d’une centrale peut et de la fréquence de nettoyage. La quantité d’eau d’accès devraient être construites avec un revêtement en être considérablement réduit si le réseau connaît des nécessaire varie en fonction des technologies de nettoyage • La résistivité du sol. graviers ou autre revêtement similaire. L’entrée au site peut temps d’arrêt significatifs. Cela peut avoir des effets disponibles et du climat local, cependant, environ 1,6 également devoir être construite, élargie ou mise à niveau. • Les propriétés porteuses du sol. néfastes sur l’économie du projet. Dans les régions litres d’eau par m2 de modules PV peuvent être nécessaire. Le bon conditionnement des modules et leur susceptibilité développées, la disponibilité du réseau est généralement Dans les environnements arides situés à proximité de • La présence de roches ou d’autres obstacles. aux dommages dus au transport doit également être très élevée. Dans les régions moins développées et communautés, il conviendra d’accorder de l’attention à examiné avec soin. • L’adéquation des types de fondations choisies et la rurales, les réseaux peuvent souffrir de temps d’arrêt la dépendance des populations locales à l’eau souterraine possibilité de forer des fondations sur pieux. beaucoup plus importants. Des statistiques sur la présente et à l’impact (le cas échéant) de l’extraction de Le droit de passage est l’accord permettant aux lignes de disponibilité devraient être demandées à l’opérateur de l’eau souterraine proposé sur les sources d’eau locales. • Le pH du sol et ses constituants chimiques afin transmission du promoteur du projet de traverser une réseau pour établir la durée d’indisponibilité prévue du Il s’agit d’un point particulièrement important lorsqu’il d’évaluer le degré de protection contre la corrosion propriété appartenant à une autre personne ou entité. Afin réseau. existe plusieurs développements solaires à proximité, à requis et les spécifications des propriétés du ciment d’éviter les risques liés au droit de passage, qui peuvent savoir quand il peut y avoir des effets cumulatifs sur la devant être utilisées dans les fondation en béton. • Capacité : La capacité du réseau à accepter l’énergie avoir un impact sur le calendrier du projet, tous les permis exportée à partir d’une installation solaire dépend de l’infrastructure existante du réseau et de la charge 62 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 6 : Sélection du site 63 disponibilité de l’eau susceptibles d’affecter négativement Dans les pays où des incitations importantes existent les populations locales. (c.à.d. des TR élevés) et viennent contourner des Liste de vérification pour la sélection du site conditions économiques par ailleurs très défavorables, 6.3.13 INCITATIONS FINANCIÈRES les promoteurs doivent faire preuve de prudence et tenir La liste de vérification ci-dessous détaille les exigences et les compte de la durabilité de ces incitations. Les impacts procédures de base pour aider les promoteurs dans le processus Les incitations financières comme les TR ou les potentiels sur le projet doivent être considérés si ces de sélection d’un site. allègements fiscaux, qui varient selon les pays et, parfois, incitations peuvent être retirées à tout moment. Il convient les régions au sein des pays, ont une forte incidence de noter que les incitations ne sont pas spécifiques au site,  La surface de terrain adéquate est identifiée pour l’échelle du développement proposé. sur la viabilité financière d’un projet (voir également la mais dépendent généralement du pays ou de l’état dans Section 14 sur le financement des projets solaires PV). Ces lequel le projet se situe.  La propriété des terrains est déterminée. incitations pourraient l’emporter sur les coûts associés à une ou plusieurs contraintes de sélection du site.  L’utilisation actuelle des terres est identifiée (par exemple, industrielle/ agricole/friches industrielles).  Des conseils sont sollicités auprès des organes de réglementation sur les restrictions applicables à l’utilisation des terres.  La ressource solaire est évaluée.  Les caractéristiques topographiques sont obtenues.  La proximité de désignations environnementales internationales, nationales et locales est déterminée.  Les voies d’accès possibles au lieu sont évaluées.  L’étude géotechnique est terminée.  Le raccordement au réseau est évalué (capacité, proximité, droit de passage, stabilité et disponibilité). 64 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 6 : Sélection du site 65 7 Une liste de vérification des exigences et des procédures • L’orientation des modules afin qu’ils fassent face à de base pertinentes à la conception d’une centrale est une direction permettant de tirer le chiffre d’affaires Conception de la centrale fournie à la fin du Chapitre 7 pour aider les promoteurs de annuel maximum de la production d’énergie. Dans centrales solaires PV pendant la phase de développement l’hémisphère nord, ce sera le sud géographique.36 Dans d’un projet PV. l’hémisphère sud, il s’agira du nord géographique. Il peut être avantageux d’utiliser un logiciel de simulation Un logiciel de simulation peut être utilisé pour faciliter la afin de comparer l’impact des différentes technologies de conception de l’agencement de la centrale. Un tel logiciel 7.1 APERÇU DE LA CONCEPTION DE LA CENTRALE modules ou onduleurs et les différents plans de centrale inclut des algorithmes qui décrivent le mouvement du La conception d’une centrale solaire PV à grande échelle est un Il existe des règles empiriques sur le rendement énergétique de la centrale et les recettes soleil dans le ciel tout au long de l’année, quel que soit processus complexe qui exige des connaissances techniques et une prédites. le lieu où l’on se trouve sur terre, en représentant son expérience considérables. Beaucoup de compromis doivent être pour la conception de la centrale. angle de hauteur37 et d’azimut38 sur un diagramme réalisés en vue d’atteindre un équilibre optimal entre performance Cependant, les spécificités Les modules solaires PV sont généralement les éléments solaire. Ce diagramme, combiné à des informations sur et coût. Cette section met en lumière certaines des questions clés les plus précieux et les plus simples à transporter d’une l’espacement des rangées de module, peut être utilisé pour propres à la localisation du installation PV. Les mesures de sécurité adoptées sont calculer le degré d’ombrage et simuler les pertes d’énergie devant être prises en considération lors de la conception d’une centrale solaire PV. projet, comme les conditions par exemple les boulons antivols, les systèmes antivols en annuelles associées à différentes configurations de l’angle résine synthétique, les caméras de vidéosurveillance avec d’inclinaison, d’orientation et d’espacement entre les d’ensoleillement, la température, Pour la plupart des grandes centrales solaires PV, la réduction du alarmes et les clôtures de sécurité. rangs. coût moyen actualisé de l’électricité (LCOE) constitue le critère l’angle du soleil et les ombres, de conception le plus important. Chaque aspect du système Le risque de problèmes de performance technique peut être 7.2.1 AGENCEMENT GÉNÉRAL devraient être prises en compte électrique (et du projet dans son ensemble) devrait être examiné atténué par la réalisation d’un exercice d’audit préalable afin d’obtenir un équilibre technique approfondi, dans lequel les documents de En minimisant les chemins de câbles et les pertes et optimisé. Les gains économiques potentiels d’une telle analyse conception finaux de l’entrepreneur IAC sont étudiés par électriques associées, il est possible de suggérer le sont beaucoup plus importants que le coût de sa mise en œuvre. optimal entre le rendement un conseiller technique indépendant. positionnement d’une station basse tension (BT) ou énergétique annuel et le coût. moyenne tension (MT) au centre de la centrale. Dans le Il est important de trouver un équilibre entre économies de coûts et qualité. Les décisions d’ingénierie doivent être « prudentes » cas où cette option serait choisie, il conviendra d’allouer 7.2 AGENCEMENT ET OMBRAGE suffisamment d’espace pour éviter le risque que la sous- et les décisions « éclairées ». Sans quoi une conception réalisée dans l’objectif de réduire les coûts au moment présent pourrait L’agencement général de la centrale et la distance station ne fasse de l’ombre aux modules. conduire à des coûts futurs plus élevés et des pertes de revenus choisie entre les rangées de structures de support seront sélectionnés en fonction des conditions spécifiques du L’agencement devrait prévoir une distance suffisante de la du fait d’exigences de maintenance élevées et d’une mauvaise site. La superficie disponible pour la construction de clôture de périmètre afin d’éviter que celle-ci ne fasse de performance. la centrale peut être limitée par l’espace et présenter l’ombre. Elle devrait également intégrer les voies d’accès L’efficacité d’une centrale électrique PV peut être optimisée en des caractéristiques géologiques ou topographiques pour le personnel et les véhicules de maintenance à des réduisant les pertes du système. La réduction de la perte totale défavorables. L’objectif de la conception de l’agencement intervalles appropriés. augmente le rendement énergétique annuelle et donc les revenus, est de minimiser les coûts tout en tirant le maximum bien que dans certains cas, elle puisse augmenter le coût de la de revenus possibles de la centrale. En général, cela 7.2.2 ANGLE D’INCLINAISON centrale. En outre, les efforts visant à réduire un type de perte impliquera ce qui suit : Chaque emplacement disposera d’un angle d’inclinaison peuvent contredire les efforts visant à réduire des pertes d’un type • La conception de l’écartement entre les rangs afin de optimal maximisant l’irradiation annuelle totale (en différent. Le concepteur de la centrale dispose des compétences réduire l’ombrage porté par les rangées et les pertes moyenne sur l’ensemble de l’année) sur le plan du requises pour faire des compromis qui se traduisent par une associées à l’ombrage. collecteur. Pour les centrales électriques à angle fixe centrale hautement performante à un coût raisonnable. raccordées au réseau, l’angle d’inclinaison optimal • La conception de l’agencement afin de minimiser les théorique peut être calculé à partir de la latitude du site. Il existe des règles empiriques concernant la conception de la chemins de câbles et les pertes électriques associées. Toutefois, il se peut que des ajustements soient apportés centrale. Cependant, les spécificités propres à la localisation du • La création de voies d’accès et d’un espace suffisant afin de tenir compte des éléments suivants : projet, comme les conditions d’ensoleillement, la température, entre les rangées afin de permettre les déplacements et l’angle du soleil et les ombres, devraient être prises en compte mouvements nécessaires aux activités de maintenance. afin d’obtenir un équilibre optimal entre le rendement 36 Le sud géographique diffère du sud magnétique, et un ajustement doit être énergétique annuel et le coût. • Le choix d’un angle d’inclinaison et d’une apporté aux relevés de boussole. configuration de module qui optimise le rendement 37 La hauteur du soleil au-dessus de l’horizon (le plan tangent à la surface de la énergétique annuel en fonction de la latitude du lieu et terre au point de mesure) est connu sous le nom d’angle de hauteur. 38 L’azimut est la position du soleil en termes de nord, sud, est et ouest. Les de la répartition annuelle de la ressource solaire. définitions peuvent varier, mais 0° représente le sud géographique, -90° représente l’est, 180° représente le nord, et 90° représente l’ouest. 66 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 7 : Conception de la centrale 67 • Salissures : Des angles d’inclinaison plus importants dont les modules sont reliés entre eux dans une chaîne. La Figure 16 illustre les angles devant être pris en peut être efficacement modélisé en utilisant un logiciel de sont associés à des pertes liées aux salissures moins Différents types de technologie vont réagir différemment considération dans le processus de conception. simulation. importantes. L’écoulement naturel de l’eau de pluie à l’effet d’ombrage électrique provoqué par les objets nettoie les modules plus efficacement et la neige situés à proximité et les ombres créées par les rangées. L’angle de limite d’ombrage39 a est l’angle de hauteur du 7.3 SÉLECTION DE LA TECHNOLOGIE glisse plus facilement à des angles d’inclinaison plus Par exemple, certains modules à couches minces sont soleil au-delà duquel il n’y a pas d’ombre sur les modules. importants. moins affectés par l’ombrage partiel que les technologies Si la hauteur du soleil est inférieure à a, alors une partie du 7.3.1 MODULES cristallines. module sera ombragée, ce qui engendrera une perte dans le • Ombrage : Des modules plus fortement inclinés La certification d’un module selon les normes CEI/CE/UL rendement énergétique. fournissent plus d’ombre sur les modules situés tel que décrit à la section 3.3.7 est essentielle. Cependant, La configuration des modules (à savoir, en paysage derrière eux. Comme l’ombrage affecte beaucoup plus les modules peuvent fonctionner différemment dans des ou portrait) et la manière dont les chaînes sont reliées L’angle de limite d’ombrage peut être réduit en réduisant le rendement énergétique que ce à quoi l’on pourrait conditions d’ensoleillement, de température, d’ombrage et entre elles auront également un impact sur la manière l’angle d’inclinaison ß ou en augmentant le pas de la s’attendre en calculant simplement la proportion du de tension variables réellement rencontrées sur le terrain. dont le système subit les effets d’ombrage au niveau rangée d. On décide parfois de réduire l’angle d’inclinaison module ombragée, une bonne option (autre qu’en Cela fait de la sélection des modules un processus plus électrique. Des modules installés en configuration paysage sous l’inclinaison optimale car cela peut ne produire espaçant davantage les rangées de modules) consiste complexe qu’il n’y paraît de prime abord. Beaucoup enregistreront généralement des pertes d’ombrage au qu’une réduction minimale dans le rendement annuel. à réduire l’angle d’inclinaison. Il est généralement de promoteurs font appel aux services d’un conseiller niveau électrique moindres qu’un système configuré en Le taux de couverture du sol (TCS), donné en l/d est préférable d’utiliser un angle d’inclinaison plus faible technique indépendant familiarisé avec la nomenclature portrait, les diodes étant généralement connectées sur la une mesure de la surface du module PV par rapport à la afin de compenser la perte de rendement énergétique des matériels dont les modules sont faits, et avec les longueur d’un module. Toutefois, une configuration en superficie de terrain nécessaire. associé à l’ombre portée par les rangées. conditions de fabrication spécifiques de la centrale. Le portrait peut être envisagée si l’ombre associée à l’horizon Pour de nombreux endroits, une règle de base en Tableau 8 indique certains des critères de sélection qui • La distribution de l’ensoleillement saisonnier : Si une à l’est et à l’ouest est particulièrement prévalente. matière de conception consiste à espacer les modules de devraient être pris en considération. saison particulière domine la répartition annuelle de la ressource solaire (les pluies de mousson, par exemple), 7.2.4 ESPACEMENT ENTRE LES RANGÉES manière à ce qu’ils ne soient pas ombragés entre midi au 7.3.1.1 Critères de qualité il peut être intéressant d’ajuster l’angle d’inclinaison soleil pendant le solstice d’hiver (le 21 décembre dans afin de compenser la perte. Un logiciel de simulation Le choix de l’espacement entre les rangées est fait par voie l’hémisphère nord et le 21 juin dans l’hémisphère sud). En • Garantie du produit : Une garantie matériau et peut évaluer l’avantage procuré par cette option. de compromis entre la réduction de l’ombrage porté par général, si la perte annuelle est inférieure à un pour cent en fabrication du produit de dix ans est aujourd’hui les rangées, en gardant la superficie de la centrale PV dans raison de l’ombrage, l’espacement entre les rangs peut être courante. Certains fabricants proposent une garantie des limites raisonnables, en réduisant les chemins de câble considéré comme acceptable. jusqu’à 12 ans. 7.2.3 CONFIGURATION DU MODULE PV et en maintenant les pertes ohmiques dans des limites L’effet de l’ombrage partiel des modules PV sur la acceptables. L’ombrage porté par les rangées ne peut • Garantie de puissance : En plus de la garantie du Des simulations de rendement énergétique détaillées production électrique de l’installation PV est non linéaire jamais être réduit à zéro : au début et à la fin de la journée, produit, les fabricants proposent des garanties peuvent être effectuées pour évaluer les pertes dues à en raison de la manière dont les diodes sont reliées les longueurs d’ombre sont extrêmement importantes. de puissance nominale. Celles-ci varient selon les l’ombrage, et obtenir une optimisation économique entre elles au sein d’un module PV et de la manière fabricants. Une garantie de puissance à deux étapes qui prend également en compte le coût du terrain, si (par exemple, 90 pour cent jusqu’à l’année 10 et 80 nécessaire. pour cent jusqu’à l’année 25) était la norme dans l’industrie par le passé. Cependant, les bons fabricants 7.2.5 ORIENTATION de modules se démarquent maintenant en offrant une Figure 16 : Diagramme de l’angle d’ombrage garantie de puissance de sortie fixé pour la première Dans l’hémisphère nord, l’orientation qui optimise le rendement énergétique annuel total est le sud année et puis diminuant de manière linéaire chaque géographique. Sous les tropiques, l’effet de déviation année proportionnellement à la puissance de sortie par rapport au sud géographique peut ne pas être nominale. Cette garantie linéaire offre une protection particulièrement important. supplémentaire au propriétaire de la centrale par rapport à la garantie en deux étapes qui ne permettrait Certaines structures tarifaires encouragent la production aucun recours si, par exemple, le module se dégrade d’énergie pendant les heures de pointe. Dans de telles à 91 pour cent de sa puissance nominale durant la structures tarifaires basées sur un « moment de la journée », première année. il peut y avoir des avantages financiers (plutôt que des avantages en termes de rendement énergétique) à Il est rare que les fabricants de modules offrent une orienter un panneau qui s’écarte significativement du garantie de puissance de sortie au-delà de 25 ans. Les sud géographique. Par exemple, un panneau orienté conditions de la garantie de puissance et de la garantie vers l’ouest sera optimisé pour produire de l’électricité du produit varient selon les fabricants et doivent être dans l’après-midi. L’effet de l’angle d’inclinaison et de vérifiées avec soin. l’orientation sur la production de rendement énergétique • Durée de vie : Des modules de bonne qualité, assortis d’une certification CEI appropriée, ont une durée de vie supérieure à 25 ans. Au-delà de 30 ans, une 39 Également connu sous le nom d’« angle d’ombrage critique ». 68 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 7 : Conception de la centrale 69 Tableau 8 : Critères de sélection de modules PV augmentation des niveaux de dégradation peut être matière d’intégration des modules et des onduleurs attendue. La durée de vie des modules cristallins a afin d’en assurer une performance et une durée de vie Critère Description été prouvée dans ce domaine. La durée de vie des optimales. Coût actualisé de L’objectif est de maintenir le coût moyen actualisé de l’électricité (LCOE) au minimum. Lors du choix entre des modules technologies à couches minces n’est pas prouvée à l’électricité (LCOE)a à haute efficacité/modules de coût élevé et des modules à faible efficacité/à faible coût, le coût et la disponibilité l’heure actuelle et repose sur des tests accélérés de L’option d’onduleur la plus rentable nécessite de procéder des composantes terrain et végétation auront un impact. Des modules à haute efficacité nécessitent une superficie nettement moindre, moins de câbles et de structures de support par MWc installé par rapport aux modules à faible durée de vie en laboratoire, mais devrait également être à une analyse des facteurs techniques et financiers. Un efficacité. de l’ordre de 25 à 30 ans. grand nombre de critères de sélection de l’onduleur listés dans le Tableau 10 sont pris en compte dans cette Qualité Lors du choix entre différentes technologies de modules tels que le silicium monocristallin (mono-c-Si), le silicium polycristallin (poly-c-Si) et le silicium amorphe à couche mince (a-Si), il convient de savoir que dans chaque Le format de la fiche technique du module et les analyse. Le rendement de conversion CC-CA affecte technologie, il existe des produits de basse et de produits de haute qualité fournis par différents producteurs. informations qui devraient être incluses ont été normalisés directement les recettes annuelles de la centrale solaire Performance des Les modules testés dans un ensemble spécifique de conditions d’ensoleillement, de température et de tension, et sont couverts par la norme EN 50380 : PV et varie en fonction de plusieurs variables, notamment modules PV avec un onduleur spécifique, peuvent fonctionner de façon très différente dans d’autres conditions alternatives « Spécifications particulières et informations sur les la tension d’entrée CC et la charge. Plusieurs autres avec un variateur différent. Des laboratoires indépendants tels que PV Labs Evolutionb (PVEL) et TÜV Rheinlandc plaques de constructeur pour les modules PV ». Un facteurs doivent informer la sélection de l’onduleur, y peuvent tester les modules PV selon une gamme de conditions opérationnelles dans un large éventail de conditions exemple des informations attendues dans une fiche compris la température du site, la fiabilité du produit, environnementales, conformément à la norme CEI 61853-1. technique est fourni dans le Tableau 9. la maintenabilité et le coût total. Les onduleurs sont Tolérance de La puissance nominale d’un module est indiquée avec une tolérance. La plupart des modules cristallins sont notés aussi moins efficaces en altitude, une considération qu’il puissance avec une tolérance positive (généralement 0/+3 pour cent à 0/± 5 pour cent), tandis que certains modules cristallins, 7.3.2 ONDULEURS conviendrait de prendre en compte dans les régions CdTe et CIGS peuvent être fournis avec une tolérance de ± 5 pour cent. Certains fabricants fournissent régulièrement montagneuses. des modules à l’extrémité inférieure de la tolérance, tandis que d’autres fournissent des modules qui permettent Il n’existe pas un onduleur mieux adapté qu’un autre d’atteindre leur puissance nominale ou plus (tolérance positive). Pour une grande centrale, l’impact de la tolérance de à toutes les situations. En pratique, les conditions 7.3.2.1 Solutions d’onduleurs conteneurisées puissance du module sur le rendement énergétique global peut avoir un effet significatif. locales et les composants du système doivent être pris Tests instantanés Lors de la commande d’un grand nombre de modules, il peut être recommandé qu’un échantillon de modules fasse en compte pour adapter le système à l’application Quand les systèmes PV d’échelle commerciale exportent l’objet de tests instantanés en laboratoire accrédité (tels que le Fraunhofer Instituted ou PI Berline) afin d’en confirmer spécifique. Différentes technologies de modules solaires de l’électricité vers le réseau à moyenne tension, il est la tolérance. Des essais de réception supplémentaires tels que les tests d’électroluminescence peuvent également être PV et agencements peuvent convenir à différents types fréquent qu’une solution conteneurisée pour l’onduleur, réalisés. le transformateur et l’appareillage soit fournie. Cette d’onduleurs. Des précautions doivent être prises en Coefficient de La valeur de la variation de puissance en fonction de la température sera une considération importante pour les solution permet la fabrication hors site, réduisant ainsi le température pour la modules installés dans des climats chauds. Le refroidissement par le vent peut influer positivement la performance des temps d’installation sur site. puissance centrales à cet égard. Tableau 9 : Comparaison des spécifications techniques d’un Dégradation Les propriétés de dégradation et la stabilité à long terme des modules devraient être établies. Les fabricants de module aux conditions normales d’utilisation Les conteneurs sont généralement de type maritime et en modules PV, les instituts de contrôle indépendants et les consultants techniques sont de bonnes sources d’information Fabricant Xxxx tôle en acier ondulé. Cependant, ils peuvent également être en ce qui concerne la dégradation induite par le potentiel (DIP), la dégradation à long terme et, pour les modules fabriqués en plastique ou en béton renforcé fibre de verre. cristallins, la dégradation induite par la lumière (DIL). Modèle du module Xxxx L’architecture des conteneurs devrait garantir que l’espace Diodes bypass La position et le nombre de diodes bypass affectent la façon dont le module fonctionne sous ombrage partiel. Type Multi-crystalline dédié à l’équipement est suffisant, et qu’un accès est prévu L’orientation des panneaux PV sur la structure de support (portrait ou paysage) peut affecter les pertes d’ombrage liées Puissance nominale (PMPP) 245 Wc pour l’entretien. Le câblage entre les différentes parties de à l’espacement entre les rangées (voir également la Section 5.3). Tolérance de puissance 0/+3% l’équipement doit être posé de manière ordonnée, et est Conditions de La période de garantie des fabricants est utile pour faire la distinction entre les différents modules, mais il convient souvent prévu dans un compartiment situé au-dessous du Tension à PMAX (VMPP) 30,2 V garantie de veiller à la garantie de puissance. Il est recommandé de procéder à l’examen technique et juridique détaillé des Courant à PMAX (IMPP) 8,13 A sol du conteneur. Une bonne pratique consiste à disposer conditions de garantie. de compartiments séparés pour l’équipement HT/BT et Adéquation aux Les modules sans cadre peuvent être plus appropriés aux endroits où des chutes de neige peuvent se produire, la Tension en circuit ouvert (VOP) 37,5 V les transformateurs. La pose d’un système de chauffage, conditions de site neige ayant tendance à glisser plus facilement sur ces modules. Les modules situés à proximité de la côte doivent être Courant de court-circuit (ISC) 8,68 A de ventilation ou de climatisation approprié est nécessaire inhabituelles certifiés pour résister à la corrosion au brouillard salin tel que décrit à la Section 6.3.3. Tension maximale du système 1000 VCC pour maintenir des conditions environnementales stables. Réponse spectrale du Différentes technologies sont associées à une réponse spectrale différente et seront donc mieux adaptées pour Efficacité du module 15,00 % semi-conducteur une utilisation dans certains endroits, en fonction des conditions d’éclairage locales. Certaines technologies ont une 7.3.2.2 Critères de qualité meilleure réponse en cas de faible luminosité par rapport à d’autres modules. Température d’exploitation -40 °C À +85 °C Tension maximale du Lors du dimensionnement des chaînes avec des modules avec une forte tension en circuit ouvert (VOC ), il convient de Coefficient de température de La garantie offerte sur les onduleurs varie selon les -0,43 %/°C système vérifier que dans des conditions de température ambiante extrêmes (jusqu’à 60 ° et jusqu’à -10 °), la tension maximale PMPP fabricants. Une garantie minimale de cinq ans est du système (1000 V) ne sera pas dépassée. Dimensions 1650x992x40mm classique, avec des extensions optionnelles allant jusqu’à Autre D’autres paramètres importants en termes de sélection des modules sont le coût ($/Wc) et la durée de vie prévue. vingt ans ou plus, disponibles auprès de nombreux Surface du module 1.64m2 a Le coût par kWh d’électricité produite qui tient compte de la valeur temporelle de l’argent. fabricants. Certains onduleurs en chaîne offrent une Poids 19.5kg garantie standard de sept ou dix ans. b PV Evolution Labs, http://www.pvel.com Charge maximale 5400Pa c TUV Rheinland, http://www.tuv.com/en/corporate/home.jsp 92 % après dix ans ; 80 % après Garantie de performance d Fraunhofer Institute, http://www.fraunhofer.de/en.html 25 ans. e PI Berlin, http://www.pi-berlin.com 70 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 7 : Conception de la centrale 71 Tableau 10 : Critères de sélection de l’onduleur Critère Description Capacité du projet La capacité de la centrale influe sur la conception du raccordement de l’onduleur. Les onduleurs centraux sont De nombreux fabricants citent une durée de vie des Tableau 11 : Fiche technique couramment utilisés dans les centrales solaires PV marchandes. Les onduleurs sont discutés plus en détail à la Section onduleurs supérieure à 20 ans, avec le remplacement Modèle d’onduleur xxxxxxxxxxx 3.5. et l’entretien de certains composants selon des régimes Entrées Performance Il convient de rechercher des onduleurs hautement efficaces. Le rendement supplémentaire fait souvent plus que d’entretien spécifiques. Cependant, dans la pratique, on compenser le coût initial plus élevé. Il convient aussi de tenir compte du fait que l’efficacité change en fonction de Puissance CC maximum 954 kW observe une espérance de vie comprise entre dix et 20 ans paramètres de conception, y compris la tension d’entrée CC et la charge. Gamme de tension MPP 681-850 V pour un onduleur central. Cela implique qu’ils peuvent Plage de tension du Un large éventail de MPP pour l’onduleur permet une flexibilité de conception. Tension d’entrée maximum 1 000 V devoir être remplacés ou remis à neuf une ou deux fois au point de fonctionnement optimum (MPP) cours de la durée de vie opérationnelle de la centrale de 25 Courant d’entrée maximum/ 1 400 A ans. MPPT Sortie triphasée ou Le choix dépendra de la taille du projet. Les projets associés à une forte capacité nécessiteront des onduleurs Nombre de pisteurs MPP 1 monophasée triphasés. Les réglementations électriques nationales peuvent fixer des limites pour la différence de puissance maximale entre les phases. a protection de l’onduleur doit inclure : Sorties Programme d’incitation Le regroupement des mécanismes d’incitation financière peut avoir une influence sur le choix de l’onduleur. Par • La protection contre les inversions de polarité pour le Puissance nominale CA à 25 °C 935 kVA exemple, les programmes de TR peuvent être hiérarchisés pour différentes tailles de centrales, ce qui peut à son tour câble CC. Courant de sortie CA maximum 1 411 A influencer la capacité optimale de l’onduleur. Technologie du module La compatibilité des modules à couche mince avec les onduleurs sans transformateur doit être confirmée par les • La protection contre les surtensions et les surcharges. Tension nominale CA 386 V fabricants. Fréquence réseau CA 50 Hz • La détection d’îlotage pour les systèmes raccordés au Réglementations nationales Un onduleur de transformateur doit être utilisé si une isolation galvanique est nécessaire entre les parties CC et CA réseau (en fonction des exigences du code de réseau). Efficacité et internationales de l’onduleur. Efficacité maximale 98,6 % • Le contrôle de l’isolation. Qualité de l’alimentation/ Les exigences de qualité de l’alimentation et du code de réseau dépendent des pays. Il est impossible de fournir des Taux de rendement européen 98,4 % respect du code du réseau directives universellement applicables. Les réglementations et normes nationales devraient être consultées lors de la sélection d’un onduleur et de la conception d’une centrale solaire PV. La distorsion harmonique totale (DHT) est une mesure 40 Consommation en veille < 100 W du contenu harmonique de la sortie de l’onduleur et Consommation en 1 900 W Les codes de réseau nationaux peuvent fixer des exigences applicables à ce qui suit : est limitée par la plupart des codes de réseau. Pour les fonctionnement • Limitation de fréquence. 
 onduleurs de haute qualité, la DHT est normalement Informations générales • Limitation de tension. 
 • Capacité de contrôle de la puissance réactive – un léger surdimensionnement des onduleurs peut être nécessaire. 
 inférieure à cinq pour cent. Les onduleurs doivent être Indice IP IP54, IP43 • Limitation de la distorsion harmonique – pour réduire la teneur en harmoniques de la puissance de sortie CA de accompagnés par les certificats d’essai appropriés, définis Fourchette de températures de -25 °C à +62 °C l’onduleur. par les normes nationales et internationales applicables à fonctionnement • Capacité de tenue aux creux de tension. chaque projet et au pays. Humidité relative 15 à 95 % Fiabilité du produit Une grande fiabilité de l’onduleur assure des temps d’arrêt réduits et des coûts d’entretien et de réparation plus faibles. Si le temps moyen entre les pannes, les chiffres et les antécédents de l’onduleur sont disponibles, ces Le format de la fiche technique et les informations sur Dimensions (HxlxL) 2 272 x 2 562 x 956 mm informations devront être consultées. l’onduleur qui devraient être incluses sont normalisés Poids (kg) 1 900 kg Déséquilibre Si des modules associés à des spécifications différentes ou orientés et inclinés différemment doivent être utilisés, conformément à la norme EN 50524 : 2009 : « Fiche alors il peut être recommandé d’utiliser des onduleurs en chaîne ou chaînes multiples associés à plusieurs pisteurs technique et plaque d’identification pour les onduleurs MPP afin de minimiser les pertes par déséquilibrea. Cela peut être particulièrement utile pour les applications sur toit, photovoltaïques ». Un exemple des informations attendues où l’orientation et l’angle d’inclinaison sont souvent dictés par les propriétés de la toiture dans une fiche technique est fourni au Tableau 11. Le coût total de possession (CTP) et l’efficacité Maintenabilité Les contraintes d’accès associées aux centrales PV situées dans les régions isolées peuvent influencer le choix du (directement liée à la perte en charge et à vide) sont fabricant d’onduleurs : un fabricant bien implanté dans le pays peut être en mesure de fournir un meilleur soutien 7.3.3 TRANSFORMATEURS les principaux critères de sélection du transformateur, technique. Pour les centrales PV situées dans des régions éloignées, les onduleurs en chaîne présentent l’avantage de la facilité d’entretien. Les transformateurs de distribution et de réseau sont affectant directement les revenus annuels de la centrale les deux principaux types de transformateurs que l’on solaire PV. Comme avec les onduleurs, plusieurs Disponibilité du système Si une panne survient avec un onduleur en chaîne, seule une petite proportion de la production de la centrale est perdue (c.à.d. 25 kW). Des onduleurs de rechange peuvent être conservés localement et remplacés par un électricien rencontre sur les centrales solaires PV. Les transformateurs facteurs supplémentaires doivent informer la sélection qualifié. Avec les onduleurs centraux, une plus grande partie de la production de la centrale sera perdue jusqu’à ce de distribution sont utilisés pour élever la tension de sortie du transformateur, dont la puissance nominale, la qu’ils soient remplacés (par exemple, 750 kW). de l’onduleur pour le système de collecte de la centrale, qui construction, les conditions du site, la fiabilité du produit, Modularité La facilité à augmenter la capacité du système et la flexibilité de la conception doivent être prises en considération est normalement à la tension de distribution. Si la centrale la maintenabilité et la puissance adéquate. Une analyse lors de la sélection des onduleurs. est raccordée au réseau de distribution, l’électricité coûts-avantages est nécessaire pour déterminer la meilleure Conditions d’ombrage Les onduleurs en chaîne et à chaînes multiples associés à plusieurs pisteurs MPP peuvent être le choix privilégié pour peut alors être directement exportée vers le réseau. Si option en matière de transformateur. les sites qui souffrent d’ombrage partiel. la centrale est raccordée au réseau de transmission, les Lieu de l’installation La localisation en intérieur/extérieur et les conditions ambiantes du site influent l’indice IP et les exigences de transformateurs de grille sont utilisés pour élever encore la Les transformateurs à noyau en métal amorphe refroidissement. Une aération forcée ou une climatisation sont généralement nécessaires pour les onduleurs tension. Une description plus détaillée des considérations enregistrent de faibles pertes dans des conditions de charge intérieurs. de raccordement au réseau est fournie à la Section 7.4.3. nulle et, en tant que tels, peuvent permettre des économies Surveillance/ Les exigences de surveillance, d’enregistrement de données et de contrôle de la centrale définissent un ensemble de de coûts dans les applications solaires dans le cas où il enregistrement/télémétrie critères qui doivent être pris en compte lors du choix d’un onduleur. s’écoulerait un laps de temps significatif avant que les a Chaque chaîne de PV associée à une inclinaison et une orientation données aura ses propres caractéristiques de sortie uniques et doit donc être « suivie » transformateurs ne soient en charge. séparément afin d’en maximiser le rendement. Une conception efficace exige que seuls les sous-panneaux orientés à l’identique soient attribués à un seul pisteur MPP. 40 La distorsion harmonique totale est une mesure de la teneur en harmoniques de la sortie de l’onduleur et est limitée par la plupart des codes de réseau. 72 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 7 : Conception de la centrale 73 Les critères de sélection (facteurs techniques et d’optimiser l’ensoleillement incident annuel total41 et le Tableau 12 : Spécifications des transformateurs économiques) sont les suivants : rendement énergétique annuel total. Selon la latitude, Caractéristiques électriques l’angle d’inclinaison optimal peut varier entre 10 ° et 45 °. • L’efficacité, la perte de charge/sans charge. Puissance nominale [kVA] 1250 Niveau d’isolation nominale BT [kV] 1,1 Cette question est abordée plus en détail à la Section • La garantie. 
 7.2. Les modules doivent être orientés au sud dans Liquide d’isolation Huile minérale Tension appliquée à fréquence [kV] 3 l’hémisphère nord et au nord dans l’hémisphère sud. Il (CEI60296 classe IA) industrielle • Le type de couplage. existe plusieurs logiciels disponibles dans le commerce Fonctionnement Réversible BIL (1,2/50 µs S/o • La tension du système. (comme PVsyst42 et PV*SOL43), qui peuvent être utilisés Enroulements HT/BT Aluminium/Aluminium Fréquence [Hz] 50 • La puissance. pour optimiser l’angle d’inclinaison et l’orientation Tension primaire à vide [V] 33000 Nombre de phases 3 en fonction des particularités de la localisation du site • Les conditions du site. 
 Types de prises primaires/ à vide/±2x2,5% Type de couplage Dyno5yn5 (latitude, longitude) et de la ressource solaire. prises • La puissance sonore. 
 Niveau d’isolation nominale HT [kV] 36 Pertes à vide [W] 1890 7.3.4.1 Critères de qualité • La capacité de contrôle de la tension. Tension appliquée à fréquence [kV] 70 Pertes en charge (ONAN) à 75 °C [W] 14850 La garantie accompagnant les structures de support varie, industrielle • Le cycle de service. mais peut inclure une garantie limitée du produit de dix BIL (1,2/50 µs [kV] 170 Tension de court-circuit (ONAN) à 6% à 25 ans. Les garanties peuvent inclure les conditions 75 °C 7.3.3.1 Critères de qualité suivantes : que toutes les pièces soient manipulées, Tension secondaire à vide [V] 380/380 Tolérances CEI 60076-1 Tolérances La garantie offerte pour les transformateurs varie selon les installées, nettoyées et entretenues de manière appropriée, que le dimensionnement soit fait selon les charges Caractéristiques thermiques fabricants. Une garantie minimale de 18 mois est courante, avec des extensions optionnelles allant jusqu’à dix ans ou statiques et que les conditions environnementales ne soient Classe d’isolation thermique Classe 1 Traitement de surface Revêtement en poudre plus. pas inhabituelles. Élévation de température [K/K] 60/65 Couleur de surface RAL7035 moyenne max (huile/ D’après les données de fabricants et des études La durée de vie utile des structures de support fixes, bien enroulement) universitaires étudiant un vaste éventail de qu’elle dépende d’un entretien adéquat et d’une protection Caractéristiques mécaniques transformateurs, les transformateurs de distribution contre la corrosion, pourrait être supérieure à 25 ans. Technologie Scellement hermétique Catégorie de corrosivité C3 (corrosivité moyenne) disposent d’un temps moyen de fonctionnement avant Type de cuve Avec ailettes ou Durabilité (ISO 12944-6) Moyenne (5 à 15 ans) panne (MTTF) de 30 ans ou plus. Cela dépend du profil de Dans les environnements marins ou situés à moins radiateurs charge du transformateur et du cycle de service. de 3 km de la mer, une protection ou des revêtements supplémentaires contre la corrosion des structures peuvent Couvercle Boulonné Boulons Standards La protection des transformateurs à bain d’huile classiques être nécessaires. Type de structure Standard Couleur finale RAL 7033 gris-vert utilisés sur les centrales solaires PV devrait inclure : Accessoires/quantité Les garanties des systèmes de poursuite varient en fonction • Un relai Buchholz. 
 Commutateur à vide 1 Soupape de décompression 1 des technologies et des fabricants, mais une garantie pièces • Un dispositif de limitation de pression. 
 et fabrication de cinq à dix ans est fréquente. Orifice de remplissage 1 Commutateur à gaz 1 • Une protection contre la surchauffe. La durée de vie du système de poursuite est fonction Robinet de purge d’huile 1 Indicateur de température de l’huile 1 • La surveillance du niveau d’huile. d’un entretien approprié. Les principaux composants du Logement de thermomètre 1 Bloc de raccordement 1 système d’actionnement, tels que les roulements et les moteurs, peuvent devoir être révisés ou remplacés au cours Profil et poids Les transformateurs doivent au minimum être construits selon les normes suivantes : de la durée de vie envisagée pour le projet. Dimensions générales (LxlxH) [mm] 2150x1350x2380 Poids total [kg] 4900 • BS EN 50464-1: 2007 + A1: 2012 Les pieux battus en acier devraient être galvanisés à chaud • CEI 60076 pour réduire la corrosion. Dans des sols très corrosifs, une épaisseur de revêtement appropriée proposée doit être Un exemple des informations fournies dans une fiche estimée par calcul. Une protection supplémentaire, comme technique de transformateur est fourni au Tableau 12. un revêtement époxy, peut parfois être nécessaire pour que les composants puissent durer pour toute la durée de vie 7.3.4 STRUCTURES DE SUPPORT conceptuelle du système, de 25 à 35 ans. L’angle d’inclinaison et l’orientation, ainsi que l’espacement entre les rangées sont généralement optimisés 41 L’ensoleillement est l’énergie solaire reçue sur une surface unitaire de surface. pour chaque centrale PV selon sa localisation. Cela permet Elle est définie de manière plus détaillée à la Section 4.2. 42 PVsyst, http://www.pvsyst.com 43 http://www.valentin-software.com/ 74 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 7 : Conception de la centrale 75 7.4 CONCEPTION ÉLECTRIQUE Pour les modules en silicium amorphe, les classifications nombre minimum de modules dans une chaîne (nmin) peut de la composante CC doivent être calculées à partir des donc être calculé selon la formule suivante : La conception électrique de chaque centrale doit être Figure 17 : Graphiques de la dépendance de l’efficacité des données du fabricant, en tenant compte des coefficients onduleurs à la tension et à l’énergiea considérée au cas par cas, car chaque site présente des VMPP(MODULE) à la température de fonctionnement du module la plus élevée × nmin de température et d’éclairement. En outre, certaines > VMPP(OND min) défis et des contraintes qui lui sont propres. Alors que des technologies de modules sont associées à une période 110% orientations générales et des meilleures pratiques peuvent • Optimisation de la tension : Comme l’efficacité de Prototype de rodage initiale au cours de laquelle la VOC et ISC sont Sunways être formulées, il n’existe pas de solution universelle. l’onduleur dépend de la tension de fonctionnement, NT6000 mesuré 100% beaucoup plus élevés. Cet effet devrait également être pris à ISE 10.7.2007 95.5% en considération. En cas de doute, il convient de consulter il est préférable d’optimiser la conception en faisant 90% Les normes internationales et les codes électriques propres un conseiller technique qualifié. correspondre la tension de fonctionnement du champ à chaque pays doivent être respectés afin de s’assurer de la de panneaux et la tension optimale de l’onduleur 80% sécurité et de la conformité de l’installation. 7.4.1.1 Conception des panneaux PV aussi étroitement que possible. Cela nécessitera 97.0% 70% des graphiques de dépendance à la tension de Bien que les recommandations contenues dans les sections La conception d’un générateur PV dépendra des l’efficacité de l’onduleur (voir les exemples à la 60 % P/PN CA suivantes soient basées sur les centrales solaires PV spécifications de l’onduleur et de l’architecture du système Figure 17). Si ces graphiques ne sont pas fournis par conçues avec des onduleurs centralisés, un grand nombre choisi. L’utilisation de plusieurs modules en rangées haute 50% les fabricants d’onduleurs, ils peuvent être obtenus Plage de concepts abordés sont également valables pour les tension (HT) permet de minimiser les pertes ohmiques. auprès de sources indépendantes. Une augmentation d’efficacité [%] centrales employant des onduleurs à chaîne. Toutefois, les exigences de sécurité, les limites de tension 97.5% 40% substantielle du rendement de la centrale peut de l’onduleur et les réglementations nationales doivent être réalisée en faisant correspondre les tensions 30% 7.4.1 SYSTÈME CC également être prises en considération. de fonctionnement du champ de panneaux PV à 97.0% 20% Le système CC inclut les composants suivants : • Nombre maximum de modules dans une chaîne : Le l’onduleur. 96.5% nombre maximum de modules dans une chaîne est défini • Les panneaux des modules PV. 
 • Nombre de chaînes : Le nombre maximum de 10% par la tension maximale d’entrée CC de l’onduleur 350 400 450 500 550 600 chaînes autorisé dans un champ de panneaux PV est Tension CC • Le câblage CC (module, chaîne et câble principal). auquel la chaîne sera connecté (VMAX (OND, CC)). En aucun fonction du courant maximum autorisé du champ de cas cette tension ne doit être dépassée. Tout dépassement • Les connecteurs CC (fiches et prises). panneaux PV et du courant maximum de l’onduleur. a F.P. Baumgartner, et al., « Status and Relevance of the DC Voltage de la limite peut diminuer la durée de vie opérationnelle Dependency of the Inverter Efficiency », 22e Conférence et Exposition En général, cette limite ne doit pas être dépassée Européenne sur l’Énergie Solaire Photovoltaïque. DU 3 au 7 septembre • Les boîtes de jonction/boîtes de combinaison. 
 de l’onduleur ou rendre le dispositif inutilisable. La plus car elle entraîne un vieillissement prématuré de 2007, Fiera Milano, Session 4DO.4.6, http://home.zhaw.ch/~bauf/ forte tension du module susceptible d’être enregistrée pv/papers/baumgartner_2007_09_inverter_EUPVSEC_MILANO.pdf • Les déconnexions/commutateurs. 
 l’onduleur et une perte de rendement. (consulté en juin 2014). en fonctionnement est la tension en circuit ouvert aux • Des dispositifs de protection. 
 températures diurnes les plus froides à l’emplacement du 7.4.1.2 Dimensionnement de l’onduleur site. Les règles de conception empiriques pour l’Europe • La terre. Il est impossible de définir une stratégie de utilisent -10 °C comme température conceptuelle minimale, mais cela peut varier en fonction du lieu. Le dimensionnement optimale de l’onduleur dimensionnement de l’onduleur comprise entre les limites Lors du dimensionnement de la composante CC de la définies par : nombre maximal de modules dans une chaîne (nmax) peut universellement applicable. Les éléments spécifiques centrale, la tension et le courant maximum des chaînes donc être calculé selon la formule suivante : du projet, tels que la ressource solaire et l’angle 0,8 33000V MV 33000-1000V Transformateurs BT/MT un jeu de barres isolé au gaz ou à l’air et un vide ou des spéciaux mentionnés dans la norme CEI 60076. La séparation entre les salles des commutateurs MT, les disjoncteurs SF6. Pour des tensions plus élevées, le choix Commutateur collecteur MT • Livraison et mise en service : Il convient d’accorder salles des onduleurs, les salles de commande, les espaces privilégié peut être un commutateur extérieur isolé à l’air de l’attention à la durée nécessaire à la fabrication de stockage et les bureaux est une exigence essentielle, ou, si l’espace est limité, un commutateur intérieur à isolé Transformateurs MT/HT et à la livraison des transformateurs. La plupart des outre la fourniture d’un accès sûr, d’un éclairage et d’un au gaz. gros transformateurs (plus de 5 MVA) seront conçus dispositif de protection des installations. et fabriqués sur commande, et seront donc associés Tous les commutateurs doivent : RÉSEAU à un long délai d’exécution, qui peut être de l’ordre La protection contre la foudre doit être envisagée afin • Être conformes aux normes CEI et aux codes d’années. d’atténuer l’effet de la foudre sur les équipements et les nationaux. bâtiments. La livraison de grands transformateurs (plus de 30 • Indiquer clairement les positions MARCHE et ARRÊT La sélection d’un transformateur approprié doit tenir • Comptage : le comptage tarifaire sera nécessaire pour MVA) sur le site doit également être planifiée. Les grands avec des étiquettes appropriées. compte de plusieurs questions fondamentales. Celles- mesurer l’exportation d’électricité. Ce système peut transformateurs peuvent être démontés dans une certaine ci incluent la capacité requise, la position dans le être installé dans la sous-station de la centrale, en plus • Avoir la possibilité d’être fixés par des verrous en mesure, mais le réservoir contenant le conducteur et les système électrique, la localisation et les conditions du point de raccordement au réseau. position arrêt/terre. enroulements devront être transportés en une seule pièce. environnementales dans lesquelles le transformateur Dans le cas de transformateurs d’une capacité de 100 • Les données de surveillance/SCADA : les systèmes • Être classés pour les courants de fonctionnement et de fonctionnera. La capacité du transformateur (spécifiée MVA, la charge du transport sera toujours importante et SCADA permettent un contrôle et une indication d’état court-circuit. en MVA) dépendra de la puissance maximale projetée la livraison par voie routière peut nécessiter des mesures pour les éléments inclus dans la sous-station et dans • Être classés pour la tension de fonctionnement correct. 
 exportée depuis le champ de panneaux solaires. particulières, comme une escorte policière. toute la centrale solaire PV. L’équipement clé peut être situé dans la sous-station ou dans une salle dédiée au • Être fournis avec une mise à la terre appropriée. Les principaux transformateurs d’exportation Le positionnement du transformateur dans la centrale contrôle et à la protection. constitueront un élément majeur de la conception de devrait également être décidé à l’étape de planification. 7.4.2.3 Dimensionnement et sélection des la sous-station principale et, à ce titre, leur sélection Ainsi, un transformateur peut être facilement installé et 7.4.2.5 Mise à la terre et protection contre les transformateurs devrait également tenir compte des exigences techniques en toute sécurité, entretenu et, en cas de panne, remplacé. surtensions En général, les transformateurs fournissent de l’électricité de la société chargée de la gestion du réseau. Ces Les transformateurs contenant du liquide doivent être Un système de mise à la terre doit être fourni pour se à basse tension (généralement entre 300 et 450 V). Mais transformateurs doivent être conformes aux spécifications munis d’un confinement pour récupérer toute fuite. protéger contre les chocs électriques, les risques d’incendie pour une centrale solaire marchande, la connexion au locales et/ou internationales, le cas échéant. Les transformateurs à bain d’huile, s’ils sont situés à et la foudre. Grâce à la mise à la terre, il est possible réseau est généralement faite à 11 kV et plus (niveaux l’intérieur, sont généralement considérés comme présentant d’éviter l’accumulation de charge dans le système lors HV). Il est donc nécessaire d’augmenter la tension en La puissance de sortie fournie par les champs de panneaux un risque particulier d’incendie. En tant que tel, des d’un orage. La mise à la terre d’une centrale solaire PV utilisant un ou plusieurs transformateurs entre l’onduleur PV suit un cycle bien compris correspondant à la mesures visant à réduire le risque pour la propriété et la implique ce qui suit : et le point de raccordement au réseau. trajectoire du soleil au cours de la journée. Ceci permet vie doivent être envisagées. d’appliquer la considération d’un dimensionnement • Mise à la terre du châssis du champ de panneaux. 
 La position du transformateur dans le circuit électrique dynamique à la sélection du transformateur. 7.4.2.4 Sous-station électrique de la centrale • Mise à la terre du système (mise à la terre du va définir la tension requise sur les côtés primaire et Les équipements tels que les transformateurs BT/MT, les conducteur CC). secondaire du transformateur. La solution du transformateur doit être conforme aux normes nationales et internationales, et notamment la commutateurs MT, les systèmes SCADA, et les systèmes de • Mise à la terre de l’onduleur. 
 La figure 18 est un schéma unifilaire de haut niveau norme CEI 60076. La conception doit tenir compte des protection et de comptage peuvent être positionnés dans la sous-station de la centrale. • Protection contre la foudre et les surtensions. illustrant les tensions de fonctionnement classiques pour le éléments suivants : système CA d’une centrale solaire. Là où il est nécessaire de fournir de l’électricité depuis le réseau jusqu’à la centrale, un transformateur auxiliaire doit être utilisé. 82 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 7 : Conception de la centrale 83 Les codes et règlements nationaux et les caractéristiques 7.4.3 RACCORDEMENT AU RÉSEAU spécifiques à chaque emplacement du site devraient être Les centrales solaires doivent répondre aux exigences de la Encadré 4 : Raccordement au réseau—Expérience en Inde prises en compte lors de la conception de la solution de société de gestion du réseau vers lequel elles exporteront mise à la terre. La solution doit être conçue pour réduire Le câble d’exportation de l’électricité. Les exigences techniques de raccordement le risque de choc électrique pour les personnes présentes sont généralement énoncées dans les codes de réseaux, qui En Inde, les projets doivent généralement être mis en service dans les 12 mois à compter de la date d’exécution de l’AAE. L’objectif est de sur le site et le risque de dégâts et d’incendie en cas de prévoir suffisamment de temps pour la planification et l’exécution des travaux associés au câble d’exportation. Cependant, pour un certain sont publiés par la société de gestion du réseau et couvrent défaillance ou de foudre. nombre de projets en Inde, la mise en service a été retardée, l’exportation d’électricité n’ayant pu commencer en raison de l’indisponibilité des sujets tels que la planification, le raccordement et de la ligne d’exportation. Un problème qui peut être évité par la planification de l’itinéraire emprunté par la ligne d’exportation et la le fonctionnement de la centrale. Les codes de réseaux L’ensemble de la centrale solaire PV et du local électrique signature d’accords de droit de passage avec les propriétaires à un stade précoce du développement du projet. varieront d’un pays à l’autre et peuvent inclure : doivent être protégés contre la foudre. Les systèmes de La stabilité du réseau protection sont généralement basés sur des paratonnerres à • Des limites d’émissions harmoniques. Le bon fonctionnement d’une centrale solaire PV raccordée au réseau est sujet à la condition que la tension et la fréquence du réseau dispositif d’amorçage et antennes paratonnerre. L’antenne • Des limites de papillotement de tension. 
 restent dans certaines limites acceptables pour l’onduleur. Le réseau peut devenir instable en conséquence de charges variables appliquées sera capable de faire face à plusieurs coups de foudre et ne à la sous-station électrique. En l’absence de données de charge historiques disponibles au niveau de la sous-station locale de la majorité nécessitera aucun entretien une fois installée. • Des limites de variation de fréquence. des services publics indiens, la disponibilité du réseau peut devenir un risque important pour le développement d’un projet. Afin de mieux comprendre le risque, il est recommandé que le promoteur procède à une évaluation approfondie de la qualité du réseau en • Des exigences d’exportation de puissance réactive. Ces antennes seront raccordées aux postes de mise à la vérifiant physiquement les variations de tension et de fréquence pendant une durée minimum de deux semaines au cours de la phase de terre respectifs. Par la suite, un réseau de mise à la terre • La régulation de la tension. planification du projet. sera constitué, reliant tous les postes de mise à la terre par En plus de la surveillance, des mesures au cours de la phase de sélection des composants peuvent également atténuer le risque d’instabilité • Des exigences relatives au niveau de défaillances. le biais des bandes en fer galvanisé requises. du réseau responsable de temps d’arrêt. • La protection du système. Ces mesures comprennent : Les modalités de mise à la terre varient selon les sites, en fonction d’un certain nombre de facteurs : En plus de répondre aux exigences du code de réseau 1) La sélection d’onduleurs dotés d’une fonction de support dynamique du réseau avec des caractéristiques de basse tension, de haute du pays, la société de gestion du réseau peut avoir des tension et de tenue aux creux de fréquence. • Les exigences nationales en matière d’électricité. 
 exigences propres à un site en cas de conditions de réseau 2) L’utilisation de transformateurs de centrale dotés de régleurs en charge de transformation. • Les directives d’installation pour les fabricants de inhabituelles à l’emplacement précis du site. La compensation de la puissance réactive modules. Lors de la conception de la solution de raccordement au Quelques États indiens obligent les promoteurs de projet à maintenir un facteur de puissance proche de l’unité, alors que d’autres états • Les exigences du système de fixation. 
 font payer la puissance réactive consommée par l’installation PV. Bien que la plupart des onduleurs centraux modernes puissent être faits réseau, une attention particulière doit être accordée aux pour fonctionner à un facteur de puissance capacitif, fournissant la puissance réactive pendant les heures de fort ensoleillement, il peut • Les exigences de l’onduleur. 
 contraintes suivantes : être nécessaire d’inclure une batterie de condensateurs pour compenser la puissance réactive pendant les périodes de faible éclairement. Il • Le risque de foudre. • La planification : Le calendrier de raccordement est conseillé de choisir des onduleurs capables de compenser la puissance réactive. au réseau aura une incidence sur la date de mise Si le concepteur du système doit décider du dispositif de sous tension prévue et sur les cibles de génération. mise à la terre le plus approprié pour l’installation solaire Les composants électriques clés tels que les PV en fonction des besoins spécifiques liés au lieu, les transformateurs peuvent être associés à des délais de directives générales définies ci-dessous peuvent être suivies : livraison importants. La localisation géographique • La tension de raccordement : La tension de causé par une instabilité du réseau doit être évalué des fournisseurs et les délais probables devraient être raccordement doit être adaptée à la capacité de la par les promoteurs par le biais d’une évaluation de • Des tiges de masse doivent être placées à proximité des examinés à l’étape de planification et soigneusement centrale. Différentes tensions de raccordement vont la qualité du réseau. L’absence d’une telle évaluation boîtes de jonction. Des électrodes de mase doivent être pris en compte dans le plan de projet (voir Encadré 4 entraîner des coûts d’équipements électriques (tels que peut avoir de graves répercussions sur l’économie du connectées entre les tiges de masse et la languette de « Raccordement au réseau—Expérience en Inde »). les commutateurs et transformateurs) ainsi que des projet et résulter en des temps d’arrêt dépassant les masse dans la boîte de jonction. spécifications de conducteurs différents. Différentes hypothèses utilisées dans le modèle financier du projet. • Un trajet à la terre continu doit être maintenu dans Outre les travaux de raccordement local, des mises tensions de raccordement peuvent également avoir tout le champ de panneaux PV. à niveau et modifications du réseau plus vastes au- un impact sur le temps nécessaire pour assurer le 7.4.4 Critères de qualité delà du point de raccordement peuvent avoir une raccordement. • Les chemins de câbles doivent être aussi courts que Le câble CA doit être fourni par un fabricant réputé et influence significative sur la date de mise sous tension possible. conforme à la norme ISO 9001. Le câble doit répondre et d’exploitation commerciale. Les problèmes de Le chargement excessif de l’équipement du réseau de • Des dispositifs de protection contre les surtensions transmission ou de distribution local, tel que les lignes aux exigences suivantes : raccordement dépendent de la situation et dépassent peuvent être installés à l’extrémité de l’onduleur généralement la sphère d’influence du promoteur. Il aériennes ou les transformateurs de puissance, peut • Etre certifié aux normes CEI et nationales actuelles du câble CC et des boîtes de jonction du champ de est donc important que la communication soit établie provoquer une instabilité du réseau. Dans ce cas, la telles que la norme CEI 60502 pour les câbles compris panneaux. avec les entreprises de réseau pertinentes et que des tension et la fréquence de du réseau peuvent sortir des entre 1 kV et 36 kV, CEI 60364 pour les câbles BT et discussions soient menées afin de bien comprendre les limites de fonctionnement des onduleurs et entraîner CEI 60840 pour les câbles conçus pour des tensions • De nombreux modèles d’onduleurs incluent des implications et les délais impliqués dans les calendriers des temps d’arrêt pour la centrale. Dans les réseaux supérieures à 30 kV et allant jusqu’à 150 kV. parafoudres internes. Des dispositifs séparés de de raccordement local et régional. régionaux moins développés, le risque de temps d’arrêt protection contre les surtensions peuvent également être nécessaires. 84 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 7 : Conception de la centrale 85 • Essais de type réalisés conformément aux normes tampons appropriées devront être prévues. En fonction conformément aux Eurocodes structuraux (en Europe) caméras jour/nuit ont généralement une portée de 50 appropriées. 
 de la taille de la centrale, les exigences infrastructurelles ou aux codes de construction du pays, aux normes et à à 100 m et sont combinées à des lampes infrarouges. peuvent inclure : la réglementation des autorités locales. Les caméras thermiques sont plus coûteuses, mais sont • Une période de garantie minimum de deux ans. 
 • Un espace suffisant pour accueillir l’équipement et associées à une consommation propre moindre et d’une • Bureau : Un bureau mobile et un espace sanitaire • Une durée de vie équivalente à la durée de vie du faciliter son exploitation et sa maintenance. plus grande portée (supérieure à 150 m en général), dotés de dispositifs de communication. Cet ensemble projet. ce qui signifie qu’un nombre inférieur de caméras est doit être étanche et empêcher l’entrée des insectes. Il • Inclusion de : nécessaire pour couvrir la totalité de la clôture du • Une résistance aux rayons ultraviolets (UV) et aux devrait être situé près de l’entrée du site de sorte que la • Grilles de ventilation, portes sécurisées et fondations périmètre. intempéries (si posé à l’extérieur et sans protection). circulation des véhicules n’augmente pas le risque que de la poussière se dépose sur les modules. en béton permettant l’accès aux câbles. • Logiciel d’analyse vidéo : Certains systèmes de sécurité • Une résistance mécanique (par exemple, à la utilisent un logiciel d’analyse vidéo parallèlement aux compression, à la tension, à la flexion et aux animaux). • Poste BT/MT : Les onduleurs peuvent être soit • Un éclairage intérieur et des prises électriques caméras. Ce logiciel permet à l’utilisateur de définir les placés entre les structures de support de module (si conformes aux réglementations spécifiques du pays. Le commutateur AC doit être fourni par un fabricant zones sécurisées et de distinguer les éventuels intrus des des onduleurs en chaîne sont sélectionnés) dans des réputé accrédité à la norme ISO 9001 et devrait répondre • Un système de ventilation forcée ou de climatisation autres alertes causées par la végétation, les conditions armoires spécialement conçues ou dans un poste aux exigences suivantes : d’éclairage ou les mouvements associés à la végétation, d’onduleur avec le système des transformateurs de adéquat avec thermostats de contrôle, en fonction à la circulation ou aux animaux. Ce système permet • Une certification aux normes actuelles de la CEI et moyenne tension, le commutateur et le système de des conditions environnementales. au bétail de rester dans les limites de la centrale sans normes nationales actuelles appropriées, telles que la comptagm.45 Ce poste BT/MT peut être équipé d’un • Des systèmes de protection contre les événements déclencher l’alarme. Le logiciel d’analyse vidéo permet norme CEI 62271 pour les commutateurs HT et la système de climatisation si cela est nécessaire pour de réduire considérablement le taux de fausses alertes norme CEI 61439 pour les commutateurs BT. s’assurer que la température des appareils électriques climatiques afin d’empêcher l’inondation des du système de sécurité. n’excède pas la fourchette de températures pour bâtiments contenant l’équipement électrique. • Des essais de type selon les normes appropriées. lesquels ils sont conçus. • Capteurs : Il existe une variété de détecteurs • Une période de garantie minimum de deux ans. disponibles sur le marché. Ceux-ci comprennent les • Poste MT/HT : Un poste HT/MT peut être utilisé 7.6 SÉCURITÉ DU SITE faisceaux photoélectriques, les fils-pièges, l’infrarouge • Une durée de vie prévue au moins équivalente à la afin de collecter le courant alternatif provenant des Les centrales solaires PV représentent un investissement passif (PIR), les micro-ondes, les capteurs magnétiques durée de vie du projet. transformateurs et tenir lieu d’interface avec le réseau financier considérable. Les modules PV sont non seulement et de mouvement, etc. Bien que le fait de disposer de électrique haute tension. précieux, mais également mobiles. On a pu observer nombreux capteurs contrôlés de manière indépendante Les transformateurs doivent être fournis par des fabricants • Communications : Le système de surveillance de la de nombreux cas de vols de modules et de câbles en puisse être la cause d’un taux plus élevé de fausses renommés accrédités à la norme ISO 9001 et devraient centrale et le système de sécurité nécessiteront un cuivre. Des solutions de sécurité sont nécessaires pour alarmes, leur interconnexion et l’utilisation d’un répondre aux exigences suivantes : moyen de communication avec accès à distance. réduire le risque de vol et de sabotage. Ces systèmes de traitement du signal numérique (DSP) peut réduire ce • La certification aux normes CEI et au normes L’opérateur du réseau peut également exiger sécurité devront respecter les exigences de la compagnie risque et fournir un système de sécurité plus robuste. Il nationales appropriées, telles que la norme 60076 pour l’installation de lignes téléphoniques fixes spécifiques d’assurance et incluront généralement les éléments convient de veiller à ce que le système choisi ne soit pas le transformateur de puissance, la norme CEI 60085 dédiées au raccordement au réseau. Souvent, suivants, en quantités variées : déclenché par les herbivores. pour l’isolation électrique et la norme CEI 60214 pour un internet haut débit (DSL) ou un système de • Clôture de sécurité : Une clôture en acier galvanisé • Dispositifs de mise en garde : de simples dispositifs les régleurs. communication par satellite est utilisé pour l’accès avec un système permettant d’éviter que l’on puisse d’avertissement de l’utilisation de caméras ou la à distance. Une connexion GSM (système global de • Des essais de type conformément aux normes l’escalader, est généralement recommandée. Une clôture surveillance du site dissuadera la plupart des intrus. Il communications mobiles) ou une ligne téléphonique appropriées. peut également faire partie des exigences du code de peut s’agir de symboles de mise en garde, d’avertisseurs standard équipée de modems constituent des solutions réseau en termes de sécurité publique. Des mesures installés autour du site et de messages de mise en garde • Une période de garantie minimum de deux ans. de rechange, même si les vitesses de transfert de devraient être prises afin de permettre aux petits préenregistrés. données sont moindres. • Une durée de vie prévue au moins équivalente à la animaux de passer sous la clôture à des intervalles • Personnel de sécurité : Un poste de garde permanent, durée de vie du projet. réguliers. 7.5.1 Critères de qualité avec un gardien, fournit souvent le niveau de sécurité • Une efficacité d’au moins 96 pour cent. • Caméras vidéo : Les caméras de sécurité constituent requis par les polices d’assurance. Cette option est Les caractéristiques de référence des infrastructures de la surtout utilisée dans des endroits particulièrement de plus en plus une exigence minimum des systèmes de centrale PV sont les suivantes : éloignés ou des zones présentant une forte criminalité sécurité des centrales PV. Il existe plusieurs types de 7.5 BÂTIMENTS DU SITE • Des postes étanches, en béton armé, ou des caméras, les plus courants étant les caméras thermiques ou des taux de vandalisme élevés. Quand des gardes Une centrale solaire PV d’échelle commerciale nécessite des conteneurs en acier préfabriqués. Tous les bâtiments et les caméras jour/nuit. Les caméras devraient, dans armés sont présents et/ou où des forces de sécurité infrastructures adaptées aux spécificités de la conception et les fondations devraient être conçus et construits l’idéal, disposer de capacités de zoom importantes et publique sont affectés pour assurer la protection choisie. Leur emplacement doit être choisi en un lieu où devraient être simples à manipuler à distance (par ex. de l’actif (généralement dans des contextes de post- ils ne porteront pas d’ombre sur les modules PV. Il peut avec des fonctions panoramiques, d’inclinaison et de conflit), la présélection et la formation des membres être possible de positionner les bâtiments sur le périmètre zoom) afin de permettre à des utilisateurs externes du personnel de sécurité, étayées par des politiques 45 Pour les onduleurs en chaîne, le « poste BT/MT » peut être utilisé pour collecter opérationnelles, sont recommandées en ce qui concerne de l’installation. S’ils sont positionnés au centre, des zones l’électricité en CA d’identifier plus facilement des sources d’intrusion. Les 86 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 7 : Conception de la centrale 87 le recours approprié à la force/aux armes à feu et 7.7 SURVEILLANCE DE LA CENTRALE RS232. Les protocoles de communication varient, bien que avec des manuels d’utilisation et un soutien technique la conduite à adopter envers les travailleurs et les ceux qui sont le plus couramment utilisés dans le monde approprié. membres de la communauté. 7.7.1 TECHNOLOGIE DE SURVEILLANCE entier soient Modbus, TCP/IP et DNP3. Si plus d’un Un système de surveillance est un élément essentiel d’une protocole de communication est envisagé pour un système Selon la taille et le type de centrale, les paramètres • Centre d’alarme à distance : Les centrales solaires centrale PV. Les dispositifs de surveillance sont essentiels de surveillance, des convertisseurs de protocoles peuvent minimums à mesurer sont : PV transmettront des données par le biais d’une pour le calcul des dommages-intérêts liquidés (DIL) et être utilisés. communication par satellite ou ligne fixe avec un • Le plan d’ensoleillement du champ de panneaux et le centre d’alarme, généralement situé dans une grande pour confirmer que l’entrepreneur IAC a respecté ses plan horizontal : Mesurés à l’aide de pyranomètres obligations. L’acquisition automatique de données et la La figure 19 illustre l’architecture d’un système de ville et peut être loin du site. Le système de sécurité standards secondaires, avec une tolérance de mesure technologie de surveillance sont également essentielles surveillance basé sur un portail internet, qui peut inclure doit être surveillé 24 h/24. Toute détection qui est à l’intérieur de ± 2 pour centt.46 Les pyranomètres du au cours de la phase d’exploitation, afin de maintenir un une fonctionnalité pour : vérifiée comme une intrusion devrait déclencher l’envoi plan des champs de panneaux sont essentiels pour le d’une alerte à la police ou à une entreprise de sécurité niveau élevé de performances, de réduire les temps d’arrêt • La gestion des opérations : La gestion de la calcul du coefficient de performance (CP) exigé par locale pour que des mesures soient prises et d’assurer la détection rapide des anomalies. performance (sur site ou à distance) de la centrale contrat, et les pyranomètres du plan horizontal sont solaire PV pour permettre le suivi des onduleurs ou des utiles pour comparer l’ensoleillement mesuré avec les • Autres mesures de sécurité : les mesures de sécurité Un système de surveillance permet de surveiller le chaînes au niveau du coffret de regroupement. prévisions de la ressource d’irradiation horizontale supplémentaires peuvent inclure : rendement de la centrale et de le comparer avec les calculs globale. La meilleure pratique veut que l’on installe des théoriques, et d’émettre des mises en garde quotidiennes, • Gestion des alarmes : Marquage de tout élément de la • La réduction de la visibilité de la centrale, en capteurs dans une variété d’endroits dans les centrales en cas de réduction de la performance. Les défaillances centrale qui ne relève pas des gammes de performance plantant des arbustes ou des arbres à des endroits de plusieurs mégawatts, tout en évitant les endroits peuvent ainsi être détectées et corrigées avant qu’elles prédéterminées. Des messages de défaillance ou qui sont susceptibles de connaître un ombrage. Le appropriés. Il convient de veiller à ce que ceux-ci ne n’aient un effet sensible sur la production. Sans système d’erreur peuvent être automatiquement générés et tableau 14 donne une règle de base pour le nombre fassent pas d’ombre aux modules PV. de surveillance fiable, il peut falloir plusieurs mois envoyés à l’équipe chargée de l’entretien de la centrale de pyranomètres qu’il est recommandé d’utiliser en pour identifier une centrale peu performante. Cela peut par fax, e-mail ou un message texte. fonction de la capacité de la centrale. • Des boulons de fixation de modules antivol peuvent conduire à une perte de revenus inutile. • Compte-rendu : La génération de rapports de être utilisés et de la résine synthétique peut être • Température ambiante : Mesurée avec une précision rendement détaillant la performance des composantes appliquée une fois serrés. Les boulons ne peuvent La clé d’une méthode de surveillance et de détection supérieure à ± 1 ° C, les capteurs PT1000 devraient individuelles, et l’analyse comparative des rapports des défaillances fiable est de disposer de bonnes être thermoliés au dos du module dans un endroit alors être libérés qu’après chauffage de la résine comparés à ceux d’autres composantes ou lieux. mesures simultanées de l’ensoleillement, des conditions positionné au centre d’une cellule. jusqu’à 300 °C. environnementales et de la production de la centrale 7.7.2 NORMES DE QUALITÉ • Des systèmes de fibre de module antivol peuvent être électrique. Pour ce faire, une station météorologique est intégrée au site afin de mesurer le plan d’ensoleillement du Les systèmes de surveillance doivent se baser sur des utilisés. Ces systèmes fonctionnent en enroulant de 46 Voir par exemple, Kipp & Zonen CMP 11, http://www.kippzonen.com/ champ de panneaux solaires, la température du module et logiciels/du matériel disponible dans le commerce, fournis Product/13/CMP-11-Pyranometer#.VBmlTGMgsuc la fibre plastique autour de tous les modules d’une la température ambiante et, de préférence, l’éclairement chaîne. Si un module est retiré, la fibre se brise, horizontal global, l’humidité et la vitesse du vent. déclenchant une alarme. Dans les centrales solaires PV de grande envergure, la Figure 19 : Schéma du système de surveillance d’une installation PV 7.6.1 NORMES DE QUALITÉ tension et le courant seront généralement contrôlées au niveau de l’onduleur, du coffret de regroupement ou CENTRAL SOLAIRE PV CENTRE DE SURVEILLANCE Les caractéristiques de sécurité de référence sont : d’une chaîne, chacun offrant une granularité supérieure Serveurs principaux Vitesse/direction Température Irradiance • Une clôture métallique d’au moins 2 m de haut. à la précédente. Le contrôle au niveau de l’onduleur est du vent Capteurs météorologiques le système le moins complexe à installer. Cependant, il • Un système de vidéosurveillance, qui inclut des caméras ne donne qu’un aperçu de la performance de la centrale, avec zoom et capacités de manipulation à distance. alors que les deux autres options, bien qu’elles soient plus • Des capteurs et/ou un logiciel d’analyse vidéo. coûteuses, fournissent des informations plus détaillées DSL/GPRS/GSM/LT Internet sur les performances des composantes du système et Onduleur(s) SCADA • Des panneaux de mise en garde. - Données en temps réel l’amélioration de la détection des défaillances et de leur Compteur(s) - Données antérieures - Alarmes (SMS, Email, FAX) • Un enregistreur vidéo numérique, qui enregistre les identification. Transformateur - Événements Interface Internet - Rapports - Surveillance données pendant au moins 12 mois. de puissance - Visualisation Les données produites par la station météo, les onduleurs, Réseau - Prévision • Un système d’alarme monté sur la porte de la centrale, les coffrets de regroupement, les compteurs et les le poste de moyenne tension, le poste de comptage et transformateurs seront recueillies dans les enregistreurs Opérateur les cabines portables. de données et transmis à une station de surveillance, Légende BUREAU DISTANT généralement via des câbles Ethernet, CAT5/6, RS485 ou SCADA Système de contrôle et d’acquisition de données DSL DSL Ligne d’abonné numérique GPRS GPRS Service général de radiocommunication par paquets GSM GSM Système mondial de communications mobiles TL LT Ligne téléphonique 88 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 7 : Conception de la centrale 89 Tableau 14 : Recommandation du nombre de pyranomètres Tableau 15 : Stratégies d’optimisation de la performance 7.9 EXIGENCES RELATIVES À LA Tableau 16 : Exigences relatives au diagramme de câblage en fonction de la capacité de la centrale DOCUMENTATION CONCEPTUELLE annoté Mesure d’atténuation pour optimiser la Capacité CC de la centrale 5- 10 – Perte performance Plusieurs exigences minimales devraient être incluses dans Section Détails requis (MWc) <1 1-5 10 20 > 20 Ombrage • Choisir un lieu ne présentant pas d’obstacles le cadre de la documentation conceptuelle. Celles-ci sont Panneaux • Type(s) de modules. Nombre de pyranomètres pour créant un ombrage. listées ci-dessous : solaires • Nombre total de modules. 0 2 2 3 4 le plan de panneaux • S’assurer que la centrale dispose de suffisamment • Nombre de chaînes. Nombre de pyranomètres d’espace pour réduire l’ombrage entre les • Les fiches techniques des modules, onduleurs, du • Modules par chaîne. 0 0 1 1 1 modules. système de fixation du champ de panneaux et des horizontaux Information sur • Spécifications des câbles de chaîne – dimension • Disposer d’une stratégie d’E&M robuste capable autres composantes du système. la chaîne PV et type. de supprimer le risque d’ombrage associé à la • Disposition de protection contre les surtensions • Tension CC du champ : Mesurée à une précision croissance de la végétation. • Les schémas de câblage, y compris, au minimum, les de chaîne (s’ils sont installés) – type et tension/ d’environ 1 pour cent. informations énoncées dans le Tableau 16. courant nominal. Angle • Utiliser des revêtements antireflets, du verre • Courant CC du champ : Mesuré à une précision • Les schémas d’agencement montrant l’espacement des • Type de diode de blocage (le cas échéant). d’incidence texturé ou un système de pistage. d’environ 1 pour cent. Faible • Utiliser des modules présentant une bonne rangs et la position des infrastructures du site. Détails • Spécifications du câble principal du champ de ensoleillement performance à des niveaux d’éclairage faibles. électriques sur panneaux – dimension et type. • Puissance CA de l’onduleur : Mesurée aussi près que • Les schémas de la structure de fixation, les calculs de Température du • Choisir des modules disposant d’un meilleur le champ de • Localisation du boîtier de jonction du champ de possible des bornes de sortie de l’onduleur, avec une structure étant examinés et certifiés par un ingénieur module coefficient de température pour produire de panneaux panneaux (le cas échéant). précision d’environ 1 pour cent. agréé. • Type d’isolant CC, localisation et régime l’électricité dans des lieux caractérisés par une nominal (tension/courant. • Électricité envoyée vers le réseau public. température ambiante élevée. • Une prévision détaillée de l’évaluation des ressources et Encrassement • Choisir des modules moins sensibles à l’ombrage. du rendement énergétique. Dispositifs • Détails de tous les conducteurs de terre/de • Électricité envoyée par le réseau public. de mise à la liaison équipotentielle. Ceci inclut les détails du • Garantir un contrat d’E&M adéquat incluant un programme de nettoyage adapté aux conditions • Un rapport de conception qui comprendra des terre et de câble de liaison équipotentielle de la structure La mesure des paramètres essentiels devrait être réalisée à du site. informations sur la localisation du site, les protection du champ de panneaux (le cas échéant). des intervalles d’une minute. caractéristiques du site, la ressource solaire, le travail • Détails de toute connexion à un Système de Qualité du • Choisir des modules présentant une faible de conception, la prévision du rendement énergétique Protection contre la Foudre (SPF). module tolérance ou une tolérance positive. • Détails de tout système de protection contre 7.8 OPTIMISER LA CONCEPTION DU SYSTÈME et un résumé des résultats de l’étude géotechnique. Déséquilibre • Classer les modules présentant des la surtension installé (sur les lignes CA et CC), entre les caractéristiques similaires en chaînes en série dans pour inclure la localisation, le type et le régime La performance d’une centrale électrique PV peut être modules la mesure du possible. nominal. optimisée par une combinaison de plusieurs facteurs • Éviter l’ombrage partiel d’une chaîne. Système CA • Localisation, type et régime nominal de favorables : des modules et des onduleurs haut de gamme, • Éviter les variations dans l’angle d’inclinaison des l’isolateur CA. une bonne conception du système avec des composants modules et l’orientation dans une même chaîne. • Localisation, type et régime nominal de de haute qualité et des composantes correctement Résistance du • Utiliser un câble adéquatement dimensionné. l’appareil de protection contre la surtension CA. installées et un bon programme d’entretien et de contrôle câble CC • Réduire la longueur des câbles CC. • Localisation, type et régime nominal de préventif conduisant à un faible nombre de défaillances de Performance de • Choisir des onduleurs hautement efficaces, dispositif à courant résiduel (le cas échéant). fonctionnement. l’onduleur correctement dimensionnés. • Détails sur la connexion au réseau et exigences relatives au code de réseau. Pertes CA • Utiliser un câble adéquatement dimensionné. L’objectif est de minimiser les pertes. Les mesures pour y • Réduire la longueur des câbles CA. Système • Détails du protocole de communication. parvenir sont décrites dans le Tableau 15. La réduction • Utiliser des transformateurs hautement efficaces. d’acquisition • Exigences relatives au câblage. de la perte totale augmente le rendement énergétique des données • Capteurs et collecte de données. Arrêt de la • Utiliser un système de surveillance robuste et de annuel et donc les revenus, bien que dans certains cas, centrale capable d’identifier rapidement les défaillances. communication cela puisse augmenter le coût de la centrale. Il convient • Choisir un entrepreneur d’E&M assurant un temps de noter que les efforts visant à réduire un type de perte de réaction rapide pour assurer les réparations. peuvent être hostiles aux efforts visant à réduire les • Conserver des pièces de rechange. pertes d’un autre type. Le concepteur de la centrale doit Disponibilité du • Installer la capacité de la centrale PV dans des faire les compromis appropriés, qui se traduisent par une réseau zones où le réseau est robuste et a le potentiel d’absorber l’électricité PV. centrale caractérisée par une haute performance, à un coût raisonnable, en fonction des conditions locales. Le but Cv w< vcxq • Choisir des modules associés à un faible taux de ultime du concepteur est de créer une centrale maximisant dégradation et une garantie de puissance linéaire. la rentabilité financière en minimisant le coût moyen Pistae MPP • Choisir des onduleurs hautement efficaces avec actualisé de l’électricité (LCOE). une technologie de pistage MP sur plusieurs entrées. • Éviter le déséquilibre entre les modules. Limitation du • S’assurer que les systèmes de pistage sont adaptés pistage aux charges de vent auxquelles ils seront soumis. 90 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 7 : Conception de la centrale 91 Des listes de vérification des exigences et procédures de base relatives aux considérations conceptuelles de la centrale sont fournies ci-dessous. Elles sont destinées à aider les promoteurs de centrales solaires PV au cours de la phase de développement d’un projet PV.. Encadré 5 : Exemple de mauvaise conception Il est beaucoup moins cher et plus rapide de corriger les défauts de conception avant la construction que pendant ou après la construction. Par conséquent, il est essentiel d’appliquer l’expertise technique appropriée à chaque aspect de la conception de la centrale. Si le promoteur Liste de vérification pour la sélection du module PV Liste de vérification pour la sélection de l’onduleur ne dispose pas de toute l’expertise nécessaire en interne, alors un conseiller technique expérimenté devrait être engagé. Quel que soit le niveau d’expertise interne, il est recommandé de procéder à un audit technique préalable complet et indépendant avant que la construction ne commence. Il s’agira d’une condition essentielle en cas de demande de financement.  Contrôle de l’identité et des antécédents du fournisseur.  Capacité adaptée à la dimension du projet. À titre d’exemple, regardez les défaillances que des consultants techniques indépendants ont identifié sur un projet de 5 MWc qui avait été  Certification minimale obtenue.  Compatible avec le code de réseau national. construit en Inde en 2010 :  Modalités de la garantie du produit et de l’électricité  Contrôle de l’identité et des antécédents du fournisseur. • Les fondations : conformes aux normes du marché. †† Les fondations des structures de soutien se composaient de piliers de béton, coulés sur place, avec des barres de renforcement en  Garantie de tierce partie fournie (si disponible).  Certification minimale obtenue. acier et des tiges en acier fileté fixant les plaques de support de la structure de fixation. Ce type de fondation est déconseillé en raison  Technologie adaptée aux conditions environnementales  Modalités de la fourniture du produit et conformes aux de la difficulté inhérente à aligner avec précision un grand nombre de petites fondations. normes du marché. (par exemple, des températures élevées, un ensoleillement †† De l’acier doux a été utilisé pour les tiges de fixation. L’acier doux étant sujet à la corrosion, des tiges en acier inoxydable aurait été préférables diffus, de l’humidité).  Technologie et modèle adaptés aux conditions environnementales (par exemple, intérieur/extérieur, • Les structures de fixation :  Technologie adaptée aux conditions d’ombrage (nombre de réduction de la capacité à des températures élevées, diodes bypass). fourchette de MPP). †† Les structures de fixation n’ont pas été adéquatement conçues pour les charges qu’elles étaient destinés à supporter. En particulier, les pannes ont fléchi de manière significative sous la charge des modules. Les structures de soutien doivent être conçues pour  Tolérance de puissance conforme aux normes du marché.  Compatible avec les modules à couches minces (onduleurs résister aux charges de vent et d’autres charges dynamiques sur la durée du projet. Des travaux de réparation considérables ont été avec transformateur ou sans transformateur). nécessaires pour y intégrer des entretoises de support supplémentaires.  Efficacité conforme aux normes du marché. †† La structure de fixation ne peut être réglée, car aucun mécanisme n’a été inclus pour permettre l’ajustement de la position des modules. La combinaison du choix du type de fondation et du choix de la structure de fixation a conduit à des problèmes importants quand il fallut aligner les modules solaires à l’angle d’inclinaison nécessaire. • Les composantes électriques : Liste de vérification pour la sélection du transformateur Liste de vérification pour la conception générale †† Des diodes de chaîne ont été utilisées pour protéger les circuits plutôt que des fusibles de chaîne/MCB. La meilleure pratique actuelle consiste à utiliser des fusibles de chaîne/MCB, car les diodes provoquent une chute de tension et une perte de puissance, ainsi que  Capacité adaptée à la dimension du projet.  Angle d’inclinaison et orientation des panneaux PV adaptés d’un taux défaillance plus élevé. 
 à la situation géographique. †† Aucune protection n’a été fournie pour les coffrets de raccordement. Cela signifie qu’en cas de défaillance entre le réseau et les  Compatibilité avec les réglementations relatives au réseau  Distance entre les rangées adaptées pour le site. national. tableaux de distribution CC, les tableaux de distribution disjonctent, affectant les temps d’arrêt de la centrale plus que nécessaire. 
 †† Des sectionneurs hors charge ont été inclus dans les coffrets de regroupement avant le tableau de distribution. Par conséquent, il n’a  Contrôle de l’identité et des antécédents du fournisseur.  Ombrage apporté par les objets situés à proximité pris en pas été possible d’isoler des chaînes individuelles à des fins d’installation ou d’entretien. considération, et zone tampon adéquate incluse.  Certification minimale obtenue.  Dimension de la chaîne PV adaptée pour l’onduleur dans les Les défauts de conception énumérés ci-dessus couvrent un large éventail de problèmes. Toutefois, la leçon sous-jacente est qu’il est conditions environnementales du site. essentiel d’appliquer l’expertise technique appropriée à tous les aspects de la conception de la centrale par le biais d’une expertise  Modalités de la garantie du produit conformes aux normes du marché. technique interne ou externe. Un audit technique préalable indépendant devrait être effectué sur la conception avant que la construction  Dimension de l’onduleur adapté à la dimension du ne commence. champ PV (coefficient de puissance et fourchette MPP de  Adapté aux conditions environnementales (par exemple, l’onduleur). intérieur/extérieur, température ambiante et altitude).  Efficacité conforme aux normes du marché.  Transformateur adéquatement dimensionné.  Pertes en charge/hors charge conformes aux normes du  Coffrets de regroupement (indice de protection IP) adaptés marché. aux conditions environnementales.  Câbles CC et CA adéquatement dimensionnés.  Équipements de protection BT et HT (fusibles, Liste de vérification pour la structure de support commutateurs et disjoncteurs) adéquatement dimensionnés.  Identification et antécédents du fournisseur vérifiés  Mise à la terre et protection contre la foudre adaptés et conçus pour les conditions spécifiques au site.  Certification minimale obtenue  Travaux de génie civil (fondations, drainage) adéquats  Termes et conditions de la garantie du produit en compte-tenu des risques environnementaux. conformité avec les standards du marché  Système de surveillance conforme aux normes du marché.  Convenable par rapport aux conditions environnementales et aux conditions du sol (dilatation thermique, atmosphère  Système de sécurité conforme aux normes du marché et marine, acidité du sol) approuvé par l’assureur. 92 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 7 : Conception de la centrale 93 Outre les principaux permis, licences et accords énumérés • Les permis/consentements relatifs à la planification 8 ci-dessus, dans le cadre des exigences de forme ou autre et les autorisations d’utilisation des terres nécessaires Permis, licences et considérations support, il peut être nécessaire pour un promoteur de s’inscrire en tant que « producteur d’énergie renouvelable pour construire et exploiter un aménagement d’énergie solaire renouvelable. environnementales qualifié/privilégié/spécial renouvelable » pour obtenir un soutien. Selon le pays concerné, cela peut aussi être une • Toute restriction normale en matière d’aménagement du territoire pour la zone du développement (par exigence pour le promoteur de démontrer la conformité à exemple, les réglementations de zonage relatives à ces exigences. 8.1 APERÇU DES CONSIDÉRATIONS RELATIVES AUX l’utilisation des terres). PERMIS, AUX LICENCES ET AUX CONSIDÉRATIONS Les procédures d’autorisation La séquence des exigences peut varier d’un pays à l’autre • Les pièces justificatives devant être soumises avec la ENVIRONNEMENTALES et il est recommandé qu’une réunion se tienne rapidement demande de planification (localisation/agencement/ Les exigences en matière de permis et de licences pour les et d’octroi de licences varient avec l’autorité de planification/gouvernementale plans d’élévation, description du projet, détails relatifs centrales solaires PV varient grandement d’un pays à l’autre selon la localisation et la taille compétente pour établir et confirmer les lois pertinentes à l’accessibilité, études environnementales, etc., tel que et entre différentes régions d’un pays. Il est donc important de et les permis associés qui seront nécessaires au projet. Les requis par l’autorité compétente). mettre en place les lois/réglementations pertinentes et permis de la centrale. Pour les petites délais d’obtention des autorisations pertinentes devraient • Le mode de soumission (en ligne ou via le bureau du associés qui seront requis pour le projet avec l’organe de installations PV, les systèmes également être établis rapidement, car de nombreuses ministère de la Planification). planification/gouvernemental approprié. autorisations devront avoir été accordées avant la de délivrance de permis sont construction de la centrale. • Les délais relatifs à la soumission et à la détermination. Afin de livrer un projet qui sera acceptable pour les institutions souvent simplifiés et obtenus • La procédure applicable à la réalisation d’amendements financières internationales (par exemple, pour permettre l’apport au niveau des collectivités 8.2.1 CONTRAT DE BAIL DU TERRAIN au consentement à une date ultérieure. du financement), les études environnementales et sociales doivent être effectuées conformément aux les exigences des normes locales. Cependant les centrales Si le terrain n’est pas une propriété privée, un accord visant à acquérir ou à louer les terrains nécessaires auprès Une autorisation de l’autorité des routes peut également internationales de premier plan et des principes, à savoir les à grande échelle peuvent avoir du propriétaire du terrain est une exigence clé. Le contrat être nécessaire, selon les travaux nécessaires. Principes de l’Équateur et les critères de performance d’IFC. Les normes nationales devraient également être respectées, celles-ci des exigences plus strictes, de bail du terrain doit être assuré, à titre de première étape, pour permettre le développement du projet sur 8.2.3 PERMIS DE CONSTRUIRE pouvant être plus strictes que les exigences des prêteurs. déterminées au niveau national le terrain nécessaire. Cela ne concerne pas les centrales Certains pays peuvent exiger l’obtention d’un permis de ou régional. de toiture. Un contrat de location dure généralement Une liste de vérification des exigences et des procédures de base construction séparé, selon la nature du projet. Lorsque pour l’obtention des permis et licences est fournie à la fin du 25 ans, et inclut souvent une clause de prolongation cela est nécessaire, il convient de noter que l’organe chargé chapitre 8. supplémentaire. de donner son consentement peut différer de l’autorité qui délivre l’autorisation pour l’aménagement/l’utilisation des Les sections suivantes décrivent les exigences relatives à l’octroi Les contrats de bail et contrats d’option devraient inclure terres. de permis et licences. des restrictions appliquées aux aménagements sur des terrains adjacents au site susceptibles d’avoir un impact Avant qu’un permis de construire soit obtenu, il peut être sur la performance des panneaux solaires PV. En outre, les nécessaire d’avoir les autres permis requis en place ou de 8.2 EXIGENCES RELATIVES AUX PERMIS ET LICENCES terrains nécessaires aux nouvelles routes d’accès doivent compléter un changement de catégorisation de l’utilisation Les procédures d’octroi de licences et de permis varient selon la également être pris en considération. des terres. Comme indiqué ci-dessus, une consultation localisation et la taille de la centrale. Pour les petites centrales PV, précoce avec l’autorité compétente est recommandée afin les régimes d’autorisation sont souvent simplifiés et obtenus au 8.2.2 CONSENTEMENTS RELATIFS À LA PLANIFICATION de définir les exigences nationales et locales spécifiques. niveau des collectivités locales. Cependant, les centrales à grande ET À L’AMÉNAGEMENT DU TERRITOIRE échelle peuvent avoir des exigences plus vastes déterminées au 8.2.4 PERMIS ENVIRONNEMENTAUX Tous les consentements relatifs à la planification/à niveau national ou régional. Les permis, licences et accords clés l’autorisation d’utilisation du sol doivent être en place généralement requis pour des projets d’énergie renouvelable Tous les permis, licences et exigences environnementaux avant la construction d’un projet. Les exigences relatives incluent : doivent être obtenus avant de commencer la construction. aux consentements varient grandement selon les pays et les Les permis environnementaux sont spécifiques à chaque • Le contrat de bail du terrain. régions, et dépendent également de la taille de la centrale. pays et à chaque projet. Une consultation devrait Il est possible d’obtenir des conseils sur les exigences • Les autorisations pour l’aménagement/l’utilisation des terres. être entreprise avec les ministères et les organismes relatives à la planification et au consentement dans la zone environnementaux pertinents afin de déterminer les • Les permis de construire. du projet auprès du ministère de la Planification local, du exigences de tous les permis environnementaux liés au ministère concerné ou d’un consultant expérimenté. Le • Les permis environnementaux. projet. Un consultant spécialiste de l’environnement type d’informations devant être prises en considération peut également fournir des conseils sur les exigences • La demande de raccordement au réseau. comprend : spécifiques. • Les licences d’opérateur/de production. 94 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 8 : Permis, licences et considérations environnementales 95 Les permis et licences environnementaux qui pourraient 8.3 EXIGENCES ENVIRONNEMENTALES ET • Principe 1 - Examen et catégorisation • Critère de performance 7 : Populations autochtones être requis sont les suivants : SOCIALES • Principe 2 – Évaluation environnementale et sociale • Critères de performance 8 : Héritage culturel • Permis d’étude d’impact environnemental (EIE). Le développement de tout projet solaire aura des • Principe 3 – Standards environnementaux et sociaux conséquences à la fois environnementales et sociales. Le respect des critères de performance d’IFC permettra • Licences relatives aux espèces menacées/protégées. applicables L’ampleur et la nature de ces impacts dépendront non seulement de s’assurer qu’un projet est socialement • Permis relatifs à la protection de l’agriculture. 
 d’un certain nombre de facteurs, notamment la taille • Principe 4 – Système de gestion environnementale et et écologiquement viable, mais facilitera également de la centrale, son emplacement, sa proximité aux sociale (SGES) et Plan d’action selon les Principes de l’obtention de financements pour un projet. • Permis relatifs à la conservation des sites historiques. communautés et les désignations environnementales l’Équateur (Plan d’action PE) • Permis forestiers. applicables. Ces questions sont examinées dans les sections 8.3.1.3 Directives environnementales, sanitaires et • Principe 5 – Participation des parties prenantes sécuritaires (ESS) générales de la Banque suivantes. De plus amples informations sur les considérations • Principe 6 - Mécanisme de réclamation mondiale environnementales sont fournies à la section 8.3 ci- 8.3.1 NORMES APPLICABLES Les directives ESS générales sont un document technique • Principe 7 - Revue indépendante dessous. de référence contenant des exemples généraux et Afin de réaliser un projet qui sera acceptable pour les • Principe 8 – Conventions institutions financières internationales (par exemple, propres à une industrie en termes de bonnes pratiques 8.2.5 DEMANDE DE RACCORDEMENT AU RÉSEAU • Principe 9 - Suivi indépendant et rapports internationales de l’industrie. Les Directives ESS générales pour permettre l’apport du financement), le travail doit Un permis de raccordement au réseau est requis pour être effectué conformément aux exigences des normes et incluent des conseils sur les questions de l’environnement, • Principe 10 – Rapports et transparence exporter de l’électricité sur le réseau, celui-ci indiquant principes clés énoncés dans les sections suivantes. de la santé, et de la sécurité applicables dans tous les normalement le point de raccordement et confirmant le secteurs de l’industrie. 8.3.1.2 Critères de performance d’IFC sur la viabilité niveau de tension qui sera appliqué à ce raccordement. La 8.3.1.1 Principes de l’Équateur sociale et environnementale demande de raccordement au réseau doit être soumise à la 8.3.1.4 Législation et réglementation Les Principes de l’Équateur47 (PE) se composent de Comme indiqué dans le PE 3, les pays qui ne sont environnementales et sociales locales, société de transmission ou de distribution concernée par le dix principes relatifs à l’évaluation et à la gestion pas considérés comme des pays à hauts revenus de nationales et internationales projet. environnementale et sociale. En outre, ils incluent les l’Organisation de coopération et de développement La législation et la réglementation environnementales et exigences de déclaration et de surveillance applicables économiques (OCDE) doivent appliquer les normes de Le permis doit être obtenu bien avant la date à laquelle sociales varient selon les pays et les régions ; cependant aux institutions financières des Principes de l’Équateur viabilité sociale et environnementale prévues par IFC.49 la première exportation vers le réseau doit être effectuée les PE et les CP d’IFC ont fixé des normes minimales (EPFI). Les PE fixent un point de référence pour l’industrie Ces normes ont été élaborées pour les propres projets afin de permettre des délais suffisants à la réalisation acceptables pour le développement de projets dans le financière et ont été adoptés par les institutions financières d’investissement d’IFC, mais sont un exemple pour les des travaux associés. Les centrales solaires PV devront monde entier. afin de déterminer, d’évaluer et de gérer les risques entreprises privées et les institutions financières du monde répondre aux exigences de la société exploitant le réseau environnementaux et sociaux des projets. entier. vers lequel l’électricité sera exportée. Ce point est traité Un grand nombre de pays sont dotés de dispositions plus en détail dans la section 10.4. législatives nationales qui sont à égalité ou supérieures aux Il existe actuellement 78 EPFI dans 34 pays différents
qui Les CP d’IFC portent sur les sujets suivants : normes des PE/d’IFC. Si les exigences nationales s’avèrent ont officiellement adopté les normes des PE.48 Ces 8.2.6 LICENCE DE PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ • Critère de performance 1 : Évaluation et gestion des plus strictes, les promoteurs de projet doivent examiner et institutions n’apporteront pas de financement aux clients risques et impacts environnementaux et sociaux respecter ces normes. L’exploitant d’une centrale de production d’électricité est qui ne veulent ou ne peuvent pas se conformer aux PE. tenu d’être en possession d’une licence de production, qui Certains de ces prêteurs, tels que la Banque européenne • Critère de performance 2 : Main-d’œuvre et conditions Dans les pays où les exigences de la législation permet à un opérateur de produire, de distribuer et de pour la reconstruction et le développement (BERD), de travail environnementale et sociale sont moins exigeantes, un fournir de l’électricité. peuvent disposer de normes supplémentaires auxquelles • Critère de performance 3 : Utilisation efficace des projet doit être élaboré conformément à ces exigences les emprunteurs doivent se conformer. Des informations ressources et prévention de la pollution outre les normes imposées par le prêteur, qui doivent au Les promoteurs doivent être informés des exigences supplémentaires sur les exigences de financement sont minimum respecter les normes des PE/d’IFC. requises et des calendriers spécifiques à chaque pays pour présentées à la Section 14 (Financement des projets • Critère de performance 4 : Hygiène, sécurité et sûreté l’obtention d’une licence de production. Par exemple, solaires PV). communautaires 8.3.2 ÉTUDE D’IMPACT ENVIRONNEMENTAL ET SOCIAL dans de nombreux pays européens et asiatiques, la • Critère de performance 5 : Acquisition des terres et licence de production d’électricité est obtenue après la Les PE sont applicables dans le monde entier et pour Les projets peuvent être tenus de procéder à une étude déplacement forcé construction de la centrale, alors que dans certains pays tous les secteurs de l’industrie, d’où leur pertinence pour d’impact environnemental (et social) initiale ou complète africains, la licence est requise au début du processus de l’industrie solaire. Les dix PE abordent les thèmes suivants : • Critère de performance 6 : Conservation de la (EIE ou EIES), en fonction des exigences réglementaires développement du projet. biodiversité et gestion durable des ressources naturelles nationales. 47 Groupe de la Banque mondiale, « The Equator Principles : A financial industry Les règlements et les lois relatifs à l’étude d’impact benchmark for determining, assessing and managing environmental and social environnemental et social pertinents du pays devraient risk in projects », 2013. http://www.equator-principles.com/resources/equator_ principles? III.pdf (consulté en juin 2014). 49 IFC, « Performance Standards on Environmental and Social Sustainability » 2012, être examinés en premier lieu pour déterminer les besoins http://www.ifc.org/wps/wcm/connect/c8f524004a73daeca09afdf998895a12/ 48 Groupe de la Banque mondiale, « The Equator Principles: Members & Reporting », IFC_Performance_Standards.pdf? MOD = AJPERES (consulté en juin 2014). spécifiques à chaque pays, parallèlement aux exigences http://www.equator-principles.com/index.php/members-reporting 96 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 8 : Permis, licences et considérations environnementales 97 des PE et des CP d’IFC. En général, pour attirer des dans le monde. Une bonne identification des risques pour souvent d’une question cruciale en ce qui concerne le ou les impacts directs sur les artéfacts archéologiques financements et répondre aux exigences réglementaires, la SST et des mesures de gestion de risques appropriées permis d’exploitation sociale, qui doit être manipulée avec enfouis, suite à la perturbation du sol pendant la un examen analytique appelé un étude environnementale doit être intégrée au plan de gestion de chaque projet soin et attention par des personnes qualifiées. construction. Lorsqu’un problème potentiel a été analysé initiale (EEI) ou étude environnementale préliminaire doit et aux clauses des contrats IAC standards. Lorsque les par l’étude environnementale préliminaire, des enquêtes être mis en œuvre, avec l’aide d’une société de conseil en projets disposent de camps d’hébergement des travailleurs, 8.3.2.4 Impacts visuels et paysagers de terrain doivent être effectuées avant la construction environnement indépendante, afin de définir la nature et les logements doivent répondre aux exigences de base Les principaux impacts peuvent inclure la visibilité afin de déterminer le patrimoine et les caractéristiques l’ampleur des impacts environnementaux et l’étendue de par rapport à l’espace, l’approvisionnement en eau, des panneaux solaires dans le paysage et les impacts archéologiques clés du site ou à proximité. Les mesures l’étude requise. Une fois le degré des impacts potentiels l’élimination adéquate des eaux usées et des déchets, associés sur les désignations de paysage, les types de d’atténuation peuvent inclure l’aménagement du site et sa et la sensibilité du site déterminés, il sera possible de la protection contre la chaleur, le froid, l’humidité, le caractères et les communautés environnantes. Les mesures conception afin d’éviter les zones de patrimoine culturel ou déterminer si une étude environnementale et sociale bruit, l’incendie et les animaux porteurs de maladies, d’atténuation courantes employées pour réduire les présentant une valeur archéologique, et la mise en œuvre complète est nécessaire. les installations de stockage, l’éclairage et (comme il impacts peuvent inclure l’examen de l’aménagement, de la d’une procédure de « découverte par hasard » permettant convient selon la taille et la localisation) l’accès à des taille et de l’ampleur au cours du processus de conception de traiter et de protéger les découvertes faites sur le plan Si cela est considéré nécessaire, les effets infrastructures ou à du personnel médical de base. du patrimoine culturel lors des phases de construction et/ et d’aménagement paysager/de plantation afin de protéger environnementaux potentiels du projet proposé devront ou d’exploitation d’un projet. les modules des récepteurs environnants. On notera qu’il être considérés par le biais d’une EIES complète et 8.3.2.2 Utilisation de l’eau est important que l’effet d’ombrage sur le rendement basée sur les connaissances actuelles sur le site et 8.3.2.7 Transport et accès Bien que les exigences relatives à la consommation énergétique soit pris en considération pour toutes les l’environnement. Ces informations permettront de d’eau soient généralement faibles pour les centrales nouvelles exigences en matière de plantation. Les impacts du transport de matériel et de personnel déterminer quelles études spécifiques seront nécessaires. solaires PV, les centrales solaires à concentration (CSC) doivent être évalués afin de déterminer l’itinéraire Le promoteur devra ensuite évaluer les moyens permettant Les panneaux solaires sont conçus pour absorber, et peuvent avoir des exigences plus strictes et des groupes de transport le plus approprié pour le site, tout en d’éviter, de réduire ou d’atténuer les effets négatifs non pour refléter l’ensoleillement. Cependant, le reflet et de centrales PV peuvent avoir des exigences élevées minimisant les impacts sur les communautés affectées potentiellement importants comme décrit dans le CP 1 l’éblouissement devraient être une considération dans le en termes de consommation d’eau cumulée dans les par le projet. Les exigences relatives à tous les véhicules/ d’IFC. Ces études fourniront également une référence processus d’étude environnementale pour tenir compte zones arides où les communautés locales dépendent de convois exceptionnels devraient être considérées afin pouvant être utilisée à l’avenir dans le contrôle de l’impact des impacts potentiels sur les aspects paysagers/visuels et ressources en eaux souterraines limitées. Dans de tels d’assurer un accès convenable. Les pistes d’accès du du projet. Veuillez noter que seuls les impacts jugés l’aviation. scénarios, la consommation d’eau devrait être estimée site doivent être perméables et construites de sorte à « importants » doivent être considérés comme faisant et comparée au prélèvement d’eau par les communautés minimiser la perturbation des terres agricoles. Quand la partie d’une EIES. 8.3.2.5 Écologie et ressources naturelles locales (le cas échéant), afin de s’assurer que la population circulation liée à la construction du projet doit traverser locale ne souffre d’aucun impact négatif. Les méthodes Les impacts potentiels sur l’écologie peuvent inclure la des communautés locales, des plans de gestion de la Les considérations environnementales clés pour les d’E&M relatives à la disponibilité de l’eau et à son perte/fragmentation de l’habitat, les impacts sur les zones circulation doivent être intégrés aux exigences du plan de centrales solaires PV sont détaillées ci-dessous. Veuillez utilisation doivent être soigneusement examinées en cas désignées et la perturbation ou le déplacement des espèces gestion environnementale et sociale et aux exigences IAC noter que la liste de facteurs n’est pas exhaustive. Les d’identification d’impacts négatifs sur la consommation protégées ou vulnérables. Les facteurs clés devant être du projet. questions environnementales et sociales devant être par la communauté. pris en considération incluront probablement les sites évaluées devraient être déterminées en fonction des 8.3.2.8 Drainage/inondations projets. Il est recommandé que l’étude environnementale d’importance pour la faune et les espèces protégées au 8.3.2.3 Questions foncières soit effectuée par
un consultant expérimenté indépendant niveau national et international, telles que les chauves- Un examen des risques d’inondation doit être réalisé afin familiarisé avec la conduite d’études d’impact L’énergie solaire étant l’une des technologies de production souris, les oiseaux nicheurs et les reptiles. Des enquêtes de de déterminer si des zones de fort risque d’inondation environnemental et social (EIES). d’énergie les plus intensives en termes de surface, les référence sur l’écologie devraient être effectuées lorsque sont associées au site. Les systèmes de drainage existants procédures d’acquisition de terrains
et en particulier des habitats potentiellement sensibles, y compris des et les nouveaux systèmes doivent également être pris en 8.3.2.1 Impacts associés à la phase de construction l’évitement ou l’atténuation des problèmes relatifs à habitats naturels intacts, risquent d’être touchés, afin considération afin de s’assurer que le ruissellement est l’acquisition forcée de terrains/déplacements forcés sont de déterminer les principaux récepteurs pertinents pour contrôlé pour minimiser l’érosion. Les activités de construction génèrent des émissions essentielles à la réussite du ou des projets. Cela inclut les chaque site. Les mesures d’atténuation peuvent inclure atmosphériques temporaires (poussières et émissions terrains acquis temporairement ou de façon permanente l’agencement soigné du site et la conception afin d’éviter 8.3.3 CONSULTATION ET DIVULGATION produites par les véhicules), du bruit lié à l’excavation, pour le site du projet lui-même et toutes les infrastructures les zones de grande valeur écologique ou le transfert à la construction et à la circulation des véhicules, une Il est recommandé qu’une consultation précoce soit associées, c.à.d. les voies d’accès, lignes de transmission, des récepteurs écologiques de valeur. Des mesures production de déchets solides et une production d’eaux réalisée avec les principales autorités, les organes chantiers de construction (le cas échéant)
et stations d’amélioration de l’habitat pourraient être envisagées usées issues des chantiers temporaires et des quartiers statutaires, les communautés touchées et autres parties de commutation. Dans le cas où l’acquisition forcée de le cas échéant pour compenser les impacts négatifs sur d’hébergement des travailleurs. En outre, la santé et prenantes.50 Ceci s’avère utile dans l’évaluation de la terres est inévitable, un plan d’action de réinstallation l’habitat sensible d’un site, bien que l’évitement de ces la sécurité au travail (SST) est une question qui doit viabilité du projet, et peut guider et améliorer l’efficacité (portant sur le déplacement physique et tout déplacement habitats soit une option à privilégier (conformément à la être correctement gérée pendant la construction afin de du processus de développement. La consultation précoce économique associé) ou plan de restauration des moyens discussion sur la sélection du site à la Section 6.3). minimiser les risques d’accidents évitables conduisant de subsistance (portant uniquement sur les déplacements à des blessures et/ou des décès—un certain nombre 8.3.2.6 Patrimoine culturel économiques) est généralement requis par les financeurs d’incidents mortels sont survenus par le passé dans la 50 IFC, « Performance Standards on Environmental and Social Sustainability », afin de s’assurer de la bancabilité du projet. Il s’agit Les impacts potentiels sur le patrimoine culturel peuvent construction de chantiers de centrales électriques solaires 2012, Critères de performance 1, paragraphes 25-31, http://www.ifc.org/wps/ wcm/connect/115482804a0255db96fbffd1a5d13d27/PS_English_2012_Full- inclure les impacts sur l’agencement des sites désignés document.pdf?MOD=AJPERES (consulté en juin 2014). 98 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 8 : Permis, licences et considérations environnementales 99 peut également informer le processus de conception pour 8.3.4 PLAN DE GESTION ENVIRONNEMENTALE ET minimiser les impacts environnementaux potentiels et SOCIALE (PGES) Encadré 6 : Permis, licences et considérations environnementales maintenir la viabilité globale du projet. Qu’une EIES ou équivalent ait été réalisée ou non pour De nombreux types de permis sont requis pour une centrale solaire PV de plusieurs mégawatts qui, conformément aux exigences du pays, le site, un PGES doit être rédigé afin de s’assurer
que Les autorités, les organes statutaires et les parties varient en termes d’objet des prescriptions. Une liste indicative et non exhaustive des principaux permis devant être obtenus en Afrique du les mesures d’atténuation des impacts pertinents Sud pour une installation PV au sol à inclinaison fixe est présentée ci-dessous. Ces permis s’appliquent spécifiquement à l’étude de cas ; les prenantes qui devraient être consultées varient d’un d’un
type identifié ci-dessus (et de tous autres types) sont exigences relatives aux permis diffèrent dans d’autres régions de l’Afrique du Sud, et dans d’autres pays. Certains des permis de l’étude de cas pays à l’autre, mais incluent généralement les types identifiées et intégrées aux procédures et contrats pour la ont été émis avec des exigences relatives aux conditions, y compris les délais relatifs à l’introduction et aux règles applicables aux processus de d’organisation suivants : construction, d’exploitation et de déclassement. La majorité de ces permis a été appliquée et mise en œuvre avant le début de la construction, construction du projet. Les mesures d’atténuation peuvent cela été considéré comme une meilleure pratique. • Autorité de consentement locale et/ou régionale. inclure, par exemple, la suppression de la poussière pendant la construction, l’initiation à la sécurité, les Un rapport d’impact environnemental a été rédigé pour le projet dans le cadre des réglementations et de la loi sur la gestion de l’environnement • Départements/ministères de l’Énergie. naturel portant sur l’Étude d’impact environnemental (EIE) requise. Le processus d’EIE a été utilisé pour informer l’agencement privilégié du programmes de formation et de surveillance destinés aux projet afin de réduire les éventuels impacts environnementaux significatifs. Les éléments de la conception du projet réduisent ainsi le potentiel • Agences/départements environnementaux. travailleurs, les mesures de gestion de la circulation quand d’impact sur les ressources en eau et incluent une zone tampon visuelle permettant d’isoler le terrain des routes circulant à proximité, des les routes traversent les communautés locales, la mise lignes de chemin de fer et des exploitations agricoles, en plus d’éviter les zones/ressources patrimoniales sensibles. Les mesures d’atténuation • Agences/départements chargés de l’archéologie. en œuvre de bonnes procédures de gestion des déchets, proposées pour réduire davantage les effets de construction sont : • Autorités de l’aviation civile/ministère de la Défense l’introduction d’activités périodiques de participation Les contrôles écologiques préalables à la construction. 
 †† (en cas de proximité à un aéroport). communautaire, la mise en œuvre de procédures pour les †† La réhabilitation/remise en végétation des zones endommagées par les activités de construction. 
 • Autorité de gestion des routes. 
 découvertes par hasard quant au patrimoine culturel, les †† La mise en œuvre de mesures de conservation des sols, telles que le stockage de terre végétale ou de gravier pour l’assainissement des mesures de contrôle de l’érosion, l’isolement de toutes zones perturbées. • Agences/départements sanitaires et de sécurité. les espèces de flore vulnérables ou menacées, etc. Le †† Le confinement du carburant, de l’huile et des zones de stockage utilisés. • Compagnies d’électricité. 
 PGES doit indiquer quelle partie sera responsable (a) du L’application de ces mesures d’atténuation a permis d’assurer que les seuls effets significatifs susceptibles de découler de ce projet seraient ceux financement, et (b) de la mise en œuvre de chaque action, associés à des impacts visuels. • Autorités militaires. et comment cela sera suivi et signalé au niveau du projet. Les normes internationales applicables aux financements (les Principes de l’Équateur et les Critères de performance d’IFC) s’appliquent Le plan devrait être proportionnel à la nature et au type également, de sorte que ce projet a nécessité un degré d’étude environnementale et sociale approprié pour respecter ces normes. L’une L’engagement communautaire est une partie importante d’impacts identifiés. des principales constatations découlant du travail d’étude environnementale réalisé pour se conformer à ces critères internationaux était la du développement de projet et devrait être un processus recommandation qu’une étude soit réalisée sur la reproduction des oiseaux afin d’évaluer pleinement les impacts du projet sur la population continu impliquant la divulgation d’informations d’une espèce devant être protégée. Cette recommandation a été identifiée suite à la réalisation de l’EIE, soulignant l’importance de la prise en compte des Principes de l’Équateur et des Critères de performance d’IFC parallèlement à la préparation de l’EIE dès le début du projet. Cela aux communautés affectées par le projet.51 Le but de contribuera à s’assurer d’atteindre un niveau acceptable pour les prêteurs. l’engagement communautaire est de construire et de maintenir au fil du temps une relation constructive avec les Le tableau suivant présente les principaux permis qui ont été nécessaires pour développer le projet. communautés situées à proximité du projet et d’identifier et d’atténuer les impacts clés sur les communautés Permis Autorité Exigences affectées par le projet. La nature et la fréquence de Rezonage de l’utilisation Municipalité pertinentes • Exigences normalisées relatives aux conditions l’engagement communautaire doivent refléter les risques des terres du projet pour, et les effets néfastes sur, les communautés Autorisation Département des affaires 30 exigences relatives aux conditions incluant ce qui suit : touchées. environnementale environnementales • Les travaux doivent débuter dans un délai de cinq ans à partir de la délivrance. • L’obligation de nommer un agent de contrôle de l’environnement indépendant (ACE) pour la phase de construction de la centrale afin de s’assurer que toutes les mesures d’atténuation/de réhabilitation sont mises en œuvre. Ressources Agence de gestion des Les recommandations de la SAHRA ont été intégrées aux exigences relatives aux patrimoniales ressources patrimoniales conditions environnementales pour inclure l’évitement des zones incluant des d’Afrique du Sud ressources patrimoniales importantes. (SAHRA) Ressources minérales Ministère des Ressources Aucune exigence relative aux conditions. minérales Consentement de Autorité de l’aviation Aucune exigence relative aux conditions. l’autorité d’aviation civile Licence d’utilisation de Ministère de l’Eau Aucune exigence relative aux conditions l’eau 51 IFC, « Stakeholder Engagement: A Good Practice Handbook for Companies Permis de construction Municipalité pertinente Aucune exigence relative aux conditions Doing Business in Emerging Markets », 2007, http://www.ifc.org/wps/wcm/ connect/topics_ext_content/ifc_external_corporate_site/IFC+sustainability/ publications/publications_handbook_stakeholderengagement__ wci__1319577185063 (consulté en juin 2014). 100 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 8 : Permis, licences et considérations environnementales 101 Liste de vérification des permis, licences et des considérations environnementales et sociales La liste de vérification ci-dessous détaille les exigences et les procédures de base pour aider les promoteurs quant à l’obtention des permis et licences applicables à un projet.  Le contrat de location de terrain a été obtenu.  Des conseils ont été demandés sur la planification/ le consentement/l’obtention de permis auprès des autorités réglementaires locales et des évaluations environnementales requises.  L’examen environnemental initial (EEI) est terminé.  Les évaluations environnementales et sociales sont menées (le cas échéant).  Les pièces justificatives pertinentes relatives aux demandes de consentement/licence sont complétées (y compris les rapports d’étude environnementale, les détails de l'accès, les dessins et les plans).  La consultation communautaire a été entreprise.  Les demandes de consentement, de licences et de permis sont complétées.  La demande de raccordement au réseau est terminée.  La licence de production d'électricité est obtenue. 102 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Les contrats IAC 9 9.1 APERÇU DES CONTRATS IAC Bien que plusieurs contrats Les contrats Ingénierie, approvisionnement et construction (IAC) sont la forme de contrat la plus courante pour la construction puissent être signés pour de centrales solaires PV. En vertu d’un contrat IAC, un construire une centrale PV, contractant principal est engagé pour effectuer la conception l’approche la plus commune est technique détaillée du projet, et se procurer tout l’équipement et les matériaux nécessaires, puis construire et mettre en service un contrat IAC unique. Souvent, la centrale pour le client. En outre, l’entrepreneur s’engage une formule standard (« contrat à livrer la centrale complète à un prix garanti et à une date standard ») est utilisée. garantie et s’engage de plus à ce que la centrale, une fois terminée, fonctionne à un niveau garanti. Le non-respect de l’une de ces exigences impose à l’entrepreneur de s’acquitter d’une compensation financière au propriétaire sous la forme de dommages-intérêts liquidés (DIL). Veuillez consulter la liste de vérification fournie à la fin du chapitre et qui souligne les exigences de base qu’un promoteur pourrait souhaiter examiner au cours du processus de passation du marché de l’IAC. Les sections suivantes décrivent les caractéristiques les plus importantes d’un contrat IAC. Une liste de conditions complète d’un contrat IAC détaillant les conditions contractuelles clés spécifiques à la construction d’une centrale solaire PV est fournie à l’annexe 2. 9.2 CARACTÉRISTIQUES ÉLÉMENTAIRES D’UN CONTRAT IAC Le contrat IAC associé à une centrale solaire PV développée sous une structure de financement de projet sera généralement conclu entre une société de projet (le propriétaire) et l’entrepreneur IAC (l’entrepreneur). Il est courant qu’un formulaire de contrat type (que l’on appelle parfois « contrat standard ») soit utilisé comme modèle et base pour le contrat IAC. Les formulaires de contrat type suivants sont considérés comme de bonnes options pour la livraison de centrales solaires PV sur une base clé en main : • Les Conditions contractuelles pour les projets d’IAC/Clés en main, Première édition, 1999, publiées par la Fédération Internationale des Ingénieurs-Conseils (FIDIC). 9 : Les contrats IAC 103 • Le Formulaire de modèle de conditions contractuelles • La conception des centrales. 9.4 PRIX ET STRUCTURE DE PAIEMENT Tableau 17 : IAC typique Calendrier de paiement générales (MF/1 Rév. 4) de l’Institution of Engineering • Les modules PV. À la signature du contrat, l’entrepreneur s’engage à Pourcentage and Technology. du prix du livrer les travaux pour un prix fixe. Le contrat devrait • Les onduleurs. Paiement Paiement dû au contrat explicitement stipuler qu’au moment de la signature, Les principales clauses applicables à un propriétaire de 1 Paiement anticipé (date de com- 10 à 20 • Les structures de support, y compris les fondations sur l’entrepreneur est satisfait de l’exactitude et de la projet dans un contrat de construction sont celles qui se mencement) pieux ou lestées. suffisance du prix du contrat pour livrer les travaux rapportent au temps, au coût et à la qualité. Dans le cas de 2 Travaux de génie civil réalisés 10 à 20 • Le câblage CC. conformément aux spécifications convenues par contrat. la construction d’une centrale solaire PV, un contrat IAC 3 Livraison des composants sur le site 40 à 60 solide portera sur les domaines suivants : • Le câblage CA. (généralement au prorata) Le prix du contrat doit couvrir toutes les obligations de • Une étendue des travaux « clé en main ». l’entrepreneur en vertu du contrat et tous les éléments 4 Modules installés 5 à 15 • L’appareillage. nécessaires à la bonne conception, à l’exécution et 5 Raccordement au réseau réalisé 5 à 15 • Un prix d’exécution fixe. • Les transformateurs. l’achèvement des travaux. Le propriétaire ne devrait pas 6 Installation des derniers équipements 5 à 10 • Une date d’achèvement fixe. • L’interface de raccordement au réseau. avoir à augmenter le prix du contrat, sauf conformément 7 Réception provisoire – transfert de la 5 à 10 • Des restrictions sur la capacité de l’entrepreneur aux dispositions expresses du contrat. centrale • La construction des sous-stations. à demander des extensions de temps et des coûts • La mise à la terre et la protection contre la foudre. Au cours de la phase de construction, le paiement sera supplémentaires. généralement versé à l’entrepreneur par le biais des • L’équipement de comptage. réception et d’inspections à effectuer par le propriétaire ou • Un profil de paiement par étapes protégeant étapes relatives à l’exécution des tâches individuelles. par un tiers indépendant pour prouver que la centrale a été adéquatement le propriétaire et basé sur la réalisation • L’équipement de surveillance. Le calendrier de paiement doit être juste et raisonnable installée et fonctionne selon les spécifications du contrat. des sous-tâches définies au préalable. pour les deux parties et devrait permettre à la trésorerie • Le périmètre de sécurité permanent. Les exigences dans ces domaines sont généralement • Les garanties de CP de la centrale. de l’entrepreneur de rester équilibrée tout au long du détaillées dans un programme d’essais et de mise en service • Le système de sécurité permanent. processus de construction, étant donné que l’entrepreneur dédié. • Les DI appliquées au retard et à la performance. devra régulièrement payer les sous-traitants et les • La sécurité temporaire sur place pendant la • La sécurité financière de l’entrepreneur et/ou de son fournisseurs d’équipement. Les étapes de paiement Un schéma indiquant les dates d’exécution des travaux clés construction. organisation mère. devraient être rédigées de sorte à être claires, mesurables, au cours d’un projet de construction de centrale solaire PV • Les ouvrages temporaires et permanents sur le site, et les paiements effectués une fois les activités individuelles (par ordre chronologique, de gauche à droite) est présenté à • Une garantie contre les défaillances. notamment la fourniture d’eau et d’électricité. réalisées (plutôt qu’avant qu’elles ne le soient). la figure 20. Ces événements sont décrits ci-après. Chacun de ces domaines est examiné ci-après, avec une • Les voies d’accès permanentes (internes et externes). Toute avance versée à l’entrepreneur à la signature référence spécifique aux centrales électriques solaires PV. 9.5.1 DATE D’EXÉCUTION GARANTIE • Le drainage du site. du contrat devrait être accompagnée d’une garantie de paiement anticipé, généralement sous la forme Le contrat devrait inclure une date d’exécution garantie, • La mise en service de la centrale. 9.3 ÉTENDUE DES TRAVAUX d’obligation détenue en banque et pouvant être utilisée en généralement soit spécifiée comme une date fixe ou • Les documents de transfert (y compris les plans de cas de défaut de l’entrepreneur ou l’insolvabilité. La valeur comme une période fixe après le début du contrat. L’avantage d’un contrat IAC pour un propriétaire récolement, le manuel d’E&M manuel et les certificats de chaque étape devrait plus ou moins refléter la valeur L’étape des travaux proprement dits à laquelle la date de centrale est que l’entrepreneur assume l’entière de mise en service). des travaux exécutés. Il est normal qu’environ 5 à 10 pour d’exécution garantie se rapporte sera spécifique au projet, responsabilité de toutes les activités de conception, cent de la valeur du contrat soient retenus jusqu’à ce que ceci pouvant être motivé par le régime réglementaire d’Ingénierie, d’achat et de construction, de mise en • Les lots de pièces de rechange. les travaux soient transférés (réception provisoire). d’un pays ainsi que par la date à laquelle les projets service et d’essai. Compte tenu de ce transfert du risque, Toutes les exigences techniques doivent être entièrement sont éligibles à un programme de soutien tarifaire. Par l’étendue des travaux détaillée dans le contrat IAC spécifiées dans une annexe au contrat. Celles-ci doivent Un exemple de calendrier de paiement est fourni au exemple, la date d’exécution garantie pourrait coïncider devrait être suffisamment prescriptive pour s’assurer que être suffisamment prescriptives et sans ambiguïté. Plus tableau 17. avec la date à laquelle il est prévu que la centrale soit toutes les tâches d’approvisionnement et d’ingénierie clés l’étendue des travaux sera détaillée et précise, moins le raccordée au réseau électrique local, mise en service ou liées à la construction d’une centrale solaire PV ont été risque que des demandes de modification soient formulées 9.5 EXÉCUTION ET TRANSFERT DE LA CENTRALE prête à être transférée au propriétaire. Il est important correctement prises en compte et spécifiées. par l’entrepreneur pendant la phase de construction que le propriétaire soit certain de la date à laquelle la Le contrat devrait définir clairement les critères relatifs à centrale exportera vers le réseau et générera ainsi un L’étendue du travail de l’entrepreneur devrait inclure sera élevé. Le contrat doit également définir clairement la finalisation de la portée des travaux de l’entrepreneur et, retour sur investissement. L’incapacité à respecter la date le contrôle, la gestion, la main-d’œuvre, l’équipement les points finaux, ou les points qui indiquent où s’arrête par conséquent, quand le transfert de la centrale terminée d’achèvement prévue pour commencer à exporter de de la centrale, les travaux temporaires et les matériaux l’étendue des travaux de l’entrepreneur. de l’entrepreneur au propriétaire peut se faire. Jusque l’électricité vers le réseau a des implications importantes nécessaires à l’exécution des travaux, y compris : là, l’entrepreneur demeure entièrement responsable des du point de vue réglementaire ou financier. activités et de la construction du site. La finalisation prend généralement la forme d’un certain nombre d’essais de 104 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 9 : Les contrats IAC 105 3. La centrale fonctionne comme prévu et sa performance d’ensoleillement stables. Les valeurs de chaînes est conforme aux paramètres prédéterminés. individuelles doivent se situer dans une limite de 5 pour Figure 20 : Phase de construction IAC et protocole de transfert classique cent les unes des autres. Les éléments essentiels de la centrale PV devant être mis en • Essai de courant de court circuit (Icc) : Ce test vérifie service sont : si toutes les chaînes sont correctement raccordées et Période de garantie IAC de 2 ans 1. Les chaînes de modules PV. 
 si les modules produisent le courant attendu. L’Icc de chaque chaîne doit être enregistré et comparé à des 2. Les onduleurs. 
 valeurs théoriques ajustées à la température. Pour 3. Les transformateurs. 
 les centrales intégrant plusieurs chaînes identiques, Installation Essai de réception Essai de réception Essai de réception Transfert les tensions entre les chaînes doivent être comparées Construction des derniers Mise en service provisoire intermédiaire au propriétaire 4. L’appareillage. 
 équipements (5 à 15 jours) (12 mois) définitif (12 mois) afin de détecter des anomalies dans des conditions 5. Les systèmes de protection contre la foudre. 
 d’ensoleillement stables. Les valeurs de chaînes Certificat Essai de réception Certificat individuelles doivent se situer dans une limite inférieure de réception intermédiaire de réception 6. La mise à la terre des systèmes de protection. 
 provisoire (12 mois) définitif à 5 pour cent les unes des autres. 7. Les systèmes de protection électrique. 
 • Essai de résistance d’isolation : La résistance 8. Les systèmes de protection et de déconnexion relatifs à d’isolation de tous les câbles CC et CA installés doit la conformité du raccordement au réseau. être testée avec un mégohmmètre. Le but de ce test est de vérifier la continuité électrique du conducteur et de Pour atténuer le risque pour le propriétaire de subir À ce moment, il serait souhaitable que le propriétaire 9. Les systèmes de surveillance (y compris les capteurs vérifier l’intégrité de son isolation. une perte financière résultant du défaut de livraison par ou un tiers indépendant de l’entrepreneur inspecte les météorologiques). 
 l’entrepreneur d’une centrale complétée selon le calendrier travaux afin de compiler une liste initiale des défauts de • Contrôle de la continuité de terre : Quand les 10. La structure de support et des systèmes de poursuite conducteurs de protection ou de liaison sont montés convenu, le contrat doit inclure une disposition permettant construction (communément appelée « liste de pointage » (le cas échéant). sur le côté CC, comme la liaison de la structure de de réclamer une compensation financière (« dommages- ou « liste de réserves »). intérêts » ou DI) à l’entrepreneur. Les DI doivent être 11. Les systèmes de sécurité. support des panneaux solaires, un test de continuité définis de sorte à correspondre à une véritable estimation L’installation des derniers équipements permet aux électrique doit être effectué sur tous ces conducteurs. préalable de la perte ou des dommages dont le propriétaire activités de mise en service de commencer. 9.5.3.1 Essais de mise en service classiques Le raccordement à la borne principale de terre doit souffrira si la centrale n’est pas achevée à la date également être vérifié. Avant de raccorder la centrale au réseau, la continuité d’exécution visée. Les DI pour retard sont généralement 9.5.3 MISE EN SERVICE et la conductivité électrique des différentes sous- Une fois que les essais de mise en service ci-dessus ont exprimés sous forme de taux journalier, correspondant à composantes de la centrale doivent être vérifiées en été réalisés avec succès et que le bon fonctionnement et le La mise en service devrait être considérée tout au long la perte de revenus approximative pour chaque jour de détail par l’entrepreneur (ou un sous-traitant spécialiste fonctionnement en toute sécurité des sous-systèmes ont de la phase de construction, cependant, la plupart retard. Pour un projet solaire PV, ce calcul est relativement de l’électricité). Une fois les éléments mécaniques et été mis en évidence, la mise en service des onduleurs peut des activités de mise en service se dérouleront après simple et peut être basé sur une estimation du rendement électriques achevés, les essais suivants doivent être menés commencer. Les instructions du fabricant de l’onduleur l’installation des derniers équipements une fois le système énergétique de la centrale achevée en utilisant un ensemble sur toutes les chaînes de modules et sur le côté CC des devraient toujours être respectées lors de la première mise prêt à être mis sous tension. de données sur l’ensoleillement sur le long terme pour onduleurs : en service. l’emplacement du projet. Le processus de mise en service atteste que les exigences • Contrôle de la polarité : La polarité de tous les câbles du propriétaire ont été remplies, que l’installation de la 9.5.3.2 Interface de raccordement au réseau S’il est possible que le propriétaire subisse des pertes CC doit être vérifiée. Il s’agit de l’un des essais de mise centrale est terminée et que la centrale est conforme aux en service les plus simples et les plus importants pour la Le raccordement au réseau ne doit être effectué qu’une fois financières supplémentaires au-delà de la perte de revenus exigences du réseau et de sécurité. La réussite de la mise sécurité. Plusieurs incendies de toiture impliquant des tous les essais de chaîne CC réalisés. Il est probable que résultant d’un retard (peut-être en raison de l’existence en service est essentielle à la réalisation de la réception systèmes PV ont pu être liés à une inversion de polarité. l’opérateur du réseau de distribution ou de transmission d’une date associée à l’octroi d’une réduction tarifaire), provisoire et au processus de transfert de la centrale de veuille assister au raccordement au réseau et/ou le relais alors des dispositions concernant le droit de collecter des • Essai de tension en circuit ouvert (Vco): Ce test vérifie l’entrepreneur au propriétaire. de protection. Une telle préférence doit être convenue au DI pour les pertes encourues par le propriétaire doivent que toutes les chaînes sont correctement raccordées et également être incluses dans le contrat. que tous les modules produisent un niveau de tension préalable dans le cadre du contrat de raccordement au La mise en service doit attester de trois critères principaux : conforme à la fiche d’information du module. La Vco réseau. 9.5.2 ACHÈVEMENT MÉCANIQUE 1. La centrale est sécurisée sur le plan structurel et de chaque chaîne doit être enregistrée et comparée à électrique. des valeurs théoriques ajustées à la température. Pour Le contrat de raccordement au réseau stipule souvent L’installation des derniers équipements d’un projet certaines exigences, relatives entre autres à la protection 2. La centrale est suffisamment robuste (structurellement les centrales incluant plusieurs chaînes identiques, fait référence à l’étape où toutes les sous-composantes électrique, à la déconnexion et aux pannes, que la centrale et électriquement) pour fonctionner pendant la durée les tensions entre les chaînes doivent être comparées principales formant la centrale finale ont été installées et solaire PV est tenue de respecter. Habituellement, ces de vie spécifiée. 
 afin de détecter des anomalies dans des conditions sont complètes, tant sur le plan mécanique que structurel. 106 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 9 : Les contrats IAC 107 conditions doivent être remplies et attestées avant la mise 9.6 RÉCEPTION PROVISOIRE La date de réception provisoire marque également le début deux années d’exploitation de la centrale. Il est inhabituel en service de l’interface de raccordement au réseau et la de la période de garantie de l’IAC de l’entrepreneur, qui que les garanties de CP s’étendent au-delà de deux ans La réception provisoire est un terme couramment utilisé mise sous tension de la centrale. dure généralement 24 mois. dans le cadre d’un contrat IAC, même si elles peuvent pour désigner la phase au cours de laquelle l’entrepreneur parfois faire partie d’un contrat d’E&M à long terme. 9.5.3.3 Recommandations générales sur la mise en a respecté l’ensemble de ses obligations liées à la 9.6.1 ESSAI DU COEFFICIENT DE PERFORMANCE service construction et la centrale est prête à être transférée au 9.6.2 RÉCEPTION INTERMÉDAIRE ET FINALE propriétaire. Les critères relatifs à la réalisation de la Avant d’accorder la réception provisoire, le propriétaire Les activités de mise en service devraient commencer après réception provisoire doivent être clairement définis dans le doit confirmer que la centrale terminée fonctionnera Il sera généralement nécessaire que l’entrepreneur l’installation définitive des diverses sous-composantes contrat et peuvent inclure : conformément aux critères convenus par contrat (en fournisse un certain nombre de garanties par rapport aux de la centrale ou, le cas échéant, de manière séquentielle termes de production, d’efficacité et de fiabilité). La norme travaux effectués. Celles-ci sont décrites ci-dessous. au fur et à mesure que les chaînes de modules sont • L’installation des derniers équipements s’est déroulée de l’industrie relative à l’obtention de cette réception raccordées. Une exception à cette règle concerne les conformément aux spécifications techniques • Garantie contre les défauts : Il serait normal que provisoire dans les contrats IAC veut que cela se fasse en centrales électriques utilisant des modules qui nécessitent convenues, et la centrale est dénuée de défauts (autres l’entrepreneur fournisse une garantie complète contre testant le CP de la centrale. une période de rodage, tels que les modules en silicium que les éléments non essentiels de la liste de pointage). les défauts des centrales pour une période d’au moins amorphe à couche mince (a-Si). Dans ce cas, les essais de deux ans suivant la date de la réception provisoire. • La valeur agrégée des éléments de la liste de pointage Une période d’essai de CP standard lors de l’étape de performance devraient commencer une fois que la période L’entrepreneur est donc responsable de la rectification n’excède pas une valeur prédéterminée (généralement 1 réception provisoire devrait au moins correspondre à de rodage est achevée et que les modules ont subi une des défauts susceptibles d’être identifiés au cours de à 2 pour cent du prix du marché). cinq jours consécutifs (souvent jusqu’à 15 jours) de dégradation initiale. cette période. contrôle continu. Il est souhaitable de tester l’efficacité • Le raccordement au réseau et la mise sous tension de la • Garantie de performance : En sus de l’essai de CP et la fiabilité des centrales sur une gamme de conditions L’ensoleillement ayant un impact sur la performance, centrale ont été effectués. de courte durée à la réception provisoire, une norme météorologiques. la mise en service doit être réalisée dans des conditions • Tous les essais de mise en service ont été réalisés avec standard dans le secteur veut que l’entrepreneur stables au niveau du ciel et, dans l’idéal, à des niveaux succès. Le calcul du CP de la centrale est déterminé en utilisant fournisse une garantie de CP, qui devra être mesuré à d’ensoleillement supérieurs à 500 W/m2. La température les formules convenues par contrat. Tenter de prédire une ou deux occasions distinctes au cours de la période des cellules à l’intérieur des modules doit être enregistrée, • Le test du coefficient de performance (CP) de la la performance de la centrale dans des conditions de garantie des défauts. La meilleure pratique consiste en plus de l’ensoleillement et de l’heure lors de tout essai. réception provisoire a réussi. environnementales variables connues au cours des années à tester le CP une fois par an au cours de la première et • Toutes les garanties relatives aux équipements et aux avec seulement quelques jours d’essais est une tâche de la deuxième année d’exploitation de la centrale. Un Les activités de mise en service doivent intégrer à la fois sous-traitants ont été attribuées à la société du projet. complexe et différentes méthodologies sont utilisées (par test annuel du CP de la centrale supprime le risque de l’inspection visuelle et des essais fonctionnels. Ces essais exemple, la compensation en température ou la correction biais saisonnier affectant le calcul du CP et permet une devraient être effectués par des organismes expérimentés • Tous les documents de transfert sont prêts et des copies des variations saisonnières). Pour cette raison, il est véritable évaluation de la performance de la centrale. et spécialisés, généralement des sous-traitants de papier et électroniques en sont fournies au propriétaire. souvent fait appel à un conseiller technique indépendant l’entrepreneur IAC. • La formation à l’exploitation et à la maintenance du Étant donné que la période de garantie de l’IAC dure pour rédiger les formules définissant les essais de personnel du propriétaire a été réalisée. généralement deux ans à compter de la date à laquelle performance de réception provisoire. Les essais décrits dans le présent article ne font pas la centrale est reçue par le propriétaire, les essais de CP obstacle aux normes locales, qui varient d’un pays à • Tous les dommages-intérêts liquidés liés aux retards ou au cours de la première année de fonctionnement sont à la performance encourus par l’entrepreneur lors de la Le CP mesuré sur la période d’essai doit être comparé à la l’autre. valeur garantie indiquée dans le contrat. Si le CP mesuré communément appelés essais de réception intermédiaires. phase de construction ont été versés au propriétaire. Les essais de CP au cours de la deuxième année de dépasse la valeur garantie, alors l’essai est validé. Si le CP Les résultats des essais doivent être enregistrés dans le • Toute garantie de bonne exécution ou cautionnement fonctionnement de la centrale sont communément appelés mesuré est inférieur à la valeur garantie, l’entrepreneur cadre d’un dossier de mise en service signé. Bien qu’il requis au cours de la période de garantie du contrat essais de réception définitifs. Si ces tests de performance doit effectuer une enquête sur les raisons de la sous- serait attendu que l’entrepreneur réalise ces tests, il est d’IAC a été remise au propriétaire. sont réussis (et que les autres conditions contractuelles performance de la centrale et les rectifier avant de répéter important que le propriétaire en soit informé et fasse sont satisfaites), alors un certificat de réception le test. en sorte que la documentation requise soit complétée, Une fois la réception provisoire réalisée, le propriétaire intermédiaire (CRI) et un certificat de réception définitif soumise et archivée. est généralement tenu d’effectuer le versement de l’étape Compte tenu de la courte durée de l’essai, il serait (CRD) peuvent être signés. finale à l’entrepreneur, et à ce moment, 100 pour cent de la inhabituel que des DI liés à la performance soit associés Une référence utile pour la mise en service des systèmes valeur du contrat aura été versée. au résultat. Il est normal que les DI soient plutôt liés aux PV peut être trouvée dans la norme CEI 62446:2009 résultats des essais de CP annuels mesurés à la fin d’une ou Systèmes photovoltaïques connectés au réseau électrique— Exigences minimales pour la documentation du système, les essais de mise en service et exigences d’examen. 108 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 9 : Les contrats IAC 109 Si le CP mesuré lors des essais de CRI ou de CRD était Généralement, au bout de deux années d’exploitation de inférieur aux niveaux garantis, l’entrepreneur serait tenu la centrale (après la date de réception provisoire) et en Liste de vérification pour les contrats IAC de verser des DI au propriétaire afin de compenser les supposant que les essais de CP de CRI et CRD ont été pertes de revenus anticipées sur la durée de vie du projet. concluants, que tous les défauts observés ont été rectifiés Voici une liste des exigences de base qu’un promoteur pourrait Pour être applicable dans les juridictions de droit commun, et que tout retard encouru ou DI liés au rendement ont souhaiter examiner au cours du processus de passation du marché d’IAC. les DI doivent être une véritable estimation préliminaire de été payés, le propriétaire est tenu de signer le CRD. Cela la perte que le propriétaire subirait sur la durée du projet a pour effet de libérer l’entrepreneur de ses obligations  Des conseillers juridiques et techniques sont engagés pour si la centrale n’atteignait pas les garanties de performance en termes de construction et de transférer la centrale fournir des conseils sur la forme du contrat. spécifiées. Les DI sont généralement un calcul de la valeur au propriétaire. À ce moment, toute garantie de bonne  L’étendue des travaux est rédigée pour inclure toutes les actualisée nette (VAN) sur la base du manque à gagner au exécution susceptible d’avoir été instaurée pour garantir tâches d'Ingénierie, d’achat et de construction, de mise en cours de la durée vie du projet en raison d’une insuffisance les obligations de l’entrepreneur au cours de la période de service et d’essai. de la performance. garantie des travaux d’IAC sera retournée à l’entrepreneur.  L’entrepreneur est en mesure d'assurer la sécurité par une garantie d’exécution ou une garantie émise par la société mère. Cette garantie restera en vigueur jusqu’à la réception définitive (RD).  Le profil de paiement par étape est rédigé de sorte à garantir une protection convenable ; les montants à verser aux différentes étapes sont calculés de sorte à refléter avec précision les travaux réalisés, avec une retenue de fonds suffisante jusqu’au transfert de la centrale.  L’entrepreneur fournit une garantie contre les défauts d'au moins deux ans à compter de la date de la réception provisoire.  Les termes définis, tels que « la mise en service », « l'achèvement des travaux », « la réception provisoire » et « la réception définitive » sont clairs et mesurables.  Le contrat contient des dispositions pour que des essais de CP soient réalisés à deux ou trois étapes au cours de la période de garantie de l'entrepreneur. Un essai de coefficient de performance (CP) devra être réalisé avant la réception provisoire sur une période d'au moins cinq jours. Les essais de CP suivants réalisés en vue de la délivrance des CRP et CRF seront réalisés sur des périodes complètes de 12 mois.  Le contrat contient des dispositions permettant l'obtention de DI en cas de retard ou de sous-performance de la centrale.  Les DI sont calculés pour être une véritable estimation préalable des pertes susceptibles d'être engagées. 110 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 9 : Les contrats IAC 111 10 • Un contrat IAC est presque toujours plus coûteux qu’une approche équivalente bien gérée faisant Construction intervenir plusieurs contrats. Figure 21 :Ouvriers E&M sur une centrale solaire PV commerciale • Une approche à plusieurs contrats donne au promoteur un meilleur contrôle sur la configuration finale de la centrale. • L’IAC permet d’éviter les problèmes d’interface 10.1 APERÇU DE LA CONSTRUCTION entre les entrepreneurs et de faire passer les risques La phase de construction d’une centrale solaire PV doit être gérée à l’entrepreneur IAC plutôt qu’ils ne soient la Des problèmes courants peuvent de façon à ce que le projet respecte les normes de qualité requises responsabilité du promoteur du projet. dans le cadre des contraintes de temps et de coûts. Pendant la survenir au cours de la phase de construction, des questions telles que l’impact environnemental construction. La plupart d’entre Quelle que soit la stratégie de contrat sélectionnée, un et la santé et la sécurité de la main-d’œuvre (et autres personnes certain nombre d’activités clés devront être réalisées par le concernées) doivent être gérées attentivement. eux peuvent être évités grâce promoteur ou un entrepreneur. Ces activités sont décrites à une conception appropriée, à dans les sections suivantes. Les activités de gestion de projets clés qui devront être réalisées, une surveillance, au contrôle de Les termes d’un contrat IAC classique sont fournis à soit par le promoteur, soit par un entrepreneur, sont la gestion de l’interface, la planification du projet et le séquençage des tâches, qualité et à des essais sur site. l’Annexe 2 : Termes principaux des contrats IAC. la gestion de la qualité, la gestion des aspects environnementaux et la santé et la sécurité. 10.3 GESTION DE L’INTERFACE IImage reproduite avec la permission de First Solar Un certain nombre de problèmes courants peuvent survenir au La gestion de l’interface tient un rôle central dans la cours de la phase de construction. La plupart d’entre eux peuvent livraison des projets d’ingénierie complexes, et les être évités grâce à une conception appropriée, à la surveillance, projets solaires PV ne font pas exception. Les principales au contrôle de qualité et à des essais sur site. interfaces à prendre en compte dans un projet solaire PV Si une stratégie d’IAC clé en main est choisie, un sont énumérées dans le Tableau 18. Il convient de noter entrepreneur disposant d’une expérience appropriée Une liste des procédures et actions de base recommandées est que les interfaces peuvent varier en fonction de la structure dans la réalisation de projets complexes devrait être fournie à la fin de ce chapitre, afin d’aider les promoteurs au de passation de marché et des exigences spécifiques des sélectionné pour minimiser ce type de risque juridique. cours de la phase de construction d’un projet solaire PV. projets particuliers. Des informations devraient également être demandées à Pour une stratégie à plusieurs contrats, le promoteur des entrepreneurs potentiels quant à leur compréhension Les sections suivantes résument les considérations essentielles devrait élaborer un plan solide de gestion d’interface. des interfaces de projet et l’approche qu’ils se proposent relatives à la construction d’une centrale solaire PV à grande Ce plan devrait énumérer toutes les interfaces du projet, d’adopter pour les gérer. échelle. décrire quelles organisations sont impliquées, répartir la responsabilité de chaque interface à un individu 10.4 PROGRAMME ET CALENDRIER 10.2 GESTION DE LA CONSTRUCTION particulier, et indiquer explicitement le moment auquel Un programme de construction réaliste et complet est La gestion de la phase de construction d’un projet solaire PV doit l’interface sera revue. En général, des programmes de un outil essentiel à la planification et à la gestion de la être conforme aux meilleures pratiques de gestion générale de conception et de construction devraient être élaborés afin construction d’un projet solaire PV. Le programme devrait construction de projets. de minimiser les interfaces autant que possible. être détaillé suffisamment pour indiquer : L’approche à la gestion du projet de construction d’une centrale L’adoption d’une stratégie IAC clés en main permettra • Les tâches et durées. solaire PV dépend de nombreux facteurs. Parmi ceux-ci, l’un des dans la pratique de transférer la responsabilité de la • Les restrictions imposées sur toute tâche. plus importants est la stratégie de contrat de projet, qu’il s’agisse gestion de l’interface du promoteur à l’entrepreneur de multiples contrats IAC ou d’un contrat IAC clés en main. La IAC. Mais la gestion de l’interface restera une question • Les imprévus associés à chaque tâche. grande majorité des centrales solaire PV à grande échelle sont importante et qui nécessitera un contrôle continu. Dans • Les étapes et dates clés. construites en utilisant une approche IAC clés en main. une certaine mesure, les interfaces entre le projet et son environnement (comme le raccordement au réseau) • Les interdépendances entre les tâches. • Du point de vue du promoteur, la gestion d’un projet de resteront la responsabilité du promoteur. En outre, dans construction pour un contrat IAC clés en main sera nettement • Les parties responsables des tâches. de nombreux pays, la responsabilité juridique incombera moins onéreuse que la gestion requise pour une approche • Le chemin critique du projet. au promoteur quel que soit le type de contrat mis en place faisant intervenir plusieurs contrats. avec l’entrepreneur. • Les progrès réels par rapport au plan. 112 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 10 : Construction 113 Tableau 18 : Interfaces pour un projet solaire photovoltaïque Article Élément Organisations Interface / Commentaires Toutes les tâches et les délais prévus pour l’achèvement permettra de s’assurer que les tâches sont planifiées 1 Consentements / Permis • Tous les entrepreneurs Le contrôle du respect de toutes les conditions de devraient être détaillés ainsi que les restrictions applicables lorsque le personnel ou les composantes nécessaires • Propriétaire foncier consentement et de permis. à une tâche particulière. Par exemple, s’il est prévu que de la centrale sont disponibles. Par exemple, lors de • Autorité de planification des permis ou des contraintes de temps sont susceptibles l’exportation vers une ligne de transmission à haute d’interrompre la construction au cours de mois donnés, il tension, une sous-station de grande envergure peut 2 Travaux de génie civil • Entrepreneur de travaux de génie civil Défrichement du site. Agencement et exigences relatives aux convient de le signaler. devoir être conçue et
construite conformément aux • Fournisseur du système de support ou du fondations, socles, emplacements bétonnés, tranchées de système de poursuite câbles, mise à la terre, conduits, routes et voies d’accès. exigences de la société chargée de la gestion du réseau • Fournisseur de l’onduleur central Pour un projet solaire PV, il est probable que le et aux spécifications de la convention d’interconnexion. • Entrepreneur électricien programme intégrera différents niveaux de détail autour La date du temps d’arrêt nécessaire pour procéder au • Entrepreneur chargé du raccordement de chacun des principaux domaines de travail suivants : raccordement à la ligne de transmission sera programmée au réseau à l’avance. Si le promoteur manque la date d’interruption • Entrepreneur chargé de la sécurité • Les travaux de conception finale. 
 • Entrepreneur chargé de l’installation/de prévue, des retards importants peuvent être occasionnés, l’exploitation de la grue • L’achat et la fabrication des équipements. qui peuvent avoir un impact majeur sur le développement. • L’accès au site. 
 La date de mise en arrêt est donc un élément essentiel 3 Sécurité • Entrepreneur de travaux de génie civil Agencement du système de sécurité, y compris des câbles du chemin critique autour duquel le calendrier de • Entrepreneur électricien d’alimentation et de communication du système de • La sécurité. 
 développement et de construction du projet peut devoir • Entrepreneur chargé de la sécurité surveillance central. • Entrepreneur chargé des communications • La construction des fondations. 
 être planifié. • La construction de la structure de support. 
 L’intégration d’un calendrier d’approvisionnement 4 Système de support ou de • Fournisseur du système de support ou de Fondations pour le système de support ou de poursuite, • L’installation du module. 
 mettant l’accent sur les éléments associés à un long délai poursuite du module poursuite adéquation par rapport au type de modules et de de fabrication (tels que les transformateurs, les onduleurs • Entrepreneur de travaux de génie civil branchements électriques, et sécurité des modules. Mise à la • La construction des sous-stations. • Fournisseur des modules terre et protection du système de support ou de poursuite. centraux et les modules) permettra de s’assurer que ces • Entrepreneur électricien • Les travaux d’électricité pour le site. derniers sont commandés et que leur livraison est planifiée. 5 Onduleurs • Entrepreneur de travaux de génie civil Fondations pour des onduleurs centraux de plus grande Un tel calendrier mettra également en lumière des (pour les onduleurs centraux) envergure, ou adéquation avec le système de support. • Les travaux de raccordement au réseau. 
 problèmes relatifs à la synchronisation entre la livraison et • Fournisseur de montage ou de système Adéquation de la conception en chaîne des modules avec • La mise en service et les essais. la construction, et la nécessité d’un espace de stockage. de support (pour les onduleurs de l’onduleur. Interface avec les communications pour la branche) surveillance à distance et entrée dans le système SCADA. De • Fournisseur des modules nombreuses exigences ou contraintes relatives au réseau Un programme de haut niveau doit être produit pour Pour partager ces information et économiser du temps et • Fournisseur des onduleurs peuvent être gérées dans le cadre de la conception. décrire les échelles de temps associées à chaque tâche, la des efforts, il est fortement recommandé qu’un document • Entrepreneur électricien planification des tâches et des échéances clés. Cela devrait de planification des tâches standard soit utilisé et que • Opérateur du réseau électrique être réalisé dans le cadre de la conception détaillée. le programme soit régulièrement comparé aux progrès • Entrepreneur chargé des communications effectués sur le site. Le programme sera ensuite élaboré de sorte à détailler toutes les tâches et sous-tâches associées, assurant qu’elles Pour obtenir de la visibilité sur les travaux de manière 6 Câbles CA/CC et de • Entrepreneur électricien Liaison concernant les exigences associées à la redondance, communications • Entrepreneur chargé des travaux de génie aux chemins, aux dimensions, au poids, aux dispositifs seront réalisées en respectant des échéances strictes. Un quotidienne, et recevoir une notification rapide de tout civil accessoires et au serrage des câbles. programme complet permet de prévoir du temps et des écart au programme, un bon outil de gestion et de suivi • Entrepreneur chargé des communications Liaison concernant les exigences de signalétique sur le site, ressources en cas d’imprévus. Il prendra également en est le programme prévisionnel hebdomadaire. Ceci peut • Entrepreneur chargé de la sécurité devant être transmises aux parties externes durant toute compte les risques météorologiques ou les restrictions en être établi soit par l’entrepreneur IAC, soit par l’équipe de • Entreprise de rachat d’électricité l’exploitation. (preneur) termes d’autorisations pour chaque tâche. gestion de projet sur place. Les interdépendances entre les tâches permettront au 10.4.1 ÉTAPES 7 Interface réseau • Entrepreneur chargé des travaux de génie Liaison concernant l’agencement requis du matériel de programme de définir clairement l’ordre dans lequel les civil construction, et interface avec le câblage sur le site, installé Les étapes sont des objectifs qui sont liés à des obligations tâches seront organisées. Un document de planification du • Entrepreneur électricien par l’entrepreneur du site. Interface supplémentaire hors contractuelles, des incitations ou des sanctions. • Fournisseur des onduleurs des limites du site pour le câble/la ligne de raccordement au projet indiquera alors la date de commencement des tâches L’intégration d’étapes au programme permet à l’équipe de • Opérateur du réseau réseau vers les infrastructures de l’opérateur du réseau. dépendantes et mettra en exergue le chemin critique. projet de se concentrer sur la réalisation de ces objectifs. 8 Communications • Entrepreneur électricien Interface entre le système de sécurité, le système de En effet, la construction doit être planifiée autour L’analyse du chemin critique est importante pour veiller • Entrepreneur chargé de la sécurité l’onduleur, la surveillance centrale (SCADA), la société de de certaines étapes ou dates fixes (comme la date de à ce que les tâches susceptibles d’influer sur la date de • Entrepreneur chargé des communications surveillance et le propriétaire ou opérateur commercial de la raccordement au réseau). • Propriétaire et exploitant commercial centrale PV. livraison finale du projet soient mises en évidence et hiérarchisées. Un programme complet devrait également Si les étapes contractuelles sont incluses dans le 9 Mise en service • Tous les entrepreneurs La mise en service de tous les systèmes sera associée à tenir compte de la disponibilité des ressources. Cela programme, les répercussions des retards sur ces dates plusieurs problèmes d’interface en particulier en cas de problèmes. 114 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 10 : Construction 115 seront apparentes. Des décisions budgétaires et des 10.4.3 LA GESTION DES RISQUES • Les tâches (divisées en sections, si nécessaire). constituer un risque majeur pour le projet. En outre, un ressources appropriées peuvent alors être adoptées pour projet qui adopte une approche sensible aux questions de Les risques associés au projet doivent être identifiés, • L’exécution de chaque tâche ou l’acceptation de pallier ces retards. Les étapes peuvent également indiquer santé et de sécurité est davantage susceptible d’obtenir un évalués et gérés tout au long du processus de construction. l’équipement par l’entrepreneur. quand les paiements doivent être versés à un entrepreneur. financement international. Les risques doivent être intégrés à la planification du Le paiement des étapes contractuelles devrait être associé • Les critères d’acceptation. projet. Chaque aspect du projet devrait être évalué afin de à la fourniture de toute la documentation pertinente pour Les Directives EHS générales de la Banque mondiale déterminer la probabilité et l’impact des risques potentiels. • La date d’achèvement. s’assurer que la construction a été effectuée conformément couvrent la S&S durant la construction, et notamment : L’étape suivante serait de développer un plan d’action au cahier des charges et aux normes de qualité. Cela • Des détails relatifs aux registres à tenir (comme par approprié pour atténuer les risques identifiés. Si un • La conception et l’exploitation générales de permettra de s’assurer que les entrepreneurs se concentrent exemple les photos ou les résultats des essais). risque particulier est susceptible d’affecter la livraison de l’installation. aussi bien sur la fourniture des documents administratifs • La signature ou la confirmation de l’exécution des l’ensemble du projet, des solutions alternatives (en termes que des travaux physiques. Cela contribuera également à • La communication et la formation. de temps et de budget) devraient être incluses pour faire tâches par l’entrepreneur ou de l’acceptation de la minimiser le risque d’écart au programme plus tard dans livraison. • Les risques physiques. 
 face aux imprévus. les travaux du fait de l’attente de la documentation. • La signature de la personne qui valide les tâches ou les • Les risques chimiques. Les indicateurs de risque peuvent inclure les retards de 10.4.2 PLANIFICATION ET SÉQUENÇAGE DES TÂCHES essais pour le compte du promoteur. calendrier, les risques météorologiques,
les retards de • Les risques biologiques. 
 Le séquençage approprié des tâches est un élément raccordement au réseau, la disponibilité du personnel Des audits de qualité doivent être régulièrement effectués. • L’équipement de protection individuelle (EPI). essentiel du processus de planification. Les tâches doivent et de l’équipement, les transports, les conditions du sol Ceux-ci aideront les promoteurs à vérifier que les être séquencées logiquement et efficacement. La séquence et les incidents ayant trait à la santé, à la sécurité ou à • Les environnements présentant des risques particuliers. entrepreneurs ont exécuté les travaux conformément aux générale des travaux est généralement l’accès au site, son l’environnement. Nombre de ces risques ont été atténués plans de qualité. Les audits mettent également en évidence • La surveillance. défrichement, la sécurité, la construction des fondations, lors de l’étape de planification et de conception, par les problèmes de qualité devant être résolus dès le départ. des tranchées de câbles et de conduites, la construction exemple, par la réalisation des études et la conception des Un personnel adéquatement expérimenté devrait se Selon l’expérience spécifique à la construction de projets des sous-stations, la construction de la structure de installations. charger de ces audits. solaire, les chutes de hauteur, les électrocutions, les support, l’installation du module, les travaux électriques incidents impliquant des engins lourds de levage (comme du site, les communications, les travaux de raccordement Certains risques subsisteront jusqu’à ce que le matériel des grues) et les accidents de la route sont les causes arrive sur le site : matériel perdu ou endommagé en cours 10.6 GESTION ENVIRONNEMENTALE ET SOCIALE du site au réseau et, enfin, les essais et la mise en service. les plus courantes de blessures graves ou de décès des Chacun de ces domaines de travail doit être décomposé de transport, par exemple. Ce risque peut être réduit par Tel qu’indiqué à la section 8.3.4, l’étude d’impact travailleurs dans des projets solaires. en une série de sous-tâches. Parallèlement à celles-ci, une la sélection d’un fournisseur expérimenté disposant des environnemental et social (EIES) ou équivalent entrepris évaluation des données nécessaires pour chaque tâche moyens appropriés. L’assurance couvrira le coût associé à pour chaque projet devrait aboutir à un plan de gestion Les directives SSE donnent des indications sur la façon (surtout lorsque des interfaces sont impliquées) permettra la recherche de pièces de remplacement ; cependant, si un environnementale et sociale associé (PGES) qui liste les dont chacun des aspects relatifs à la S&S devrait être d’élaborer une séquence logique et efficace. élément clé tel que le transformateur de réseau est perdu, impacts clé au niveau de l’environnement, de la santé, abordé, en décrivant les exigences minimales relatives l’assurance ne compensera pas les retards et pertes de de la sécurité et les impacts sociaux identifiés pour le à chaque aspect et la liste des mesures de contrôle Il faut également de tenir compte de facteurs permettant production associés à l’absence de cet élément. Ces risques projet et qui indique comment ceux-ci seront atténués. Il appropriées pouvant être mises en place pour réduire les d’empêcher ou de limiter le chevauchement éventuel des doivent être pris en considération lors de l’élaboration des est important que ce document soit référencé ou intégré risques. tâches. Ces facteurs pourraient inclure : termes du contrat IAC. dans le contrat IAC de sorte que le ou les entrepreneurs chargés de la construction puissent prendre les mesures En outre, le CP2 d’IFC établit les exigences en matière de • Les conditions d’accès. 10.5 GESTION DE LA QUALITÉ appropriées conformes à la stratégie d’atténuation du S&S sur le lieu de travail. • La disponibilité des ressources (installations, risque. La mise en œuvre du PGES est nécessaire pour équipements et main-d’œuvre). Le contrôle de la qualité de la construction est essentiel à En tant que norme minimale, la conformité à la législation veiller à ce que toutes les conditions nationales et propres la réussite du projet. Le niveau de qualité requis devrait locale S&S doit être documentée et rigoureusement • La formation et l’apprentissage de la main-d’œuvre, au prêteur en termes d’environnement, de santé, de être défini de manière claire et détaillée dans le cahier des appliquée. Lorsque les exigences juridiques locales ne surtout s’il s’agit d’un nouveau marché ou que des sécurité et des impacts sociaux du projet soient remplies. charges. sont pas aussi exigeantes que les directives de SSE, il est ressources locales sont utilisées. L’efficacité de l’entrepreneur doit être contrôlée et rectifiée si nécessaire. De plus amples détails sur les aspects santé recommandé que les lignes directrices et les exigences SSE • Les restrictions associées au consentement (ou autres Un plan de qualité est un document de synthèse (présenté dans le CP2 d’IFC soient suivies. et de sécurité du PGES sont fournis ci-dessous à la section restrictions réglementaires). généralement sous forme de tableau) détaillant tous les 10.7. travaux, les livraisons et essais qui seront effectués dans • Les considérations de sécurité. 
 le cadre du projet. Il permet à l’entrepreneur de valider le 10.8 QUESTIONS SPÉCIFIQUES RELATIVES À LA travail et au promoteur de confirmer si les procédures de 10.7 GESTION DE LA SANTÉ ET DE LA SÉCURITÉ CONSTRUCTION DES CENTRALES SOLAIRES • La disponibilité du réseau. qualité requises sont respectées. Un plan de qualité inclura PV La santé et la sécurité (S&S) de la main-d’œuvre du projet généralement les informations suivantes : doivent être soigneusement supervisées par le promoteur Les sections suivantes décrivent les écueils ou les erreurs du projet. En dehors des considérations éthiques, les courantes qui peuvent se produire au cours de la phase coûts du non-respect de la législation sur la S&S peuvent de construction d’un projet solaire PV. La plupart de ces 116 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 10 : Construction 117 écueils peut être évitée grâce à une conception appropriée, Si un système de poursuite est utilisé pour la structure de 10.8.4 RACCORDEMENT AU RÉSEAU à une surveillance et un contrôle de qualité adéquats, ainsi support, les autres risques sont : Le raccordement au réseau sera généralement effectué Figure 22 : Espacement entre les rangées de modules que des essais menés sur site. • Le manque d’espace pour la rotation des modules. par un tiers sur lequel le promoteur du projet peut avoir un contrôle limité. La bonne communication avec 10.8.1 TRAVAUX DE GÉNIE CIVIL • Un actionneur mal positionné (ou faisant l’objet de l’entrepreneur chargé du raccordement au réseau est spécifications incorrectes), entraînant la vibration ou le Les travaux de génie civil relatifs à la construction d’une essentielle pour veiller à ce que les exigences relatives au déplacement des modules au lieu de se verrouiller dans centrale solaire PV sont relativement simples. Il peut réseau soient remplies. Les retards dans la réalisation du la position désirée. cependant y avoir des conséquences graves et coûteuses raccordement au réseau auront une incidence sur la date si les fondations et les réseaux routiers ne sont pas bien de mise sous tension, retardant le début de l’exploitation Ces erreurs sont susceptibles d’entraîner des travaux de conçus par rapport au site. Les principaux risques sont commerciale. réparation nécessaires avant le transfert et impliquent des posés par les conditions du sol. Surtout, des rapports coûts supplémentaires. d’étude du sol qui ne fournissent pas d’informations de Quand le réseau ne dispose que de sources de production terrain suffisamment détaillées peuvent entraîner une classiques, il existe un risque supplémentaire que les 10.8.3 QUESTIONS ÉLECTRIQUES mauvaise interprétation des conditions du sol conduisant à exigences du code de réseau relatives à la production une conception de fondations inappropriées. Des levés de Les câbles doivent être installés conformément aux d’énergie renouvelable n’aient pas été pleinement établies terrain manquant de détails ou d’une bonne interprétation recommandations du fabricant. L’installation doit être au moment de la signature du contrat. Dans un tel cas, des données pourraient conduire à des risques tels que la réalisée avec soin car des dommages peuvent survenir certaines dispositions devront peut-être être incluses dans pose de fondations inappropriées. lorsque l’on tire sur les câbles pour les positionner. l’AAE ; il est en outre particulièrement important d’assurer L’entrepreneur chargé de l’installation doit s’assurer que une communication régulière avec l’exploitant du réseau Les friches industrielles présentent un risque pendant les les bonnes tensions de traction et rayons de courbure sont et, si possible, d’obtenir l’appui de consultants locaux. Si Image reproduite avec la permission de First Solar travaux de génie civil. En raison de la nature des travaux respectés afin d’éviter d’endommager les câbles. De même, d’autres promoteurs de centrales solaires sont présents d’excavation, de terrassement ou de battage de pieux les câbles fixés à la structure de support doivent être dans la région, il est fortement recommandé d’entrer en pour les fondations, il est important d’avoir conscience adéquatement protégés, fixés et maintenus en place afin de contact avec eux, ceci pouvant permettre au promoteur de 10.8.6 QUESTIONS DE SÉCURITÉ des obstacles ou des substances dangereuses présentes s’assurer qu’ils ne subissent aucun dommage. bénéficier des enseignements tirés de la mise en œuvre de ces autres projets déjà construits. Un plan de sécurité robuste doit être mis en place, sous la surface du sol. Ceci est particulièrement important Les câbles souterrains doivent être enfouis à une en particulier dans les zones où il peut y avoir eu des lors de l’étude d’anciens sites industriels ou de bases profondeur appropriée (généralement entre 500 mm objections aux travaux ou quand le chômage ou la militaires. Les risques classiques incluent la présence de 10.8.5 QUESTIONS LOGISTIQUES et 1000 mm) et signalés par la présence de rubans de criminalité sont un problème. Le projet est susceptible gaz dans le sol et les lixiviats des anciennes décharges, les Des problèmes logistiques peuvent survenir si les d’être associé à une quantité importante de métaux, et terrains contaminés par d’anciennes activités ou procédés signalisation ou de tuiles positionnées juste au dessus conceptions ou les calendriers n’ont pas été bien pensés. industriels et des munitions non explosées liées à des ainsi que des poteaux de marquage positionnés à des Les problèmes qui peuvent survenir comprennent : guerres passées, comme sur des bases militaires en activité/ intervalles appropriés en surface. Les câbles peuvent soit désaffectées ou d’autres sites susceptibles d’avoir été minés être enfouis directement, soit placés dans des conduits. Si • L’absence de dégagement adéquat entre les rangées de Figure 23 : Installation des modules sur un système de ou bombardés. les câbles sont enfouis directement, ils doivent être intégrés modules pour en permettre l’accès (voir Figure 22). pistage solaire de grande envergure à une couche de sable ou de terre tamisée afin d’éviter les • L’accès limité en raison de conditions météorologiques 10.8.2 QUESTIONS MÉCANIQUES dommages causés par les matériaux de comblement. défavorables. La phase de construction mécanique implique Des essais complets devraient être entrepris avant la mise généralement l’installation et l’assemblage de structures Pour les systèmes de poursuite de plus grande envergure, sous tension afin de vérifier que les câbles ne sont pas de support sur le site. Certaines erreurs simples peuvent se les onduleurs centraux, ou les stations d’onduleurs endommagés. révéler coûteuses, surtout si celles-ci incluent : préfabriquées, il peut être nécessaire d’utiliser des grues. Par conséquent, un accès et un espace adéquats pour en • Une mauvaise utilisation des clés dynamométriques. 
 Dans les marchés où les normes électriques sont à jour permettre le fonctionnement, et notamment suffisamment ou ont été récemment mises à jour, le promoteur devrait • La non application de contreventements en croix. 
 d’espace pour que la grue soit parfaitement posée afin d’en chercher à faire appel à des conseils de la part d’un assurer la stabilité sur le site, sont essentiels (voir Figure • Une mauvaise orientation. 
 ingénieur électricien ou d’un consultant pour confirmer, 23). Cette question devrait également être considérée d’un avant de passer commande, que tout équipement • Un mauvais alignement des structures. 
 point de vue opérationnel pour s’assurer que l’équipement électrique importé dans le pays, y compris les câbles, peut être remplacé en cas de panne ou s’il arrive en fin de • L’absence de peinture anticorrosion appliquée aux respecte les exigences locales. vie. structures. Image reproduite avec la permission de a+f GmbH 118 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 10 : Construction 119 notamment de cuivre, dont la valeur est significative. risques et les problèmes sont identifiés rapidement, de L’examen de la conception peut également couvrir des Les modules eux-mêmes peuvent être la cible de vols et sorte qu’ils puissent être remédiés en temps voulu. domaines spécifiques tels que la conformité au réseau peuvent aussi être endommagés par des actes malveillants. ou les problèmes géotechniques, selon les exigences 10.9 SUPERVISION DE LA CONSTRUCTION spécifiques du projet et l’expérience des promoteurs. Les mesures de sécurité applicables au site doivent inclure une planification et une budgétisation adéquates. Les Il est recommandé que le propriétaire et les prêteurs du Les étapes et essais clés relatifs aux attestations incluent : mesures de sécurité peuvent avoir un avantage durable projet soient tenus informés de l’évolution au cours de la • L’inspection de la construction des routes. pour la région en créant des emplois pour le personnel construction. La supervision de la construction peut être local. assurée par des ressources internes. Alternativement, un • L’inspection des fondations. « conseiller technique » ou « ingénieur du propriétaire » • La vérification des chemins de câbles. 10.8.7 QUESTIONS RELATIVES AUX MARCHÉS peut être appelé à effectuer le travail en leur nom. ÉMERGENTS • L’inspection des chemins de câbles. Le rôle du conseiller technique durant la phase de Sur les nouveaux marchés, les options peuvent être • L’attestation de la livraison/du déchargement des construction consiste à s’assurer que l’entrepreneur limitées pour obtenir/importer le matériel nécessaire, la modules solaires, des transformateurs, des onduleurs et respecte les contrats pertinents, et à produire des rapports mise en service de nouvelles usines de fabrication, ou la de l’appareillage. sur les progrès réalisés et le budget. L’équipe chargée modification d’installations de construction pour répondre de la supervision de la construction est généralement • L’inspection de l’installation des modules, de à la demande locale. Toute solution d’alimentation constituée de l’ingénieur du site appuyé par des experts l’appareillage et des onduleurs. adoptée est associée à des risques. techniques basés dans des bureaux. Le rôle de conseiller • L’attestation des essais de réception sur le site. technique consiste à examiner les conceptions, à suivre la Les équipements importés peuvent être soumis à de longs construction et à assister aux essais clés. • L’attestation des essais d’achèvement. délais de transport et à des retards aux douanes, en particulier s’il s’agit de la première importation réalisée • Le suivi et la rectification des défaillances. L’examen de la conception portera généralement sur les par une entreprise ou un projet. points suivants : Outre l’ingénieur du propriétaire, l’ingénieur du Les nouveaux fournisseurs sur les marchés émergents • Les déclarations basées sur la conception 
 prêteur joue un rôle supplémentaire consistant à signer peuvent rencontrer des problèmes de qualité associés aux et à délivrer des certificats attestant du pourcentage • Les études/enquêtes travaux ; du temps et une surveillance supplémentaires d’exécution du projet. Les prêteurs exigent ces certificats sont généralement nécessaires pour s’assurer que les • Les normes de conception avant de pouvoir débloquer les fonds conformément aux produits fournis par ces fournisseurs respectent les dates de paiement relatives au projet. Dans certains cas, il • La conception de structures exigences de qualité. Cela peut conduire à des méthodes est exigé qu’un ingénieur indépendant ou ingénieur-conseil ou à des procédures d’installation incorrectes (parfois à • Les dessins (toutes les révisions). 
 vérifie que les travaux répondent à toutes les normes et cause d’un manque de connaissances en ce qui concerne codes au nom de la société d’exploitation du réseau ou de • Les calculs. 
 l’impact possible d’une exécution des travaux dans le l’acheteur d’électricité. mauvais ordre), ce qui peut avoir des répercussions • Les plans d’exécution. 
 coûteuses sur le projet. • Les évaluations de risques et les déclarations de méthode. Les employés des entreprises d’installation dans les marchés émergents sont souvent inexpérimentés. Cela peut • Les plans de qualité. conduire à des méthodes ou des procédures d’installation • Les plans/rapports sur la sécurité. 
 incorrectes, et peut inclure un le manque de connaissances de l’impact possible qu’aurait une exécution des travaux • La sélection du matériel et des équipements. dans le mauvais ordre, ce qui peut avoir un impact • Les manuels d’E&M. 
 coûteux sur le projet. Cependant, avec une formation • Les rapports sur les essais. adéquate, le recours à un personnel local inexpérimenté peut constituer un moyen peu coûteux et bénéfique pour la L’objectif de l’examen de la conception est de veiller à région de construire une centrale solaire PV. ce que l’entrepreneur a conçu les travaux conformément aux accords contractuels et aux normes de l’industrie. Une gestion stricte de la qualité est nécessaire. Un plan L’examen vise également à s’assurer que les travaux seront rigoureux devrait être élaboré afin de s’assurer que les convenablement dotés en ressources et séquencés pour réaliser le projet conformément au cahier des charges. 120 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 10 : Construction 121 Encadré 7 : Leçons apprises sur la construction Encadré 7 : Leçons apprises sur la construction (suite) La construction d’une centrale solaire PV est un processus relativement simple. Cependant, il existe des erreurs fréquentes que les entrepreneurs Suivi environnemental IAC peuvent aisément éviter grâce à des procédures de planification et de formation appropriées. Des exemples de ces erreurs sont détaillés Le mauvais positionnement de l’équipement de suivi environnemental peut conduire à des inexactitudes lors de l’évaluation de la performance. ci-dessous. Les raisons les plus fréquentes de ces inexactitudes sont les suivantes : Installation du module PV Des pyranomètres qui ne sont pas positionnés selon le même angle d’inclinaison que les modules. †† Les problèmes fréquemment observés lors de l’installation des modules sont les suivants : †† Des pyranomètres sujets à l’ombrage, menant à la production de calculs de CP élevé. L’utilisation d’un nombre de colliers insuffisant ou un mauvais positionnement résultant en une capacité de charge réduite du module. 
 †† Gestion des câbles †† La modification ou l’utilisation du mauvais type de colliers en raison d’un espacement insuffisant entre les modules, compromettant Les problèmes les plus courants en matière de gestion des câbles sont : l’intégrité de la fixation et conduisant à l’annulation de la garantie. 
 Des câbles qui traversent les arêtes vives des structures de support sans rembourrage adéquat. †† †† Des boulons de blocage du module serrés à la main dans un premier temps, puis en appliquant le couple de serrage adéquat quelques temps plus tard. Il est alors possible que des vents puissants délogent les modules de leur structure si le laps de temps entre le †† Le mauvais étiquetage des extrémités de câbles. 
 montage et le serrage est trop long. Le serrage des boulons devrait se faire peu de temps après le montage. 
 †† De grandes longueurs de câble non fixées en raison d’un nombre insuffisant de colliers de serrage. 
 †† Un serrage excessif des boulons de blocage à l’aide d’outils électriques, conduisant à la déformation du collier et à des dommages aux †† Un rayon de courbure des câbles trop limité. revêtements résistants à la corrosion. †† Des profondeurs d’enfouissement des câbles insuffisantes. 
 †† Des modules endommagés ou rayés en raison d’une mauvaise technique d’installation. La surface avant et arrière des modules ne doit †† Une protection insuffisante des câbles du chemin. pas entrer en contact avec les structures de support. Signalisation Structures de suppor Les principales informations qui sont souvent oubliées sont listées ci-dessous : Les problèmes courants en ce qui concerne la construction des structures de support sont : †† Les informations générales sur la santé et la sécurité, y compris les numéros de téléphone d’urgence. †† Des métaux dissemblables qui ne sont pas isolés les uns des autres, conduisant à des problèmes d’incompatibilité matérielle se †† L’absence d’étiquettes de mise en garde sur les composants électriques. 
 présentant sous forme de corrosion galvanique. Des solutions d’isolation telles que des coussinets de néoprène peuvent être utilisées. 
 †† L’absence de panneaux de mise en garde sur la clôture du périmètre. 
 †† La déformation de la structure de support au cours du processus de construction des piliers, compromettant la galvanisation ou la †† Le signalement de l’identification de la structure de support. structure. 
 †† Des piliers mal positionnés, conduisant à des piliers et des sections en acier forcés ou ployés hors de l’axe d’alignement afin de pouvoir Pièces de rechange les aligner aux sections de la structure. †† L’espace de stockage permanent des pièces de rechange est souvent indisponible au moment où ces pièces sont livrées sur le site, entraînant des dommages causés par les mauvaises conditions de stockage temporaire. Travaux de génie civil Les problèmes courants en ce qui concerne la construction des structures de support sont les suivants : †† Un mauvais procédé de suppression de la poussière, conduisant à l’accumulation excessive de salissures sur les modules. 
 †† Une clôture de périmètre manquante ou construite tardivement conduisant à des intrusions par des animaux ou des personnes. La clôture doit être installée avant que la construction ne commence. †† Le blocage des drains par la présence de limons pendant les travaux de terrassement. †† Une gestion inadéquate du ruissellement des eaux de surface lors de la construction, occasionnant des retards causés par des sites inondés et détrempés. 
 †† Le dépassement de la capacité de charge des routes publiques, causant des dommages. 
 †† L’absence de travaux de terrassement une fois l’installation effectuée. Boîtiers/caissons dédiés à l’équipement L’intégrité de l’environnement contrôlé dans les boîtiers/caissons dédiés à l’équipement peut être compromise en cas d’installation incorrecte. Des exemples de problèmes fréquents sont listés ci-dessous : †† Presse-étoupes inutilisés non scellés ou remplacés par des éléments fictifs. †† Chemins de câbles non scellés. 
 †† Joints endommagés ou manquants sur les portes d’entrée. 
 †† Tranchées de câbles non scellées conduisant aux caissons des onduleurs. †† Infiltration d’eau liée à tout ou partie de ce qui précède, donnant lieu à une atmosphère humide provoquant la corrosion des composants électriques. (Suite) 122 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 10 : Construction 123 Liste de vérification de la phase de construction Une liste de contrôle des procédures requises de base et une liste d’actions recommandées sont fournies ci-dessous. Ces listes sont destinées à aider les promoteurs de centrales solaires PV pendant la phase de construction d’un projet PV. Obligatoire  Le contrat est signé et examiné dans son intégralité par le conseiller technique, couvrant toutes les interfaces.  La documentation conceptuelle est rédigée.  Le programme détaillé des travaux est exécuté.  Le plan de qualité est rédigé.  Le plan de santé et de sécurité est rédigé.  Le système de compte-rendu mensuel est en place.  Toutes les exigences relatives au consentement, aux permis et aux financements sont en place.  Les plans de mise en service et d’essai sont convenus entre toutes les parties, détaillant les exigences et les essais susceptibles de nécessiter la présence de témoins ou de signature. Conseillé  La matrice d’interface est préparée.  Le calendrier des livrables est préparé pour tous les documents.  Le programme prévisionnel hebdomadaire est en place.  Le registre des risques détaillant tous les risques potentiels et les mesures d'atténuation est en place.  Le plan environnemental est rédigé.  La structure des rapports mensuels est prête.  Le tableau détaillant les exigences et les échéances est prêt. 124 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Exploitation et maintenance 11 11.1 APERÇU DE L’EXPLOITATION ET DE LA MAINTENANCE (E&M) Un contrat d’Exploitation et de Contrairement à d’autres technologies de production d’énergie, maintenance (E&M) est essentiel les besoins en maintenance et en entretien des centrales solaires au bon fonctionnement de PV sont relativement faibles. Cependant, le bon entretien d’une installation PV est essentiel pour optimiser à la fois le rendement l’installation PV au cours de sa énergétique et la durée de vie utile de la centrale. Une exploitation durée de vie. optimale doit trouver un équilibre entre maximisation de la production et réduction des coûts. L’utilisation d’un contrat d’Exploitation et de maintenance (E&M) est essentielle pour définir les paramètres des activités d’Exploitation et de maintenance d’un projet au cours de sa durée de vie. Si un entrepreneur E&M est recruté pour entreprendre ces tâches, il est important que toutes les exigences relatives à la maintenance préventive et corrective, au contrôle de la performance et à la soumission de rapports soient clairement énoncées dans le contrat, ainsi que la fréquence à laquelle ces activités doivent se tenir. Cela permet de mesurer la performance du contractant et, si nécessaire, de la remettre en question. Il est normal pour un contractant chargé des services d’E&M de garantir la performance de la centrale au cours de la durée du contrat. Généralement, cela est obtenu grâce à une garantie de taux de disponibilité ou de coefficient de performance couvrant l’intégralité de la centrale. Dans le cas où le contractant n’honorerait pas ses obligations, entrainant une performance de la centrale inférieure à la valeur garantie, le propriétaire aurait le droit de demander une indemnisation pour couvrir les pertes de revenus. Les exigences de base concernant la rédaction d’un contrat d’E&M pour une centrale solaire PV sont définies dans une liste de vérification à la fin du chapitre. 11.2 CONTRATS D’E&M Il est de pratique courante pour les projets solaires PV que l’E&M soit réalisée par un contractant principal, responsable de tous les aspects d’E&M, y compris les travaux exécutés par les sous-traitants susceptibles d’avoir été recrutés pour fournir des services spécialisés, tels que l’entretien de l’onduleur, l’entretien du sol, la sécurité ou le nettoyage des modules. 11 : Exploitation et maintenance 125 Un contrat d’E&M doit être conclu entre la société 11.3.1 NETTOYAGE DES MODULES Lors de la planification du nettoyage des modules, il • Les poussières provenant du désert, transportées par le de projet et le fournisseur des services d’E&M, dans convient de tenir compte de ce qui suit : vent, qui peut également apparaître après une pluie. Le nettoyage des modules est une tâche simple, mais lequel sont détaillés les aspects juridiques et techniques importante. Il peut apporter des avantages significatifs et • Les facteurs environnementaux et humains (comme • La poussière causée par la circulation des véhicules. 
 de la fourniture de services d’E&M. Des informations immédiats en termes de rendement énergétique. les débris propres aux chutes de feuilles à l’automne supplémentaires sur les contrats d’E&M sont fournies à la • L’accessibilité du site en fonction des prévisions et les salissures générées par les activités agricoles et section 11.7, les modalités classiques des services d’E&M météorologiques. La fréquence de nettoyage des modules dépendra des industrielles locales). sont décrites à l’Annexe 2. conditions locales du site et de la période de l’année. Le • La disponibilité de l’eau et du matériel de nettoyage.52 • Les conditions météorologiques : un nettoyage est degré de salissure des modules étant spécifique au site, L’entretien peut se décomposer comme suit : moins susceptible d’être requis pendant les périodes de la durée entre les nettoyages varie dans une large mesure Si l’efficacité du système se trouve être en dessous du pluies. • La maintenance programmée : Elle est planifiée à d’un site à l’autre. La fréquence de nettoyage des modules niveau attendu, la propreté des modules doit être vérifiée l’avance et vise à prévenir les pannes et à assurer que la sera dictée par des facteurs tels que le type de sol du et le nettoyage effectué, si nécessaire. centrale fonctionne à son niveau optimal. site et de ses environs (des sites poussiéreux et arides se traduiront par un degré de salissure plus important) et La fréquence optimale de nettoyage de module peut être • La maintenance non planifiée : Elle est réalisée en Figure 25 : Nettoyage des modules à l’aide d’un robot le régime des précipitations local (les régions plus sèches déterminée en évaluant les coûts et les avantages de la réponse à des défaillances. seront synonymes de salissures plus importantes). conduite de la procédure. L’avantage du nettoyage doit être l’amélioration du rapport de performance du système Un entretien approfondi et régulier convenablement La figure 24 illustre le nettoyage des modules dans une (PR) en raison d’une perte inférieure due aux salissures programmé devrait réduire les besoins de maintenance centrale à poursuite solaire de grande envergure (on peut et, en conséquent, d’une augmentation de revenus. Une non planifiée, bien que certaines défaillances imprévues voir de l’eau pulvérisée sur la surface des modules). estimation des coûts pour le nettoyage des modules PV continuent inévitablement à se produire. Une approche doit être obtenue à partir de l’entrepreneur chargé des robuste et bien planifiée de la maintenance programmée Les autres méthodes de nettoyage à faible technologie services d’E&M et comparée à l’augmentation potentielle et non planifiée est donc importante. sont l’utilisation d’un chariot de brosses, tel qu’illustré de revenus. Le contrat d’E&M conclu doit détailler un à la figure 25, et l’utilisation d’un balai à poussière, tel nombre convenu de nettoyages par an et leur fréquence. 11.3 MAINTENANCE PRÉVENTIVE/PROGRAMMÉE qu’illustré à la figure 26. Le contrat doit également décrire le coût de la main- La bonne planification et la fréquence de la maintenance d’œuvre ou le prix unitaire auquel le propriétaire peut préventive est dictée par un certain nombre de facteurs. demander un nettoyage supplémentaire des modules de Il s’agit de la technologie choisie, des conditions toute l’installation pour permettre de réaliser cette analyse environnementales du site, des conditions de garantie et coûts-bénéfices. Image reproduite avec la permission de First Solar des variations saisonnières. La maintenance programmée est généralement effectuée à intervalles réguliers, 11.3.2 INTÉGRITÉ DU RACCORDEMENT AU MODULE conformément aux recommandations du fabricant, et selon La vérification de l’intégrité des raccordements aux les exigences des garanties de l’équipement. Les activités modules est importante pour les systèmes qui n’intègrent de maintenance planifiée nécessitant l’arrêt de la centrale Figure 24 : Nettoyage des modules à l’aide d’une grue pas de surveillance au niveau des branches de modules. doivent être effectuées, dans la mesure du possible, hors Ceci est plus probable pour les centrales qui utilisent périodes de production de pointe, comme tôt le matin ou le Figure 26 : Nettoyage des modules à l’aide d’un balai à une technologie à onduleur central. Dans de tels cas, les soir. franges défauts présents dans chaque branche de modules peuvent être difficiles à détecter étant donné que le courant Bien que l’entretien prévu permettra à la fois de maximiser circulant dans chaque branche n’est pas contrôlé et est la production et de prolonger la durée de vie de la centrale, constamment comparé à d’autres branches. il représente un coût pour le projet, à la fois en termes de frais engagés et de pertes de revenus en raison de la Si un contrôle au niveau de la branche n’est pas réalisé, réduction de la production d’énergie. Par conséquent, le contractant chargé des services d’E&M doit vérifier l’objectif devrait être de rechercher un équilibre optimal périodiquement les raccordements entre les modules dans entre le coût de la maintenance prévue et l’augmentation du chaque branche, au moins une fois par an. rendement au cours de la durée de vie du système. Les tâches de maintenance planifiée spécifiques sont couvertes dans les sections suivantes. Image reproduite avec la permission de a+f GmbH 52 De l’eau dans une quantité d’environ 1,6 l/m2 de surface de module peut être nécessaire pour nettoyer chaque module, selon la méthode retenue. Image reproduite avec la permission de First Solar 126 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 11 : Exploitation et maintenance 127 11.3.3 BOÎTIER DE JONCTION OU COFFRET DE confirmées par le fabricant et utilisées en tant que base 11.3.9 CONTRÔLE DE LA VÉGÉTATION • La réparation des défaillances dans la structure de REGROUPEMENT DE CHAÎNE pour la planification du programme de maintenance. support. Le contrôle de la végétation et l’entretien des terres sont Toutes les boîtiers de jonction ou coffrets de regroupement des tâches planifiées importantes pour les centrales PV • La rectification des défaillances dans le système de La maintenance préventive régulière d’un onduleur de branches devraient être contrôlés périodiquement solaires. La végétation (comme les hautes herbes, arbres poursuite. devrait, au minimum, inclure : afin de détecter la présence d’infiltrations d’eau et ou arbustes) a le potentiel de porter de l’ombre sur les d’accumulation de salissures ou de poussière et de vérifier • Des inspections visuelles. modules et d’en réduire le rendement. Un entretien soigné Les aspects contractuels de l’E&M non planifiée sont l’intégrité des raccordements dans les boîtiers. Un mauvais du sol permet également réduire le risque de salissures décrits plus en détail ci-dessous. • Le nettoyage/remplacement des filtres des ventilateurs serrage des raccordements pourrait affecter la performance générées par la présence de feuilles, de pollen ou de de refroidissement. globale de la centrale PV. Toute accumulation d’eau, poussière sur les modules. 11.5 PIÈCES DE RECHANGE de salissures ou de poussière peut donner lieu à de la • Le retrait de la poussière présente sur les composants corrosion ou provoquer un court-circuit à l’intérieur du électroniques. Afin de faciliter une réponse rapide en cas de défaillance 11.4 MAINTENANCE NON PLANIFIÉE boîtier de jonction. de l’équipement, il est nécessaire de disposer d’un stock • Le serrage de tous les raccords desserrés. La maintenance non planifiée est effectuée en réponse de pièces de rechange convenablement approvisionné. Lorsqu’aucun contrôle n’est utilisé au niveau de la • Toute analyse et diagnostic supplémentaire à des défaillances. Ainsi, les paramètres clés de la Les pièces de rechange étant coûteuses, leur achat doit branche, l’entrepreneur chargé des services d’E&M doit recommandés par le fabricant. maintenance non planifiée sont le diagnostic, le temps être justifié par l’avantage qu’elles apportent en termes procéder à la vérification périodique, au moins sur une de réponse et le délai de réparation. Bien qu’un temps de réduction du temps d’arrêt de la centrale et en termes base annuelle, de l’intégrité des fusibles présents dans 11.3.6 INTÉGRITÉ STRUCTURELLE de réponse aussi court que possible soit préférable pour d’évitement de perte de revenus. La stratégie optimale les boîtiers de jonction, les coffrets de regroupement de augmenter le rendement énergétique, cela devrait être à appliquer quant aux pièces de rechange dépendra de La structure des modules, les conduits de câbles et toutes la taille de la centrale, de la disponibilité de pièces de branches et, dans certains cas, le coffret de raccordement comparé à la probabilité de coûts contractuels plus élevés autres structures construites pour la centrale solaire PV rechange localement et de la possibilité de partage de du module. associés à l’obtention de temps de réponse plus courts. devraient faire l’objet d’une vérification périodique afin de l’équipement essentiel entre un certain nombre de centrales s’assurer de l’intégrité mécanique et de détecter les signes Les temps de réponse convenus doivent être clairement en propriété commune. En général, une quantité adéquate 11.3.4 POINTS CHAUDS de corrosion. Cela inclura une inspection de la structure de stipulés dans le contrat d’E&M et dépendront de la des composants essentiels suivants doit être maintenue : Les éventuels défauts présents dans l’installation PV support des fondations afin d’identifier d’éventuels signes localisation du site—et si le site est habité. Selon le type peuvent souvent être détectés grâce à la thermographie. d’érosion provoqués par le ruissellement d’eau. • Pièces destinées au support de la structure. de panne, un temps de réponse indicatif peut être estimé Cette technique permet d’identifier les mauvais à 48 heures, avec des dommages-intérêts payables par • Boîtiers de jonction/coffrets de regroupement. 
 raccordements et les raccordements mal fixés dans les 11.3.7 RÉVISION DU SYSTÈME DE POURSUITE SOLAIRE le contractant en cas de dépassement de cette limite. boîtiers de jonction et les raccordements à l’onduleur, • Fusibles. 
 De même, les systèmes de poursuite solaire exigent L’existence d’une garantie de disponibilité dans le contrat ce qui est un problème courant dans les climats chauds d’E&M constituera également une motivation pour le • Composants du câblage CC/AC. également des contrôles d’entretien. Ces interventions où de grandes variations de température entre le jour et contractant d’assurer une réparation rapide et efficace en seront décrites dans la documentation du constructeur et • Matériel de communication. la nuit peuvent faire que les contacts se desserrent. La cas de défaillance de l’équipement et de temps d’arrêt de la dans les conditions de garantie. En général, ces contrôles thermographie peut également détecter les points chauds centrale qui en résulterait. • Modules (en cas de dommages de modules). comprendront une inspection de l’usure sur les pièces dans les composants de l’onduleur et sur les modules qui mobiles, la maintenance des moteurs ou des actionneurs, • Pièces d’onduleurs (en cas d’utilisation d’onduleurs ne fonctionnent pas comme prévu. Pour une centrale bien conçue et bien construite, une une vérification de l’intégrité des câbles de commande en chaine) ou leurs composants, conformément aux et d’alimentation, un entretien des boîtes à engrenage et grande partie des problèmes de maintenance non planifiée recommandations du fabricant dans le cas d’onduleurs Un spécialiste formé doit réaliser un examen peuvent être liés à des pannes d’onduleur. En fonction de l’assurance que les niveaux de fluides lubrifiants sont bons. centraux. thermographique à l’aide d’une caméra thermographique la nature de la panne, il peut être possible d’y remédier à au moins une fois par an. distance. Cette option est nettement préférable, si possible. • Pièces de moteurs, actionneurs et capteurs lorsque des L’alignement et le positionnement du système de poursuite systèmes de poursuite sont utilisés. doivent également être contrôlés pour s’assurer qu’il 11.3.5 RÉVISION DES ONDULEURS Les autres exigences courantes en matière de maintenance fonctionne de manière optimale. Les capteurs et les non planifiée sont : Il est important que les stocks de pièces de rechange soient En général, les défaillances de l’onduleur sont la cause la régulateurs doivent être périodiquement inspectés afin de adéquatement approvisionnés. Par conséquent, lorsque plus fréquente
d’interruption du système dans les centrales s’assurer qu’ils sont bien étalonnés et alignés. • Le serrage des raccords de câbles qui se sont desserrés. l’entrepreneur chargé de l’E&M utilise des composants PV. Par conséquent, la maintenance périodique des • Le remplacement des fusibles. du stock de pièces de rechange, il sera responsable de onduleurs doit être traitée comme une partie importante et 11.3.8 ÉQUIPEMENT AUXILIAIRE la reconstitution des stocks dès que possible. Cette centrale de la stratégie d’E&M. • La réparation des dégâts causés par la foudre. Les autres systèmes au sein d’une centrale solaire PV, y disposition permettra de réduire l’intervalle de temps entre compris les systèmes de surveillance et de sécurité, les • La réparation de l’équipement endommagé par la l’identification de la panne et le remplacement de l’élément Les besoins de maintenance des onduleurs varient selon systèmes d’alimentation auxiliaire et les systèmes de présence d’intrus ou au cours du nettoyage du module. non opérationnel. Cela peut avoir une importance leur taille, leur type et leur fabricant. Les exigences communication, doivent être régulièrement contrôlés et particulière pour les sites reculés dans lesquels la mauvaise spécifiques de chaque onduleur particulier doivent être • La rectification des défaillances SCADA. entretenus. Les systèmes de communication qui sont à accessibilité ou les mauvaises conditions météorologiques l’intérieur de la centrale PV et connectés extérieurement à peuvent retarder la livraison de composants sur le site. la centrale doivent être inspectés afin de vérifier la force du signal et le raccordement. 128 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 11 : Exploitation et maintenance 129 Il est recommandé de consulter les fabricants afin de ans, peut être davantage souhaitable, permettant aux • Les exigences en matière de maintenance non planifiée. Un calendrier des activités de maintenance préventive détailler le stock de pièces de rechange, en fonction de propriétaires de profiter de la baisse des coûts du marché doit être préparé et annexé au contrat d’E&M, afin de • Les cibles et/ou garanties convenues (comme les l’estimation de la durée de vie des composants et des taux et de négocier des conditions plus favorables à l’expiration suivre facilement si le calendrier convenu est respecté. chiffres du temps de réponse ou de la disponibilité du de défaillance. de leur contrat actuel. Dans tous les cas, les événements Outre de veiller à ce que tout le matériel soit entretenu système). provoquant une résiliation doivent être clairement définis conformément aux directives du fabricant, cela permet pour permettre au propriétaire de résilier le contrat, quelle • Les exigences en matière de production de rapports également de mesurer la performance de l’entrepreneur. 11.6 SUIVI, ÉVALUATION ET OPTIMISATION DE LA PERFORMANCE que soit sa durée, en cas de défaut, de sous-performance (sur la performance, l’environnement, la santé et la ou d’insolvabilité de l’entrepreneur. sécurité et les relations de travail). 11.7.3 OBLIGATIONS DU PROPRIÉTAIRE Pour optimiser la performance du système, il est nécessaire de veiller à ce que les composants de l’installation Bien que le rôle principal de l’entrepreneur chargé des Dans un contrat d’E&M, les obligations du propriétaire/ 11.7.1 OBJET D’UN CONTRAT D’E&M fonctionnent efficacement pendant toute la durée de vie de services d’E&M soit d’entretenir la centrale, en s’assurant promoteur se limitent généralement à : la centrale. La surveillance continue des systèmes PV est L’objet d’un contrat d’E&M est d’optimiser la que la centrale et tous ses sous-composants fonctionnent • L’octroi de l’accès à l’entrepreneur chargé des services essentielle pour maximiser la disponibilité et le rendement performance de la centrale dans des paramètres de coûts et que la centrale est capable d’exporter de l’énergie d’E&M au système et à tous les terrains et points du système. établis. Pour que cela se fasse de manière efficace, le électrique vers le réseau, l’entrepreneur doit également d’accès associés. contrat doit être suffisamment détaillé et complet. En être contractuellement tenu d’optimiser l’efficacité de La section 7.7 décrit des systèmes de surveillance pour particulier, le contrat d’E&M devrait stipuler clairement la centrale. En outre, il convient de préciser que toutes • L’obtention de toutes les approbations, licences et les centrales PV. Un système SCADA permet de surveiller ce qui suit : les tâches de maintenance doivent être effectuées de permis nécessaires à l’exploitation légale de la centrale. l’efficacité en temps réel du système PV et de le comparer • Les services à fournir par l’entrepreneur et ses sorte à minimiser leur impact sur la productivité du • La fourniture à l’entrepreneur chargé des services systématiquement à l’efficacité théorique afin d’évaluer si obligations. système. En particulier, le contrat doit indiquer que les d’E&M de tous les documents et informations le système fonctionne de façon optimale. Ces informations tâches de maintenance préventive qui nécessitent de pertinents, tels que les documents décrits ci-dessus, peuvent être utilisées par l’entrepreneur chargé des services • La fréquence à laquelle les services sont fournis. retirer un équipement en fonctionnement soient réduites qui sont nécessaires à la gestion opérationnelle de la d’E&M pour déterminer l’état général du système et • Les obligations du propriétaire. au minimum et réalisées pendant les heures de faible centrale. planifier les activités de réparation ou de maintenance ensoleillement. urgentes telles que le nettoyage. • Les normes, lois et directives avec lesquelles le titulaire doit se conformer. 11.7.4 NORMES, LÉGISLATION ET DIRECTIVES Le contrat d’E&M définira généralement les modalités • La structure de paiement. selon lesquelles l’entrepreneur devra : Cette section du contrat décrit les différentes conditions 11.7 CONTRATS D’E&M POUR LES CENTRALES auxquelles l’entrepreneur chargé des services d’E&M SOLAIRES PV • Les garanties de performance et les objectifs • Assurer, à intervalles réguliers, un contrôle visuel des doit se conformer dans l’exercice des activités d’E&M Cette section décrit les questions clés relatives aux contrats opérationnels. composants du système afin d’identifier les dommages de la centrale. Ces conditions doivent être tirées de la d’E&M relatifs aux centrales solaires PV. Pour référence, et les défaillances apparents. documentation suivante : • Les méthodes de calcul de disponibilité de l’installation les termes couramment rencontrés dans les contrats et/ou du taux de rendement. • Réaliser, à intervalles réguliers, un essai en • Les permis de construction. d’E&M sont inclus dans l’Annexe 3 : Termes principaux fonctionnement des composants du système. du contrat d’E&M. • Les méthodes de calcul des dommages/primes • La planification des permis et autorisations. forfaitaires en cas de centrales fonctionnant de manière • Assurer que la maintenance requise sera effectuée sur infra-optimale ou supérieure à la norme. tous les composants du système. Au minimum, ces • La déclaration du raccordement au réseau, la Il est fréquent que les services d’E&M associés à la activités devraient se conformer aux recommandations convention de raccordement au réseau et l’Accord centrale PV soient assurés par des entreprises spécialisées. • Les modalités. 
 du fabricant et aux conditions des garanties de d’achat d’énergie. L’entrepreneur sera responsable des services d’E&M de l’intégralité de la centrale, de ses sous-composantes,
ainsi • Les aspects juridiques. 
 l’équipement. • Les manuels d’exploitation pour les composants du que du travail des sous-traitants. Outre l’exploitation • Exigences et responsabilités relatives aux assurances. • Assurer un nettoyage approprié des modules et système. de la centrale et l’entretien de tous les équipements, l’enlèvement de la neige (en fonction du site). • La législation applicable. l’entrepreneur chargé des services d’E&M peut également Ces points sont examinés dans les sections suivantes. être chargé d’assurer la sécurité de la centrale et l’entretien • S’assurer que l’environnement naturel du système est • Les pratiques d’ingénierie locales (à moins que les du terrain. entretenu afin d’éviter l’ombrage et de faciliter les documents et les conditions énumérées ci-dessus 11.7.2 SERVICES ET OBLIGATIONS DE L’ENTREPRENEUR activités de maintenance. n’exigent un niveau plus élevé). La durée des contrats d’E&M varie d’un projet à l’autre. Le contrat d’E&M doit stipuler les services devant • Remplacer les composants défectueux du système et Certains propriétaires de la centrale (généralement être exécutés par l’entrepreneur. Cette liste devrait être les composants du système dont la défaillance est jugée 11.7.5 PAIEMENT des fonds d’investissement) apprécient l’assurance des spécifique au site et aux équipements, et devrait inclure les imminente. coûts et la prévisibilité qu’un contrat de longue durée éléments suivants : Le coût et la rémunération du contrat d’E&M sont peut apporter. En tant que tels, des durées de contrats • Assurer quotidiennement (généralement pendant généralement divisés comme suit : • Les exigences en matière de surveillance de les heures ouvrables) une surveillance à distance de supérieures à 20 ans, couvrant la durée de vie prévue • La rémunération fixe et les dates de paiement. l’installation. l’efficacité de la centrale PV afin de déterminer quand du projet, sont fréquemment observées. Pour les autres propriétaires, une durée plus courte, allant de un à cinq • Les exigences en matière de maintenance programmée. la performance passe sous les seuils de déclenchement • La rémunération des autres services et le fixés. remboursement des dépenses. 130 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 11 : Exploitation et maintenance 131 La rémunération fixe présente le paiement des services de supérieur à la valeur garantie. Si la centrale fonctionne responsabilité de l’entrepreneur de se rendre sur le site 11.7.11 SÉLECTIONNER UN ENTREPRENEUR base devant être fournis par l’entrepreneur en vertu du en dessous de cette valeur, l’entrepreneur sera redevable dans un temps défini. Plus le temps de réponse est court, Lors de la sélection d’un entrepreneur qui sera chargé contrat d’E&M. Cette section devrait inclure les éléments d’une indemnité sous forme de dommages-intérêts au plus les problèmes peuvent être rapidement diagnostiqués, des services d’E&M, la capacité de la société doit être suivants : propriétaire. Les dommages devraient être fixés à un et plus vite le système peut à nouveau fonctionner à pleine examinée scrupuleusement. En particulier, les aspects niveau constituant une véritable estimation de la perte ou production. La distance entre l’installation PV et les • Le coût—généralement un prix fixe par kWc installé. suivants devraient être pris en considération : des dommages encourus par le propriétaire en cas de sous- locaux de l’entrepreneur est en corrélation directe avec la • La structure de paiement (mensuelle ou trimestrielle, performance de la centrale. durée du délai de réponse garanti. • La connaissance par l’entrepreneur du site et de la généralement en retard). technologie. 11.7.7 QUESTIONS JURIDIQUES La période de l’année, couplée à l’accessibilité au site, peut • L’indexation de paiement sur la durée du contrat. • L’emplacement des locaux de l’entrepreneur. avoir une incidence sur le temps de réponse réel associé Le contrat inclura une section décrivant le droit applicable à un événement de maintenance non programmé. Les • Le nombre et les compétences du personnel. La rémunération d’autres services inclut le paiement de et la juridiction du contrat d’E&M. La loi applicable est restrictions associées aux voies d’accès à certaines périodes tous services excédant la portée du contrat. Ceci doit généralement la loi du pays dans lequel se situe le projet. • L’expérience et la réputation. de l’année peuvent retarder la réponse. Des conditions inclure : Une succession légale ou une condition de transfert de défavorables peuvent également réduire l’importance • La solidité financière et la capacité à honorer les • Une méthode pour déterminer le niveau des autres droits est nécessaire pour que le promoteur puisse se de la charge utile pouvant être transportée sur le site, obligations de garantie. services effectués. réserver le droit de céder le contrat d’E&M à un tiers. prolongeant ainsi la durée des travaux de maintenance. L’intention devrait être de choisir un entrepreneur dûment • Les tarifs convenus pour la conduite de ces services. Il est également recommandé que tous les contrats La présence d’une garantie de CP solide garantit également expérimenté capable de répondre aux exigences du contrat • La méthode convenue pour approuver les dépenses ou incluent un accord de non-divulgation. Cet accord entre que l’entrepreneur est motivé à entreprendre une réponse pour la durée du projet. services supplémentaires avec le propriétaire. l’entrepreneur chargé des services d’E&M et le promoteur efficace et rétablir les performances du système lorsqu’il décrira les informations devant être traitées de façon est alerté d’une panne. Si ces garanties sont suffisamment • Toutes les pièces de rechange nécessaires et autres confidentielle, ainsi que les informations pouvant être composants qui ne sont pas couverts par les garanties robustes, le besoin de spécifier des temps de réponse divulguées à des tiers. explicitement dans le contrat peut être réduit. individuelles ou détenues dans l’inventaire du propriétaire. 11.7.8 ASSURANCE 11.7.6 GARANTIES/GARANTIES DE PERFORMANCE Le contrat devrait inclure une section décrivant les responsabilités de l’entrepreneur en matière d’assurance Le contrat devrait inclure une garantie de performance pour les activités d’E&M. Cette assurance doit couvrir les à l’échelle de toute la centrale devant être régulièrement dommages subits par la centrale, et fournir une couverture calculée. Sur les centrales solaires PV à grande échelle, pour les employés qui effectuent la maintenance. cela prend généralement la forme d’une garantie du taux de disponibilité ou du coefficient de performance Il est normal que l’entrepreneur chargé des services (CP). Une garantie de disponibilité donne une mesure d’E&M organise et s’acquitte du paiement pour de la disponibilité de la centrale et indique dans quelle l’assurance complète du site. mesure l’entrepreneur parvient à assurer la fonctionnalité de la centrale et est capable d’exporter de l’électricité 11.7.9 DURÉE DE L’ACCORD vers le réseau. Une garantie de CP fournit une mesure de l’efficacité de la centrale en termes de conversion du Tout contrat d’E&M doit inclure une section décrivant rayonnement solaire en énergie électrique. Bien qu’une lorsque le contrat prendra effet et la durée du contrat à garantie de CP soit préférable, incitant l’entrepreneur à partir de la date effective. Cette section doit également optimiser la performance de la centrale plutôt que d’en inclure des dispositions pour renouveler ou prolonger le assurer simplement la préparation opérationnelle, certains contrat à l’issue de la durée convenue initialement. fournisseurs tiers de services d’E&M sont réticents à fournir une telle garantie sur les systèmes dont ils n’ont Il est également recommandé que cette section détaille les pas assuré la conception ou la construction. circonstances dans lesquelles l’entrepreneur chargé de la maintenance ou le promoteur peut résilier le contrat. Une garantie de CP est une norme de l’industrie et est considérée comme une condition préalable à une stratégie 11.7.10 TEMPS DE RÉPONSE d’E&M à long terme appropriée. La garantie fait qu’il est Le temps de réponse garanti d’un entrepreneur chargé de la responsabilité de l’entrepreneur chargé des services de la maintenance est un élément important du contrat d’E&M de veiller à ce que la centrale atteigne un CP d’E&M. Dès qu’une panne est notifiée, il est de la 132 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 11 : Exploitation et maintenance 133 Liste de vérification destinée à l’entrepreneur chargé des services d’E&M La liste de vérification ci-dessous présente les exigences de base de la rédaction du contrat d’E&M pour une centrale solaire PV de grande puissance.  Des conseillers juridiques et techniques sont engagés pour conseiller sur la forme de contrat.  L'entrepreneur chargé des services d’E&M est dûment expérimenté dans la gestion de centrales de même échelle et connaît bien la technologie.  Les garanties de performance sont incluses pour permettre au propriétaire de réclamer des dommages-intérêts liquidés (DIL) en cas de faible disponibilité ou de faible CP.  Les paiements sont versés en arriérés à l'entrepreneur pour permettre la déduction des DIL sur la période correspondante.  Les DIL sont calculés de sorte à correspondre à une véritable estimation préliminaire des pertes susceptibles d'être engagées.  Les règles de gestion des pièces de rechange sont clairement définies. L’entrepreneur est responsable du renouvellement des stocks et de s'assurer que le niveau d'origine est maintenu.  Les règles de sous-traitance sont clairement définies pour s’assurer que l’entrepreneur principal est entièrement responsable de tous les sous-traitant qui travaillent.  Le contrat d’E&M exige que l'entrepreneur entretienne tous les équipements en conformité avec les directives du fabricant (à veiller à ce que toutes les garanties d'équipement restent valables).  Le régime de maintenance préventif défini dans le contrat est détaillé, contribuant à réduire les besoins de maintenance corrective. 134 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Politiques et mécanismes de soutien à l’énergie solaire photovoltaïque 12 12.1 APERÇU DES POLITIQUES ET MÉCANISMES DE SOUTIEN Les promoteurs doivent Bien que le coût par kWh d’énergie solaire PV ait connu une examiner comment sont baisse spectaculaire et continue de baisser, dans la plupart des conçues les dispositions cas, des incitations financières directes ou indirectes sont encore nécessaires afin d’améliorer l’attrait commercial de projets politiques et quels sont les solaires PV, pour que les investissements dans de nouveaux mécanismes de soutien projets soient suffisants pour atteindre les objectifs nationaux de spécifiques aux projets solaires production d’énergie renouvelable. PV disponibles pour combler Les incitations fondées sur les prix comme les TR sont au l’écart entre le coût des sources nombre des instruments les plus fréquents pour stimuler le dossier de l’énergie solaire. En lieu et place d’incitations fondées d’énergie conventionnelles et le sur les prix, des mécanismes axés sur la quantité ont recours à coût de l’énergie solaire PV. des dispositions exécutoires afin d’établir des quotas obligeant les compagnies d’électricité à acheter un certain pourcentage de leur électricité à partir d’une source renouvelable. Les quotas se traduisent en opportunités d’investissement pour les promoteurs, qui sont en mesure de fournir aux services publics l’électricité requise produite par les installations produisant de l’énergie renouvelable. En complément de l’arsenal d’instruments politiques dont disposent les gouvernements, on retrouve les incitations fiscales—comme les crédits d’impôt à l’investissement ou à la production, et les régimes d’aide publique directe, comme les prêts à taux d’intérêt réduit ou la prise de participation par une entité publique. Des politiques qui garantissent et facilitent le raccordement et l’accès des centrales PV au réseau jouent également un rôle important pour la viabilité des projets PV en supprimant les obstacles courants. Les promoteurs doivent examiner la manière dont les dispositions politiques sont conçues et quels sont les mécanismes de soutien spécifiques aux projets solaires PV disponibles pour combler l’écart entre le coût de l’énergie conventionnelle et le coût de l’énergie produite par des centrales solaires PV. Il est important que les promoteurs comprennent les conditions dans lesquelles ils peuvent accéder aux mécanismes d’aide et sachent les exigences qu’ils doivent remplir pour pouvoir le faire dans un marché donné. Le processus qu’un promoteur doit suivre pour satisfaire aux exigences d’obtention d’une aide diffère d’un pays à l’autre, reflétant les priorités du régime de réglementation et la structure du marché de l’énergie. Les niveaux, les types et la durée du soutien auquel les promoteurs peuvent avoir accès varient. Les incitations sont généralement proposées à l’échelle nationale. 12 : Politiques et mécanismes de soutien à l’énergie solaire photovoltaïque 135 Parfois, les autorités étatiques et provinciales offrent des appel d’offres applicable à un site spécifique est un contexte politique et économique particulier.53 L’agence Les TR sont généralement attrayants pour les prêteurs, incitations supplémentaires. appel d’offres pour les droits de développer un projet internationale pour les énergies renouvelables et l’Agence car ils sont fiables et stables. Les revenus à long terme PV sur un site présélectionné par le gouvernement ou le internationale de l’énergie hébergent une base de données d’un projet bénéficiant de TR peuvent être modélisés Le mandat essentiel de tout promoteur est de : service public. commune qui offre des informations relativement avec un fort degré de certitude, rendant de tels projets complètes et à jour sur les types de mécanismes de soutien plus faciles à financer. Toutefois, en acceptant un TR, le • Découvrir les mécanismes de soutien disponibles. • Instruments fondés sur le marché : Ceux-ci et les incitations correspondantes disponibles pour des promoteur endosse un risque politique et un risque de accompagnent les mécanismes axés sur la quantité, • Déterminer si le projet sera en mesure de satisfaire aux projets d’énergie renouvelable dans les différents pays.54 crédit, et doit déterminer si le preneur est obligé, disposé telles que les normes relatives aux énergies critères d’obtention de l’aide et comprendre la fiabilité à et capable de fournir un soutien au niveau contracté au renouvelables ou obligations de quotas. Les certificats historique de la fourniture de ces aides. cours de la durée de vie du projet. Il s’agit là d’un point associés à la production d’énergie renouvelable sont 12.3 MÉCANISMES DE SOUTIEN POUR LES • Tenir compte de toutes ces informations dans le plan CENTRALES SOLAIRES PV particulièrement important si le TR est substantiellement négociés sur un marché et se traduisent par des revenus d’affaires et démontrer aux investisseurs que les flux de plus élevé que prix de l’électricité en vigueur. Les supplémentaires pour les producteurs d’énergie Cette sous-section examine en détail les six types de trésorerie actualisés sont attrayants. principaux problèmes et risques liés aux TR sont résumés renouvelable. Il s’agit par exemple des certificats verts mécanismes de soutien pouvant être à la disposition des ci-dessous. • Assurer un suivi du respect des conditions requises afin négociables ou des crédits carbone. promoteurs de centrales solaires PV. Elle explique la d’obtenir l’aide disponible. • Incitations fiscales : Les incitations fiscales peuvent nature de l’appui fourni par chaque mécanisme, ainsi 12.3.1.1 Le niveau de TR et la viabilité du soutien être utilisées par un propriétaire de projet pour que ses avantages et ses inconvénients. Les principales Il convient d’évaluer la viabilité du TR, et en particulier Veuillez vous référer également à la liste de vérification compenser les dépenses en capital ou les profits, préoccupations pour le promoteur sont également la viabilité du mécanisme par lequel le coût marginal figurant à la fin de ce chapitre pour découvrir les ou réduire certaines taxes spécifiques telles que la discutées pour chaque mécanisme. d’un projet de PV est couvert. Par exemple, si le cadre principales considérations relatives à l’accès aux TVA ou les droits d’importation. L’amortissement réglementaire prévoit que les coûts marginaux seront mécanismes de soutien dans quelque marché que ce soit. accéléré est une autre option visant à atténuer les 12.3.1 TARIFS DE RACHAT (TR) couverts par un élément spécifique dans la facture coûts d’investissement élevés des projets d’énergie Les TR offrent un prix de vente de l’électricité fixe, énergétique des consommateurs, le projet peut être 12.2 APERÇU DES POLITIQUES ET MÉCANISMES renouvelable. généralement pour le long terme (dix à 25 ans), souvent considéré comme durable et présentant un moindre risque. DE SOUTIEN • Prêts à faible taux d’intérêt : Des prêts à faible taux combiné à un accès privilégié au réseau et d’autres Toutefois, si le coût marginal est couvert par des sources d’intérêt, c’est-à-dire les prêts dont le taux d’intérêt modalités d’enlèvement favorables, telles qu’une incertaines, la viabilité du TR doit être considérée avec 12.2.1 TYPES DE MÉCANISMES DE SOUTIEN est inférieur au marché ou d’une teneur étendue—sont distribution en priorité. Ce prix fixe, généralement indexé une certaine prudence. Les pays qui ont adopté des TR Cette sous-section donne un aperçu des six principaux parfois proposés, en particulier dans la première phase sur l’inflation, est destiné à couvrir le coût réel de la très tôt, lorsque les coûts de PV étaient encore élevés, ont types de mécanismes de soutien aux énergies renouvelables de déploiement de la technologie, par des institutions production d’énergie renouvelable (généralement plus dû absorber des coûts marginaux importants, grevant utilisés par les gouvernements, notamment les mécanismes soutenues par le gouvernement. élevé que les sources d’énergie conventionnelles) et laisse soit les tarifs imposés à l’utilisateur final, soit la situation aidant les promoteurs à améliorer le flux de trésorerie une marge suffisante pour permettre aux investisseurs de financière du gouvernement. Comme le coût du PV a et ceux qui offrent des possibilités d’entrer en position • Subventions en capital : Les subventions en capital réaliser un bénéfice en rapport avec le profil de risque du sensiblement diminué (en particulier sur la période 2010- concurrentielle sur le marché : provenant de sources publiques permettent de réduire projet. L’encadré 8 fournit un exemple de TR en Thaïlande 2014), ces pays ont été mis sous pression de réviser les TR. la charge du financement initial et peuvent stimuler • Les tarifs de rachat (TR) : Un TR est un prix pour les projets PV de toiture et d’envergure commerciale. La révision applicable aux futurs projets est rationnelle, l’intérêt pour un nouveau marché. Cette solution a prédéterminé attribué à chaque unité d’électricité surtout si le coût du PV baisse, mais la révision rétroactive été utilisée dans les premiers temps du développement produite par une centrale solaire PV, payé par le biais Les TR ont joué un rôle crucial dans la stimulation d’une (affectant les centrales PV déjà construites) n’est pas du PV. Aujourd’hui que cette technologie est arrivée à d’un contrat à long terme. En règle générale, les projets croissance rapide de l’énergie solaire PV, en particulier rationnelle et a affecté les promoteurs qui ont dû maturité, elle n’est pas nécessaire et est maintenant très doivent répondre à certains critères d’admissibilité et en Europe et au Japon, et restent un outil répandu pour endosser des coûts élevés. Par exemple, en raison de la rare. recevoir l’autorisation d’un organisme gouvernemental soutenir les projets PV dans de nombreux marchés. Les situation fiscale dans laquelle les gouvernements se sont pour bénéficier du TR (et le plus souvent d’un accès TR protègent les projets PV contre la concurrence avec retrouvés après la crise financière en 2008, l’Espagne a Les mécanismes présentés ci-dessus fournissent des aides préférentiel au réseau également) ; les petits projets d’autres sources de production et contre la fluctuation des rétroactivement modifié son TR en 2010, affectant les financières directes et indirectes destinées à couvrir les peuvent automatiquement bénéficier du TR jusqu’à un prix sur le marché de l’électricité en gros, permettant de projets contractés. L’Espagne a été suivie par la Bulgarie coûts marginaux de l’énergie solaire PV par rapport à niveau maximum de MW (capacité maximale). stabiliser les revenus.55 en 2012 et la Grèce en 2014.56 À la fin de 2013, plusieurs des options de production d’électricité classiques. Les gouvernements des États australiens ont proposé des • Appels d’offres et enchères inversées : les enchères avantages relatifs et les conditions des différents cadres réductions rétroactives de TR, même si celles-ci furent inversées applicables aux producteurs d’énergie de politique énergétique varient dans une large mesure par la suite retirées en raison de réactions publiques indépendants (PEI) impliquent l’achat concurrentiel entre les pays et les régions. Par conséquent, il est essentiel impopulaires. d’énergie, que ce soit sur un site spécifique ou sans que les promoteurs tiennent compte de leur effet sur la 53 Pour plus d’informations sur ce sujet, voir le Programme d’assistance à la préciser où une nouvelle centrale doit être construite. viabilité commerciale de leur projet, y compris le risque gestion de l’énergie de l’AIE, de l’IRENA, des laboratoires nationaux américains Même pour les technologies dont les coûts n’ont La vente aux enchères d’énergie renouvelable peut relatif à l’investissement privé des politiques dans un (et notamment les laboratoires Lawrence Berkeley, Sandia et le National Renewable Energy Laboratory) et de la Banque mondiale. Voir aussi pas chuté de façon aussi spectaculaire au cours de la être neutre sur le plan technologique, quand l’énergie « Evaluating policies in Support of the Deployment of Renewable Power » (2012), IRENA, et l’instrument REFINe (Renewable Energy Financial Instrument solaire est en concurrence avec d’autres sources Tool) de la Banque mondiale. d’énergies renouvelables, ou spécifique sur le plan 54 http://www.iea.org/policiesandmeasures/renewableenergy/ 56 Législation : Décret royal 1565/2010 adopté le 19 novembre 2010 par le Conseil technologique, quand différents projets d’énergie 55 Il existe de nombreuses publications analysant les tarifs de rachat. Parmi des Ministres. Pour plus d’informations, voir « Retrospective Measures at the celles-ci, voir « Feed-in Tariffs as a Policy Instrument for Promoting Renewable National Level and their impact on the photovoltaic sector » de l’Association solaire sont en concurrence les uns avec les autres. Un Energy and Green Economies in Developing Countries », Programme des européenne de l’industrie photovoltaïque, 10 décembre 2013. Disponible sur Nations Unies pour l’environnement (PNUE), 2012. www.epia.org. 136 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 12 : Politiques et mécanismes de soutien à l’énergie solaire photovoltaïque 137 dernière décennie, la plupart des gouvernements mettent n’affecteront que les contrats futurs et ne seront pas Plusieurs types d’assurances existent pour les risques de extraordinairement rapide dans le développement de aujourd’hui en place des mesures de maîtrise des coûts rétroactifs. Les changements rétroactifs apportés aux projet. Le risque de changements rétroactifs dans le cadre l’énergie solaire dans le Nord peut conduire à une capacité pour les mécanismes de TR afin de plafonner les coûts régimes de TR sont rares, mais peuvent être extrêmement de soutien réglementaire est apparu au cours des dernières de réseau mise à rude épreuve, tandis qu’au Japon, les fiscaux globaux. En particulier, les niveaux tarifaires préjudiciables pour les projets concernés. Il est plus années et des tentatives ont été faites pour fournir une services publics qui se préoccupent de maintenir la fiabilité peuvent diminuer sur une échelle mobile au fil des ans, ou fréquent que les politiques soient brusquement annulées couverture d’assurance. Par exemple, le Groupe de de l’énergie (et le prix de l’énergie solaire PV) ont fait le soutien accordé pour les nouveaux sites est plafonné en ou modifiées, affectant les projets non contractuels en la Banque mondiale peut couvrir ces risques par des preuve de réticence à l’idée d’approuver des volumes termes des coûts budgétaires qu’il représente. En outre, il cours de développement davantage que ceux qui sont déjà garanties partielles de risques. Dans de nombreux cas, un d’énergie solaire élevés et ont retardé le raccordement au est envisagé que certains TR soient périodiquement mis en cours d’exploitation. prêteur exigera la désignation d’un conseiller en assurance réseau. à jour (tous les 2 à 3 ans) ; dans ce cas, les changements capable d’assurer l’adéquation d’une assurance à un projet d’énergie solaire. 12.3.1.3 Contrat d’enlèvement Le tarif et ses dispositions de rachat sont fixés par un 12.3.1.2 Limites des TR Encadré 8 : Politiques de tarif de rachat (TR) de la Thaïlande AAE conclu entre le producteur d’énergie solaire et le Proportionnellement avec la détermination du tarif, le preneur, qui peut être le service public, l’exploitant du Le marché du solaire en Thaïlande est actuellement piloté par deux politiques de tarifs de rachat (TR) clés, conçues pour aider le pays à régulateur ou le service public fixent généralement un système, ou l’institution spécifiquement créée. Comme atteindre ses objectifs ambitieux en matière de développement solaire d’ici 2021.a niveau maximum de capacité (MW) ou d’énergie (GWh) pour tout accord de vente d’électricité, le principal facteur 1. La politique de projets solaires de toiture.b admissibles au TR. Pour la production distribuée, à de risque à prendre en considération est la solvabilité du 2. La politique de projets solaires au sol. savoir l’énergie à petite échelle générée près de son preneur. Par exemple, le Kazakhstan a adopté des TR assez La politique de TR pour les projets de toiture fournit une incitation au développement de systèmes solaires de toiture et au sol point d’utilisation, le volume d’énergie et le nombre attrayants pour les technologies renouvelables, mais les communautaires, les projets étant plafonnés à une capacité installée de 200 MW. Le taux du TR est calculé en fonction de la taille du projet. de projets éligibles au tarif peuvent être indéfinis (bien projets privés ne parviennent pas à obtenir de financement Les taux de TR ci-dessous sont accordés à des projets qui ont été entièrement mis en service avant décembre 2013 et sont valides pour une que, compte tenu de l’expérience de plusieurs pays commercial car la bancabilité de l’AAE avec le Centre de durée d’exploitation de 25 ans. européens submergés par une réponse inattendue à de règlement des coûts (CRC) du preneur est problématique. telles incitations, l’imposition d’un plafond conforme Le CRC est une entité nouvellement créée qui ne dispose Taux de TR pour les projets solaires de toiture en Thaïlande aux priorités du budget public semble sage). Pour les d’aucun actif, antécédent de crédit ou flux de trésorerie projets de taille industrielle (dont ce guide fait l’objet), établis. Des informations supplémentaires sur l’AAE sont Taux de TR (USD/kWh) Dimension du projet Taux de TR (1 Baht thaïlandais il est plus fréquent que le TR fasse l’objet d’une limite, fournies à la Section 13. (kW) (Baht/kWh) = 0,0310 USD) par exemple une capacité de 200 MW dans une catégorie de technologie donnée, de sorte que le seuil est souvent 12.3.1.4 Risque de change 0-10 6,96 0,22 fonction de l’objectif national qu’un gouvernement a Considérant que dans de nombreux pays, un pourcentage 10-250 6,55 0,20 l’intention d’atteindre en matière de production d’énergie substantiel de l’exigence d’investissement est en devises 250-1 000 6,16 0,19 renouvelable. alors que le chiffre d’affaires est en monnaie locale, il peut exister un risque important associé à la fluctuation Outre l’annonce de limites de capacité transparentes, des des devises. Certains pays ont reconnu ce fait et ont La politique de TR applicable aux projets au sol fournit une incitation pour des projets n’excédant pas 800 MW et devant être mis en service limites peuvent également être imposées de fait sur la d’ici la fin de l’année 2014. Le taux de TR varie tout au long de la durée de vie d’un projet élaboré et est présenté ci-dessous. indexé l’ajustement à une monnaie forte. Cela permet garantie des TR. Si des permis particuliers doivent être de réduire l’exposition au risque du promoteur. En cas obtenus avant de soumettre une demande de TR, des d’absence d’une telle protection, le promoteur doit évaluer Taux de TR pour les projets solaires au sol en Thaïlande goulots d’étranglement peuvent se développer autour des l’exposition au risque et prendre des mesures appropriées. Taux de TR (USD/kWh) points de validation clés, par exemple des autorisations Taux de TR de la part des autorités de planification locales ou Année 1 Baht thaïlandais 12.3.1.5 Pérennité du secteur de l’énergie (Baht/kWh) = 0,0310 USD) nationales, des régulateurs de l’énergie ou des autorités 1-3 9,75 0,30 environnementales. Les promoteurs doivent également Il est toujours conseillé pour un promoteur d’examiner 4-10 6,50 0,20 tenir compte de la capacité de transmission disponible la viabilité financière du tarif dans le cadre du marché de pour transporter l’électricité depuis le site du projet / l’électricité local, et notamment la demande d’électricité 11-25 4,50 0,14 les lieux qui se prêtent au développement de projets anticipée, le coût actuel et projeté moyen actualisé de d’énergie solaire PV jusqu’aux zones qui ont besoin l’énergie à partir de la combinaison de sources d’énergie Pour les politiques de TR applicables aux projets PV de toiture et au sol, le taux de TR peut être considéré comme relativement généreux d’électricité.57 Au Chili, par exemple, une augmentation existante, le coût marginal de l’alimentation électrique et les TRI du projet devraient être attrayants pour les investisseurs. Le gouvernement thaïlandais a révisé périodiquement les taux de TR et (présent et futur), la capacité du service public à répercuter des informations à jour sur les incitations destinées aux projets développés après 2014 sont disponibles en ligne.c les coûts sur les consommateurs, et la volonté du public de payer pour l’énergie renouvelable. Lorsque le TR ne suit 57 Bien que l’énergie solaire exige des caractéristiques géographiques moins spécifiques que d’autres énergies renouvelables comme l’hydroélectricité ou pas d’autres tendances du marché ou que des distorsions a http://thaisolarpvroadmap.org/wordpress/?p=940 le vent, les projets au sol d’envergure commerciale nécessitent de grandes de prix significatives existent, il est conseillé de faire parcelles de terres non-ombragées, présentant dans l’idéal une valeur b http://www.eppo.go.th/nepc/kpc/kpc-145.html relativement faible. Ces zones sont plus susceptibles d’être situées dans preuve d’une plus grande prudence, et il est recommandé c http://www.iea.org/policiesandmeasures/renewableenergy/?country=Thailand des régions reculées que dans les grandes zones urbaines où la demande de considérer la rentabilité du projet en cas de changement d’électricité est en croissance, en particulier dans les pays en développement connaissant une urbanisation rapide. de politique. 138 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 12 : Politiques et mécanismes de soutien à l’énergie solaire photovoltaïque 139 12.3.2 ENCHÈRES INVERSÉES ET APPELS D’OFFRES • Projet solaire PV C : 10 MW @ 0,14 $/kWh L’alternative à un décideur politique ou un preneur Encadré 9 : Le REIPP sud-africain Le promoteur proposant les coûts de production prédéterminant le TR devant être proposé à un projet d’électricité les plus bas sera le mieux placé pour proposer L’Afrique du Sud a mis en place des politiques et des initiatives visant à accélérer la croissance dans le secteur de l’énergie solaire PV, solaire PV consiste à procéder à une enchère inversée le tarif le plus bas, et le plus susceptible de se voir attribuer notamment le REIPPP et l’Offre standard d’Eskom. (ou offre) pour une nouvelle capacité énergétique. Les un contrat. Si le plafond fixé dans l’offre était de 40 MW, Le REIPPP promoteurs soumettant une offre pour pouvoir développer par exemple, seuls les projets A et B se verraient attribuer un projet déterminent le niveau du TR. Ainsi, le prix Le REIPPP sud-africain se décompose en différentes vagues d’appels d’offres. Les ressources allouées sont présentées ci-dessous pour les un contrat. versé au promoteur par le preneur qui remporte l’enchère vagues 1 à 3. La tendance à la baisse du prix moyen de l’offre de PV et l’augmentation du contenu local est révélatrice de la réussite de la est fixé de manière concurrentielle. Parfois, les enchères politique d’incitation du développement solaire, mais il reste à voir si les promoteurs peuvent vraiment continuer à fonctionner à des prix Les modalités d’attribution des offres varieront d’un pays aussi bas.a inversées permettent aux promoteurs de proposer des à l’autre et peut-être même selon les différentes étapes sites de projet, tandis que d’autres fois, un appel d’offres Dans le cadre de la vague 1 du REIPPP, la construction a commencé pour 18 grands projets solaires PV d’une puissance installée combinée d’un programme national. Des contrats peuvent être sera annoncé avec les sites présélectionnés par le preneur. de 630 MW. Au cours de la vague 2, un total de neuf projets d’une capacité combinée de 417 MW ont obtenu le statut de soumissionnaire offerts jusqu’à ce que le quota applicable à la technologie La réalisation d’un tel processus nécessite une expertise privilégié et sont actuellement en cours de construction. Six autres projets supplémentaires d’une capacité de 435 MW ont obtenu le statut ait été entièrement alloué, et parfois, des appels d’offres de soumissionnaire privilégié lors de la vague 3 et approchent la date de clôture financière. En 2013, la quasi-totalité du marché de l’énergie spécialisée et peut entraîner des coûts de transaction partiellement complétés ont lieu. solaire PV sud-africain se compose de grands systèmes au sol, et il est prévu que ce marché reste fort. plus élevés, mais finalement peut être plus rentable, la concurrence pouvant faire baisser le tarif au niveau le plus Quand une soumission a été confirmée, le promoteur du Cependant, par le passé, un certain nombre de retards ont été occasionnés dans le processus d’appel d’offres. En septembre 2012, le bas qui soit requis pour soutenir des projets. ministère de l’Énergie a annoncé des retards pour la vague 3 du REIPPP, principalement en raison de la difficulté à faire progresser projet et le preneur signent un AAE sur la base du tarif les projets de la première vague jusqu’à la clôture financière. La nécessité de se concentrer sur la clôture financière pour les projets proposé sur la période de temps prédéfinie. sélectionnés au cours des deux premières vagues d’offres a eu un effet d’entraînement.b 12.3.2.1 Procédure En 2013, le gouvernement a retardé l’annonce d’une liste définitive de candidats privilégiés pour la troisième vague de son programme Une enchère inversée commence par une annonce de la part 12.3.2.2 Risques et enjeux national pour l’énergie renouvelable. Ceci arriva à son terme en novembre 2013, plus de 12 mois plus tard que prévu. d’un gouvernement ou d’un service public à qui la tâche a Le principal risque pour un promoteur dans le cadre été confiée. Le gouvernement ou le service public invite alors Le ministère de l’Énergie est en train de finaliser le protocole de clôture financière pour la vague 3 des soumissionnaires privilégiés. d’un d’appel d’offres est qu’il ne remporte pas l’offre. les promoteurs à proposer le tarif qu’ils sont prêts à recevoir La préparation d’une soumission pour une installation pour fournir de l’énergie solaire. L’offre visera un nombre PV à grande échelle peut être coûteuse. Les promoteurs annoncé de MW et peut être limitée à (ou sous-divisée par) doivent être prêts à consacrer du temps et des ressources Ressources allouées pour les Vagues 1 à 3c des projets d’une certaine taille (par exemple, au-dessus ou considérables dans des projets coûteux et en mettant Paramètres Fenêtre d’offres 1 Fenêtre d’offres 2 Fenêtre d’offres 3d au-dessous de 10 MW), dans certaines régions (par exemple, éventuellement une option sur des droits de location d’un Date 5 novembre 2012 9 mai 2013 4 novembre 2013 près d’une zone ayant besoin d’une plus grande capacité) terrain sans aucune certitude que leur offre soit retenue. MW alloués par la fenêtre 632 417 435 et pour certaines technologies (solaire PV plutôt qu’ESP). Ces frais ne sont pas remboursables si le projet ne leur d’offres Pour participer à un appel d’offres, un promoteur doit se permet pas de remporter l’appel d’offres. Les promoteurs qualifier en remplissant certains critères pour démontrer sa Prix moyen de l’offre/kWh 0,26$ 0,15$ 0,097$ doivent donc équilibrer leurs dépenses avec le risque que capacité de financement et de mise en œuvre du projet. En leur offre soit infructueuse. Les entités émettant les appels Contenu local 28,5 % 47,5 % 53,8 % règle générale, les exigences de qualification comprennent d’offres peuvent promouvoir un marché efficace en faisant la fourniture d’informations financières sur l’activité du preuve de transparence et en partageant des informations a http://www.esi-africa.com/sas-third-round-bidding-sees-prices-drop-dramatically/ promoteur et l’expérience technique pertinente. Des critères sur le nombre de soumissionnaires qualifiés, les attentes b b http://irp2.files.wordpress.com/2011/10/pvsouthafricamap-2013- 04-17.pdf supplémentaires visant à maximiser l’impact positif de quant à savoir si l’appel d’offres sera sursouscrit et des c www.esi-africa.com/sas-third-round-bidding-sees-prices-drop-dramatically/ l’investissement sur l’économie locale peuvent également informations sur les appels d’offres futurs. Un deuxième jouer un rôle dans le processus, par exemple, la nationalité risque majeur est que la concurrence devienne si forte d www.ey.com/UK/en/Industries/Cleantech/Renewable-Energy-Country-Attractiveness-Index---country-focus---South-Africa du personnel clé, des employés, les relations avec les que les marges s’érodent pour atteindre des niveaux non fournisseurs locaux/fournisseurs de contenu, etc. 58 viables, obligeant les promoteurs disposant de moins de pour attribuer aux promoteurs retenus un AAE dans le affirmé leur intérêt et cherchant à développer leur capacité ressources à quitter le marché. Les contrats seront accordés aux promoteurs proposant cadre de la Jawaharlal Nehru National Solar Mission installée. le tarif le plus bas, en commençant par l’offre du prix de (JNNSM). Des processus d’appel d’offres ont récemment été mis vente de l’électricité le plus bas. Par exemple : L’encadré 10 résume les principaux éléments du cadre de en œuvre avec succès dans plusieurs marchés émergents, Bien que le processus d’appel d’offres concurrentiel soutien réglementaire indien, qui a évolué au fil du temps • Projet solaire PV A : 25 MW @ 0,10 $/kWh dont l’Inde et l’Afrique du Sud. En Afrique du Sud,
le implique des frais de préparation élevés pour l’entité qui et utilisé plusieurs options, notamment des TR, des appels programme Renewable Energy Independent Power • Projet solaire PV B : 15 MW @ 0,12 $/kWh soumet l’offre et des risques plus élevés pour les parties à d’offres et des obligations d’achat d’énergie renouvelable. Producer Procurement (REIPPP) est un processus d’appel l’appel d’offres, ce processus offre un degré d’assurance En outre, l’encadré explique également qu’en Inde (comme d’offres dans lequel les promoteurs soumettent leur offre plus élevé que les projets font l’objet d’incitations aux dans beaucoup d’autres pays), le cadre de soutien à la en vue de se voir attribuer un contrat de vente d’électricité niveaux minimums requis (« prix révélés »). En tant réglementation du gouvernement fédéral/central peut être jusqu’à ce qu’un quota de MW donné (annoncé pour 58 Pour un bon exemple des offres d’énergie renouvelable en général, et que tel, le processus d’appel d’offre peut être une bonne complété par des initiatives des gouvernements d’états/ l’inclusion des exigences de contenu local plus précisément, dans le contexte chaque vague) soit atteint (voir encadré 9). De même, stratégie pour les marchés de plus grande envergure ayant locaux. de l’Afrique du Sud, voir : Eberhard, A., 2013. Feed-in Tariffs or Auctions, Procuring l’Inde a mis en place un mécanisme d’enchère inversée Renewable Energy Supply in South Africa, la Banque mondiale, Washington, DC. 140 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 12 : Politiques et mécanismes de soutien à l’énergie solaire photovoltaïque 141 12.3.3 INSTRUMENTS FONDÉS SUR LE MARCHÉ ou peut ne pas spécifier comment faire pour atteindre le quota. Le distributeur peut renforcer la capacité de Encadré 10 : Évolution des mécanismes de soutien réglementaires en Inde Les instruments fondés sur le marché accompagnent les production d’énergie renouvelable lui-même ou peut mécanismes basés sur la quantité, comme les normes L’Inde a mis en place un certain nombre de régimes de soutien réglementaire différents, incluant notamment des TR, des obligations d’achat l’obtenir par le biais d’un processus d’appel d’offres. applicables au portefeuille des énergies renouvelables ou d’énergie renouvelable et des enchères inversées. Le service public peut également négocier des prix de les obligations de quotas. Ils impliquent la création d’un Le plan d’action national sur le changement climatique (PNACC) de l’Inde établit des cibles d’Obligation d’achat renouvelable (OAR) pour chaque l’électricité avec des PEI indépendants du gouvernement, crédit/certificat pouvant être échangé sur le marché libre. État indien. Il indique le niveau minimum de puissance totale que les entreprises de distribution d’électricité doivent acheter à partir de sources ou prendre l’énergie renouvelable à un TR déterminé par Les crédits d’énergie renouvelable et les crédits carbone d’énergie renouvelable. Bien que cela ne soit pas directement lié à des projets solaires, cela oblige les États à encourager le développement de le gouvernement. projets d’énergie renouvelable. Parmi les États, le Gujarat a proposé le TR le plus élevé, à 12 roupies (0,20 $), entraînant une capacité installée de comptent au nombre des plus courants de ces certificats. 916,4 MW au 31 mars 2014. Le tableau ci-dessous présente un bref résumé des taux de TR par État accordés par les politiques d’énergie solaire De par leur conception, les quotas ne sont qu’une des États individuels.a Les mécanismes fondés sur le marché sont attrayants car incitation à produire de l’énergie renouvelable au niveau ils promettent un meilleur rapport coût-efficacité pour stipulé. Pour un promoteur, le risque d’exploitation majeur Tarifs de rachat applicables à des États sélectionnés atteindre un objectif d’énergies renouvelables fixé par le en réponse à un quota d’énergie renouvelable est que le Etat Tarif de rachat (en roupies) gouvernement, en donnant aux entités réglementées une projet peut ne pas être approuvé avant que le plafond Rajasthan Tarif forfaitaire de 6,45/kWh (0,106 USD) pendant 25 ans. plus grande flexibilité pour assurer la conformité avec du quota soit excédé. Il s’agit là d’un véritable problème les obligations applicables aux énergies renouvelables. Tarif forfaitaire de 12/kWh (0,198 USD) pour les 12 premières en cas de transparence limitée sur les futurs quotas ou Gujarat années et de 3/kWh (0,049 USD) de 13 à 25 ans.b Cependant, comme nous le verrons dans les deux exemples incitations. Pour cette raison, les marchés disposant de ci-dessous sur les crédits d’énergie renouvelable et les Bihar Tarif forfaitaire de 9,85/kWh (0,163 USD) pendant 25 ans. quotas plus bas peuvent avoir du mal à attirer l’intérêt crédits carbone, ils peuvent également être complexes et Le TR minimum offert s’élevait à 7,40/kWh (0,122 USD) et le plus des promoteurs et des investisseurs du secteur privé, les Punjab exiger un niveau de sophistication assez élevé à la fois élevé s’élevait à 8,70/kWh (0,144 USD). opportunités commerciales n’étant pas suffisamment de la part de l’organe de réglementation et des entités Le TR minimum offert s’élevait à 5,5/kWh (0,091 USD) et le plus importantes pour justifier les frais de transaction qui Karnataka couvertes. Ils conviennent particulièrement bien aux élevé s’élevait à 8,0/kWh (0,132 USD). devront être engagés pour entrer sur le marché. Dans de marchés dans lesquels le secteur de l’énergie est déjà très 6,48/kWh (0,107 USD) avec une augmentation annuelle de 5 pour tels cas, les quotas devront peut-être être combinés avec Tamil Nadu concurrentiel et où il existe une capacité suffisante de mise cent. d’autres programmes d’incitation et réformes. en œuvre parmi les acteurs du marché. Andhra Pradesh Tarif fixe de 6,49/kWh (0,107 USD). 12.3.3.1 Crédits d’énergie renouvelable Le TR minimum offert s’élevait à 6,47/kWh (0,107 USD) et le plus Les quotas obligent les fournisseurs d’électricité Madhya Pradesh élevé s’élevait à 6,97/kWh (0,115 USD). (généralement des services publics) à obtenir un certain Les instruments fondés sur le marché encouragent pourcentage de l’électricité qu’ils vendent à partir de les investissements dans les énergies renouvelables en sources renouvelables. Les quotas sont différents des cibles fixant un quota d’énergie renouvelable à développer La Jawaharlal Nehru National Solar Mission (JNNSM),c aussi appelée Mission solaire nationale, a été lancée en janvier 2010 pour inciter notam- ment le développement de l’énergie solaire dans le cadre plus large des cibles nationales pour les énergies renouvelables. La JNNSM s’est fixée un gouvernementales/objectifs politiques parce qu’ils ont une par les acteurs du marché, généralement des services objectif de 20 GW d’énergie solaire raccordée au réseau en 2022. L’objectif est de réduire le coût de la parité énergie solaire/réseau en appuyant le force juridique et sont assortis d’une forme de sanction publics ou des producteurs. Ces services publics ou déploiement à grande échelle (grâce à un système d’enchères inversées dans les phases 1 et 2), la politique à long terme, la recherche et le dével- en cas de non-conformité. Par exemple, si un fournisseur producteurs peuvent répondre à leurs obligations de oppement et la production intérieure. La feuille de route du développement de la JNNSM inclut trois phases, présentées ci-dessous : d’électricité vend 100 GWh d’électricité par an et 10 quotas en développant eux-mêmes leurs projets d’énergie pour cent de ceci doivent être générés par des sources renouvelable ou par l’achat auprès d’autres acteurs du Feuille de route de la JNNSM et cibles en matière d’énergie solaire PV renouvelables, le fournisseur devra produire ou acquérir marché des « attestations » de montants d’électricité Raccordé au réseau, y 10 GWh provenant d’installations renouvelables. spécifiques produite à partir d’énergies renouvelables, Calendrier Statut à mars 2014 communément appelés crédits d’énergie renouvelable compris le plan toitures Phase 1 (2010-2013) 1 100 MW 67 % des projets mis en service. Dans certains cas, un quota nécessitera que le fournisseur (CER), certificats verts (ROC) et certificats verts achète de l’énergie renouvelable dans une juridiction négociables (TGC). Comme pour d’autres mécanismes, le Projets pour 750 MW sélectionnés après Phase 2 (2013-2017) 10 000 MW l’appel d’offres. donnée, par exemple à l’intérieur des frontières régionales quota se décompose généralement en types de technologie. ou nationales. D’autres quotas exigent seulement que le En cas d’absence d’une telle décomposition par type, le Phase 3 (2017-2022 20 000 MW Informations encore non annoncées. fournisseur achète une certaine proportion de l’électricité marché va commencer par chercher l’énergie renouvelable renouvelable pouvant provenir de n’importe où à la moins chère, ce qui est l’objectif d’un marché efficace, Au cours de la première phase, les promoteurs sélectionnés se sont vus attribuer un AAE avec la Commission centrale de réglementation condition que ce soit à portée du réseau de transmission. mais pourrait ne pas répondre aux objectifs de politique de l’électricité (CERC) par le biais d’un programme d’enchères inversées. Le tarif moyen s’élevait à environ 0,15 USD/kWh, représentant une diminution de 43 pour cent par rapport au tarif de référence approuvé par la CERC. Il est noté que seulement 67 pour cent des projets de la Et un autre modèle de quotas est celui permettant publique de soutien à un éventail de technologies. Phase 1 avaient été mis en service en mars 2014. Il y a plusieurs raisons à ceci, notamment des retards dans la réalisation de la clôture financière « dépouiller » l’énergie renouvelable de l’électricité elle- et l’acquisition de terrain, et des problèmes de raccordement au réseau. Un processus d’enchères inversé a été utilisé au cours de la Phase 2,d par même et de l’échanger sous forme de crédits d’énergie Dans le cadre d’un programme de CER, un gouvernement lequel 10 000 MW devraient être attribués. renouvelable (CER), aussi appelé certificats verts (des annonce un quota, ou une série de quotas (annuels ou informations supplémentaires sur les CER sont fournies à pluriannuels), pour l’approvisionnement en énergie a http://mnre.gov.in/file-manager/UserFiles/guidelines_sbd_tariff_gridconnected_res/salient_features_for_State-wise_solar_policies.pdf la sous-section 12.3.3.1). renouvelable, que les fournisseurs d’électricité sont b http://geda.gujarat.gov.in/policy_files/Solar%20Power%20policy%202009.pdf tenus de respecter sur une période de temps donnée. Ministry of New and Renewable Energy, Towards Building SOLAR INDIA Available at: http://mnre.gov.in/pdf/mission-document-JNNSM.pdf c  Un système de quotas oblige les distributeurs d’électricité Cependant, contrairement à un quota traditionnel ou d http://seci.gov.in/content/innerpage/phase-ii--batch-i-log-of-documents-releasednotifications-issued.php à se conformer aux obligations des quotas, mais peut norme de portefeuille d’énergie renouvelable, l’aspect 142 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 12 : Politiques et mécanismes de soutien à l’énergie solaire photovoltaïque 143 renouvelable de l’électricité peut être « dépouillé » Le modèle de CER a été populaire aux États-Unis nationaux. Cependant, de nombreux pays, provinces être intégrés au calendrier du projet afin d’examiner les de l’énergie à proprement parler. En d’autres termes, (avec l’existence de multiples programmes publics et et villes envisagent ou entament la mise en œuvre des questions de fiscalité locale. une centrale solaire PV se verra attribuer des CER en volontaires) et au Royaume-Uni (avec moins de succès). politiques de tarification du carbone, notamment l’Afrique fonction de l’énergie qu’elle produit ou de sa capacité Plusieurs marchés émergents, dont l’Inde, la Roumanie, du Sud, le Chili et la Chine (voir le Partenariat pour la Le plus grand marché offrant une aide au crédit d’impôt installée. Ces CER peuvent être échangés sur le marché et El Salvador ont également mis en place des systèmes préparation au marché de la Banque mondiale).60 Outre applicable aux projets solaires PV est les Etats-Unis. Le séparément de l’électricité produite par la même centrale. d’échange de CER. l’échange de crédits carbone, les taxes sur le carbone et la crédit d’impôt à l’investissement américain propose aux En fonction des règles de chaque marché, l’entité visée réduction des subventions aux combustibles fossiles sont propriétaires de projet un crédit d’impôt de 30 pour cent ne doit pas nécessairement envoyer l’énergie produite Les mécanismes de marché représentent nettement plus également à l’étude pour inciter le rendement énergétique sur les dépenses en capital d’un projet d’énergie solaire par la centrale électrique solaire vers le marché central. de risques pour les promoteurs que les autres incitations. et des émissions réduites.61 Ainsi, si le prix du carbone PV afin de compenser leurs dettes fiscales. Les États-Unis Parfois, l’électricité peut être vendue à un tiers (qui peut Dans les petits marchés, si la négociation active est dans la plupart des pays est absent ou trop faible pour être proposent également aux promoteurs de projets d’énergie être physiquement plus proche ou disposer de meilleurs insuffisante (faible liquidité), alors les marchés de CER le principal moteur de l’énergie solaire à l’heure actuelle, éolienne un crédit d’impôt à la production en fonction de réseaux de transport) au prix de l’électricité en vigueur, sont particulièrement sujets aux cycles de croissance/ il est possible qu’il devienne à nouveau plus pertinent à l’énergie produite plutôt que sur l’investissement en capital tandis que l’aspect renouvelable incarné dans le CER décroissance. Les banques sont susceptibles d’escompter l’avenir.62 initial. Afin de profiter d’un crédit d’impôt, le propriétaire peut être vendu séparément sur une bourse dédiée. Cela fortement (même entièrement) la valeur potentielle des du projet doit disposer d’une charge fiscale substantielle permet une plus grande flexibilité dans le développement CER, à moins qu’ils ne soient vendus à terme à un preneur 12.3.4 INCITATIONS FISCALES ou négociable. Bien que ce modèle ait rencontré beaucoup de centrales solaires PV dont les ressources ou la capacité hautement solvable, ce qui en fait des « gains » purs pour de succès pour stimuler la production d’énergie solaire de transmission peut être meilleure, plutôt que d’exiger de le promoteur, à savoir un avantage potentiel pour un Les incitations fiscales sont un outil commun pour (à la fois distribuée et à l’échelle commerciale) aux États- les développer à proximité des réseaux de transmission des projet qui ne peut être hypothéqué de la même manière la promotion de l’énergie solaire et autres énergies Unis, il est généralement reconnu que la forme prise par entités visées, qui en fin de compte devraient réduire les que les recettes dégagées par l’électricité. Si les marchés renouvelables, et incluent les crédits d’impôt pour les l’incitation génère des coûts de transaction élevés et n’est coûts de mise en conformité globaux. des CER évoluent et s’approfondissent, ils peuvent dépenses en capital, la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) attrayante que pour les investisseurs ayant une lourde devenir bancables, mais il est sage pour les promoteurs réduite, l’impôt des sociétés réduit, les exonérations charge fiscale. En outre, il présenterait un intérêt limité En fixant un quota qui augmente au fil du temps, la d’approcher les CER avec une certaine prudence. fiscales temporaires sur les droits d’importation/douane dans les économies où la collecte de l’impôt sur le revenu demande de certificats devrait augmenter, stimuler et la taxe d’accise, l’amortissement accéléré, et (bien des sociétés reste faible. Un résultat similaire pourrait être le marché pour offrir davantage de certificats par un 12.3.3.2 Crédits carbone qu’il ne s’agisse pas exactement d’une incitation fiscale) atteint grâce à une subvention en capital (voir la Section investissement dans les énergies renouvelables. Si le l’assouplissement des règles applicables aux emprunts 12.3.5 ci-dessous sur les prêts bonifiés). Contrairement aux autres mesures incitatives décrites ici, en devises et aux investissements étrangers.63 En raison marché est « court » (c.à.d. que la demande est supérieure les crédits carbone sont une forme indirecte de soutien à l’offre), les prix vont augmenter, et si le marché est « des divergences au niveau des bases d’imposition et de la D’autres politiques fiscales réduisant le montant de la taxe à l’énergie solaire, conçue principalement pour réduire nature des impôts perçus, les incitations fiscales, qui ont long » (c.à.d. qu’il y a plus de certificats que nécessaire), payée sur l’équipement ou réduisant le taux d’imposition les émissions de gaz à effet de serre (GES). L’électricité été couronnées de succès dans les pays développés comme les prix vont baisser. En théorie, le prix fluctuant sur les bénéfices des sociétés ont été utilisées dans les produite par les installations renouvelables remplace les États-Unis, peuvent ou peuvent ne pas être pertinentes des CER offre une calibration « en temps réel » des marchés émergents, comme la Thaïlande et l’Inde. Une l’électricité produite par des sources d’énergie utilisant pour les marchés émergents. besoins du marché et guide les nouvelles perspectives considération importante est les droits d’importation. des combustibles fossiles et libérant des émissions de CO2. d’investissement. Certains pays ont choisi de les éliminer ou de les réduire L’installation produisant de l’énergie renouvelable reçoit Les promoteurs doivent entreprendre un examen afin de faire baisser le coût des énergies renouvelables. des crédits carbone pour les émissions de CO2 évitées. approfondi des lois fiscales locales avec des professionnels Pour faire appliquer un programme de CER, des sanctions D’autres pays peuvent avoir des taxes d’importation très sont nécessaires afin d’assurer la conformité par les qualifiés afin de s’assurer qu’ils profitent de tous les élevées, la motivation pour ces derniers pouvant alors être Les marchés du carbone visent à fixer un prix pour avantages fiscaux susceptibles d’être disponibles. Les services publics preneurs. Les sanctions doivent être les émissions de GES et à encourager leur réduction. la protection des industries locales (ou la promotion de considérablement plus élevées que la valeur attendue avantages fiscaux sont souvent difficiles à trouver, et il leur émergence). Cependant, sur les marchés qui connaissent (ou ont connu) peut être difficile de déterminer les critères d’éligibilité des certificats afin de motiver le respect des quotas. Si un prix du carbone élevé, à savoir le SCEQE et l’État de les sanctions sont trop faibles, elles deviendront un prix et de comprendre les procédures administratives qui s’y Comme pour toutes les politiques d’énergie renouvelable, Californie, ce prix s’est récemment révélé insuffisant pour rapportent. Des délais appropriés devraient toujours plafond. il existe un risque d’expiration de la politique, qui peut tenir lieu de principal moteur pour les projets d’énergie être atténué en suivant de près les discussions relatives à la solaire car le prix du carbone est lié à la technologie la En pratique, il s’est avéré difficile dans nombre de politique et en tenant compte de la rentabilité du projet en moins coûteuse (généralement le rendement énergétique ou situations d’aligner les besoins d’un promoteur de projet 60 Le Partenariat pour la préparation au marché (PMR), dans lequel la Banque cas de suppression de l’incitation. le détournement des combustibles). mondiale tient le rôle de Secrétariat, de fiduciaire et de partenaire à la livraison solaire PV en termes de certitude des recettes à long terme « aide les pays à élaborer et mettre en œuvre des politiques d’atténuation avec la demande à court terme et le signal de prix fourni Le mécanisme de développement propre du Protocole des changements climatiques—y compris des instruments de tarification 12.3.5 PRÊTS À TAUX D’INTÉRÊT RÉDUIT du carbone—afin d’intensifier l’atténuation des GES. Il sert également de par les CER, qui dans de nombreux marchés ne sont de Kyoto a brièvement fournit une incitation pour les plateforme au sein de laquelle les pays partagent les leçons apprises et négociés que sur un volume important quelques années Les prêts à taux d’intérêt réduit et autres conditions travaillent ensemble à définir l’avenir de l’atténuation rentable des GES ». Voir énergies renouvelables (bien que très peu pour l’énergie www.thepmr.org pour plus d’informations. avantageuses, comme des teneurs prolongées ou le à l’avance. Un promoteur cherchant à couvrir le risque solaire)59 dans les pays en développement, mais pour de prix en vendant ses CER à terme sur la durée de vie 61 Pour une analyse plus approfondie sur ce sujet, voir Moarif, S et Rastogi, N. partage des risques, ont également été déployés par diverses raisons, cette incitation efficace a disparu, et n’a « Market-Based Climate Mitigation Policies in Emerging Economies », Center les gouvernements pour soutenir le développement du projet d’électricité aura souvent à accepter un prix pas encore été remplacée par des marchés de carbone for Climate and Energy Solutions (C2ES). Décembre 2012. bien inférieur au prix à terme actuel, s’il est en mesure de 62 Voir « 2014 State and Trends of Carbon Pricing », la Banque mondiale de l’énergie solaire PV. Ces prêts sont généralement trouver un acheteur. (Publication 88284). Mai 2014.. disponibles uniquement à un petit nombre de projets, et 63 Pour un aperçu des incitations fiscales dans de nombreux de pays, voir seulement par le biais de certains intermédiaires financiers par exemple « Taxes and incentives for renewable energy », KPMG (2014). 59 En Février 2015, 369 projets de MDP sur 7 598 enregistrés étaient des projets Disponible sur kpmg.com/energytax. désignés, généralement une banque de développement solaires, soit moins de 5 pour cent. Voir www.cdmpipeline.org 144 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 12 : Politiques et mécanismes de soutien à l’énergie solaire photovoltaïque 145 nationale, régionale ou multilatérale. Pour obtenir des stimulation de l’intérêt porté à la technologie solaire 12.4 DIRECTIVES SUPPLÉMENTAIRES AUX guide étant de se concentrer essentiellement sur les aspects prêts concessionnels, certaines conditions doivent être dans de nouveaux marchés, et offrent peu de risques PROMOTEURS QUANT AUX CADRES DE du développement de projets de centrales solaires PV.69 remplies, celles-ci étant susceptibles de limiter le type pour les promoteurs, autres que les contraintes qui sont SOUTIEN RÉGLEMENTAIRE de technologie employé ou les entrepreneurs pouvant généralement clairement présentées dans les énoncés de Compte tenu de la rapidité avec laquelle les coûts de Les promoteurs doivent être informés des règlementations être sélectionnés pour le développement d’un projet. Les politique et les documents relatifs aux prêts. l’énergie solaire PV ont diminué au cours des cinq secondaires susceptibles d’influencer les coûts de prêts à taux d’intérêt réduit font souvent partie d’une dernières années (2009-2014), il est particulièrement transaction du projet. Par exemple, une longue période plateforme de politique d’énergie renouvelable plus large 12.3.6 PROGRAMMES DE SUBVENTIONS EN CAPITAL important pour les promoteurs de projets d’énergie solaire d’attente pour l’obtention des permis de production incluant également d’autres incitations, comme un tarif de d’envisager la possibilité que les incitations en faveur Les subventions d’équipement accordées dans le cadre pourrait retarder considérablement le démarrage de la rachat garanti (TRG). de l’énergie solaire évoluent aussi, soit par l’arrivée à d’un appel d’offres ou d’un processus de demande ont nouvelle centrale, et générer ainsi des pertes financières expiration et les ajustements anticipés des politiques, soit également contribué à appuyer des projets solaires pour le promoteur. Un autre exemple est la réglementation Les gouvernements nationaux qui jouent un rôle important par des changements inattendus apportés aux politiques. PV, en particulier dans les premiers stades de la de la qualité de l’électricité, qui peut inclure la dans le secteur bancaire adoptent souvent un point de vue À la fin de l’année 2014, la plupart des TR pratiqués en commercialisation de l’énergie PV, lorsque les coûts sont réglementation de la fréquence (définie par un code de davantage axé sur la politique, considérant les prêts à taux Europe ont sensiblement diminué par rapport aux niveaux très élevés, la conscience de ses caractéristiques limitées, réseau) applicable à tous les producteurs d’électricité. d’intérêt réduit comme une méthode directe de réalisation de pointe observés en 2008, ce qui reflète la réduction et les risques perçus élevés. Les subventions peuvent être Bien que les exigences de qualité de l’énergie ne soient pas des objectifs d’énergie renouvelable. Par exemple, la Chine du coût du capital d’une installation d’énergie solaire accordées sur la base d’un montant incitatif fixe par MW spécifiques au solaire, elles peuvent rendre plus difficile a stimulé le développement de l’énergie renouvelable grâce PV. Il est intéressant de noter qu’à ce jour, ce sont les ou en pourcentage du coût en capital. Les programmes aux sources d’énergie intermittentes, comme l’énergie à des prêts concessionnels prescrits par l’États.64 Selon la gouvernements des pays développés (comme l’Espagne, de subventions en capital sont souvent introduits par solaire, le respect des critères d’intégration au réseau.68 façon dont les prêts à taux d’intérêt réduit sont mis en l’Italie et la Grèce) qui ont apporté des modifications les gouvernements de manière temporaire ou pour une D’autres exemples de réglementations qui sont secondaires œuvre, ils peuvent être un moyen efficace et relativement rétroactives aux mécanismes de soutien préexistants afin capacité limitée, l’intention étant d’exercer une pression pour l’énergie solaire, y compris des aspects importants du rentable d’atteindre un objectif politique.65 de réduire les niveaux de soutien accordés aux projets sur le marché en faveur d’une technologie spécifique processus de raccordement au réseau, sont couverts dans solaires PV existants. Bien que les changements rétroactifs encore non avérée ou considérée à haut risque. la Section 8 sur les Permis et licences. Les prêts à taux d’intérêt réduit sont généralement de ce genre ne soient pas courants (et, dans le cas des pays proposés uniquement aux premiers stades de cités ci-dessus, ont été influencés par la situation financière Les subventions en capital présentent peu de risques pour Les politiques d’énergies renouvelables doivent être l’introduction d’une technologie dans un nouveau marché. tendue d’un certain nombre de pays européens dans la les promoteurs ou les financeurs. Cependant, comme considérées dans le contexte du marché de l’électricité Contrairement à une incitation basée sur une politique, récession mondiale après 2008), il convient de considérer avec d’autres incitations proposées sur le court terme, au sens large dans lequel le projet est développé. Le qui est appliquée de manière uniforme à tous les projets le risque que les politiques puissent changer. les subventions peuvent créer un cycle de croissance/ marché est-il entièrement déréglementé, la production, répondant à certains critères, les prêts à taux d’intérêt décroissance, avec des prix élevés pour les services la transmission et la distribution fonctionnant chacune réduit nécessitent un audit préalable individuel des Si la part des énergies renouvelables dans un marché et équipements dans la période précédant l’arrivée à de manière indépendante ? Ou est-ce que le projet est en projets spécifiques afin d’éviter de financer des projets issue de centrales à production variable est élevé ou l’expiration de l’incitation, qui chutent ensuite lorsque cours de développement pour une entreprise publique qui ne seront pas bien mis en œuvre ou qui ne seront pas devrait devenir élevé (plus de 5 à 10 pour cent), il est celle-ci n’est plus disponible et que le nombre de intégrée verticalement par le biais d’un partenariat public- exploités aussi bien que possible. En tant que tels, les important de comprendre non seulement les politiques possibilités de projets rentables est réduit. Pour atténuer privé ? prêts à taux d’intérêt réduit ont des coûts de transaction de soutien à l’énergie solaire à proprement parler, mais relativement élevés. L’utilisation de prêts à taux d’intérêt ces risques sur le cycle économique, les promoteurs aussi les politiques qui ont un impact sur l’ensemble peuvent envisager des contrats à long terme avec les Dans les marchés où une entité appartenant à l’État réduit pour soutenir le développement plus large du contrôle la production, la principale opportunité pour un du système électrique, y compris le développement du marché est généralement réalisée par des intermédiaires fournisseurs d’équipements et prestataires de services et réseau, l’investissement dans le stockage et la production rechercher des opportunités (peut-être dans des marchés promoteur est susceptible de venir en réponse à un appel financiers à grande échelle, l’utilisation d’un instrument d’offres public ou à un partenariat public-privé, comme d’électricité flexible et la gestion de la demande. En bancaire de grande envergure étant capable de faire baisser de niche) où les projets solaires sont viables sans soutien. d’autres termes, les mécanismes de soutien à l’énergie un accord de Construction-Exploitation-Transfert (CET) les coûts de transaction liés aux prêts individuels. Cette ou de Construction-Propriété-Exploitation (CPE) avec un solaire PV ne peuvent être considérés de manière isolée, approche devient difficile sur certains marchés où l’offre Le programme fédéral de subvention « 1603 » introduit car l’intégration de l’énergie solaire et d’autres types aux États-Unis en 2009 est un exemple de programme de AAE. La structure du marché de l’énergie définit les types de prêt est limitée à un unique ensemble ou un ensemble d’opportunités de développement de projets disponibles. d’énergies renouvelables dans un système d’énergie donné réduit d’institutions de financement et qu’il est impossible subvention de l’investissement à grande échelle destiné et marché de l’électricité crée des défis supplémentaires aux projets solaires PV, introduit en reconnaissance du fait Cependant, s’il est essentiel de disposer de ce contexte plus d’engager le secteur bancaire commercial général.66 Les général sur la structure du marché de l’énergie pertinent, qui pourraient affecter un promoteur, si le niveau de prêts à taux d’intérêt réduit peuvent jouer un rôle de que les incitations fiscales généralement fournies étaient pénétration de l’énergie renouvelable intermittente inefficaces dans une période de récession.67 ce sujet ne sera pas abordé plus avant ici, le but de ce augmente pour atteindre des niveaux élevés. L’Inde a également accordé des subventions en capital à la 64 Pour plus d’informations, voir B. Shen et al, « China’s Approaches to Financing fois au niveau national et de l’État pendant de nombreuses Sustainable Development : Policies, Practices, and Issues », Article LBNL-5579E années. 68 Dans de nombreux marchés émergents, où le maintien de l’alimentation 69 Bien que cela ne soit pas l’objet de cette publication, la structure et la réforme du Lawrence Berkeley National Lab. Juin 2012. électrique est la préoccupation prédominante et où la pénétration des du marché de l’électricité sont des sujets prioritaires pour le Groupe de la 65 Pour une évaluation des politiques en Inde, voir G. Shrimali et al, « Solving énergies renouvelables intermittentes comme l’énergie solaire est faible, la Banque mondiale. Le Programme d’assistance à la gestion du secteur de India’s Renewable Energy Financing Challenge : Which Federal Policies can be qualité de l’électricité et l’intégration variable de l’énergie peuvent ne pas l’énergie de la Banque mondiale (ESMAP) et le Pole des pratiques pour l’énergie Most Effective ? ». Climate Policy Initiative. Mars 2014. être les principales préoccupations. Toutefois, comme la part des énergies de la Banque mondiale ont de nombreuses publications et activités couvrant renouvelables se développe sur les marchés mondiaux, la qualité de l’électricité cette question importante du point de vue du gouvernement/régulateur. 66 L’intention déclarée du Fonds vert pour le climat de travailler directement avec pourrait devenir une plus grande priorité. Beaucoup mettent l’accent sur un pays ou une région spécifique. le secteur privé soulève la possibilité intéressante de combiner les fonds des 67 Section « 1603 Treasury Program » du site Internet des Solar Energy Industry bailleurs multilatéraux et une mise en œuvre locale, mais cela n’en est encore Associations, disponible en ligne sur http://www.seia.org/policy/finance- qu’aux premiers stades. tax/1603-treasury-program 146 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 12 : Politiques et mécanismes de soutien à l’énergie solaire photovoltaïque 147 Liste de vérification pour l’exploitation des incitations financières La liste de vérification ci-dessous identifie les considérations clés destinées aux promoteurs qui cherchent à accéder à des mécanismes de soutien pour les projets solaires PV sur un marché donné.  Examiner la structure du marché de l'électricité, les dynamiques des prix de l'énergie, et le potentiel de changements à court terme des prix du marché.  Examiner les règlements relatifs à la production d'énergie, y compris les politiques spécifiques aux énergies renouvelables et la justification de leur application dans le marché actuel.  Identifier les mécanismes de soutien spécifiques pour projets solaires PV de grande envergure, la justification de leur utilisation et le respect par le gouvernement des modalités applicables dans le marché actuel, ainsi que les critères de qualification du projet, les dates de clôture des dépôts de demandes, et autres risques potentiels.  Comprendre le régime de réglementation du réseau, y compris l'intégration des processus de réglementation et d'approbation des nouveaux projets de production faisant appel aux énergies renouvelables, en particulier les projets de centrales solaires PV.  Développer un modèle d’AAE basé sur la meilleure compréhension des incitations publiques viables.  Atténuer les risques politiques en tenant compte de la rentabilité du projet sans les incitations, ceci pouvant inclure la couverture des instruments fondés sur le marché et/ou une assurance contre les risques politiques. 148 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Accords d’achat d’électricité 13 13.1 APERÇU DES ACCORDS D’ACHAT D’ÉLECTRICITÉ L’AAE est l’accord le plus Les projets de centrale solaire PV génèrent des revenus par la vente d’électricité. La manière dont l’électricité est vendue aux important pour le financement utilisateurs finaux ou à un intermédiaire dépend principalement d’un projet d’énergie solaire PV. de la structure du secteur de l’électricité (verticalement intégré ou déréglementé) et le cadre réglementaire qui régit les projets PV. Tous les autres accords connexes L’électricité peut être vendue soit par le biais d’un AAE à long —l’accord de prêt, l’accord de terme ou par la participation sur le marché libre (centrale raccordement au réseau et le « marchande »). contrat d’IAC devraient être Lors de la rédaction de ce guide (début 2015), il n’y avait que alignées sur l’AAE. quelques projets solaires marchands dans le monde ; la grande majorité des centrales PV sont développées en utilisant des AAE à long terme. Les centrales PV marchandes sont rares car les coûts associés au PV résultent généralement en une électricité qui est plus chère que les autres sources d’énergie et sont trop risquées pour les organes de financement. En outre, les réglementations (mécanismes de soutien) promouvant la technologie PV et les autres énergies renouvelables sont généralement basées sur une forme donnée d’AAE à long terme. Cependant, comme les coûts du PV continuent de diminuer, les centrales PV marchandes peuvent devenir plus fréquentes. Par exemple, en 2014, IFC et d’autres partenaires ont financé le premier projet d’énergie solaire PV marchand du Chili, le projet La Huayca II, sans subvention et sans AAE. Les centrales marchandes, selon la façon dont le secteur de l’énergie est structuré, peuvent être en mesure de vendre à la fois de l’électricité et de la capacité (dans un marché du jour d’avant pour cette dernière). Outre La Huayca, dès le début de l’année 2015, IFC a financé quatre projets PV à grande échelle au Chili, dont trois étaient des projets marchands et un seul avait un AAE. Ces projets sont décrits brièvement dans le Tableau 19. Cette section se penche sur les éléments clés d’un AAE classique pour les projets PV à grande échelle, et décrit comment de petites centrales solaires (production distribuée) peuvent utiliser des dispositions contractuelles similaires. Les AAE sont des accords juridiquement contraignants conclus entre un vendeur d’électricité et un acheteur (preneur) d’électricité. La partie qui vend l’électricité est, dans la plupart des cas, le propriétaire de la centrale de l’énergie solaire PV. L’acheteur de l’énergie pourrait être une compagnie d’électricité, une société vendant de l’électricité ou un consommateur 13 : Accords d’achat d’électricité 149 Tableau 19 : Centrales photovoltaïques de taille industrielle au Chili financées par IFC Le reste de cette section décrit les principaux éléments réglementations, mais comme le coût de l’électricité d’un AAE classique. Il existe de nombreuses sources que provenant de l’énergie photovoltaïque se rapproche Nom du projet Description les lecteurs peuvent consulter pour une couverture plus de celui des tarifs d’électricité classiques (ce que l’on Le projet consiste en la construction et l'exploitation d'une centrale solaire photovoltaïque d'environ 100 Sun Edison Cap approfondie de la question,70 ainsi que plusieurs brefs appelle souvent « parité réseau »), la fixation des tarifs MW dans la municipalité de Copiapo dans la région de l'Atacama, au Chili. L’électricité produite par le projet AAE (2014) aperçus sur le sujet.71 peut changer. Par exemple, en Afrique du Sud, le tarif sera injectée dans le Système central interconnecté chilien. Le projet dispose d’un contrat de 20 ans pour différences avec Compania Minera Del Pacifico SA, une société d’exploitation de minerai de fer. moyen de l’énergie solaire PV a chuté de 68 pour cent, 13.2 PRINCIPALES MODALITÉS D’UN ACCORD passant de plus de 0,34 USD/kWh à 0,10 USD/kWh entre Le projet consiste à élargir la centrale solaire existante de La Huayca de 1,4 MW, pour passer à une capacité La Huayca II totale de 30,5 MW. La centrale est en cours de développement par Selray Energias Ltda. et serait le premier D’ACHAT D’ÉLECTRICITÉ les premières rondes d’enchères réalisées au cours de la Marchande (2014) période 2011-2012 et les troisièmes rondes d’enchères en grand projet solaire marchant du système SING (électricité interconnecté du Nord) chilien. L’AAE prévoit les modalités de l’achat d’électricité, 2013.72 Des tarifs aux alentours de 0,10 USD/ kWh étaient Le projet consiste en la construction et l'exploitation d'une centrale solaire photovoltaïque de 141 MW-CA Luz del Norte y compris le tarif, le volume d’électricité devant être également atteints dans d’autres endroits dans le monde, dans la municipalité de Copiapo, dans la région de l'Atacama au Chili. L’électricité produite par le projet sera Marchande (2014) injectée dans le système central interconnecté chilien au cours du marché spot en vigueur. vendu et la durée de l’accord. Certaines des modalités tels que l’Inde et le Brésil, et ont chuté encore plus bas, à commerciales, juridiques et techniques clés à prendre en 0,06 USD/kWh lors d’une vente aux enchères à Dubaï.73 Le projet consiste en la construction et l'exploitation d'une centrale solaire photovoltaïque d'environ 50 MW Sun Edison MER considération lors de l’examen d’un AAE sont décrites dans la municipalité de Copiapo, dans la région de l'Atacama au Chili. L'énergie produite par le projet doit Marchande (2015) être injectée dans le Système central interconnecté chilien au cours du marché spot en vigueur. ci-dessous. Le cas échéant, ces descriptions incluent des En outre, à mesure que le marché de l’énergie solaire PV commentaires sur les risques potentiels associés aux évolue, les AAE sont susceptibles d’introduire des niveaux modalités clés. croissants d’exposition au risque de marché. Par exemple, en 2013, IFC a financé le projet d’énergie solaire Aura individuel, en fonction de la structure du marché du flux de revenus. La solvabilité du preneur est un facteur 13.2.1 TARIF DE L’ÉLECTRICITÉ VENDUE au Mexique, un nouveau projet PV de 38,6 MWc avec de l’électricité. Pour les énergies renouvelables (y dont l’importance ne saurait être surestimée. Il s’agit un AAE de 20 ans dans lequel le preneur paie un tarif La méthode de calcul du prix de l’électricité dépendra compris le PV) qui sont soutenus par des mécanismes de l’un des éléments les plus critiques en considération déterminé par le coût marginal de la fourniture d’énergie, du marché dans lequel le projet opère et du régime de réglementation (voir la Section 12), l’option la plus lors de l’élaboration d’un AAE et la mise au point d’une sans subvention. Aura est la plus grande centrale solaire réglementaire en vigueur. Dans le cadre d’un régime courante consiste à vendre toute l’électricité produite vérification diligente complète. PV à avoir été construite à ce jour au Mexique. de TR, un prix taux fixe pourrait être proposé pour la à une compagnie d’électricité (verticalement intégrée, Les AAE peuvent être normalisés et sont non négociables durée du projet. Sinon, le tarif peut être fixé par enchère de transmission ou de distribution), appartenant L’AAE précise également la puissance installée attendue (sauf peut-être pour le tarif) ; ils peuvent être standardisés inversée, ou négocié sur la base des paramètres de marché souvent en totalité ou partiellement aux gouvernements. du projet solaire PV (en MW) et la production annuelle pour apporter un cadre initial aux négociations ; ou de l’électricité (par exemple, le coût marginal de la Cependant, une centrale solaire PV peut également d’électricité prévue en MWh. La puissance installée de la ouverts à des négociations bilatérales. Les AAE des fourniture d’électricité). vendre de l’électricité à une société commerciale ou à centrale solaire PV est simplement la puissance maximale un consommateur, à condition que les règles du marché projets solaires PV ont par le passé été façonnés par le de la centrale PV, telle que spécifiée et justifiée par le Le tarif peut être ajusté en fonction d’un indice reflétant l’autorisent. Dans ce dernier cas, les frais de transmission cadre réglementaire, tel que décrit dans la section 12. fournisseur de la centrale PV. l’inflation annuelle et les fluctuations de change. Si peuvent être payés par l’une des deux parties de l’AAE. Par exemple, il est courant que le tarif, les modalités l’indexation n’est pas incluse, le promoteur devra évaluer d’enlèvement (enlèvement ferme), et la durée du contrat La production annuelle d’électricité prévue est estimée les risques liés à l’inflation et les variations du taux de L’AAE est l’accord le plus important pour le financement soient prédéfinis par une politique nationale ou régionale sur la base de la puissance installée du projet, du change. Les coûts d’exploitation à long terme des projets d’un projet d’énergie solaire PV. Tous les autres accords (voir la sous-section 12.3). rayonnement solaire, et du facteur ou du coefficient de d’énergie solaire sont très faibles, l’inflation est donc connexes—l’accord de prêt, l’accord de raccordement performance résultant, comme décrit en détail à la section Alors que le modèle d’AAE classique d’un preneur moins préoccupante que pour d’autres technologies, mais au réseau, et le contrat IAC—doivent être alignés sur 5 sur le rendement énergétique. La production annuelle d’électricité payant un prix fixe au producteur est elle doit néanmoins être prise en considération. Dans les l’AAE. L’AAE devrait définir toutes les conditions prévue devrait tenir compte des variations saisonnières susceptible de rester courant dans les années à venir, les marchés où il est difficile d’obtenir un financement à long commerciales affectant la vente d’électricité entre les de l’ensoleillement et des pertes du système au lieu du promoteurs et les bailleurs de fonds devraient rester au terme en monnaie locale, les taux de change reflètent une deux parties, y compris la date à laquelle le projet comptage. En outre, la perte liée à la dégradation du fait de l’évolution du marché, et de considérer à la fois les exposition substantielle au risque. Le taux de change est commencera son opération commerciale, le calendrier panneau doit être prise en compte, reflétant la façon risques et les opportunités introduites par les changements également un risque important lié au rapatriement des de livraison d’électricité, le tarif, le volume d’électricité dont l’efficacité et la production d’électricité annuelle dans les prix et les modèles commerciaux. L’encadré 11, à bénéfices. devant être livré, les modalités de paiement, les pénalités peuvent diminuer d’année en année au cours de la vie de la en cas de sous-performance d’un côté ou de l’autre et les la fin de cette section, considère l’augmentation récente des centrale. Les tarifs relatifs aux projets d’énergie solaire dispositions de résiliation. opportunités de projets de production distribuée, parfois peuvent continuer à être déterminés par le biais des appelés « AAE commerciaux ». En tant que tel, l’AAE est l’accord principal qui définit le flux de revenus, et donc la qualité du crédit d’un projet de Référez-vous également à la liste de vérification à la fin de production d’électricité, et est donc un instrument clé du cette section pour les besoins de base spécifiques aux AAE 70 Le Groupe de la Banque mondiale dispose de ressources sur les AAE à la financement de projet. Un AAE robuste contribue à limiter pour des projets solaires PV. disposition du public à l’adresse suivante : http://ppp.worldbank.org/public- 72 Eberhard, A., Kolker, J. et Leigland, J. « South Africa’s Renewable Energy IPP private-partnership/solar-power-energy Procurement Program : Success Factors and Lessons. » Fonds de conseils en les risques des projets en spécifiant clairement les droits et infrastructure publique-privée (PPIAF) de la Banque mondiale, mai 2014. 71 Voir par exemple « Understand Power Purchase Agreements », financé par les responsabilités, et à créer davantage de certitude autour l’initiative Power Africa du gouvernement américain », disponible gratuitement 73 Upadhyay, A. « Dubai Shatters Solar Price Records Worldwide — Lowest Ever! », en ligne à l’adresse suivante ; http://go.usa.gov/FBzH Cleantechnica Website, 29 novembre 2014. 150 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 13 : Accords d’achat d’électricité 151 Une prévision précise de la production annuelle rassure sont engagés au départ et doivent être remboursés sur la chargée du réseau est responsable, le vendeur voudra comptage sont souvent mal définis dans les AAE, avec des le preneur qui connaît alors le volume d’électricité qu’il durée de vie du projet. Les centrales PV sont supposées clairement préciser la méthode de calcul des dommages- lacunes qui n’apparaissent qu’en cas de litige. recevra, ainsi que le vendeur qui saura combien il peut fonctionner avec des taux de dégradation relativement intérêts liquidés liés à ces retards. vendre. Le niveau de précision requis pour cette prévision prévisibles pendant 20 ans ou plus, ce qui convient dépend du marché dans lequel le projet opère. Pour les également aux AAE de longue durée. 13.2.6 CONFORMITÉ DU RACCORDEMENT AU RÉSEAU petites installations solaires PV décentralisées opérant Les systèmes de comptage sont généralement définis dans sous un régime de TR, il peut être acceptable d’utiliser Le code de réseau, contrôlé par l’opérateur du réseau, le code de réseau du pays ou le code de comptage, et le 13.2.3 DROITS AUX CRÉDITS ENVIRONNEMENTAUX des outils logiciels mis à disposition par l’organe de précise comment une centrale électrique doit être compteur sera normalement la propriété de l’opérateur réglementation. Toutefois, les projets de taille industrielle Certains cadres réglementaires peuvent proposer des raccordée au réseau de distribution d’électricité et mise du réseau ou du preneur. L’AAE doit définir comment la devraient inclure une évaluation indépendante et crédits environnementaux (c.à.d. CER) dans le cadre d’un en interface avec ce dernier. L’AAE doit faire référence production d’électricité sera mesurée ou calculée en cas professionnelle du rendement énergétique, produite et/ou ensemble de mesures d’incitations en faveur de nouveaux au code de réseau et préciser clairement comment le d’endommagement du compteur ou si les relevés sont vérifiée par un consultant expérimenté dans la production projets solaires PV. Le promoteur doit déterminer respect de ce code est déterminé comme condition à une considérés inexacts, ou encore en cas de différend sur la de données « de niveau bancaire », et un intervalle de l’admissibilité du projet PV aux crédits environnementaux exploitation commerciale. Il peut être possible de négocier lecture. Même si l’AAE ou le code de réseau ne nécessite confiance d’au moins P75, voire de P90. et assurer que la cession des droits aux crédits liés au l’assouplissement des exigences du code de réseau pour pas de compteur de secours, il est recommandé d’en projet est clairement spécifiée dans l’AAE. Cela devrait les projets solaires si le code spécifique applicable aux installer un en cas de défaillance du compteur principal L’énergie réelle générée par le projet sera basée sur des inclure la période au cours de laquelle ces droits seront énergies renouvelables n’a pas encore été adopté. Si le code ou de fonctionnement inexact. En général, dans le cas relevés de compteur. Cependant, la prévision du rendement affectés (généralement la durée de vie du projet ou la durée de réseau n’a pas été mis à jour pour couvrir les sources d’un compteur défectueux ou endommagé, le résultat sera énergétique donne aux deux parties une référence par de l’éligibilité du projet), ainsi que des dispositions pour d’énergie intermittentes, comme l’énergie solaire, certaines basé sur des données historiques ou sur les valeurs du rapport à laquelle toute anomalie dans la production peut l’attribution de crédits environnementaux susceptibles dispositions peuvent devoir être incluses dans l’AAE. rendement énergétique prévues. être vérifiée et est parfois utilisée pour étayer les relevés de d’être disponibles à l’avenir. compteurs en cas de panne de compteur ou d’incohérence. 13.2.7 UTILISATION DES REDEVANCES DE RÉSEAU Il est généralement de la responsabilité du promoteur du Ainsi, la prévision du rendement énergétique est 13.2.4 CONDITIONS D’OUVERTURE projet d’installer des compteurs, mais il n’est pas rare que Les propriétaires des réseaux de distribution d’électricité importante à la fois lors de la planification du projet et Les « Conditions d’ouverture » ou « conditions préalables » et/ou de transmission facturent normalement une le preneur soit responsable des systèmes de comptage et pendant son exploitation. définissent les conditions devant être remplies par le redevance pour faciliter la sortie de l’électricité depuis la du transfert du compteur à l’opérateur du réseau ou au promoteur avant le commencement de l’AAE. centrale de production et sa livraison au consommateur. preneur. La majorité de l’énergie solaire et des autres énergies Les centrales utilisant l’énergie renouvelable peuvent en renouvelables, en tant que formes d’énergie non Ces conditions comprennent généralement l’obtention être exemptées par le cadre réglementaire de soutien. 13.2.9 PLANIFICATION DE LA PRODUCTION répartissables, est vendue sur une base d’« obligation des permis de projet/approbations nécessaires, l’exécution Dans certains cas, le propriétaire du réseau de distribution L’AAE peut définir des responsabilités supplémentaires de prendre » ou de « take or pay », de sorte que toute d’un accord d’E&M (couvrant les travaux de génie civil local peut être différent du propriétaire du réseau de pour le vendeur et l’acheteur au-delà de la livraison l’énergie produite doit être acceptée par le réseau. Si pour l’entretien du terrain, le module et les inspections transport et des redevances différentes peuvent devoir être et du paiement de l’électricité, comme la prévision ce n’est pas le cas, alors le volume d’électricité faisant régulières des autres composantes), un raccordement acquittées à chaque propriétaire. La taille de l’installation de production. La prévision de la production est une l’objet de la transaction doit également être précisé, en sécurisé au réseau et la délivrance d’un certificat de prise solaire PV peut dicter si les frais sont payables à l’un ou prévision de la production d’énergie future par une éclaircissant les éventuelles pénalités dues dans le cas où le en charge. aux deux propriétaires. Par exemple, une redevance peut centrale de production. Les horizons prévisionnels peuvent volume d’électricité n’était pas remis. être demandée uniquement au propriétaire du réseau de varier de quelques heures à plusieurs jours selon les Les conditions d’ouverture fixent une compréhension distribution si la puissance installée est inférieure à un conditions spécifiées dans le code de réseau. L’opérateur du 13.2.2 DURÉE DE L’AAE commune des exigences du projet avant sa mise en niveau déterminé. Si la puissance nominale est supérieure réseau utilise des mises à jour régulières des prévisions de L’AAE précise les dates de début et de fin de l’accord service. Si le promoteur du projet ne remplit pas toutes les au niveau spécifié, alors une redevance sera payable production de l’ensemble de son réseau de distribution et prévues. La durée de l’AAE doit être égale à la durée conditions, le preneur aura droit de mettre fin à l’AAE. à la fois au propriétaire du réseau de transport et au de transmission afin d’équilibrer le flux d’électricité sur le nécessaire pour rembourser les prêteurs du projet et Cependant, les conditions d’ouverture définissent souvent propriétaire du réseau de distribution, en reconnaissance réseau, ce qui nécessitera d’autres producteurs d’électricité atteindre les rendements sur fonds propres prévus, ou être des exigences applicables au promoteur qui, si elles ne sont du fait que l’électricité produite ne sera pas nécessairement (généralement des centrales thermiques) pour réduire supérieure à cette durée. Dans certains cas, la durée sera pas respectées, pourraient conduire à une exposition à des consommée localement. Les coûts associés seront stipulés ou augmenter la production afin de tenir compte de la déterminée par le mécanisme de soutien réglementaire en sanctions juridiques. Par conséquent, il est dans l’intérêt dans le contrat de raccordement au réseau et référencés variation de la production issue de sources renouvelables, vertu duquel le projet d’énergie solaire PV est développé ; de toutes les parties que les conditions d’ouverture soient dans l’AAE. comme l’énergie solaire. dans d’autres cas, la durée de l’AAE peut être négociée. respectées. Des AAE couvrant une période de 15 à 25 ans sont 13.2.8 SYSTÈME DE COMPTAGE CONFORME AUX La nécessité de la prévision de la production augmente à souhaitables pour les centrales PV et sont relativement 13.2.5 ACCORD DE RACCORDEMENT AU RÉSEAU EXIGENCES DE L’OPÉRATEUR DU RÉSEAU mesure que la taille du producteur d’énergie renouvelable fréquentes. Plus la durée de l’AAE est importante, moins L’AAE fera généralement référence aux modalités de Les systèmes de comptage sont essentiels pour s’assurer augmente et que la proportion de production intermittente le projet est exposé à l’évolution future des prix de l’accord de raccordement au réseau et le résumera, souvent que le propriétaire du projet est entièrement rémunéré sur les réseaux de distribution et de transmission l’énergie, et plus ses flux de revenus seront assurés. Un dans une annexe. Il est très courant que le raccordement pour l’électricité produite. Toutefois, les systèmes de augmente. Par conséquent, il peut ne pas être nécessaire AAE suffisamment long est particulièrement critique pour au réseau soit retardé, et quand le preneur ou la société pour les petites centrales solaires PV de mettre en œuvre les centrales solaires PV, car la grande majorité des coûts une prévision de la production pour une centrale solaire 152 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 13 : Accords d’achat d’électricité 153 PV, cette exigence peut donc être un élément négociable de point est abordé dans la sous-section 13.2.11, Restrictions, davantage de contraintes. En outre, dans les marchés des conflits sont toujours possibles. Après des étapes l’AAE. temps d’arrêt du réseau et entretien du réseau. émergents, il est plus fréquent que le preneur soit informelles comme la négociation à huis clos ou la également l’opérateur du système de réseau, ce qui en fait désignation d’un ingénieur indépendant pour les litiges 13.2.10 COUPURES PROGRAMMÉES ET NON 13.2.11 RESTRICTIONS, TEMPS D’ARRÊT DU RÉSEAU ET la partie responsable de la disponibilité du réseau. Si les techniques, l’arbitrage est la prochaine étape vers la PROGRAMMÉES MAINTENANCE DU RÉSEAU rôles de preneur et d’opérateur du réseau sont séparés, résolution des différends. Le lieu et les règles d’arbitrage alors les restrictions pourraient être traitées dans le cadre doivent être précisés dans l’AAE. Tout comme l’AAE traite des périodes où le preneur Tel qu’indiqué précédemment dans cette section, la du contrat de raccordement au réseau. Il est fréquent peut être dans l’incapacité d’accepter la livraison fourniture d’énergie peut être réduite à la fois par des L’arbitrage est généralement considéré comme préférable que les AAE autorisent jusqu’à un certain niveau de (restrictions), il devrait également traiter des périodes coupures du projet (par le vendeur), et par l’opérateur au recours à un tribunal car il est plus rapide, permet de restrictions pour lequel le propriétaire de la centrale au cours desquelles le projet ne sera pas en mesure de du réseau (qui peut ou peut ne pas être la même partie préserver l’intimité et est généralement moins coûteux. solaire PV n’est pas dédommagé ; cependant, l’AAE fournir de l’énergie. Une interruption programmée est que l’acheteur). L’opérateur du réseau fournit un accès au En outre, pour les projets des marchés émergents, il précise les modalités de paiement au-delà de ce niveau. une interruption qui est planifiée et reste raisonnablement réseau de distribution et de transmission pour permettre peut s’agir de la seule option réaliste au règlement des Dans certains cas, le propriétaire de la centrale solaire sous contrôle du propriétaire de la centrale solaire PV. Un l’exportation d’électricité depuis la centrale solaire PV. différends étant donné que les tribunaux locaux sont PV est payé pour toute la production ayant fait l’objet de exemple en est le contrôle périodique des infrastructures Ce réseau nécessite un entretien (programmé ou non considérablement surchargés. Du point de vue d’un restrictions. électriques. Les interruptions imprévues sont des programmé) ; en outre, des conditions de fonctionnement prêteur, il est préférable que l’arbitrage se fasse à un événements imprévisibles et aléatoires, par exemple une inattendues peuvent survenir, nécessitant l’interruption de niveau international pour les grands projets afin de 13.2.12 MODIFICATION DE LA LOI ET CHANGEMENT DE défaillance électrique dans l’installation solaire PV qui l’apport d’électricité localement ou au réseau en général. s’assurer de la neutralité du panel d’arbitrage. Pour les LÉGISLATION QUALIFIÉ exige son arrêt soudain. Dans ce cas, l’opérateur de réseau peut exiger que la petits projets, l’arbitrage international est irréaliste en centrale solaire PV soit temporairement déconnectée du La clause de changement de législation protège le raison des coûts potentiellement élevés du règlement des Comme une interruption déconnectera toute ou une partie réseau. promoteur contre les changements de lois et règlements différends. Différentes règles d’arbitrage peuvent être d’une centrale solaire PV, l’opérateur de réseau exigera applicables ou contre les nouvelles lois introduites une fois choisies, telles que celles du Centre international pour normalement un préavis de sorte à pouvoir planifier en Dans l’AAE, l’opérateur de réseau devrait être tenu l’AAE exécuté, et qui ont un impact financier sur le projet. le règlement des différends relatifs aux investissements conséquence. Les exigences de notification devraient de conseiller l’opérateur de la centrale solaire PV des « Loi » fait généralement référence à la législation, par (CIRDI) de la Banque mondiale, les dispositions du être précisées dans l’AAE. Ces exigences de notification interruptions prévues du réseau, avec un préavis suffisant exemple les engagements et mesures incitatives en faveur modèle de la Commission des Nations Unies pour le droit devraient également être reflétées dans le contrat d’E&M pour permettre à l’opérateur de planifier en conséquence. de l’énergie renouvelable, ainsi qu’aux règlementations commercial international (CNUDCI) ou les règlements du projet, car l’entrepreneur E&M sera probablement La durée et la fréquence des interruptions doivent être et directives techniques, telles que le code de réseau ou de la Chambre de commerce internationale (CCI). Les responsable d’en aviser l’opérateur de réseau. clairement précisées dans l’AAE. la procédure d’interconnexion. L’AAE devrait également preneurs nationaux/public sont souvent réticents à traiter de la façon dont tout dédommagement approprié accepter la juridiction étrangère. L’AAE peut également préciser le nombre et le calendrier Les interruptions non programmées du réseau, que devrait être déterminé en réponse à un changement des interruptions programmées, et cela peut souvent être l’on appelle également restrictions, sont encore plus législatif. négocié. Par exemple, il serait mieux qu’une centrale difficiles à traiter. L’AAE devrait préciser le niveau 13.2.15 FORCE MAJEURE solaire PV planifie ses arrêts programmés la nuit ou au de disponibilité que l’opérateur du réseau prévoit de 13.2.13 DROITS DE TRANSFERT ET DE SUBSTITUTION Les événements de force majeure sont les événements cours de la saison la moins ensoleillée afin de minimiser fournir. L’AAE doit soit identifier comment déterminer complètement indépendants de la volonté de l’une ou l’impact sur la production d’électricité. la production présumée, soit identifier une autre forme Il est important que l’AAE inclue les droits de transfert l’autre des parties et qui ont un impact matériel important de dédommagement/pénalité si l’opérateur de réseau ne autorisant le propriétaire du projet à transférer les droits sur un projet, tels que les guerres, les catastrophes Selon la taille d’une centrale solaire PV, les interruptions parvient pas à maintenir le niveau de la disponibilité du actuels/futurs, les créances bancaires et l’intérêt du projet naturelles et les événements météorologiques extrêmes. Les imprévues à répétition pourraient être sources de réseau convenu, et proposer une méthodologie claire aux institutions financières (le capital et les créances) cas de force majeure doivent être répertoriés dans tous les problèmes en ce qui concerne la stabilité du réseau de pour le calcul des dédommagements dus aux pertes de à titre de garantie. Dans le cas où le promoteur se AAE afin d’exclure les situations sur lesquelles l’une ou distribution et de transport d’électricité. En conséquence, production causées par les interruptions du réseau. heurterait à de graves problèmes, les droits de substitution l’autre des parties exerce un contrôle raisonnable. l’AAE peut détailler les sanctions qui seront appliquées sur facilitent le transfert en douceur du contrôle d’un projet la centrale solaire PV en cas d’instabilité de sa production, L’AAE devrait clairement indiquer comment les à ses créanciers. Les prêteurs chercheront à résoudre le La durée pendant laquelle un cas de force majeure peut et il est recommandé que les critères susceptibles de restrictions seront traitées. Sur les marchés caractérisés problème et, si possible, se « départiront » également du se poursuivre avant qu’une partie demande la résiliation déclencher des sanctions soient négociées avec le preneur. par des taux de pénétration très élevés de l’énergie rôle de promoteur. L’intégration des droits de transfert de l’AAE doit également être définie. On parle de Force renouvelable (par exemple, en Allemagne et certains à l’AAE permet d’améliorer la bancabilité en améliorant majeure prolongée, qui peut avoir sa propre définition Enfin, l’AAE devrait inclure une méthode permettant de réseaux régionaux ou insulaires éloignés), les restrictions le scénario du pire, et peut améliorer les conditions dans un AAE. La résiliation pour cause de force majeure déterminer la quantité d’énergie qui aurait pu être fournie peuvent être spécifiquement dues au volume d’électricité financières pour le promoteur. peut généralement se produire si l’événement se poursuit par le producteur et qui ne pourrait pas être acceptée par intermittente. Cependant, une certaine quantité de pendant une période continue de six à 12 mois, ou une le preneur, qui est la production à laquelle il est souvent restrictions est à prévoir dans le cadre des opérations de 13.2.14 ARBITRAGE période globale de 12 à 18 mois. fait référence par « production présumée ». La prévision routine en raison des contraintes du réseau et des besoins Bien qu’un bon AAE permette d’identifier les éventuels du rendement énergétique, mise à jour en fonction de d’équilibrage de la charge. La quantité de restrictions Il est important qu’aucune des parties ne soit définie dans points de désaccord et de fournir des précisions quant à la performance opérationnelle réelle, peut être utilisée peut généralement être plus élevée dans de nombreux l’AAE comme responsable envers l’autre partie dans le la manière dont les défaillances peuvent être rectifiées, comme base pour déterminer la production présumée. Ce pays émergents où les réseaux de transmission subissent cas d’un événement de force majeure. En même temps, 154 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 13 : Accords d’achat d’électricité 155 la reconnaissance de la force majeure ne signifie pas méthodologie claire pour déterminer les indemnités que les parties ne devraient pas chercher les assurances de résiliation. Les événements entraînant la résiliation Encadré 11 : Production décentralisée et AAE commerciaux appropriées pour couvrir ces risques. incluent généralement : En tant que technologie modulaire, l’énergie solaire peut facilement être étendue pour répondre à un éventail de besoins en énergie. Bien • Des événements d’insolvabilité ou similaires. 13.2.16 LIMITE DE RESPONSABILITÉ que cette publication mette l’accent sur les modèles de financement et commerciaux adaptés aux projets d’énergie solaire de taille indus- • Des manquements dans l’exécution des obligations trielle, officieusement définis comme des projets de 5 MW ou plus, une grande partie des directives techniques qu’elle contient s’applique La limite globale de responsabilité de chacune des parties en vertu de l’AAE, lorsqu’ils ne sont pas rectifiés ou également aux petits projets (voir Annexe 4 sur systèmes PV de toiture). Comme le prix de l’énergie solaire a chuté, il existe des opportunités vis-à-vis de l’autre sera définie dans un AAE. Il n’existe remédiés dans le délai prévu, et notamment : de production décentralisée de l’énergie solaire de plus en plus intéressantes dans les économies émergentes. Cela est particulièrement vrai pas de norme propre à l’industrie à ce propos et elle peut dans les pays où le prix de l’énergie est élevé et/ou la fiabilité du réseau est faible, et où l’énergie solaire peut effectivement rivaliser avec les générateurs diesel et d’autres formes de production d’énergie de secours. considérablement varier. Les limites peuvent être une Le non-respect des conditions préalables. 
 • valeur globale sur la durée complète de l’AAE, limitées La production décentralisée fait référence à la production d’électricité qui se produit à proximité de la charge ou de l’utilisateur final, et im- sur une base annuelle ou limitées par événement. Bien • Le non-respect des exigences relatives à l’obtention plique des centrales dotées d’une petite capacité de production situées sur les terres du preneur ou à proximité. Dans un modèle de service qu’il soit plus intéressant de fixer une limite globale sur de licences ou permis. public traditionnel, la production d’électricité se déroule dans une grande centrale et est transmise par le réseau et vendue par une société la responsabilité plutôt qu’une limite annuelle, il est plus de distribution aux utilisateurs finaux. En revanche, les projets de production décentralisée vendent de l’électricité directement à l’utilisateur fréquent qu’une limite annuelle soit en place. Le principal • Le non paiement des sommes dues 
 final et peuvent exister indépendamment du réseau, même s’il arrive parfois que l’électricité soit fournie à l’utilisateur final (par exemple, le risque associé à la limite de responsabilité est que la limite preneur) par le réseau, dans un processus appelé « transit ». En fonction des réglementations locales, le transit peut ou peut ne pas exiger de • L’atteinte de la limite de responsabilité. payer de redevance à la société chargée de la gestion du réseau. soit trop faible et ne couvre pas les éventuelles pertes de revenus ou les coûts découlant d’un acte ou d’une Cette section s’est concentrée sur les aspects d’un AAE Néanmoins, les projets de production distribuée nécessitent aussi des Accords d’achat, parfois appelés « AAE commerciaux », qui obligent le omission de l’autre partie. La pertinence d’une limite de classique pour les projets d’énergie solaire PV de grande client à acheter de l’électricité pour une période de temps adaptée pour rembourser la dette du projet et obtenir un rendement convenable. responsabilité peut être déterminée en comparant la limite envergure raccordés au réseau. Les AAE dédiés aux Il existe une variété de modèles commerciaux, dont le potentiel dépend du marché de l’électricité spécifique et de sa réglementation. Les AAE de la responsabilité aux hypothèses de revenus du modèle centrales PV de production décentralisée présentent de commerciaux peuvent régir la vente d’électricité à un éventail de clients, allant des résidences individuellesa aux installations industrielles à financier. nombreuses similitudes avec les centrales PV d’échelle grande échelle. Cependant, un très grand projet vendant à un acheteur unique est plus communément appelé « électricité captive ».b Dans de nombreuses économies émergentes, la solvabilité des clients commerciaux ou industriels individuels peut être supérieure à celle du service commerciale, ainsi que des différences importantes. public, et les clients peuvent être prêts à payer un tarif plus élevé que celui offert par le service public afin de s’assurer qu’ils disposent d’une 13.2.17 RÉSILIATION L’encadré 11 fournit des informations sur des AAE dédiés alimentation adéquate et de haute qualité. aux systèmes PV décentralisés, même si ce rapport ne Le contrat doit préciser une date de fin, qui correspond couvre pas ces installations de manière détaillée. Il est parfois possible de vendre l’énergie excédentaire de la production décentralisée au réseau. Ce modèle de production décentralisée à la fin naturelle de l’accord. En outre, l’AAE devrait représente plus de la moitié de la croissance récente de l’énergie solaire en Allemagnec et entre un quart et la moitié de la croissance récente lister les événements de résiliation anticipée, ainsi qu’une de l’énergie solaire PV aux États-Unis.d En Allemagne, cette croissance a été stimulée par un tarif de rachat national (TR) pour l’énergie so- laire décentralisée. Aux États-Unis, l’énergie solaire distribuée a été largement stimulée par les réglementations permettant une facturation nette.e Également qualifiée de tarification « derrière le compteur », cette facturation nette permet au client de revendre de l’électricité au réseau, généralement au même tarif que le tarif du service public et de ne payer que pour le montant net de l’électricité du réseau consom- mée. Plusieurs sites de production décentralisée peuvent collectivement fonctionner de manière similaire à un projet d’échelle commerciale s’ils disposent d’une exposition significative au service public parallèlement aux acheteurs privés en tant que preneurs clés. Les modalités de la vente au réseau applicables aux projets PV décentralisés sont souvent standardisées, avec un prix préétabli et l’exigence que le service public achète toute l’électricité produite par des projets inférieurs à une puissance installée donnée. La quantité d’énergie solaire décentralisée dans les marchés émergents est très faible à l’heure actuelle, mais il existe un important potentiel de croissance. Alors que les modèles ayant fait leurs preuves aux États-Unis et en Europe peuvent être pris comme points de départ, de nouveaux modèles commerciaux sont susceptibles de se développer en réponse aux conditions locales uniques. Dans de nombreux marchés émergents, les niveaux d’isolation pour l’énergie solaire sont élevés (des facteurs de capacité croissants), et l’efficacité du service public et sa fiabilité sont faibles—des facteurs qui améliorent la position concurrentielle de l’énergie solaire décentralisée. Les améliorations qui apparaîtront dans le stockage de l’électricité piloteront les innovations futures. Si elle n’en est encore qu’à ses débuts, le potentiel de l’énergie solaire décentralisée (et des autres énergies renouvelables décentralisées) présente des opportunités intéressantes. La Thaïlande, les Philippines et le Pakistan ont récemment adopté une législation autorisant la production décentralisée. a Bien que cette publication ne traite pas des modèles commerciaux pour le solaire PV hors-réseau ou mini-réseau PV, ce sujet est abordé dans la publication d’IFC intitulée « From Gap to Opportunity : Business Models for Scaling Up Energy Access ». b L’opportunité de desservir différents types de clients dans un marché donné dépend de nombreux facteurs, et notamment si cela est autorisé en vertu de la réglementation locale. c Trabish, Herman K. « Why Germany’s Solar is Distributed ». Greentech Media, le 29 mai 2013. d Solar Energy Industries Association (SEIA), «Solar Market Insight Report 2014 Q4 ». e Le crédit d’impôt à l’investissement (CII), qui représente un crédit d’impôt de 30 pour cent sur l’investissement en capital autorisé, joue également un rôle clé dans la promotion du solaire à échelle commerciale et décentralisé aux États-Unis, mais ici, l’accent est mis sur l’incitation spécifique en faveur du solaire décentralisé (par opposition à l’échelle commerciale). 156 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 13 : Accords d’achat d’électricité 157 Liste de contrôle pour les Accords d’achat d’énergie (AAE) spécifiques à l’énergie solaire La liste de vérification ci-dessous présente quelques-unes des exigences fondamentales spécifiques à l’énergie solaire PV pour la rédaction d’un AAE.  Les modalités de l’AAE précisent la puissance installée attendue du projet solaire PV (en MW) et la production d’électricité annuelle prévisionnelle en MWh.  L’AAE inclut une disposition « take-or-pay », ou précise le volume d’électricité devant être vendu et les pénalités en cas d’échec de la livraison.  La durée de l’AAE est identique ou supérieure à la durée du remboursement du crédit.  Les conditions d’ouverture sont convenues avec le preneur.  Les systèmes de comptage en place sont conformes au code national, y compris pour l’installation et la propriété.  Les modalités de l’accord de prêt, de l’accord de raccordement au réseau, du contrat IAC et du contrat d’E&M sont conformes aux modalités de l’AAE.  Les obligations de respect du code de réseau sont incluses dans l’AAE.  L’AAE indique clairement comment les restrictions seront traitées, et notamment comment les dommages-intérêts liquidés seront calculés.  Les droits de transfert et de substitution sont établis.  L’AAE définit les limites de responsabilités, les événements de résiliation précoces et les méthodes de calcul des paiements en cas de résiliation. 158 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Le financement des projets d’énergie solaire photovoltaïque 14 14.1 APERÇU DU FINANCEMENT DES PROJETS D’ÉNERGIE SOLAIRE PV Ce chapitre traite des différentes Pour pouvoir obtenir des financements, le promoteur doit formes de financement, des préparer une documentation complète et détaillée sur le projet considérations essentielles afin de permettre aux bailleurs potentiels d’évaluer le risque de l’investissement. Cela est particulièrement vrai pour le associées au financement des financement de projets, le prêteur dépendant entièrement des flux projets et au processus d’audit de trésorerie du projet pour ses remboursements plutôt que sur le préalable qui sont propres aux bilan financier du partenaire. projets d’énergie solaire PV. Un éventail de structures de financement peut être utilisé pour les projets d’énergie solaire PV, cependant, le financement de projet est la plus couramment utilisée. La structure adéquate sera influencée par les besoins commerciaux et financiers des investisseurs, ainsi que par le marché et les incitations disponibles aux projets d’énergie solaire PV dans un lieu donné. Dans les premiers temps, un financement sur fonds propres est utilisé afin d’examiner et de développer une opportunité de projet, et plus tard, un emprunt est habituellement intégré afin de permettre la construction du projet. Généralement, la plupart des structures de financement impliquent deux éléments essentiels : • Fonds propres d’un investisseur ou plus, injectés directement ou par le promoteur du projet dans une société ad hoc (SPV ou « société de projet »). • Emprunt sans recours ou à recours limité d’un prêteur ou plus, garanti sur les actifs de la SPV Cette section fournit un aperçu du processus de financement, en se concentrant sur les aspects propres aux projets d’énergie solaire PV.74 Il s’agit des formes prises par le financement (emprunt ou fonds propres), des considérations essentielles relatives au financement de projet (exigences, timing et structure) et le processus d’audit préalable (les risques et les moyens de les atténuer). Les questions relatives aux coûts et recettes du projet, ainsi que les aspects spécifiques au solaire PV du modèle financier du projet, sont abordées à la Section 15. 74 Deux ouvrages de référence sur ce sujet : E.R. Yescombe, Principles of Project Finance, 2e édition, 2002, Elsevier Academic Press ; Scott Hoffman, The Law and Business of International Project Finance, 3e édition, 2008. Cambridge University Press. 14 : Le financement des projets d’énergie solaire photovoltaïque 159 Veuillez vous référer à la liste de vérification à la fin de pour développer de nouveaux projets. Avec une structure cette section afin de retrouver les étapes élémentaires de de financement de projet, les projets sont normalement Figure 27 : Financement des entreprises Figure 28 : Financement par fonds propres la recherche d’un financement de projet pour les projets détenus dans une société de projet ou société ad hoc (SPV) d’énergie solaire PV. détenant tous les actifs et passifs du projet. Investisseur en fonds Investisseur Investisseur Étant donné le recours limité à la société mère, les 14.2 FORMES DE FINANCEMENT propres/société Prêteur en fonds en fonds propres propres prêteurs exigent qu’il existe une source de revenus solide 14.2.1 FINANCEMENT DES ENTREPRISES découlant du projet, et entreprendront un audit préalable $ $ $ $ $ $ $ $ approfondi du projet afin de s’assurer de la capacité De grandes entreprises peuvent financer des centrales du projet à honorer le remboursement de l’emprunt. solaires « à partir du bilan financier », apportant elles- Cet audit inclura un examen technique et juridique mêmes les capitaux ou obtenant des emprunts dans le Société holding approfondi du projet ainsi que de tous les contrats cadre de leurs opérations plus générales et du financement du parrain/ Société holding du parrain/du promoteur du promoteur associés, notamment l’AAE, de sorte que les recettes du des entreprises. Ce modèle est celui que l’on rencontre projet inspirent confiance. L’audit préalable est décrit à la le plus fréquemment dans les projets de production sous-section 14.4. Les AAE sont décrits à la Section 13. indépendante (c.à.d. pour répondre aux seuls besoins énergétiques d’un unique utilisateur), plutôt que les projets Le financement de projet peut s’avérer particulièrement commerciaux de plus grande envergure sur lesquels ce utile sur les marchés émergents, où les risques perçus guide se concentre. Ce type de financement peut également SPV ou société du projet SPV ou société du projet et réels peuvent être plus élevés et des garanties du se révéler être un modèle approprié quand le promoteur gouvernement du pays d’accueil ou d’une autre du projet est une entité majeure disposant d’un accès à des partie peuvent être nécessaires. Les institutions de financements à très faible coût, ce qui pourrait être le cas prêt bilatérales et multilatérales (tels qu’IFC) peuvent d’un fournisseur de services publics ou d’un conglomérat Financement d’entreprise Financement en fonds propres à 100 % également proposer un rehaussement de crédit et d’autres bien noté. Ce type de financement est également utilisé, mesures d’appui et, dans certains cas (généralement • Structure de propriété unique. • Aides au développement sécurisées en interne ou par un parte- même pour des projets de plus grande envergure, dans des dans les pays moins développés), peuvent être capables Peut convenir aux promoteurs pouvant financer un projet dans • naire tiers. économies qui ne disposent pas d’une grande tradition sa totalité jusqu’à la fin, puis refinancer le développement pour • Peut souvent être déployé rapidement. de mobiliser un financement privilégié afin d’atténuer de financement hors bilan, comme le Japon. La Figure 27 libérer des fonds propres. Les promoteurs indépendants peuvent utiliser leur expérience • certains risques. illustre le financement des entreprises. Un parrain du projet a la pleine propriété du projet, mais est • locale ou relative à la technologie solaire pour attirer des fonds également pleinement exposé aux risques. propres provenant de nouvelles sources de participation au Historiquement, les projets d’énergie solaire PV Peut s’appliquer aux entreprises disposant d’un bilan très solide • capital, qui disposent de capitaux, mais pas nécessairement 14.2.2 FINANCEMENT EXCLUSIVEMENT SUR FONDS convenaient bien au financement de projet car nombre ou à des projets de moindre envergure. d’une expérience dans le solaire. PROPRES d’entre eux vendent l’électricité produite à un tarif De manière générale, l’emprunt est moins coûteux que les fixe (par opposition à un prix fluctuant sur un marché fonds propres, et par conséquent, il est plus intéressant dans les projets solaires intéressants, et des transactions commercial), et souvent sur une base de « take-or-pay », comme un fonds d’infrastructures. Une fois le projet de financer des projets en utilisant le financement par exclusivement en fonds propres ont été réalisées. où le preneur achète le volume d’énergie produit quel qu’il construit et opérationnel et le profil de risque réduit, les l’emprunt. Cependant, dans certaines circonstances, les soit, atténuant à la fois le risque de prix et le risque de actionnaires peuvent alors essayer de les refinancer en projets d’énergie solaire PV peuvent être entièrement À l’heure actuelle, dans de nombreux pays en voie de volume. En outre, puisqu’il n’y a pas de pétrole impliqué, utilisant un financement par l’emprunt moins coûteux. financés sur fonds propres. Si l’emprunt n’est pas développement, le marché local du financement à long aucune incertitude des prix n’est à couvrir sur les matières La figure 28 illustre les options de financement sur fonds disponible à un prix ou à des échéances intéressants, un terme n’est toujours pas très profond, et les promoteurs premières. Bien que le financement de projet puisse être propres. financement exclusivement sur fonds propres peut être pourraient être obligés de financer une plus large part obtenu même en l’absence de ces conditions avec une recherché, notamment pour les projets de plus petite du projet avec leurs capitaux propres. Quant à savoir atténuation appropriée des risques, ces conditions de envergure. 14.3 FINANCEMENT DE PROJET reprise favorables ont contribué à faciliter l’introduction s’il s’agit là d’une forme d’investissement intéressant, tout dépend du retour sur investissement prévu d’un Le financement de projet constitue l’approche la plus de la technologie solaire dans de nouveaux marchés. Si la En Europe par exemple, après la crise financière mondiale, projet et des autres options de déploiement de capitaux à courante au financement à long terme des projets solaires baisse récente des prix observés de la technologie solaire de nombreuses banques qui étaient auparavant fortement disposition du promoteur. d’ampleur commerciale. La principale caractéristique du se poursuit, on peut s’attendre à ce que le solaire devienne impliquées dans l’espace du financement de projets ne financement de projet est que les prêts sont réalisés sur la de plus en plus compétitif, même dans les conditions prêtaient plus, ou ne prêtaient que pour des échéances Le financement sur fonds propres peut également être base de l’ampleur des revenus du projet isolé, sans recours contractuelles qui prévalent aujourd’hui pour les centrales plus courtes par rapport aux années précédentes. opportuniste ; les fonds propres peuvent souvent être ou avec un recours limité au partenaire du projet. Cette énergétiques utilisant des énergies fossiles. La figure 29 Cependant, en raison de fortes incitations politiques, déployés plus rapidement que l’emprunt, par conséquent, approche sépare un projet individuel des autres activités illustre les options de financement de projet. les projets d’énergie renouvelable proposaient toujours en présence d’une opportunité hautement rentable et d’un du partenaire. Le financement de projet est intéressant des retours suffisamment élevés par rapport à d’autres calendrier serré pour sécuriser des incitations telles que pour les promoteurs, car il permet d’obtenir des capacités 14.3.1 LE RÔLE DE LA SPV opportunités d’investissement alors disponibles pour des tarifs de rachat (TR) jusqu’à une date donnée, un de marge plus élevées (maximisant ainsi le rendement sur Les promoteurs et partenaires entament généralement le rendre l’investissement uniquement sur fonds propres promoteur peut vouloir financer l’intégralité du projet de fonds propres) et de déplacer le passif vers un projet plutôt processus de développement en établissant une société de sa poche ou en partenariat avec un partenaire conjoint, que de le laisser sur le compte du promoteur. Elle permet projet ou une SPV, à laquelle tous les droits et obligations également aux promoteurs de libérer des fonds propres 160 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 14 : Le financement des projets d’énergie solaire photovoltaïque 161 Figure 29 : Financement de projet Encadré 12 : L’investissement en fonds propres et l’aide conjointe au développement par IFC InfraVentures IFC InfraVentures—le Fonds mondial pour le développement de projets d’infrastructures d’IFC—participe au développement de partenariats publics-privés et de projets d’infrastructures privés dans les pays en voie de développement. Il fournit un capital-risque en phase de démar- Investisseurs rage et participe activement à la phase de développement de projet afin de créer des projets d’infrastructures privées viables sur le plan en fonds propres commercial et capable de parvenir plus rapidement à une clôture financière. Par le biais de la division InfraVentures d’IFC, le Groupe de la Banque mondiale a réservé un fonds de 150 millions d’USD, dans lequel IFC peut Contribution $ $ puiser pour démarrer le développement de projets dans le secteur de l’infrastructure. IFC tient lieu de co-promoteur et apporte une expertise en fonds propres dans des domaines essentiels, tout en finançant partiellement le développement du projet. Société Investisseurs holding du en fonds La division InfraVentures d’IFC est une ressource supplémentaire permettant de traiter du problème de la disponibilité limitée de fonds et de parrain/du propres au Prêteurs mettre à disposition des professionnels expérimentés dédiés au développement des projets d’infrastructures, chacune de ces actions étant promoteur niveau du projet des contraintes clés à la participation privée aux projets d’infrastructures dans les marchés frontières. Contribution Contribution Prêts en fonds propres $ $ en fonds propres $ $ $ $ http://www.ifc.org/wps/wcm/connect/industry_EXT_Content/IFC_External_Corporate_Site/Industries/Infrastructure/IFC_InfraVentures/ SPV ou société du projet l’évaluation de la ressource solaire est effectuée et la 30. Au départ, la définition du projet est très limitée et le conception générale permet de procéder à la réalisation risque associé est élevé. À mesure que l’on avance dans le Accord d’interconnexion AAE Contrat Contrat d’une prévision du rendement énergétique. temps et que les activités de développement sont exécutées, d’IAC d’E&M la définition du projet gagne en précision et le risque Service public Service Prestataire Un promoteur de projet solaire PV qui arrive dans une associé chute. public Entrepreneur d’interconnexion acheteur/preneur de services nouvelle région peut évaluer la faisabilité d’un grand d’E&M nombre de sites de projet solaire PV potentiels, mais Si un promoteur, dans les premiers temps, ne dispose pas nombre ne seront pas retenus. À mesure que le projet de suffisamment de capitaux pour mener un projet à sa fin, progresse et est défini plus en détail, les risques sont le promoteur doit réfléchir au moment auquel il pourra, Financement de projet réduits et le projet gagne en valeur et en attrait pour les dans le cycle de vie du projet, rechercher un financement Les prêteurs proposent un crédit pour le développement du projet en fonction de la projection des flux de trésorerie du projet. • investisseurs potentiels. supplémentaire auprès d’autres investisseurs en fonds • Permet aux promoteurs et aux partenaires en fonds propres d’avoir un effet de levier en garantissant l’emprunt par les recettes d’un projet propres. Plus les investisseurs en fonds propres sont PV solaire. Le niveau de risque et la définition du projet à mesure impliqués tôt dans le projet, plus les risques qu’ils prennent • En cas de défaut, le recours est exercé contre la société de projet. • Le coût et la structuration de l’emprunt se basent sur les flux de trésorerie prévus. que le développement progresse sont illustrés à la Figure sont élevés, et plus la rentabilité qu’ils exigeront sera • Les prêteurs exigent un audit préalable exhaustif afin d’augmenter leur confiance dans les flux de trésorerie projetés. Figure 30 : Risque de projet contre définition de projet du projet sont transférés. La SPV est propriétaire du projet que lorsque les autres obligations financières ont été Niveau de risque de projet et de la centrale lorsqu’elle est construite, signe le contrat satisfaites (généralement conçues sous forme de paiement Niveau de définition d’IAC, le contrat d’E&M, l’AAE et perçoit les recettes du « en cascade » très précis) que les partenaires réalisent 100 projet. leur retour sur investissement, souvent sous la forme de dividendes. Les SPV peuvent être régies par le droit local Pourcentage De telles structures de projet donnent aux entreprises ou faire référence au droit international pertinent, selon 75 la possibilité d’isoler le projet solaire PV du reste des les exigences propres au pays dans lequel le projet est activités commerciales du promoteur. Les exigences développé et les préférences des actionnaires. 50 relatives au fonds de roulement et le service de la dette proviennent également des flux de trésorerie générés par 14.3.2 POINT DE DÉPART POUR LES FONDS PROPRES Risque résiduel le projet (bien que le partenaire puisse devoir injecter ET L’EMPRUNT 25 des fonds dans le cas où les ratios de couverture de la dette requis courent le risque d’être dépassés). Un compte Les modalités du financement d’un projet d’énergie solaire évolueront au cours de son développement. Au départ, 0 de réserve dédié au service de la dette est généralement Temps nécessaire (généralement six mois de service de la dette) le projet n’est pas bien défini : il existe des risques et des tenant lieu de mécanisme d’appui pour la couverture de incertitudes concernant de nombreux aspects du projet, Holland and Holland Enterprise Ltd, « Project Risk versus Project Definition », 2011, http://www.successful-project-management. Source:  la dette. Généralement, les prêteurs exigent également notamment la ressource solaire, le rendement attendu, le com/images/risk-vs-definition.jpg (consulté en juin 2014). des engagements visant à empêcher que les actionnaires raccordement au réseau et les droits de location de terrain perçoivent des dividendes quand les ratios de service et de développement avec le propriétaire foncier. À mesure de la dette passent sous un seuil spécifique. Ce n’est que le projet progresse, ces modalités sont mieux définies : 162 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 14 : Le financement des projets d’énergie solaire photovoltaïque 163 élevée, proportionnellement à ce risque. Un fournisseur de partiellement investi afin que toutes les parties soient Les promoteurs qui envisagent un financement de projet suspensives (les exigences devant être satisfaites avant crédit ne prêtera rien à un projet à moins qu’il existe un incitées à s’assurer que le projet est mené à son terme. doivent s’intéresser aux points suivants : que les fonds ne soient déboursés), comme l’obtention degré élevé de certitude que le projet soit mis en œuvre et d’un permis ou l’exécution d’un AAE. • La durée habituelle d’un emprunt pour le financement que le risque associé ait été suffisamment réduit. Quand un projet ou une prise de participation dans un d’un projet varie de dix à 15 ans ou plus. Pour • Les investisseurs en fonds propres peuvent se baser projet sont vendus, les deux parties doivent convenir d’une les projets d’énergie solaire PV, cette durée peut sur l’audit préalable du prêteur ou réaliser leur propre 14.3.3 LE CYCLE DE DÉVELOPPEMENT DE PROJET ET évaluation du projet. Plus le développement d’un projet être limitée à la durée de l’AAE ou du TR, avec la audit. LA VALORISATION DE PROJET est à un stade précoce, moins il a de chances d’être exécuté possibilité d’introduire des risques de refinancement si avec succès, et moins ses flux de revenus sont certains, et Différents promoteurs jouent différents rôles dans le le projet a besoin de financement par emprunt au-delà Les promoteurs devraient avoir conscience du fait qu’en plus les discussions seront importantes entre l’acheteur cycle de développement du projet. Certains promoteurs de cette période. raison de la crise financière mondiale et des réformes et le vendeur quant à la valeur du projet. La difficulté se concentrent exclusivement sur les premières étapes Bâle III,75 des restrictions plus strictes sont imposées sur de convenir d’un prix de projet n’est certainement pas • Les prêteurs pourraient avoir des exigences ou du développement de projet et les connaissances les réserves bancaires minimales. Les banques pourraient propre aux projets d’énergie solaire PV, mais elle peut conditions associées à la durée et à la forme de la locales requises pour sécuriser les terres, les permis et avoir une appétence au risque réduite et pourraient être être encore aggravée dans les nouveaux marchés, où les « structure de l’AAE, rendant idéale la finalisation des un raccordement au réseau. Leur modèle commercial, moins désireuses de proposer des crédits de longue durée. normes de l’industrie » n’ont pas encore été développées contrats après discussion des principales modalités surtout s’ils n’ont pas accès à leurs propres capitaux, peut et que l’on observe un défaut d’informations claires quant avec le prêteur. L’AAE est cependant essentielle à la consister à vendre leur projet pour une commission finale Dans les nouveaux marchés du solaire PV, les banques aux différentes étapes du processus de développement bancabilité et certains prêteurs pourraient refuser de à un autre promoteur (généralement plus important), locales pourraient ne pas être familiarisées avec les projets et à la valeur que chaque étape ajoute. Le solaire PV est signer des autorisations ou de procéder à l’évaluation qui entreprend alors la construction du projet « prêt à solaires PV et moins désireuses de prêter. Les institutions également unique en ce que la technologie a fait l’objet de du projet en l’absence d’AAE, auquel cas il est démarrer ». internationales de financement du développement (telles réductions de prix considérables, ayant pour résultat que nécessaire de signer un accord direct permettant qu’IFC) et les institutions régionales de financement les promoteurs ayant acheté des panneaux seulement 18 d’amender ultérieurement l’AAE en y intégrant les Dans un autre exemple, des promoteurs de plus petite du développement (comme la Banque asiatique de mois avant les autres promoteurs se retrouvent avec un exigences du prêteur. envergure peuvent initier le développement d’un développement et la Banque africaine de développement) projet comparativement coûteux et peu compétitif. projet et vouloir le porter jusqu’à son exploitation • De plus en plus, un financement à long terme des peuvent jouer un rôle pour aider à développer la confiance commerciale, mais ne disposent souvent pas de leurs projets solaires est proposé aux projets répondant à d’une banque locale dans les nouvelles technologies et les 14.3.4 STRUCTURE DE FINANCEMENT DE PROJET certains critères, mais l’obtention d’un tel financement modèles économiques en investissant elles-mêmes dans les propres financements en quantité suffisante avant l’étape à laquelle il serait possible de rechercher un emprunt pour le Comme illustré à la Figure 32, dans une structure pourrait mettre plus de temps dans de nombreux projets, en offrant des produits de partage des risques et, projet. Le promoteur pourrait alors rechercher des fonds de financement de projet classique, un ou plusieurs marchés émergents. dans certaines circonstances, en proposant un financement propres supplémentaires auprès d’un deuxième partenaire investisseurs en fonds propres injecteront des fonds privilégié. • Les projets individuels menés par des promoteurs du projet, soit de la part d’un investisseur financier « directement ou par l’intermédiaire du promoteur de projet de plus petite envergure pourraient bénéficier d’un passif » en quête de rendement, soit d’un fonds spécialisé dans la société de projet (SPV). Les prêteurs, qui seront financement avec une quotité d’emprunt de 75 pour 14.4 AUDIT PRÉALABLE proposant à la fois un financement et une expertise de mise généralement un consortium de banques, fournissent du cent (c’est-à-dire avec un ratio de levier de 75 pour en œuvre. À tire de condition d’un investissement externe crédit, garanti sur les actifs dont dispose la SPV. Comme pour tous les investissements, les investisseurs et cent), alors que les portefeuilles de projets solaires PV les prêteurs dans un projet solaire PV doivent comprendre en fonds propres, le premier promoteur doit souvent rester de promoteurs expérimentés pourraient être financés les risques. Ceci est surtout important pour les prêteurs avec un levier pouvant aller jusqu’à 80 pour cent. proposant un financement de projet, le remboursement des • En fonction du partenaire, du marché et des frais emprunts dépendant des flux de trésorerie du projet, sans Encadré 13 : Le financement de l’énergie solaire par IFC de financement de projet, le financement de projet recours ou avec un recours limité au bilan du partenaire. pourrait ne pas être intéressant pour des projets de Les prêteurs exigent qu’un audit préalable soit réalisé sur IFC est la plus grande institution internationale de développement se concentrant sur le secteur privé, apportant sa notation de crédit AAA à moins de 10 MW environ. Les promoteurs peuvent les projets avant d’accepter de clôturer le financement et 108 bureaux dans le monde entier. En mai 2015, IFC a réalisé plus de 350 investissements dans l’énergie dans plus de 65 pays, et est souvent de financer le prêt. envisager de consolider plusieurs centrales solaires au premier plan des marchés qui s’ouvrent à la participation privée. PV dans un portefeuille pour obtenir un financement La majeure partie du portefeuille de production d’électricité actuel d’IFC concerne les énergies renouvelables (76 pour cent à l’exercice sur un portefeuille plus important. Par exemple, un Le processus d’audit préalable peut exiger un effort budgétaire 2014, et les énergies renouvelables comptent régulièrement pour les deux-tiers du portefeuille d’IFC), dont plus de 500 millions considérable de la part du promoteur pour qu’il satisfasse promoteur pourrait regrouper dix projets solaires PV d’USD dans les projets d’énergie solaire. IFC a investi dans plus de 55 projets d’énergie solaire, produisant plus de 1 397 MW, les principales de 5 MWc et chercher à obtenir un financement pour aux exigences des prêteurs commerciaux. Les promoteurs transactions ayant été effectuées en Thaïlande, aux Philippines, en Inde, en Chine, en Jordanie, au Mexique, en Afrique du Sud, au Honduras et au Chili. un portefeuille de 50 MWc. devraient prévoir d’entamer le processus financier plusieurs mois avant la date à laquelle il est prévu que le IFC propose un éventail de solutions de financement, y compris par l’emprunt et sur fonds propres au niveau du projet ou de l’entreprise. • Les prêteurs réaliseront un audit préalable du projet IFC peut proposer de longues échéances adaptées pour répondre aux besoins du projet, des calendriers d’amortissement flexibles, des taux avant de parvenir à une clôture financière, et incluront d’intérêt fixes ou flottants, et prêter dans de nombreuses devises locales. IFC propose également son assistance dans la mobilisation de des engagements particuliers qui atténueront le risque sources de financement supplémentaires par syndications, ainsi que par capitaux propres de tiers gérés par la division Asset Management lié au service de la dette au cours de la durée de vie du Corporation (AMC) d’IFC. 75 Banque des règlements internationaux, « Cadre réglementaire international du prêt. Les prêteurs incluront également des conditions secteur bancaire (Bâle III) », 2011 & 2013, http://www.bis.org/bcbs/basel3_htm IFC travaille avec de nouveaux promoteurs expérimentés et de haut niveau faisant preuve d’engagement à la réussite des projets par leur (consulté en juin 2014). contribution en fonds propres au projet. 164 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 14 : Le financement des projets d’énergie solaire photovoltaïque 165 financement soit nécessaire (souvent six mois, dans le cas obtenir un financement externe. Il est important que les des dépenses excessives et inutiles si des changements Le processus d’audit préalable des aspects techniques exige d’IFC). promoteurs disposent de modèles financiers réalistes sont requis sur le plan de la technologie, de la conception, généralement que le partenaire mette les documents du faisant clairement apparaître les contingences. ou même du choix du prêteur du projet. Ce coût sera en projet dans une salle de données (« data room ») en ligne Le processus d’audit préalable identifiera les risques et définitive à la charge du promoteur. et se conclue par la remise d’un rapport d’audit préalable aidera à développer des solutions pour atténuer les risques L’audit préalable mené à l’étape du financement sur fonds des aspects techniques. identifiés, et inclura généralement les domaines suivants : propres peut se fonder sur les informations techniques Dédier suffisamment de temps, au cours de la négociation préliminaires fournies par le promoteur. L’audit préalable de l’AAE et des accords d’IAC, pour parvenir à des 14.4.2 STRATÉGIES D’ATTÉNUATION DES RISQUES • Audit préalable des aspects juridiques pour évaluer destiné aux prêteurs du financement de projet étant réalisé modalités favorables, permettra d’économiser du temps et les permis et contrats du projet (IAC et E&M), et Les promoteurs et investisseurs devraient faire tous les plus tard au cours du processus de développement, celui- de l’argent au cours de l’étape du financement en évitant notamment la cessibilité et les droits d’intervention. efforts possibles pour comprendre et, dans la mesure ci sera souvent étayé par des informations et conceptions des renégociations chronophages. • Audit préalable des aspects environnementaux et techniques détaillées, et un degré de certitude plus élevé. du possible, atténuer les risques du projet. Les conseils sociaux pour évaluer les impacts environnementaux d’experts indépendants seront, dans certains cas, 14.4.1 AUDIT PRÉALABLE DES ASPECTS TECHNIQUES et sociaux et les mesures d’atténuation des risques, Les banques des nouveaux marchés pouvant ne pas être exigés. Le Tableau 20 résume les principaux risques et ainsi que les consultations avec les parties prenantes familiarisées avec la technologie solaire PV, les promoteurs Les investisseurs et entités finançant les projets par stratégies d’atténuation des risques correspondantes pertinentes. Ce point est brièvement abordé à l’Encadré devraient être prêts à subir un processus d’audit préalable l’emprunt en particulier exigeront qu’un audit préalable qu’un promoteur devrait envisager lors de la recherche de 10, et l’est plus en détail à la Section 8. rigoureux et à prévoir suffisamment de temps pour des aspects techniques soit réalisé sur le projet solaire PV financements pour un projet solaire PV. discuter et traiter des exigences du prêteur. Si le risque afin de comprendre le risque pour l’investissement. Le • Audit préalable des aspects techniques afin d’évaluer processus d’audit préalable des aspects techniques peut 14.4.3 PRODUITS D’ATTÉNUATION DES RISQUES est inhérent à tout projet, le promoteur devrait réduire la technologie, le profil de la production d’électricité, prendre plusieurs semaines, et nécessitera au minimum des et atténuer ces risques dans la mesure du possible. Ces La demande d’assurance des projets d’énergie solaire PV est la conception, les risques de construction, l’intégration experts techniques exécutant les tâches suivantes : projets considérés comme associés à un risque faible sont en hausse. Cependant, dans la plupart des pays, l’industrie et les aspects techniques des permis et contrats (IAC capables d’obtenir un financement par emprunt à un coût • Visite du site afin d’évaluer l’adéquation du site pour de l’assurance n’a pas normalisé les produits d’assurance des et E&M). L’audit préalable des aspects techniques inférieur. l’installation d’une centrale électrique solaire PV. projets PV ou des composantes associées. Plusieurs assureurs couvrira les concepts techniques abordés tout au long de ce guide, résumés à la sous-section 14.4.1. • Évaluation de la ressource solaire et prévision du proposent des polices d’assurance destinées aux projets Les prêteurs et partenaires en fonds propres veulent d’énergie solaire PV, mais les modèles de risque des assureurs Le processus d’audit préalable des aspects techniques rendement énergétique avec analyse de l’incertitude. souvent influencer le choix de la technologie de n’ont pas encore été standardisés. Les données requises peut identifier les risques inacceptables pour le prêteur, l’équipement, de la conception et des modalités des • Examen de la conception du système afin d’en pour pouvoir développer des polices d’assurance équitables auquel cas des changements pourraient devoir être contrats sur la base de ce qu’ils perçoivent comme « confirmer la viabilité. et détaillées font défaut, les compagnies d’assurance ne apportés à la conception, aux composantes ou aux bancable ». Ils peuvent exiger d’être consultés sur les disposant souvent que de peu ou pas d’expérience dans contrats afin de rendre le projet « bancable » pour les • Examen technologique des modules, onduleurs, décisions clés, telles que le fabricant des panneaux et la les projets solaires PV. En conséquence, les promoteurs prêteurs. transformateurs et supports ou pisteurs, y compris les sélection des onduleurs. Par conséquent, il est recommandé devraient faire en sorte d’obtenir des offres d’assurance • Audit préalable des aspects financiers/commerciaux de discuter avec les partenaires potentiels du financement garanties et la durée de vie prévue. auprès de différentes entités afin de stimuler des conditions pour évaluer la santé financière de la société de projet. du projet dès les premiers temps de la phase conceptuelle • Examen des contrats (IAC, E&M et AAE), y compris concurrentielles et de dénoncer des conditions susceptibles Cela inclura une évaluation de la qualité et de la afin de faciliter la satisfaction des exigences de tous les les procédures d’essais de réception et passifs du d’être punitives. viabilité commerciale de l’AAE. La Section 14 traite partenaires et d’éviter les révisions. Cependant, la conduite contrat d’IAC. du processus d’analyse et de l’analyse requis pour d’un processus d’audit préalable trop tôt peut entraîner En général, les systèmes solaires PV de grande envergure • Examen de la garantie et des positions de garantie dans les contrats. exigent une assurance responsabilité civile et sur les biens, et de nombreux promoteurs pourraient également choisir • Examen de l’accord de raccordement au réseau et des de prendre également une couverture contre les risques Encadré 14 : Questions environnementales, sociales et de gouvernances associées au financement échéances. environnementaux. Les différents types d’assurances à la Bien que les projets d’énergie solaire PV sont souvent considérés comme positifs sur le plan social de manière inhérente, en raison de leur po- • Examen du statut de l’octroi de permis afin disposition des promoteurs sont : tentiel de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) et de pollution locale, il reste important de tenir compte de l’éventail complet de confirmer la conformité aux permis et • La responsabilité civile générale couvre les assurés en cas des impacts que tout projet peut avoir sur l’environnement, la société et la gouvernance. En outre, les prêteurs exigent souvent le respect approbations nécessaires, et l’absence de problèmes de décès ou de dommages corporels sur les personnes ou de normes sociales et environnementales, telles que les Principes de l’Equateur (PE)a avant d’accepter de financer un projet (voir la Section 8 pour des informations plus détaillées sur les exigences des PE). environnementaux conséquents. les dommages aux biens appartenant à des tierces parties. Les institutions internationales de financement du développement telles qu’IFC disposent de leurs propres normes sociales et environne- • Examen des entrées au modèle financier afin de La responsabilité civile générale est particulièrement mentales (les Critères de performance d’IFC informent directement les Principes de l’Equateur). Les organes gouvernementaux peuvent s’assurer du réalisme des projections financières. importante pour les installateurs de systèmes solaires, le chercher à atténuer l’impact négatif des développements au moyen d’exigences de permis. Les promoteurs doivent faire tout leur possible risque pour le personnel ou la propriété étant le plus élevé afin de suivre les meilleures pratiques pour atténuer les risques environnementaux et sociaux, même lorsque le droit national ne l’exige pas • Examen des procédures d’essais de réception. au cours de l’installation. ou ne les applique pas. a Les Principes de l’Equateur (PE) sont un ensemble de principes environnementaux et sociaux adoptés par les Établissements financiers qui appliquent les Principes de l’Équateur (EPFI). Ces principes sont des critères devant être respectés par les projets recherchant un financement auprès de ces institutions. Les PE s’assurent que les projets bénéficiant d’un financement sont développés de manière socialement responsable et reflètent les bonnes pratiques en matière de gestion environnementale. L’ensemble des principes peut être consulté à la page suivante : http:/www.equator-principles.com 166 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 14 : Le financement des projets d’énergie solaire photovoltaïque 167 Tableau 20 : Matrice des risques des projets solaires PV Tableau 20 : Matrice des risques des projets solaires PV (Suite) Risque Description Mesures d’atténuation Risque Description Mesures d’atténuation Risque de taux d’intérêt Si l’emprunt est fournit à un taux variable • Financer les projets avec des prêts à taux d’intérêt fixes à long terme, par opposition à Permis de construire Risque que la construction n’ait pas été • Dialoguer de façon précoce avec l’organe pertinent chargé d’octroyer les permis. plutôt qu’à un taux fixe, les intérêts à payer des prêts à taux d’intérêt variables. réalisée conformément aux permis. • Réaliser un audit préalable des aspects techniques complet. peuvent augmenter si le taux augmente. • Obtenir un échange de taux d’intérêt ; les institutions de financement du Raccordement au réseau Risque que le raccordement au réseau de • Se familiariser et suivre les spécifications et procédures conceptuelles requises. développement, telles qu’IFC, offrent des swaps même dans les marchés où un distribution ou de transmission n’ait pas été • Soumettre les demandes de raccordement au réseau dès le début de la phase de marché de swap commercial robuste n’existe pas encore. réalisé ou ne soit pas approuvé par l’autorité développement. Risque de change L’emprunt peut être libellé dans une devise • Utiliser les opérations de couverture pour réduire l’exposition (cela implique pertinente avant la date d’exploitation • Définir les échéances de raccordement au réseau dans les contrats. différente de celle des flux de trésorerie cependant un coût). commerciale prévue. • Procéder à une recherche approfondie sur les procédures de raccordement au réseau générés par le projet solaire PV. Cela peut • Transférer le risque par le biais de contrats, d’obligations et d’assurances. afin de s’assurer que des échéances appropriées sont intégrées au calendrier de l’IAC. créer des gains ou des pertes pour le pro- • Obtenir un financement en monnaie locale dans la mesure du possible si l’AAE ou les Admissibilité aux Les tarifs spéciaux, crédits d’impôt/vacances • S’assurer de la familiarité avec l’environnement réglementaire. moteur et les propriétaires du projet. recettes du projet seront en monnaie locale. incitations fiscales et autres incitations relatives au • Insérer des clauses dans les contrats d’IAC afin de garantir l’éligibilité en fonction du • Voir l’Encadré 15. développement de l’énergie renouvelable calendrier. Structure d’emprunt Si le projet ne se réalisait pas comme prévu, • Structurer le remboursement de l’emprunt pour maintenir une liquidité adéquate. peuvent être associés à des dates de clôture le projet pourrait ne pas être en mesure de • Créer un compte de contingences en cas de problèmes de flux de trésorerie à court et à des critères d’éligibilité strictes. rembourser l’emprunt. terme. Changement de politique Changement dans la politique du • Choisir des pays politiquement stables disposant de cadres réglementaires robustes et • Limiter le levier (ratio endettement/fonds propres). gouvernement quant à l’énergie solaire, des preuves d’un appui de longue date aux projets solaires PV. • Rechercher un financement avec une échéance appropriée pour éviter les risques de y compris les réductions de subventions • Se méfier de la dépendance excessive au système d’incitations. refinancement. rétroactives ou nouvelles taxes ayant un Qualité de l’Accord La fiabilité des paiements versés dépend des • Utiliser l’AAE avec une durée excédant la durée de l’emprunt. impact important sur les recettes du projet. d’achat modalités de l’Accord d’achat d’énergie. • Réduire l’exposition au risque du marché de l’électricité. Exploitation et Une mauvaise Exploitation et maintenance • Inclure des essais de performance dans le contrat d’E&M, avec dommages-intérêts • Pour les transactions transfrontalières, s’assurer qu’un juriste local et un avocat maintenance (E&M) peut donner lieu à des centrales liquidés. Cela est décrit de manière plus détaillée à la Section 11 et à l’Annexe 3. international ont révisé le contrat afin de garantir son caractère exécutoire. caractérisées par une mauvaise • Faire appel à des entrepreneurs expérimentés. Risque de crédit pour les Dans de nombreux marchés émergents, • Procéder à une évaluation approfondie de la solvabilité du preneur. performance, avec un impact important sur • Rechercher des conseils auprès de conseillers techniques lors de la négociation de la contreparties il n’y a qu’un ou qu’un petit nombre de • Considérer les options pour vendre de l’électricité à d’autres preneurs en cas de défaut. les recettes du projet. portée du contrat. preneurs d’électricité, et cette entité • Chercher à obtenir une garantie auprès du gouvernement ou d’une institution • Prendre en considération les incitations basées sur la performance dans le contrat pourrait ne pas disposer d’un bilan ou multilatérale ; voir l’Encadré 15, « Produits d’atténuation du risque du Groupe de la d’E&M. d’antécédents de crédit robustes. Banque mondiale ». • S’assurer que la performance de la centrale est contrôlée. • Un compte de réserve peut devoir être mis en place. • S’assurer de la disponibilité des pièces de rechange. • Inclure des comptes de réserve pour réparations et/ou des garanties composantes Technologie Risque que le système (notamment les • Sélectionner soigneusement la technologie et procéder à l’audit préalable des aspects étendues. modules, les onduleurs et les transforma- techniques (voir Encadré 7 sur « Leçons apprises en matière de construction »). teurs) ne fonctionne pas comme prévu, ou • S’assurer de contracter une assurance sur les contrats, l’entretien, les garanties et les que la performance se dégrade plus rapide- tiers, comme décrit dans l’Encadré 1, « Risques associés au Module ». ment que prévu. Ressource solaire La variation de la ressource solaire par rap- • Faire appel aux services d’un consultant technique afin de s’assurer que des données port aux prévisions des modèles financiers de haute qualité sur la ressource sont utilisées et couvrent une période suffisamment précédant la construction. longue. • Procéder à une analyse de l’incertitude (estimation de la ressource P90) tel que discuté en Section 5. Rendement énergétique L’échec à produire le rendement énergé- • Assurer la réalisation d’un audit préalable des aspects techniques, y compris l’analyse réduit tique planifié (et par conséquent le flux de de la confiance dans le rendement énergétique. trésorerie) pour respecter les exigences de • Choisir une technologie associée à une performance fiable et connue. la dette. • Inclure des pénalités relatives à la maintenance et à la performance ainsi qu’aux garanties dans les contrats d’E&M. • Réduire l’exposition aux pertes de recettes en raison d’une limitation du réseau en • Les assurances de biens protègent contre les risques • L’assurance du risque environnementale fournit une traitant de cette question de manière proactive dans l’AAE. non couverts par la garantie ou permet d’étendre la couverture contre les dommages environnementaux, et Augmentation des prix L’exposition aux changements dans les prix • Utiliser des contrats d’IAC à prix fixe. durée de la couverture. Les assurances de biens inclus indemnise les propriétaires de systèmes solaires PV contre des composantes. • Inclure un fonds de contingences pour la construction et l’exploitation. souvent les risques de vol et de catastrophes, et couvre le risque de dommage environnemental infligé par leur Retard Les entrepreneurs et fournisseurs tiers • Utiliser un contrat d’IAC détaillé. généralement les composantes des systèmes PV au-delà développement ou les dommages préexistants sur le site retardent l’exploitation commerciale, • Définir contractuellement les dommages-intérêts liquidés. des modalités de la garantie du fabricant. Par exemple, du développement. y compris les retards associés au • Réduire le prix payé à l’entrepreneur en cas de retards dépassant les dates de clôture si un module PV tombe en panne du fait de facteurs raccordement au réseau. Les retards des demandes de subventions. • L’assurance des pertes d’exploitation fournit une affecteront les flux de trésorerie du projet et • Faire appel à des entrepreneurs expérimentés. couverts par la garantie, le fabricant est responsable de couverture contre le risque d’interruption de l’activité, et pourraient affecter l’admissibilité du projet • Programmer du temps supplémentaire pour les retards. le remplacer, et non l’assureur. Cependant, si le module aux incitations tarifaires. • Procéder à une recherche des procédures de raccordement au réseau, des procédures est souvent requise pour protéger le flux de trésorerie du tombe en panne pour une raison non couverte par la d’importation/droits de l’équipement et autres réglementations locales sur chaque projet solaire PV. Cette police d’assurance peut souvent garantie, ou si la panne se produit alors que la période de marché afin de s’assurer que des échéances appropriées sont intégrées au calendrier être une exigence du processus de financement. de l’IAC. garantie est arrivée à expiration, l’assureur doit offrir une compensation pour le remplacement du module PV. (Suite) 168 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 14 : Le financement des projets d’énergie solaire photovoltaïque 169 Bien que les coûts d’assurance des projets d’énergie solaire Les avantages qu’apporte l’assurance doivent être pondérés 14.5 Re-Financing PV puissent être relativement élevés, il est probable que les par rapport au prix ; pour les petits projets, certains Once a project is operational, particularly after one or two tarifs baissent à mesure que les assureurs se familiarisent avec promoteurs peuvent accepter de prendre en charge certains years, the project risks, including construction, technology, les projets d’énergie solaire PV et à mesure que la puissance risques. Pour les projets de plus grande envergure, les energy yield, and performance risk are significantly installée augmente. Une étude de 2010 réalisée par le prêteurs peuvent exiger une assurance comme moyen de reduced and there is an opportunity to refinance a project National Renewable Energy Laboratory (NREL) américain, réduire le risque qu’ils endossent en le transférant sur le by seeking debt at a lower interest rate. en référence aux systèmes solaires PV installés aux EU, prestataire d’assurance. Certains types d’assurances peuvent indique ce qui suit : également être requis dans le cadre du processus national Less risk means that banks will often accept less return d’octroi de permis. Cependant, l’assurance n’est jamais un from their loan, so it may be possible to negotiate better « Les primes d’assurance constituent environ 25 pour cent substitut à une conception, des équipements ou des contrats debt terms, either from the original lender or another des dépenses opérationnelles annuelles du système PV. Les de qualité. Des produits d’atténuation des risques peuvent lender. A rather new development in the area of solar PV primes d’assurance annuelles varient généralement entre être nécessaires pour augmenter la confiance des prêteurs, projects is the use of securitization, a process that enables 0,25 pour cent et 0,5 pour cent du coût total d’installation mais le produit ou la combinaison de produits appropriée a developer to exit the investment, which is described in d’un projet, en fonction de la position géographique de dépendra entièrement des détails du projet spécifique et du Box 16. l’installation. Les promoteurs de PV indiquent que les frais contexte. L’Encadré 15 décrit les produits d’atténuation des d’assurance constituent entre 5 pour cent et 10 pour cent risques offerts par trois institutions du Groupe de la Banque du coût total de l’énergie produite par leur installation, une mondiale. somme considérable pour une technologie à forte intensité de capital sans pièces mobiles ». Encadré 15 : World Bank Group Risk Mitigation Products Encadré 16 : Refinancement, titrisation du solaire et la montée du yieldco IFC Risk Management Tools Depuis 2013, on a observé un développement rapide de la titrisation des actifs solaires et autres actifs de production d’électricité. La titrisation est le processus consistant à mettre en commun plusieurs projets et à regrouper le portefeuille sous forme d’actif négociable The International Finance Corporation (IFC) provides financing in nearly 60 local currencies, at both fixed and variable rates, which allows a (un titre). Cela peut se présenter sous la forme d’obligation garantie par le projet ou « yieldco ». Un yieldco est une entité cotée en bourse company with local currency revenues (such as tariff payments under a PPA) to obtain long-term financing denominated in that currency, conçue pour détenir des actifs générateurs de fonds, généralement avec des dividendes attendus stables. Si la titrisation est courante pour reducing foreign exchange risks. IFC also provides interest rate and currency swaps and credit enhancement structures that enable d’autres actifs, tels que les hypothèques et le financement de véhicules, et pour les infrastructures dans des pays comme l’Australie et le clients to borrow in local currency from other sources. IFC is one of the few multilateral development banks prepared to extend long- Canada, il s’agit d’un outil relativement nouveau pour les projets d’énergie solaire. maturity risk management products to clients in emerging markets. More information can be found at http://www.ifc.org/wps/wcm/ connect/Topics_Ext_Content/IFC_External_Corporate_Site/Structured+Finance. Les projets solaires sont bien adaptés à la titrisation du fait de leurs recettes à long terme prévisibles sécurisées par un AAE, et ont atténué nombre d’incertitudes et de risques de projets par le biais de leur structure de financement de projet. Ces flux de trésorerie stables et World Bank Guarantees associés à un risque faible représentent ce que recherchent les investisseurs institutionnels tels que les gestionnaires de fonds de pension. World Bank Guarantees are risk mitigation instruments intended to diversify the financing options of the governments and government-owned Une fois qu’un projet est opérationnel, les promoteurs souhaitent souvent quitter le projet afin de pouvoir se concentrer sur le déploiement entities through credit enhancement. They protect the beneficiaries against the risk of default by sovereign or sub-sovereign governments de leur capital et la création de valeur avec de nouveaux projets. La titrisation permet aux promoteurs de créer leur propre entité pour with respect to their obligations arising from contracts, law, or regulations. There is a wide range of risks that could be covered by World Bank détenir des projets afin de pouvoir vendre le projet à l’entité titrisée et récupérer leur investissement. Si cela est également possible en Guarantees, such as off-take/payment risk, regulatory risk, change in law, political force majeure (including war, revolution, and expropriation), vendant à un autre acheteur, en créant leur propre pool d’actifs sécurisés, les promoteurs peuvent conserver davantage de valeur. La transferability & convertibility of foreign exchange, etc. The World Bank Guarantee can be issued in foreign or local currency. titrisation est également intéressante pour de grands pools de projets de plus petite envergure, car ceci peut réduire les frais de transaction World Bank Guarantees are only given for projects that are strongly supported by the government, which is embodied in a counter- associés à la vente de ces projets de manière individuelle. guarantee from the government to the World Bank. They are anchored on the strong day-to-day relationship of the World Bank with the Si ces sociétés relativement sophistiquées sont toujours aux premiers stades de leur développement sur les marchés développés, elles government, through policy dialogue, loans, grants, technical assistance, etc., which enables the World Bank to pre-empt an event that peuvent également devenir pertinentes sur les marchés émergents. Par exemple, la filiale Terraform de SunEdison a annoncé le lancement could result in the materialization of a risk. In the event that a claim is made under a guarantee, the World Bank does not require an arbitral d’un second yieldco axé sur les marchés émergents dans le courant de l’année 2015. award or any other formal decision from a court of law as a condition to pay. Guarantees are paid promptly upon recognition by the parties that amounts are owed and are undisputed. More information on the World Bank’s Private Risk Guarantee group can be found at http://web.worldbank.org/external/default/main?menuPK=64143540&pagePK=64143532&piPK=64143559&theSitePK=3985219. Political Risk Insurance with MIGA The Multilateral Investment Guarantee Agency (MIGA) provides political risk insurance to private sector investors on a commercial basis through insurance products, with the exception of the Non Honoring of Sovereign Financial Obligations (NHSFO), which operates as a guarantee. These risks include currency inconvertibility and transfer restriction, expropriation, war, terrorism, civil disturbance, breach of contract, and non-honoring of financial obligations. MIGA’s objective is to compensate investors in the event of a loss. The baseline relationship is between MIGA and the private investor, with no government involvement. The government is required to provide a no-objection clause for MIGA participation but does not provide specific support to MIGA or the project. Claims under MIGA insurance, including NHSFO, are paid once the claimant has obtained the respective award from a judicial court or an arbitration tribunal, which usually takes several months or years depending on the jurisdiction. More information on MIGA can be found at http://www.miga.org/investmentguarantees/index.cfm. 170 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 14 : Le financement des projets d’énergie solaire photovoltaïque 171 Liste de vérification des étapes de la sécurisation du financement de projet La liste ci-dessous dresse les étapes basiques que les promoteurs et propriétaires doivent suivre s’ils recherchent un financement de projet pour les projets d’énergie solaire PV.  Rechercher des financements sur fonds propres (si néces- saire).  Développer le projet jusqu’au point où il est prêt pour un financement par l’emprunt.  Préparer les documents d’audit préalable.  Atténuer les risques pour réduire les taux d’intérêt de l’em- prunt.  Travailler avec les investisseurs et prêteurs pour parvenir à une conclusion financière. 172 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Analyse financière - Coûts et recettes du projet 15 15.1 APERÇU DES COÛTS ET DES RECETTES D’UN PROJET D’ÉNERGIE SOLAIRE PV La viabilité commerciale d’un Le financement de projet n’est possible que lorsqu’une centrale projet solaire PV est déterminée PV est capable de générer suffisamment de recettes pour assurer par une analyse financière tenant le service de la dette et le total des coûts d’E&M, et de produire un rendement raisonnable pour les capitaux investis. La décision compte des coûts attendus, y de passer au développement d’un projet solaire PV repose sur compris les exigences en matière la viabilité commerciale du projet, déterminée par une analyse d’investissement et les coûts financière. Cette analyse tient compte des coûts attendus, et notamment des exigences en matière d’investissement et de coûts d’E&M, ainsi que des recettes. d’E&M, ainsi que des recettes. Les principales entrées sont les exigences en matière d’investissement et les hypothèses relatives à la performance future de la centrale solaire PV. En tant que telle, celles-ci devraient être fondées sur des données vérifiables et recueillies de manière objective, est étayées par une expérience concrète et des connaissances locales. La liste de vérification fournie à la fin de cette section fixe les exigences élémentaires de modélisation financière destinées aux promoteurs de projets d’énergie solaire PV. Les sous-sections suivantes fournissent des informations sur les entrées clés et les résultats tirés de l’analyse financière propre au solaire PV, et notamment le détail des coûts et recettes de projets classiques. 15.2 DÉPENSES EN CAPITAL ET DÉPENSES OPÉRATIONNELLES DE PROJETS D’ÉNERGIE SOLAIRE PV Les dépenses en capital et les coûts en E&M sont spécifiques à chaque site et devraient être évalués dans le cadre des études de pré faisabilité et de faisabilité. Dans un premier temps, ces coûts sont déterminés à titre d’hypothèses fondées sur des données concrètes, et ne seront finalisés qu’à la signature du contrat d’IAC. Néanmoins, il s’agit d’entrées essentielles du modèle financier. À des fins d’illustration, des estimations indicatives des coûts de projets d’énergie solaire PV (dépenses en capital et dépenses opérationnelles) sont fournies dans cette section. 15.2.1 DÉPENSES EN CAPITAL La figure 31 montre les valeurs historiques et prévues des coûts en capital d’un projet d’énergie solaire PV (à l’exclusion des 15 : Analyse financière - Coûts et recettes du projet 173 Figure 31 : Coûts d’investissement prévisionnels moyens d’un parc solaire PV commercial, 2010-2020 Figure 32 : Répartition moyenne des coûts pour un projet de centrale solaire PV au sol (à partir de données de 2014) 6% 4.00 $MLN/MW = Millions de $/MW 3.42 3.50 Modules 3.00 2.64 Onduleurs 17% 2.50 Câblage 2.00 42% 1.61 1.58 1.57 Sécurité 1.47 1.39 1.50 1.33 1.27 1.20 1.15 15% Réseau 1.00 Structures 0.50 0.00 Gestion de projet 4% 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 1% 13% Source: BNEF, SgurrEnergy, données recueillies auprès Module Inverter de promoteurs BoS et d’installateurs. de projets EPC Other N’inclus pas les commissions des promo- teurs, taxes, frais juridiques, commissions de financement d’entreprise. Source: Les données sont essentiellement tirées des marchés mûrs d’Europe et d’Amérique du Nord, 2014. droits et taxes) pour une durée de dix ans à partir de dans le marché du Solaire PV américain. Les variations 2010. Une réduction significative du prix du module a été dans les coûts de dépenses en capital sont également la précision perçue des résultats du modèle financier du point plus développés, mais il est possible qu’elles soient observée entre 2010 et 2012. Comme l’illustre la figure conséquence de différences au niveau des coûts de main- de vue d’un investisseur. représentatives des tendances à court terme des marchés 31, de nouvelles réductions de prix peuvent être attendues d’œuvre, des taxes locales, des règlements sur le contenu émergents. au fil des ans. Cependant, le promoteur devrait également local, et du niveau de subventions ou d’autres incitations Le détail des coûts d’un projet Solaire PV classique est tenir compte du fait que le taux de diminution du coût est pré-opérationnelles proposées aux promoteurs de projets présenté à la Figure 32, qui se base sur une centrale Les opportunités de développement des projets impossible à prédire de manière exacte. dans le cadre d’un contexte politique/réglementaire de grande ampleur et montée au sol (à l’exclusion des Solaires PV ayant augmenté, le nombre d’installateurs spécifique. pisteurs). Les coûts d’installation moyens dans les marchés qualifiés a augmenté proportionnellement. Comparé Les données historiques auxquelles la figure 31 fait émergents sont globalement similaires, notamment les au processus d’IAC utilisé pour d’autres formes de référence sont tirées de marchés de l’énergie PV solaire Dans les pays où la technologie Solaire PV n’a été coûts des modules PV, des onduleurs et des câbles. Des production d’électricité, le solaire est relativement de la plus grande envergure et les plus développés introduite que récemment, les prix peuvent varier écarts par rapport à la moyenne peuvent survenir du fait simple et les entreprises de construction locales ont pu (essentiellement l’Europe, l’Amérique du Nord, et l’Asie). dans une large mesure en conséquence des premiers des taxes locales, des règles de contenu local et des coûts rapidement développer leurs capacités. Ceci a résulté Par conséquent, les prévisions relatives à l’estimation temps du processus de développement de la chaîne de main-d’œuvre variables pour la construction et la sur la compétitivité des prix des activités d’IAC et des des dépenses en capital sont utiles dans d’autres marchés d’approvisionnement sur un marché donné. Cependant, gestion de projet. durées de construction et de mise en service plus courtes. essentiellement à des fins de comparaison. la plus grande transparence dans la fixation des prix À mesure que les promoteurs de projets Solaires PV et la concurrence plus importante dans toute la chaîne Dans l’exemple ci-dessus, 55 pour cent des coûts en se développent en taille et en nombre, leurs processus Le tableau 21 illustre la variabilité des dépenses en capital logistique mondiale, depuis les matériaux bruts comme capital des projets Solaires PV sont associés aux modules gagnent également en efficacité et sont capables de réduire et des dépenses opérationnelles sur la base des coûts de le polysilicium, jusqu’aux onduleurs et aux équipements et onduleurs et, à l’exclusion des taxes locales et règles les frais de transaction, et notamment les coûts associés au projets réels observés en 2013 et 2014. La fourchette auxiliaires, a permis aux promoteurs de faire des de contenu, ces dépenses en capital semblent les plus développement de l’activité. étendue des dépenses en capital s’explique à l’extrémité hypothèses informées sur les coûts en capital avant de cohérentes au fil du temps pour la majorité des projets. basse par l’intégration de données issues de projets recruter un entrepreneur IAC. Il s’agit là d’un système Le coût du financement a également chuté sur les marchés utilisant des centrales solaires PV chinoises domestiques Il est largement reconnu que les économies d’échelle Solaires PV plus établis car ceux-ci se sont développés et avantageux pour le promoteur, car davantage d’hypothèses à faibles coûts. Les valeurs observées à l’extrémité permettent des tarifs plus bas de modules, d’onduleurs et se sont révélés être des sources fiables de flux de trésorerie. précises sur les éléments de coûts seront reflétées dans la haute reflètent les coûts d’installations les plus élevés des équipements auxiliaires, comme les structures de cadre Le coût de financement d’un promoteur est devenu un et de support. On a également pu observer une réduction facteur de réussite distinctif essentiel, le marché du solaire moins conséquente, mais néanmoins significative dans les PV devenant de plus en plus compétitif. Tableau 21 : Variations dans les coûts en capital et les dépenses opérationnelles liées au Solaire PV en 2013/2014 coûts accessoires, tels que les coûts de construction et de Valeur $/MW Min Moyenne Max Pourcentage de variation financement du développement de nouveaux projets, du Le total des dépenses en capital inclut également le coût Dépenses en capital 1,5 million d’USD 1,6 million d’USD 2,2 millions d’USD 47 pour cent fait qu’un plus grand nombre de prestataires de services du terrain et de l’infrastructure de soutien, comme les locaux ont développé leurs offres. Ces réductions de coûts routes et le système de drainage, ainsi que les coûts de Dépenses opérationnelles 2 200 USD 4 200 USD 7 500 USD 241 pour cent ont été observées pour la première fois sur les marchés démarrage de la société du projet. L’ampleur des variations Source: SgurrEnergy 2014 174 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 15 : Analyse financière - Coûts et recettes du projet 175 de coûts dépend dans une large mesure de la localisation million d’USD par MW. Cependant, les coûts européens Des réductions de coûts supplémentaires sont attendues n’en sont qu’à leurs débuts pourraient ne pas disposer au du projet (reflétant les coûts dans le pays d’accueil), ne sont qu’un indicateur partiel des coûts sur d’autres à l’avenir dans la technologie solaire PV, et pourtant, il départ de la structure/chaîne logistique de l’industrie et des de la conception du projet (comme le type de câbles marchés, et les coûts de projet doivent être ajustés pour est conseillé aux promoteurs de projets de se montrer économies d’échelles permettant de bénéficier pleinement électriques) et de la technologie utilisée (c.à.d. l’utilisation tenir compte des droits et des taxes locaux et des frais de prudents lorsqu’ils font des prévisions. Ces baisses de prix de frais moins élevés. Par exemple, un coût globalement d’un système de poursuite, ou la sélection de modules logistique/transport.76 sont associées à de meilleures techniques de production, inférieur associé au pays peut être contrebalancé par la monocristallins ou polycristallins). La technologie solaire une innovation dans l’efficacité des cellules et des nécessité de faire intervenir des experts techniques d’un PV est notamment source de variations significatives dans Il est conseillé aux promoteurs d’obtenir un catalogue réductions de coûts au niveau des équipements auxiliaires. autre pays en cas de problème majeur et en l’absence les coûts des composantes du système. Un projet utilisant des prix des modules et onduleurs auprès de plusieurs Cependant, une volatilité des prix à court terme est d’experts locaux. Il pourrait être nécessaire de prévoir des une technologie solaire PV cristalline nécessite une fournisseurs et d’équilibrer la sécurité procurée par des susceptible d’être observée. fonds pour un tel imprévu. superficie moindre par kWc de puissance installée que celle tarifs fixes et les dates de livraison avec la possibilité de des modules à couches minces. En conséquence, les coûts réductions de prix et d’améliorations de la technologie En suivant les coûts actuels et envisagés pour les Outre la main-d’œuvre, les dépenses opérationnelles de la structure de fixation et des câbles CC sont inférieurs à l’avenir. En outre, au cours des dernières années, la composantes majeures, les promoteurs seront mieux incluent l’assurance tous risques, les frais administratifs, (les autres éléments de coût ne devraient pas changer de surabondance de l’offre de modules et la réorganisation informés lors de l’élaboration de leur modèle financier. les honoraires professionnels et l’emplacement du terrain. manière significative). Les frais associés au raccordement de l’industrie a entraîné une incohérence dans la qualité Le modèle devrait inclure une analyse de sensibilité afin Les frais d’assurance varient dans une large mesure sur au réseau sont un autre élément des dépenses en capital et des modules et des préoccupations quant à la valeur des garanties des fabricants. Bien que l’industrie se soit de prendre notamment en compte la courbe des coûts les nouveaux marchés, et ces assurances ne seront dans peuvent varier dans une large mesure : ces coûts devraient aujourd’hui stabilisée, la recherche de modules auprès prévisionnels de l’équipement solaire PV. Cela aidera certains cas pas disponibles à titre de produit standard. faire l’objet d’un examen à un stade précoce de l’étape de d’un fabricant réputé disposant d’une expérience éprouvée le promoteur à évaluer l’impact potentiel des retards faisabilité. reste essentielle. encourus par le projet par rapport à la possibilité d’un L’importante variation des dépenses opérationnelles Le Tableau 22 présente la ventilation classique des coûts changement du coût des équipements. Cependant, il est entre les marchés (illustrée dans le Tableau 21) reflète pour une centrale électrique solaire PV montée au sol et important de garder à l’esprit qu’il est impossible de les différents niveaux de pénétration du marché (et par de grande envergure en Europe au moment de la rédaction prévoir de manière précise l’ampleur ou le moment auquel conséquent la guerre des prix), des coûts attribuables à de ce document à la fin de l’année 2014. Le total des coûts ces prix changeront. l’absence d’infrastructures, aux frais de transport jusqu’au pour une centrale solaire PV européenne avoisine 1,7 76 Bloomberg New Energy Finance est une source de données sur les coûts dans site, aux subventions, aux frais de location du terrain et les marchés émergents : http://www.newenergyfinance.com. aux frais de main-d’œuvre. 15.2.2 FRAIS D’EXPLOITATION ET DE MAINTENANCE (DÉPENSES OPÉRATIONNELLES) Tableau 22 : Coûts repères moyens pour le développement solaire PV au sol Les frais d’Exploitation et de maintenance (E&M) associés 15.3 RECETTES D’UN PROJET SOLAIRE PV Élément de couts Coût ($/MWc) Détails aux projets Solaires PV sont considérablement inférieurs L’électricité produite par un projet solaire PV est convertie Terrain 8 300 Il est supposé qu’environ 8000 m2/MWc sont nécessaires. Cette estimation variera en fonction de la technologie choisie et du coût des terrains. à ceux associés aux autres énergies renouvelables et aux en recettes en la revendant à un preneur. Le montant des technologies conventionnelles en raison de la simplicité de recettes sera fonction de la quantité d’énergie produite et Modules PV 720 000 Les modules cristallins ont un prix global départ-usine moyen compris entre 550 et 930 $/MWa et cela peut varier en fonction de la qualité perçue du fournisseur. Un prix de module moyen de 720 000 USD/MWc a été estimé leur ingénierie et de la maintenance relativement mineure fournie et du prix par unité d’énergie. Il est par conséquent sur la base de données recueillies auprès de tierces parties. Les modules à couches minces comme le Tellure de qui est requise. Les frais d’E&M moyens sur le marché essentiel à la fiabilité des résultats produits par le modèle Cadmium sont disponibles à une réduction comprise entre 8 pour cent et 10 pour cent de ce prix. Cependant, cet européen développé avoisinent à l’heure actuelle les 4 200 financier et à l’obtention d’un financement extérieur de avantage économique est souvent perdu en raison des exigences accrues du coût des terrains et des équipements USD/MW par an.77 Ce chiffre variera en fonction du coût disposer d’un indicateur fiable de ces deux entrées. auxiliaires. de la main-d’œuvre locale, mais est nettement inférieur, à Structure de 306 000 Il s’agit du coût estimé pour la structure de fixation, indépendamment du type de technologie. la fois en nombre absolu et en nombre relatif, à d’autres fixation 15.3.1 RENDEMENT ÉNERGÉTIQUE ANNUEL types de projets énergétiques. Unité de 220 000 Il s’agit du coût de l’unité de climatisation/onduleurs, y compris les commandes et instruments nécessaires. Plusieurs facteurs affectent le rendement énergétique climatisation onduleurs Les frais d’E&M dépendent également d’autres facteurs, annuel d’un projet solaire PV, comme expliqué de manière Raccordement au 255 000 Ce coût inclut la fourniture, la pose et la mise en service de tous les câbles, transformateurs et tels que l’emplacement du projet et l’environnement détaillée dans la Section 5 (Planification du rendement réseau infrastructures d’évacuation jusqu’au point de raccordement au réseau. Il s’agit d’un coût hautement dans lequel il se situe. Par exemple, un site localisé dans énergétique). variable en fonction de la distance au point de raccordement. un environnement poussiéreux souffrira probablement Dépenses 11 000 Ce coût inclut les services relatifs à la conception, à la gestion de projet, à l’assurance et aux intérêts au cours davantage de salissures et les modules devront être Le rendement énergétique annuel est l’élément moteur préliminaires de la construction, entre autres. Bien que celui-ci pourrait varier en fonction de la dimension du projet, le coût nettoyés plus fréquemment. Étant donné que les des recettes dans le modèle de flux de trésorerie et le et dépenses estimé correspond à un site de grande ampleur générique. salaires sont généralement moins élevés dans la plupart compte de résultats. En tant que tel, il est indispensable de opérationnelles des marchés émergents, les frais d’E&M devraient disposer de prévisions précises du rendement énergétique. Travaux de génie 120 000 Ce coût inclut le développement des infrastructures générales, la demande de permis et d’approbations, et la Le rendement énergétique annuel doit être calculé par être relativement semblables ou inférieurs à la norme civil et généraux préparation des rapports de projet par MW. européenne. Cependant, les marchés en développement qui un consultant en énergie solaire adéquatement qualifié, Commission du 100 000 Il s’agit d’un chiffre moyen pour l’UE et dépendant des conditions du marché. expérimenté et indépendant, capable de fournir une promoteurb analyse du rendement énergétique « de niveau bancaire ». TOTAL 1 740 300 a PV insights, 2014, www.pvinsights.com (consulté en juin 2014). 77 Données des promoteurs recueillies par SgurrEnergy et devis des prestataires b Sources de données recueillies par SgurrEnergy dans l’UE vers 2013. présents sur le marché aux environs de 2013. Source : Données sources : SgurrEnergy, recueillies auprès de promoteurs de projet et d’installateurs, ainsi que de PV Insights and Photon Consulting. 176 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 15 : Analyse financière - Coûts et recettes du projet 177 Le niveau de confiance de la prévision du rendement (ou d’électricité) par le biais d’un AAE à long terme. investissement (TRI sur fonds propres), la période de La mesure la plus importante à analyser est le DSCR. son incertitude) est également important, le rendement Dans nombre d’économies émergentes, la compagnie remboursement, etc. Le modèle doit en outre prouver que Le DSCR moyen représente la capacité de service de la énergétique annuel affectant directement les recettes d’électricité est une entreprise publique. On rencontre le projet est capable d’honorer la dette. dette du projet au cours de la durée de l’emprunt. Un annuelles et, par conséquent, la viabilité du projet. Un également de plus en plus d’opportunités de vendre de DSCR élevé indique une capacité plus élevée du projet à calcul P90 est généralement requis. Cependant, les projets l’électricité à de grands preneurs privés, comme des 15.4.1 ANALYSE FINANCIÈRE DU PROJET SOLAIRE PV – honorer la dette, alors que le DSCR minimum représente à échelle commerciale qui intègrent une évaluation groupes industriels. La solvabilité du preneur devrait MODÈLE DU PRÊTEUR la capacité de remboursement minimum du projet au cours professionnelle et indépendante du rendement énergétique, être soigneusement évaluée, notamment quand le prix de la durée de l’emprunt. Le modèle du prêteur devrait Les prêteurs s’intéressent principalement à la capacité produite et/ou vérifiée par un consultant expérimenté de l’électricité dans l’AAE est supérieur au tarif de vente inclure l’analyse du DSCR minimum et moyen dans un du projet à répondre aux exigences de remboursement disposant de résultats éprouvés en matière de production au détail moyen sur le marché de l’électricité respectif. éventail de scénarios, y compris des durées distinctes du crédit. Le modèle financier qu’un promoteur ou ses de données « de niveau bancaire », sont parfois bancables Le risque de crédit du preneur et les éventuels moyens dans le développement du projet. Une valeur de DSCR agents prépare pour les prêteurs doit répondre à cette avec un intervalle de confiance de P75. Comme nous d’atténuation de ces risques sont traités dans le Tableau 20 minimum inférieure à 1,0 indique que le projet ne peut préoccupation et devrait inclure les mesures suivantes : l’avons déjà mentionné, une analyse de sensibilité et à la Section 12. honorer la dette pendant au moins un an. supplémentaire pourrait être conseillée pour les marchés • Le flux de trésorerie disponible pour le service de la où les données sont moins nombreuses et disposant de 15.4 MODÉLISATION FINANCIÈRE 15.4.2 ANALYSE DE SENSIBILITÉ dette (CFADS) est calculé en déduisant les dépenses moins d’antécédents de projets de ce type. Un modèle financier est requis pour évaluer la viabilité opérationnelles, l’ajustement du fonds de roulement, L’analyse de sensibilité implique de changer les entrées du du projet. Un tel model est exigé par les institutions l’intérêt et les impôts sur les bénéfices. Il n’inclut pas modèle financier (comme le tarif de l’électricité, le coût 15.3.2 TARIFS D’ÉLECTRICITÉ les éléments non monétaires tels que la dépréciation financières et constitue un volet essentiel de la préparation en capital et le rendement énergétique) afin d’analyser Le principal flux de recettes de la plupart des centrales du projet en vue de son financement. ou l’argent déjà engagé ailleurs. Le CFADS est utilisé comment le flux de trésorerie du projet est affecté. Les électriques solaires est le prix (tarif) payé pour chaque à titre d’indicateur du volume d’argent que le projet prêteurs réaliseront des analyses de sensibilité autour kWh d’électricité produite. Comme nous l’avons précisé Le Tableau 23 dresse la liste des principales entrées du produira, et par conséquent du montant de la dette de ces variables clés afin de déterminer si le projet sera dans la Section 12, il existe parfois d’autres sources modèle financier d’un projet solaire PV dépendant à la fois pouvant être confortablement honoré. à même d’honorer la dette en cas de mauvaise année, de recettes, comme les crédits d’énergie renouvelable, des fonds propres et de l’emprunt. Chaque entrée décrite • Le ratio de couverture du service de la dette (DSCR) par exemple si le rendement énergétique est inférieur au les crédits d’impôt et autres incitations financières à la ci-dessous devrait être étayée par des preuves solides et est une simple mesure de la capacité d’un projet à rendement attendu, ou si les dépenses opérationnelles disposition des promoteurs. La stabilité et la viabilité de vérifiées indépendamment. rembourser les intérêts et le capital au cours de la sont supérieures aux dépenses attendues. L’analyse de ces incitations devraient être soigneusement évaluées. durée de la dette. Pour le calculer, il suffit de prendre le sensibilité permet aux prêteurs et investisseurs de mieux Le modèle financier estime les paramètres clés nécessaires CFADS et de le diviser par le montant du service de la comprendre les effets des changements dans les entrées, À l’heure actuelle, la plupart des centrales électriques pour décider s’il convient ou non de poursuivre le tels que les tarifs de l’électricité, sur la rentabilité et dette attendu au cours d’une période donnée. solaires à échelle commerciale vendent leur électricité projet. Ces paramètres incluent (entre autres) : le taux la bancabilité du projet. Elle aide les prêteurs et les à un preneur (dans la plupart des cas, une compagnie de rendement économique et financier, le retour sur • Le ratio de couverture de la durée du prêt (LLCR) investisseurs à comprendre les principaux risques associés fournit une autre mesure de la qualité du crédit du au projet. projet, en se penchant sur la capacité du projet à Tableau 23 : Principales entrées dans le modèle financier rembourser sur la durée de vie totale du projet. Il est Les variables généralement observées au cours de l’analyse Entrées Commentaires calculé en divisant la valeur actuelle nette (VAN) du de sensibilité sont les suivantes : Taille du projet (MW) Basée sur l’étude de faisabilité/technique reflétant les contraintes associées à la capacité du réseau et CFADS sur la durée de vie du projet par le montant • Dépenses en capital, notamment dans les panneaux et au terrain, outre la capacité du projet de référence en matière de prédiction du rendement énergétique restant de la dette due. (par ex. les MW). les onduleurs. • Le compte de réserve pour réparations (CRR) est un Rendement énergétique/facteur de Calculé pour refléter l’efficacité du module, la dégradation au cours du cycle de vie, les pertes de • Dépenses opérationnelles (moins critiques pour les montant destiné à couvrir les imprévus opérationnels, capacité l’onduleur, la salissure des modules et le potentiel de pertes associées à l’ombrage. projets d’énergie solaire PV). comme les remplacements d’onduleurs. Tarif et autres flux de recettes Le prix de l’électricité dans l’AAE ainsi que les autres incitations sont nécessaires pour déterminer les • Production d’électricité annuelle. recettes du projet. • Le compte de réserve du service de la dette (DSRA) est Dépenses en capital Les frais ponctuels associés à la construction et à la mise en œuvre du projet, généralement basés sur un fonds, souvent équivalent à six mois de service de • Taux d’intérêt. un contrat IAC. la dette, destiné à couvrir les éventuelles insuffisances Dépenses opérationnelles Normalement, un aperçu des coûts sur 25 ans, basé sur les accords contractuels initiaux (c.à.d. E&M, pour rembourser la dette. S’il est utilisé, il est alors location de terrains/bail et frais généraux) sujets à ajustements pour tenir compte de l’inflation et régulièrement renfloué. d’autres variables. Service de la dette et frais de Cela implique le remboursement de l’intérêt et du capital de la dette au cours d’une période remboursement prédéterminée définie avec le prêteur (la durée de la dette équivaut généralement à la durée contractuelle de l’AAE). Frais d’accès au réseau Éventuels frais d’accès au réseau, le cas échéant. Impôts Paiement des taxes imposées par l’État et la collectivité locale. 178 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 15 : Analyse financière - Coûts et recettes du projet 179 15.4.3 RÉFÉRENCES FINANCIÈRES ET TAUX 15.4.4 RÉALISER UNE ANALYSE FINANCIÈRE DE RENDEMENT MINIMUM POUR Le résultat d’une analyse financière détermine non Liste de vérification des exigences/procédures de L’INVESTISSEMENT modélisation financière seulement la structure de financement du projet, mais aussi La structure de financement du projet inclut généralement le niveau de dette maximum supportable de la société de La liste de vérification ci-dessous est destinée aux promoteurs, la dette et les fonds propres, comme décrit dans la Section projet. La réalisation d’une modélisation financière exige et présente les exigences et procédures de modélisation 14 (Le financement de projets Solaires PV). un ensemble de compétences spécialisées. Pour développer financière élémentaires qu’attendent généralement les un modèle financier, un promoteur aura besoin des investisseurs dans les projets solaires PV. Les projets d’énergie solaire PV sont généralement services d’un analyste financier disposant d’une excellente composés d’une combinaison de dette et de fonds propres, connaissance des tableaux Excel ou, sinon, d’une personne  Vérifier indépendamment les principales hypothèses du modèle financier, notamment les coûts d’IAC et d’E&M, le associés aux modalités générales suivantes : disposant d’expérience dans le développement de modèles rendement énergétique, le tarif d’achat et les modalités du • Structure de financement—fonds propres 30 pour cent sous un ou plusieurs autres logiciels sophistiqués conçus à financement. cette fin. (ou plus), avec un élément de créance correspondant de  Préparer un modèle financier couvrant l’intégralité du cycle 70 pour cent ou moins. de vie du projet. Et pourtant, la capacité à élaborer les aspects mécaniques • TRI généré par les fonds propres supérieur à 10 pour (comme les fonctions/calculs) du modèle financier n’est  Inclure le résultat d’un test de résistance et une analyse de scénario pour le service de la dette destinée aux prêteurs et cent, et notamment dans les marchés à plus haut pas, en elle-même, la seule exigence clé, ou même pas investisseurs en fonds propres potentiels. risque. forcément l’exigence clé la plus importante.  Présenter clairement l’analyse du flux de trésorerie et • Période de remboursement de la dette comprise entre 8 les indicateurs pertinents, tels que le calcul des mesures et 18 ans. Il est essentiel que le promoteur comprenne l’important suivantes : TRI, DSCR, CFADS, LLCR, MRA, etc. d’entrées fiables dans le modèle financier, ainsi que • Ratio de couverture du service de la dette (DSCR) l’importance des principaux produits du modèle du point  Proposer une analyse de sensibilité des entrées clés sur les dépenses en capital et opérationnelles, et les coûts de au moins égal à 1,3, ou à 1,5 pour les projets de vue d’un investisseur. Le promoteur devrait disposer financement. commerciaux. d’une compréhension claire du degré probable de variation pour différentes entrées, ainsi que la ou les causes de variation. En outre, une bonne maîtrise des termes utilisés par les investisseurs pour décrire les principaux résultats découlant du modèle financier sera nécessaire pour permettre au promoteur d’entamer des négociations informées sur le financement du projet. 180 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques 15 : Analyse financière - Coûts et recettes du projet 181 ANNEXE 1 Photographies d’erreurs de construction fréquentes Erreurs de construction fréquentes N° 1 Image Commentaire Des pyranomètres sales produisent des mesures d’ensoleillement conservatrices pouvant conduire à une surestimation des mesures du coefficient de performance. Les pyranomètres doivent être bien entretenus, leur étalonnage doit être contrôlé et ils doivent être positionnés là où ils ne recevront aucune ombre d’obstacles situés à proximité. Les images suivantes sont tirées de centrales électriques solaires PV commerciales au sol construites au Royaume-Uni, en Inde et en Afrique du Sud. Elles illustrent une série d’erreurs et de problèmes de construction fréquents susceptibles de survenir dans différentes conditions environnementales au cours de l’exploitation. Ces images sont destinées à illustrer des sujets 2 Des modules sales résulteront en une moindre performance et peuvent entraîner la croissance de végétation inattendue, et par abordés dans ce guide et à informer les lecteurs pour leur conséquent une perte due à l’ombrage. permettre d’éviter ces erreurs. 3 De fortes précipitations, et notamment les moussons, peuvent limiter l’accès des véhicules et retarder la construction. Une bonne planification évitera de procéder à la construction au cours des périodes de fortes pluies ou intégrera des mesures d’atténuation comme l’étanchéité des routes d’accès avant que la construction ne débute. 4 Une mauvaise gestion des déchets peut entraîner des dommages environnementaux et représenter un risque pour la santé et la sécurité. (suite) 182 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Annexe 1 : Erreurs de construction fréquentes 183 Photographies d’erreurs de construction fréquentes Photographies d’erreurs de construction fréquentes N° Image Commentaire N° Image Commentaire 5 Une conception préalable à la construction et un audit préalable 10 De fortes salissures dans des conditions arides doivent être prises inadéquats peuvent résulter sur un affaissement des structures de en considération dans la stratégie d’E&M. L’ombrage des modules support et des modules mal positionnés. occasionné par les rangées adjacentes peut être évité au cours de l’étape conceptuelle. 6 Une conception préalable à la construction et un audit préalable 11 Mauvaise gestion des câbles CC. Les câbles CC devraient être inadéquats peuvent conduire à la nécessité de modifications soigneusement disposés et maintenus en position avec des serre- conceptuelles rectificatives après la construction, comme sur les câbles, en respectant le rayon de courbure des câbles. structures de support représentées sur cette photo. 12 Tous les presse-étoupes en plastique intégrés aux coffrets de regroupement principaux devraient être correctement fixés afin d’éviter tout glissement. 7 Des clôtures de sécurité temporaires inadéquates peuvent permettre au bétail d’accéder au site, avec des risques de dommages associés. 13 Tous les conduits en plastique devraient être bouchés avec un 8 Des fondations mal conçues et des boulons d’ancrage inadaptés matériau adéquat, par exemple de la mousse expansible, afin de peuvent résulter en des structures de montage qui ne sont pas réduire le risque d’infiltration d’eau et d’invasion de rongeurs. adéquatement fixées/sécurisées, et qui se révèlent par conséquent instables dans des conditions de lourdes charges. 14 Les câbles devraient être protégés contre les bords métalliques coupants en utilisant un rembourrage adéquat. 9 De fortes pluies peuvent provoquer une érosion sur le chantier quand le risque d’inondations a été mal évalué/atténué. (suite) (suite) 184 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Annexe 1 : Erreurs de construction fréquentes 185 Photographies d’erreurs de construction fréquentes N° Image Commentaire 15 Des presse-étoupes devraient être utilisés pour tous les câbles entrant dans les coffrets de regroupement, afin d’éviter que les câbles ne bougent et d’éviter des endommagements à l’isolation des câbles. 16 Les problèmes de drainage devraient être résolus tôt au cours de la phase de construction. Ici, on peut voir de l’eau gicler à travers le produit d’étanchéité en mousse dans le trou d’homme inondé. 17 L’aménagement du site, le réensemencement et le contrôle de la végétation sont nécessaires pour éviter que la végétation porte son ombre sur les modules et réduise la performance. 186 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques ANNEXE Termes principaux de l’Accord Contrats/AC 2 Cette Annexe fournit un résumé des principales modalités techniques devant faire l’objet de discussions entre un entrepreneur IAC potentiel (l’ « Entrepreneur ») et un propriétaire potentiel (le « Propriétaire ») d’une centrale électrique solaire photovoltaïque (PV) marchande au sol. La liste des termes suivante sera utilisée pour guider les discussions entre le Propriétaire et l’Entrepreneur. Dans cette fiche des modalités, [x] indique une valeur devant être déterminée par le biais d’un accord entre l’Entrepreneur et le Propriétaire ; dans certains cas, une valeur indicative [comme 10 pour cent] est fournie à la place de [x]. Une fois tous les détails convenus, les juristes utiliseront généralement la fiche des modalités pour rédiger le contrat complet. Il est supposé que tout l’équipement de la centrale sera obtenu par l’entrepreneur IAC et que le contrat IAC a été fourni séparément avec le document « Exigences de l’Employeur » qui spécifie les exigences techniques minimum quant à la construction de la centrale, ainsi que les spécifications techniques relatives aux modules, onduleurs, transformateurs, câbles, travaux de génie civil et procédures de sécurité, de contrôle de la qualité, de surveillance et de sécurité. Annexe 2 : Termes principaux des Contrats IAC 187 Termes principaux d’un contrat IAC Termes principaux d’un contrat IAC (suite) Sujet Nature de l’accord Sujet Nature de l’accord Nom du projet Normes de qualité L’Entrepreneur fournira un document détaillé sur les Normes de qualité décrivant les critères de réception de la centrale. Ceci devra être examiné et approuvé par le Propriétaire et inclura une description des procédures d’essais de Capacité réception en usine et des procédures d’essais de réception sur site pour les principales composantes de la centrale, y Propriétaire compris les transformateurs et onduleurs. Entrepreneur Calendrier du projet L’Entrepreneur fournira un calendrier de construction sous forme de diagramme de Gantt. L’entrepreneur fournira une Type de contrat Contrat d’Ingénierie, achat et construction clés en main pour la mise en œuvre d’une centrale électrique solaire mise à jour hebdomadaire du rapport de progression au cours de la construction. photovoltaïque (PV) d’une durée de vie conceptuelle de [25] ans. Sous-traitance L’Entrepreneur reste pleinement responsable de tous les travaux réalisés par les sous-traitants. L’Entrepreneur Prix contractuel Le prix contractuel s’élève à [XX]. confirme également que le travail de ses sous-traitants respecte les spécifications mentionnées dans le Contrat IAC et se conforme à la loi. Travaux à effectuer La fourniture de tout le matériel de la centrale (y compris les structures de support et modules PV). • Mise en œuvre L’Entrepreneur garantit sa capacité à achever la centrale, les infrastructures électriques et les infrastructures de • • La préparation du site, les travaux de terrassement et de génie civil, y compris le drainage. raccordement conformément au calendrier du projet. • Le montage et l’installation. • Des dommages-intérêts liquidés s’appliqueront si les dates d’exécution planifiées ne sont pas respectées. • Les infrastructures de raccordement au réseau. • L’Entrepreneur sera chargé du stockage et du rejet des matériaux dangereux et de la rectification de toute pollution • L’équipement (y compris l’équipement de construction). provoquée par le fonctionnement de la centrale. • La main-d’œuvre et la réalisation de tous les travaux et services. • L’Entrepreneur fournira les pièces de rechange et consommables. • La conception, l’ingénierie, la construction, la mise en œuvre, le démarrage et les essais conformément aux normes • L’Entrepreneur fournira les outils nécessaires à la mise en service et aux essais et s’organisera de sorte que la mise en de l’industrie. service et les essais soient réalisés en présence du représentant du Propriétaire. • L’achat et la construction des clôtures, des dispositifs de sécurité et du système de surveillance. • La construction de tous les équipements auxiliaires. Conditions du site • Le Propriétaire fournira à l’Entrepreneur toutes les informations décrivant les caractéristiques physiques du site. • L’enlèvement des débris. • L’Entrepreneur réalisera des études supplémentaires sur le site en fonction des besoins. • La résolution des défauts. • L’Entrepreneur endosse la pleine responsabilité et assume les risques associés à des études supplémentaires sur le Responsabilités du Le propriétaire sera responsable de ce qui suit : site, et s’assure qu’il a étudié et inspecté à sa complète satisfaction les études géotechniques, géomorphologiques et propriétaire • S’assurer que l’Entrepreneur dispose d’un droit d’accès au site. hydrogéologiques et a consulté les conditions et caractéristiques environnementales du site. • Obtenir tous les permis et consentements requis pour l’exploitation de la centrale (et notamment les permis • L’Entrepreneur déclarera dans le contrat d’IAC que le site convient pour l’exécution des travaux, mais ne sera pas d’aménagement du site et de raccordement au réseau). tenu pour responsable des coûts découlant de la découverte : a) de déchets toxiques préexistants ; b) d’artéfacts artistiques, historiques ou archéologiques ; c) de conduites souterraines ; ou d) de munitions, quand ceux-ci n’avaient Le Propriétaire devrait fournir à l’Entrepreneur toutes les informations existantes sur le site, pour examen. pas été identifiés dans les informations fournies par le Propriétaire. L’Entrepreneur sera chargé d’interpréter ces données et des études supplémentaires requises sur le site. Le Propriétaire versera le prix contractuel à l’Entrepreneur conformément au Calendrier de Paiement. Date d’achèvement La Date d’achèvement (date de signature du Certificat de réception provisoire) sera atteinte dans les [x] mois suivant la Responsabilités de L’Entrepreneur examinera tous les permis et autorisations pertinents obtenus par le Propriétaire et déclarera qu’ils sont date de notification du Contrat IAC. l’Entrepreneur recevables. Les travaux seront conformes aux exigences des spécifications techniques décrites dans le document Exigences du (suite) Propriétaire. Les travaux seront conformes à toutes les lois, tous les consentements et permis applicables (y compris les lois régionales et locales). Tous les matériaux, équipements et composantes de la centrale seront neufs. Les Travaux seront réalisés de sorte à assurer la sécurité et la santé des travailleurs. Les travaux/installations atteindront les exigences de performance et les niveaux de Performance garantis. L’Entrepreneur sera chargé de ce qui suit : Toutes les activités nécessaires à l’exécution de la centrale PV. • • La conformité avec toutes les lois applicables. • La conception et les spécifications techniques. • Le contrôle de la qualité des modules PV, s’assurer qu’ils sont installés conformément au manuel d’installation du module. • La protection de tous les équipements et matériaux, notamment le transport et le stockage. • L’ingénierie, la conception technique, les dessins et les manuels. L’Entrepreneur est chargé d’obtenir et de maintenir : • La validité des consentements et permis requis pour exécuter les travaux. • La validité des permis d’exportation/importation des matériaux, de la centrale et de l’équipement jusqu’au site, et leur déchargement. • La main-d’œuvre nécessaire au montage et à l’installation de tout l’équipement, des accessoires et des matériaux fournis. (suite) 188 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Annexe 2 : Termes principaux des Contrats IAC 189 Termes principaux d’un contrat IAC (suite) Termes principaux d’un contrat IAC (suite) Sujet Nature de l’accord Sujet Nature de l’accord Réception Essais de réception Calendrier de paiement Un calendrier des étapes sera défini dans le contrat. Le Propriétaire transférera un pourcentage du Prix contractuel à L’Entrepreneur réalisera : a) les essais requis en vertu du droit en vigueur ; b) les essais de mise en service l’Entrepreneur au fil de l’achèvement des différentes étapes : conformément à la norme CEI 62446 ; c) les essais de performance. Avance [10] % Les essais de performance seront réalisés afin de déterminer si la centrale : a) a respecté les exigences relatives à Travaux de génie civil exécutés [10] % l’exécution ; b) est conforme aux normes de qualité ; c) est conforme aux spécifications techniques ; et d) pour vérifier Système de fixation installé [10] % que la performance garantie a été atteinte. Le processus d’essai sera clairement décrit. Modules et onduleurs livrés [40] % Un échantillon test des modules sera réalisé sur la centrale et envoyé à un institut d’essai indépendant afin de procéder Onduleurs et modules installés [10] % à un essai instantané. Raccordement au réseau exécuté [5] % Réception provisoire Réception mécanique [5] % Le Propriétaire remettra un Certificat de réception provisoire une fois que toutes les exigences d’achèvement auront Réception provisoire [10] % été satisfaites et les essais menés à bien. Une liste des éléments manquants sera préparée. Pour pouvoir valider la réception provisoire, la valeur des éléments en souffrance doit être inférieure à 1 pour cent du Prix contractuel. Les Garantie de bonne À la signature du contrat, l’Entrepreneur fournira une garantie de bonne exécution (garantie bancaire) d’une valeur de éléments figurant sur la liste seront rectifiés dans les [x] mois suivant la signature du Certificat de réception provisoire. exécution [10] % du prix contractuel. L’objectif est de garantir les fonds du Propriétaire dans le cas où : a) des dommages-intérêts La signature du Certificat de réception provisoire marquera le commencement de la Période de garantie de la liquidés pour retard doivent être versés ; b) le Coefficient de performance garanti n’est pas atteint à la réception performance. provisoire ; c) l’Entrepreneur n’a pas respecté ses obligations en vertu du contrat. La garantie de bonne exécution sera renvoyée à l’Entrepreneur à la signature du Certificat de réception provisoire. Réception intermédiaire Aval À la signature du Certificat de réception provisoire, l’Entrepreneur fournira un aval (garantie bancaire) d’une valeur de Les parties conviendront des exigences relatives à la Réception intermédiaire. Il s’agira de : [5] % du prix contractuel. • Un test du coefficient de performance, en moyenne sur une année d’exploitation à compter de la réception L’aval garantira les fonds du Propriétaire en cas de dommages-intérêts liquidés à verser ou si l’Entrepreneur ne respecte provisoire, en prenant en compte un taux de dégradation convenu. pas ses obligations au cours de la Période de garantie contre les défauts. L’aval sera retourné sera à l’Entrepreneur à la Réception définitive signature du Certificat de réception définitif. Les parties conviendront des exigences relatives à la réception définitive. Il s’agira de : Dommages-intérêts Dommages-intérêts liquidés pour retard : Des dommages-intérêts liquidés pour retard de [0,25] % du prix Un test du coefficient d’efficacité, en moyenne sur deux années d’exploitation à compter de la réception provisoire, • liquidés contractuel du contrat IAC seront versés pour chaque semaine de retard au-delà de la date d’exécution convenue, en prenant en compte un taux de dégradation annuel convenu. jusqu’à un seuil maximum de [10] %. Le Propriétaire fournira un Certificat de réception définitif quand toutes les exigences d’exécution auront été respectées. Dommages-intérêts liquidés pour défaut de performance : Un ajustement du prix sera appliqué si l’Entrepreneur ne parvient pas à atteindre le Coefficient de performance garanti au cours des essais de réception et ne remédie pas à Transfert de titre La propriété de la centrale, des matériaux, de l’équipement et des garanties sera transférée de l’Entrepreneur au ces résultats insuffisants. Les dommages-intérêts liquidés seront fixés à [1,5] % du prix contractuel pour chaque [1] % de Propriétaire lors de la réception provisoire. L’Entrepreneur sera responsable des matériaux et autres éléments livrés par défaillance du CP sous le Coefficient de performance garanti. Le seuil applicable aux dommages-intérêts liquidés pour le Propriétaire ou par des tierces parties jusqu’à la réception provisoire. défaut de performance correspondra à [10] % du prix contractuel. Périodes de garantie La Période de garantie de la performance sera de deux ans, à compter de la signature du Certificat de réception Seuil de pénalité Le cumul des responsabilités maximum de l’Entrepreneur pour les dommages-intérêts liquidés pour retard et pour provisoire. maximum défaut de performance s’élèvera à [20] % du prix contractuel. L’Entrepreneur transférera directement toutes les garanties des fournisseurs et sous-fournisseurs au Propriétaire. Il Assurance L’Entrepreneur souscrira aux polices d’assurance suivantes : a) assurance tous risques construction ; b) assurance s’agira de : transport maritime; c) assurance responsabilité civile ; d) toutes autres assurances obligatoires conformément au droit Garantie de performance de la puissance des modules : [25] ans [90 % jusqu’à l’année 10, 80 % jusqu’à l’année 25, ou en vigueur. garantie de la puissance linéaire conformément aux spécifications du fabricant]. Résiliation Le Propriétaire sera autorisé à résilier le contrat si : Garantie de l’onduleur : [5] ans. • Les dommages-intérêts liquidés pour défaut de performance dus par l’Entrepreneur excèdent le seuil maximum Garantie de la structure de support : [10] ans. convenu. La période de garantie contre les défauts sera de [2] ans à compter de l’émission du Certificat de réception provisoire. • Les dommages-intérêts liquidés pour retard dus par l’Entrepreneur du fait du retard de livraison de la centrale Au cours de cette période, l’Entrepreneur rectifiera tous les défauts et omissions à ses propres frais. excèdent le seuil maximum convenu. La période sera prolongée d’une [1] année supplémentaire pour toute défaillance rectifiée au cours de la période initiale. • En cas de refus justifié d’émission des Certificats de réception provisoire ou définitif. Garantie de la Un Coefficient de performance garantie minimum de [81] % sera atteint à la réception provisoire. Le Coefficient de performance performance (CP) sera mesuré au compteur de production sur une période de [15 jours avant l’émission du Certificat de réception provisoire. La mesure du CP sera compensée par la température et l’ensoleillement mesurés en utilisant des pyranomètres thermiques standards secondaires. Un temps d’essai minimum de [x] % sera enregistré à un ensoleillement mesuré supérieur à [x]W/m2. Un Coefficient de performance garantie minimum de [80] % sera atteint au cours de la Période de garantie de la performance. Des dommages-intérêts liquidés seront versés par l’Entrepreneur en cas de CP insuffisant, selon les formules convenues. (suite) 190 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Annexe 2 : Termes principaux des Contrats IAC 191 ANNEXE 3 Termes principaux d’un contrat E&M Termes principaux du Contrat d’E&M Sujet Nature de l’accord Nom du projet Capacité Propriétaire Entrepreneur Cette Annexe fournit un résumé des principales modalités devant Rémunération Le Propriétaire versera à l’Entrepreneur une rémunération fixe de [x] par MWc de puissance installée pour chaque faire l’objet de discussions entre l’Entrepreneur de l’Exploitation année d’exploitation. Cette rémunération sera augmentée à un taux annuel devant être convenu par chacune des et maintenance (E&M) potentiel (l’ « Entrepreneur ») parties. et le propriétaire potentiel (le « Propriétaire ») d’une centrale Date de commencement L’Entrepreneur exécutera les services à compter de la date d’émission du Certificat de prise en charge de la centrale conformément aux modalités du contrat d’IAC. électrique solaire photovoltaïque (PV) marchande au sol. Une Étendue des services La réalisation de toute la maintenance préventive et corrective requise pour s’assurer que la centrale atteigne le fois tous les détails convenus, les juristes utiliseront généralement niveau de disponibilité garanti et/ou le Coefficient de performance garanti au cours de chaque année d’exploitation la fiche des modalités pour rédiger le contrat complet. de la durée du Contrat. L’Entrepreneur surveillera constamment la performance de la centrale au cours de la durée du Contrat afin d’identifier toute opération anormale et de mettre en œuvre les actions de maintenance appropriées. Maintenance préventive : • L’examen régulier des composantes de la centrales solaire PV afin d’en évaluer la capacité opérationnelle et la performance au cours de la durée du contrat, et l’exécution des tâches destinées à éviter que des erreurs se produisent à l’avenir, la perturbation ou la réduction de la performance, notamment par le remplacement des pièces consommables, ou la maintenance des composantes individuelles de la centrale solaire PV. • Sans exception, assurer l’entretien de la centrale et de ses composantes conformément aux directives du fabricant (de sorte que les modalités de la garantie de tiers soient toujours valides), du manuel d’E&M et des exigences de l’opérateur du réseau. L’Entrepreneur communiquera celles-ci au Propriétaire conformément à un calendrier de maintenance préventive figurant sous forme d’annexe intégrée au Manuel d’E&M de la centrale. • La maintenance préventive sera coordonnée et programmée afin de minimiser l’impact sur l’exploitation et la performance de la centrale. Maintenance préventive : • Sera réalisée afin de garantir l’atteinte du Niveau de disponibilité garanti et/ou le Coefficient de performance garanti. • En cas de détection d’une panne ou défaut de fonctionnement affectant les opérations de la centrale, l’Entrepreneur entamera rapidement les actions de maintenance corrective requises afin de ramener la centrale à son état de fonctionnement dans des conditions de service normales, conformément aux délais de réponse convenus. Surveillance L’Entrepreneur surveillera l’exploitation de la centrale entre [xx] heures et [xx] tous les jours, en s’assurant de sa disponibilité opérationnelle et de sa capacité de production. La surveillance sera effectuée à l’aide d’un logiciel de surveillance sur le site et des systèmes indiqués dans le Contrat IAC. L’Entrepreneur s’assurera que les messages de perturbation générés par la centrale sont reçus et analysés quotidiennement. L’Entrepreneur procèdera notamment à la surveillance au niveau du [coffret de regroupement CC] au minimum. Les mesures permettant de remédier à un message de défaillance en cas de défaillances ne pouvant être rectifiées à distance seront entreprises en fonction du degré de gravité de la défaillance et des délais de réponse convenus. Comptes rendus L’Entrepreneur fournira au Propriétaire les rapports suivants, dont le contenu sera détaillé dans le contrat d’E&M : Rapport mensuel à remettre au Propriétaire au plus tard le 7 de chaque mois. • • Rapport annuel à remettre au Propriétaire au plus tard 21 jours calendaires suivant la fin d’une année d’exploitation. • Rapports sur les perturbations importantes – si, au cours de la surveillance ou des essais, l’Entrepreneur identifie d’importantes perturbations, dommages ou défauts, l’Entrepreneur en informera immédiatement le Propriétaire, au plus tard dans les 24 heures suivant le moment auquel l’Entrepreneur prend connaissance du défaut, en détaillant le type de dommage, ainsi que le moment et la durée estimés de la réparation. Les rapports relatifs à toute opération de maintenance majeure doivent être remis au Propriétaire dans les 7 jours suivant la fin de ladite opération. Le rapport sur la rectification des défauts ou interruptions de l’exploitation de la centrale sera remis dans les 7 jours. (suite) 192 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Annexe 3 : Termes principaux du Contrat d’E&M 193 Termes principaux d’un contrat E&M (suite) Sujet Nature de l’accord Entretien des zones L’Entrepreneur assurera l’entretien des zones extérieures et le contrôle de la végétation sur la centrale de sorte à ce extérieures que la performance de la centrale ne soit pas affectée par l’ombrage. L’entretien des zones extérieures sera réalisé d’une manière et à une fréquence respectant les obligations associées aux permis et au bail et conformément aux recommandations du fabricant. Sécurité L’Entrepreneur sera chargé d’assurer la sécurité et la surveillance de la centrale au cours de la durée du contrat. Ces services seront fournis 24 h/24, 365 jours/an. Gestion des pièces de Le Propriétaire mettra à la disposition de l’Entrepreneur un inventaire des pièces de rechange destinées à être rechange utilisées dans l’exécution des Services (les pièces de rechange auront préalablement été fournies par l’Entrepreneur IAC). L’Entrepreneur est chargé de fournir tous les autres matériaux, équipements, outils et consommables nécessaires à l’exécution des Services. L’Entrepreneur s’assurera que toutes les Pièces de rechange sont étiquetées et enregistrées dans un journal au moment de leur réception ou de leur retrait du stock. L’Entrepreneur devra, à ses propres frais, remplacer les Pièces de rechange utilisées par de nouvelles pièces d’une qualité et d’une garantie, de même niveau ou de meilleur niveau. Toutes les pièces de rechange restent la propriété exclusive du Propriétaire et seront retournées au Propriétaire à la fin du Contrat. L’Entrepreneur conservera toutes les Pièces de rechange sur le site ou à une distance acceptable pour en permettre le transport rapide jusqu’au Site. Garantie de disponibilité L’Entrepreneur garantit que le niveau de Disponibilité de la Centrale sera d’au moins [99] % (Niveau de disponibilité garanti) au cours de chaque année d’exploitation de la Durée du contrat, à compter de la date de Commencement. La disponibilité de la centrale sera calculée au niveau de l’[onduleur] conformément à la méthodologie figurant dans le Contrat d’E&M. La Disponibilité mesurée de la centrale sera comparée au Niveau de disponibilité garanti. Si la Disponibilité mesurée de la centrale passe sous le Niveau de disponibilité garanti, des dommages-intérêts liquidés devront être versés au Propriétaire conformément au Contrat d’E&M. Garantie du coefficient L’Entrepreneur garantit que le Coefficient de performance (CP) de la centrale sera au moins [x] % (Coefficient de performance de performance garanti) pour chaque année d’exploitation de la Durée du contrat, à compter de la date de Commencement, en tenant compte d’un taux de dégradation annuel convenu. Aux fins du calcul du CP, la production énergétique de la centrale sera mesurée au compteur et l’ensoleillement du plan du panneau sera mesuré par au moins deux pyranomètres standards secondaires, tous deux conformément au contrat d’E&M. Le CP de la centrale mesuré sera comparé à la valeur du CP garanti. Si le CP mesuré de la centrale passe sous le Coefficient de performance garanti, des dommages-intérêts liquidés devront être versés au Propriétaire conformément au Contrat d’E&M. Dommages-intérêts S’il est établi que la centrale fonctionne à un niveau inférieur au Niveau de disponibilité garanti et/ou au liquidés Coefficient de performance garanti au cours de la durée du contrat, l’Entrepreneur devra verser au Propriétaire des dommages-intérêts liquidés par le biais d’une indemnisation. Chacune des parties convient que les dommages- intérêts liquidés seront calculés à un niveau représentant une véritable estimation préliminaire des pertes pouvant être anticipées du fait de l’échec à respecter le niveau de disponibilité garanti et/ou le Coefficient de performance garanti. Limite de responsabilité La responsabilité de l’Entrepreneur en vertu du Contrat se limite au Prix contractuel. Santé et sécurité L’Entrepreneur sera chargé de la sécurité de tout le personnel de l’Entrepreneur et des Sous-traitants sur le Site. L’Entrepreneur sera chargé d’assurer la sécurité de toutes les activités de maintenance réalisées sur le Site. 194 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques ANNEXE Systèmes solaires PV de toiture 4 A4.1 APERÇU DES SYSTÈMES SOLAIRES PV DE TOITURE Les installations solaires de a4.1.1 INTRODUCTION toiture constituent une part Les systèmes solaires PV de toiture peuvent varier dans une large mesure par leur taille, allant de systèmes à petite échelle sur les importante du déploiement de maisons à des installations de multi-mégawatt sur des bâtiments la technologie PV et devraient non-domestiques tels que des entrepôts commerciaux, des usines augmenter sensiblement à ou des parcs de bureaux. La nature modulaire des modules solaires PV la rend parfaitement adaptée à une utilisation sur les l’avenir. toitures. Pour un promoteur, les avantages des systèmes PV sur toiture peuvent inclure la réduction du coût associés aux terrains, la possibilité de compenser l’électricité consommée sur place et un moindre coût de raccordement en raison de la proximité à un point de raccordement. Du point de vue de l’intérêt public, la technologie de l’énergie solaire PV de toiture est une source de production distribuée qui est par nature située à proximité de la source de la demande de charge. Elle réduit également la pression sur l’utilisation de la surface au sol, rare, surtout en milieu urbain. À ces avantages sont associés des défis supplémentaires au niveau de la conception, la construction et l’exploitation. Ces complexités supplémentaires sont étudiées dans les sections suivantes. Bien que ce guide fasse mention des aspects relatifs aux systèmes résidentiels à petite échelle, l’accent est mis sur les systèmes de plus grande envergure sur les toits de structures non domestiques. L’accent de ce guide porte sur le secteur raccordé au réseau et ne traite donc pas des défis supplémentaires associés aux systèmes hors réseau, pour lesquels des systèmes de stockage par batterie ou autres systèmes de stockage d’énergie sont nécessaires. A4.1.2 DIMENSION DES SYSTÈMES A4.1.2.1 Les petits systèmes résidentiels Un petit système résidentiel (associé à une petite production) pourrait consister en une chaîne unique de modules PV raccordés à un unique onduleur en chaîne tel qu’illustré à la Figure 33. Le raccordement au réseau pour un système résidentiel peut souvent utiliser l’infrastructure existante (par exemple le boîtier électrique existant) présente dans le bâtiment. Un certain nombre de considérations conceptuelles sont communes à toutes les applications solaires PV de toiture. Cependant, certains aspects sont simplifiés pour les petites Annexe 4 : Systèmes solaires PV de toitures 195 Figure 33 : Schéma d’un système PV de petite échelle  chéma d’un système PV de toiture non-domestique Figure 34 : S Tableau de distribution PV Déconnexion Sectionneur Déconnexion Sectionneur c.c. c.a. c.c c.a. L1 L2 L3 N E Onduleur Onduleur LABEL LABEL LABEL LABEL LABEL LABEL LABEL LABEL Déconnexion Sectionneur c.c. c.a. Installation dans les combles TERMINAL Inverter Onduleur LABEL + SCHEMATIC 0123 kWh LABEL 0123 kW Compteur 0123 kWh LABEL LABEL LABEL 0123 002 de génération Sectionneur principal Déconnexion Sectionneur c.c. c.a. (bipolaire), peut uniquement LABEL Inverter Onduleur LABEL être sécurisé LABEL Relai de en position d’arrêt LABEL LABEL LABEL protection Nouvelle installation c.a. Contacteur à 4 pôles G59 Installation de toiture Installation en local technique Capteur Alimentation Exemple de système domestique Alimentation Sectionneur principal (4 pôles), en alternatif Unité domestique du GRD peut uniquement être sécurisé en position off - Onduleur unique principale LABEL Champ de panneaux 0123 kWh TERMINAL Montage en série - Chaine PV simple Compteur Chaîne simple électrique 0123 kW kWh - Raccordé à un dispositif de LABEL + SCHEMATIC Alimentation 0123 kWh 0123 002 Données Installation dans le protection spécifique dans Terminal à distance en alternatif local technique principal Installation sur toiture l’unité domestique existante Installation c.a. domestique existante Exemple de système de plus grande envergure - Deux chaînes de cellules PV pour chaque onduleur - Trois onduleurs (répartis sur une alimentation triphasée) Alimente un disjoncteur MCB triphasé dans le tableau de LABEL + SCHEMATIC - Raccordé par un relai de protection G59/1 à un disjoncteur Installation existante distribution principal MCB triphasé dans l’unité d’alimentation principale installations de toiture. Par exemple, la conception marchés, les incitations exigent qu’un entrepreneur soit électrique des petits systèmes est moins complexe que celle certifié, ce qui contribue à promouvoir la qualité et la des grands systèmes, les petits systèmes pouvant souvent sécurité de la conception et de l’installation PV. être reliés en monophasé à basse tension (LV). Cela signifie onduleurs, qui permet de transformer le courant continu • Le PV utilisé pour créer des auvents pour les bâtiments que la nécessité d’une certaine complexité conceptuelle au A4.1.2.2 Systèmes non domestiques de moyenne et en courant alternatif au niveau du module, et d’éviter ainsi (donc bénéficiant également la conception solaire niveau du transformateur et des appareils de connexion est grande échelle la nécessité d’onduleurs centraux. Les autres avantages passive). réduite, voire évitée. sont les commandes au niveau du module qui permettent Les systèmes PV de toiture non domestiques peuvent • Des lanterneaux en verre/verre PV intégrés. d’apporter instantanément des ajustements à une chaîne si varier de par leur échelle, et peuvent aller de quelques un module était affecté par des débris ou d’autres facteurs • Tuiles ou ardoises PV, qui peuvent être utilisés comme La structure du projet peut être simple, car les systèmes dizaines de kW à de plusieurs mégawatts. Un système résidentiels à petite échelle sont souvent financés par les de réduction de la performance. matériaux de couverture de substitution. non domestique de moyenne à grande échelle intègre propriétaires d’immeubles qui souhaitent compenser leur généralement plusieurs chaînes de modules PV, combinés consommation d’électricité ou exporter de l’électricité A4.1.3 TYPES DE SYSTÈMES Les espaces de stationnement /espaces de stationnement en de nombreux onduleurs en chaîne, comme illustré dans dans le réseau afin de bénéficier de mesures incitatives, les la Figure 34. Les systèmes solaires PV de toiture se divisent recouverts de panneau PV sont un moyen populaire programmes de TR. Dans certains marchés, des contrats généralement en deux catégories : le PV appliqué aux d’intégrer des panneaux PV dans une structure de location avec participation de tiers ou des structures de Si les systèmes PV au sol de grande envergure peuvent bâtiments (PVAB) et le PV intégré aux bâtiments
PV fonctionnelle et peuvent être utilisés en combinaison avec prêts offerts par des entreprises fournissant des systèmes utiliser des systèmes d’onduleurs centraux, cela n’est pas (PVIB). La figure 35 illustre la différence entre un système des stations de chargement des voitures électriques, bien solaires ou des banques aident les propriétaires résidentiels courant pour les panneaux de toiture. Les onduleurs en PVAB et PVIB. que ce cas ne soit pas couvert en détail ici. à surmonter le coût initial élevé d’un système. chaîne sont plutôt favorisés afin de minimiser les longueurs de câbles CC entre la toiture et l’onduleur, et ainsi Le PVAB s’applique pour un bâtiment existant, et le PVIB Le PVIB peut être un bon moyen d’obtenir les résultats Dans un certain nombre de marchés mondiaux, la minimiser les pertes de câble CC. En comparaison avec un peut être utilisé dans de nouveaux bâtiments intégrant esthétiques désirés sur les façades de bâtiments. conception et l’installation de systèmes résidentiels petit système résidentiel, le raccordement au réseau pour un système d’énergie solaire PV dans le cadre de sa Certains modules PV disponibles à la vente dans le peuvent malheureusement attirer des entrepreneurs un système non-domestique est susceptible de nécessiter conception. commerce permettent même des cellules PV de couleurs inexpérimentés, il y a donc eu des cas d’installations des infrastructures supplémentaires, comme des boîtes de personnalisées (comme le violet, jaune ou vert). mal conçues, inefficaces ou dangereuses. Il est triage, un ou plusieurs transformateurs et une protection Les systèmes PVIB peuvent faire usage d’un certain Cependant, les applications PVIB sont plus coûteuses important que les systèmes résidentiels soient conçus électrique plus importante. Le processus de raccordement nombre de types de modules PV souples et d’options de que le PV appliqué et se traduisent par un rendement selon les normes locales et internationales (comme la au réseau est susceptible d’être plus long et détaillé. Les montage, y compris : énergétique sacrifié en raison d’une efficacité réduite du CEI 62548: 2013-Exigences de conception pour les progrès récents dans la technologie des onduleurs ont module ou d’une inclinaison/orientation compromise. groupes photovoltaïques (PV) et soient installés par des • Toiture PV flexible. Le PVAB est plus simple et plus facile à installer que le introduit la possibilité d’utiliser la technologie micro- professionnels expérimentés. Dans un certain nombre de • Le PV utilisé pour créer la façade d’un bâtiment. PVIB. Un plus grand nombre d’espaces de bâtiment sont 196 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Annexe 4 : Systèmes solaires PV de toiture 197 température des modules PV, en raison d’une réduction du refroidissement par le vent et de l’absorption de la chaleur Figure 35 : Systèmes PVAB (à gauche) et PVIB (à droite) Figure 36 : Réduction de l’efficacité des modules selon émise par la toiture et autres surfaces de construction. le coefficient de température moyen L’éventail des corrections des pertes de température sur les centrales solaires PV pourrait aller d’une perte de 14 pour cent à un gain de 2 pour cent, en fonction du climat, il Efficacité relative du module (%) s’agit donc d’une considération importante. Le rendement du module PV diminue à mesure que la température augmente. Cet effet est plus prononcé avec le silicium cristallin par rapport aux technologies à couches minces. Un coefficient de température classique des modules de silicium est de l’ordre de -0,43 pour cent de perte d’énergie par degré Celsius au-dessus de la température du module 25 ° C. La figure 36 montre la relation entre l’efficacité du module aux conditions normales d’essai (STC)80 et Température du module (°C) la température d’un module en silicium polycristallin standard. Source: SMA Solar Technology AG Pour s’assurer que les systèmes de toiture n’atteignent A4.2.1.3 Pertes provoquées par la neige pas des températures excessives, l’espacement convenable disponibles pour un potentiel de PVAB, car le PVIB est A4.2.1 INCLINAISON ET AZIMUT DU SYSTÈME entre les modules PV de toiture doit être pris en compte Pour les prévisions du rendement énergétique solaire PV principalement applicable aux bâtiments neufs. C’est dans les spécifications de conception afin de permettre la dans les régions qui connaissent des chutes de neige, il Les contraintes associées à la charge de vent et à la convient de prendre en considération l’effet de la neige pourquoi la plupart des systèmes installés dans le monde ventilation. dimension du toit peuvent limiter l’angle d’inclinaison sur la performance du système. Pour un système solaire sont des systèmes PVIB. pouvant être utilisé. Les angles d’inclinaison sont donc PV de toiture, des objets propres aux toitures tels que les A4.2.1.2 Pertes associées aux ombres portées par des souvent plus faibles pour les systèmes de toiture. Alors que gouttières, évents ou combles adjacents peuvent piéger la objets proches A4.2 RENDEMENT ÉNERGÉTIQUE certaines conceptions de systèmes peuvent viser des angles neige, qui s’y accumule. En raison du câblage interne des d’inclinaison plus élevés pour augmenter le rendement, Les pertes associées aux ombres portées par des objets modules solaires PV classiques, il peut être avantageux Un certain nombre de considérations s’appliquent au une meilleure utilisation de l’espace de toit disponible est proches peuvent être importantes pour les systèmes d’installer les modules dans un profil aménagé lorsque rendement énergétique des systèmes solaires PV de toiture. possible avec des angles d’inclinaison inférieurs. En effet, PV de toiture en raison de la position des bâtiments, de la neige peut s’accumuler le long du bord inférieur du Ceux-ci incluent : il est possible de réduire l’espacement entre les rangées de des cheminées, des bouches d’aération, des arbres, des panneau. Cela permet aux diodes de dérivation de rester • Les inclinaisons et l’orientation (azimut) non optimales modules pour un angle d’inclinaison plus faible sans nuire combles, des lignes aériennes
et autres objets d’ombrage efficaces et ainsi de réduire les pertes. (azimut).78 à l’ombrage d’une rangée sur l’autre. potentiel attenants. Un tel ombrage doit être évité. Si l’ombrage est inévitable, l’utilisation d’onduleurs • Le potentiel d’augmentation des pertes de température A4.3 CONCEPTION DE L’INSTALLATION Pour les pays proches de l’équateur, comme l’Indonésie, en chaîne plutôt que d’onduleurs centraux permet de du module. un angle d’inclinaison faible coïncide avec le rendement minimiser l’impact de la perte générée par l’ombrage sur la Il existe des risques de conception élevés pour les systèmes • Une plus grande complexité près des éléments énergétique annuel optimald.79 Cependant, avec performance globale du système. PV de toiture en raison de leur impact potentiel sur d’ombrage. 
 l’augmentation de la distance de l’équateur, des angles l’intégrité des toits, le personnel ou le contenu d’un d’inclinaison faibles peuvent réduire le rendement Il est important de modéliser précisément l’ombrage bâtiment. La conception de la centrale doit être conforme • Potentiel d’accumulation de couverture neigeuse/fientes spécifique global du système. avant la construction, en intégrant tous les objets sources aux normes locales et internationales (telles que la norme d’oiseaux/poussière. d’ombrage de sorte que le rendement énergétique prévu et CEI 62548: 2013, et le Code international du bâtiment). La possibilité qu’une installation de toiture soit plus Les toits eux-mêmes sont souvent orientés selon un azimut le rendement financier puissent
être évalués avec précision. Les sections suivantes s’intéressent aux aspects relatifs à la difficile d’accès qu’une centrale au sol doit être prise en et des angles d’inclinaison non optimum. La réduction de Les promoteurs doivent effectuer des inspections du conception de la centrale particulièrement pertinents pour considération dans la prédiction du rendement énergétique l’irradiation annuelle totale peut être calculée site par site.. toit afin de déterminer les obstacles actuels et recueillir les systèmes de toiture. Les conceptions électriques doivent par rapport au nettoyage (pertes provoquées par les des informations sur les éventuels immeubles de grande tenir compte de la bonne disposition des câbles, de la salissures) et la disponibilité de l’installation (temps A4.2.1.1 Pertes de température du module hauteur qu’il pourrait être prévu de construire à proximité. protection contre la foudre et de la sélection de l’onduleur. de maintenance pour les réparations). La sécurité du En cas d’informations négatives, ces sites doivent se voir Les plans de génie civil doivent sécuriser le système de Par rapport à un système au sol, l’intégration d’un système personnel lors de l’accès au toit devrait également être accorder une priorité faible pour le développement. toiture en toute sécurité et efficacement, tout en tenant d’énergie solaire PV sur une toiture peut augmenter la prise en considération. compte des exigences de maintenance du générateur PV et de la toiture. L’imperméabilisation est une considération importante de l’installation. Il est important d’éviter les 79 Des angles d’inclinaison inférieurs à 10° ne sont pas recommandés, le ruissellement de l’eau de pluie ayant un effet de nettoyage moins efficace 80 Conditions normales d’essai : 1 000 W/m2, masse d’air 1,5, température du impacts négatifs pour la longévité du toit, ceci qui peut 78 L’azimut est la position du soleil par rapport au nord, au sud, à l’est et à l’ouest. module 25 °C. Les définitions peuvent varier, mais 0° représente le sud géographique, -90 ° conduisant à une augmentation des pertes provoquées par les salissures. représente l’est, 180 ° représente au nord, et 90 ° représente l’ouest. 198 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Annexe 4 : Systèmes solaires PV de toiture 199 à son tour avoir des effets négatifs sur les garanties de Comme pour les systèmes au sol, un système de mise à la systèmes de sécurité sont appropriés. Les demandes de Plusieurs approches de fixation différentes sont disponibles couverture et de l’assurance. Ce point est discuté dans la masse doit être appliqué à un système PV de toiture pour raccordement au réseau doivent être faites bien avant la en fonction du type de toit. Il s’agit par exemple sous-section 3.2 de la présente Annexe. assurer la sécurité et permettre le bon fonctionnement du date d’installation et veiller à ce que la capacité maximale d’entretoises soudées ou vissées en place, de bordures système. Comme il n’y a pas de connexion directe à la d’exportation soit supérieure ou égale à la puissance intégrées à la toiture ou de grilles en acier suspendues A4.3.1 CONCEPTION ÉLECTRIQUE terre par les pieux de fondation, un système de mise à la installée proposée de la centrale au-dessus de la surface du toit. Dans le cas de tuiles en terre des structures de montage doit être envisagé. Toutes céramique ou en ardoise, il n’est pas jugé approprié de Nombre des évaluations de la conception électrique les exigences de mise à la terre de l’installation PV devront percer la tuile dans une perspective d’étanchéité à l’eau, A4.3.2 CONCEPTION DES OUVRAGES DE GÉNIE CIVIL requis pour les systèmes au sol, comme les niveaux être intégrées aux exigences de mise à la terre du bâtiment. et par conséquent, des clips ou des crochets sur mesure de dimensionnement du courant et de la tension et les La conception des systèmes de mise à la terre doit éviter La conception des ouvrages de génie civil d’un système peuvent constituer une solution. Il convient de veiller à ce niveaux de protection de l’isolation, sont applicables de rompre l’enveloppe du bâtiment et d’endommager de toiture doit soigneusement examiner un concept de que les fixations soient faites d’éléments structurels conçus aux systèmes de toiture. Cependant, des questions le système d’étanchéité ou l’installation électrique du support approprié permettant de fixer les panneaux PV, pour accueillir un poids supplémentaire. supplémentaires devraient être prises en compte au cours bâtiment. de minimiser les effets négatifs sur l’imperméabilisation de la phase de conception électrique. de la toiture, et de résister au soulèvement. En outre, une A4.3.2.2 Fondations lestées Pour les conceptions de systèmes intégrant plusieurs évaluation minutieuse de la charge ajoutée au toit doit être Il est plus difficile de minimiser les chemins de câbles effectuée. Une fondation lestée maintient les systèmes solaires PV inclinaisons et orientations, il convient de veiller à ce pour les systèmes de toiture à grande échelle, ce qui peut en place grâce à des matériaux lourds tels que des dalles que, dans la conception de l’onduleur, seuls des sous- conduire à des pertes de câbles légèrement plus élevées Au niveau mondial, un certain nombre de systèmes de béton. Cette approche est relativement simple, mais générateurs orientés à l’identique sont attribués à un seul en raison de longueurs de câble ou de l’augmentation du ont échoué en raison de la mauvaise conception et les besoins en capacité de charge de toit
doivent être point de conversion de maximale de l’énergier81 (ce qui coût des câbles, plus épais. Le positionnement des câbles dimensionnement de la structure de support sur les pris en considération en raison du poids supplémentaire implique généralement l’utilisation d’un seul onduleur en doit être effectué avec soin à l’aide de colliers de serrage systèmes de toiture. Ces échecs ont tendance à être de du lestage. En conséquence, l’angle d’inclinaison du chaîne). Chaque inclinaison et orientation du panneau PV appropriés pour maintenir les câbles en place. Des câbles grande envergure car les systèmes au sol présentent un système est normalement limité à 20° en raison d’un angle aura ses propres caractéristiques de sortie et doit donc être mal fixés constituent un danger et peuvent souffrir de risque de danger important pour l’homme. d’inclinaison plus élevé qui augmente la charge de vent et « suivi » séparément pour maximiser le rendement dommages dans des conditions venteuses. Les câbles donc le poids du lestage nécessaire. peuvent également atteindre des températures plus élevées Un contrôle de la puissance réactive peut être requis par Il existe trois grandes options pour les fondations dans les systèmes de toiture en raison d’une ventilation nécessaires à la sécurisation d’un système PV sur un toit : Les distributions de la pression du vent varient en fonction un opérateur de réseau, avec des facteurs de puissance moindre, ce qui augmente la résistance et, par conséquent, de positionnement sur la structure du générateur PV. Les inductifs à capacitatifs à des niveaux en dessous de l’unité. • Fixation à la structure. 
 les pertes du câble. Il est recommandé que les câbles panneaux d’angle et de périmètre tendent à être les plus La plupart des onduleurs PV ont la capacité de fournir un respectent ou dépassent les exigences suivantes définies • Lestage. 
 chargés et exigent beaucoup plus de lest que les panneaux soutien à la puissance réactive. Si la puissance réactive est dans la norme CEI 61730-1 : intérieurs. Un procédé permettant d’en réduire l’effet intégrée à la conception du système, alors il est important • Combinaison de lestage et de fixation à la structure. consiste à interconnecter les structures de support de que le dimensionnement des composants électriques • Taille : minimum 4 mm2 (12 AWG) pour les modules sorte à mieux répartir le lestage sur le toit. Le système de et onduleurs soit effectué de manière appropriée A4.3.2.1 Fondations fixes connectés en série. fondation doit être conçu de manière adéquate pour être (cotes requises généralement plus élevées pour tous les Une fondation avec fixation à la structure se compose suffisamment rigide pour étaler de telles forces. équipements auxiliaires et onduleurs). • Cote de température de -40° C à + 90° C. normalement de pénétrations dans la surface du toit et de connexions au cadre du module. Le système de lestage repose sur la friction entre la surface Il convient de prendre en considération les autres ouvrages • Type PV-wire, USE-2 ou équivalent. du toit et les panneaux, afin de l’empêcher de glisser. Le du bâtiment qui pourraient interagir avec l’installation Les fondations fixes sont intéressantes car elles réduisent niveau de friction peut avoir un impact significatif sur d’un système PV. Il se peut que les câbles circulant à La bonne spécification des fusibles est également très la charge morte de la structure et présentent souvent la quantité de lest nécessaire. Il est possible de tester le l’intérieur des bâtiments doivent être installés dans des importante pour les systèmes de toiture, tout défaut de plus de souplesse que les autres solutions. Le principal potentiel de friction d’un toit à l’aide d’outils spécialement conduits robustes afin d’assurer la protection mécanique, dimensionnement d’un fusible pouvant entraîner un risque inconvénient d’un système fixe est que les pénétrations conçus et d’optimiser ainsi la conception du lestage. et marqués comme « solaire » afin d’éviter toute confusion d’incendie important. dans la surface d’un toit peuvent interférer avec des avec d’autres câbles. A4.3.2.3 Évaluation du chargement matériaux d’étanchéité et provoquer des fuites. Ce Une protection contre la foudre peut être nécessaire pour problème est moins important pour les toits inclinés, Un ingénieur qualifié doit effectuer le calcul des charges Une demande de raccordement au réseau est généralement les endroits à haut risque d’orages ; les normes CEI 62305 mais la conception de systèmes fixes sur des toits plats, de la structure ; ceci doit être fait pour chaque système requise pour
le système, même si toute l’énergie générée et UL2703 forment la base des exigences de mise à la terre. particulièrement intéressante pour une utilisation de PV de toiture. L’intégrité de la structure de l’espace de par l’installation est consommée par le bâtiment lui- Les bâtiments peuvent déjà être équipés d’un système l’énergie solaire PV à échelle commerciale, nécessitera toiture existant doit être évaluée au moyen de l’examen même. En particulier,
les gestionnaires de réseaux utilisent de protection contre la foudre, auquel cas l’installation des soins particuliers. Les garanties existantes de la des dessins de conception et d’une inspection visuelle. souvent une demande de raccordement au réseau pour PV devra être intégrée à ce système. Cela peut nécessiter toiture doivent également être vérifiées car ces garanties L’inspection visuelle peut révéler des dommages ou la s’assurer que les autres mécanismes anti-îlotage et autres une liaison, la mise en place d’une bande de terre et pourraient être invalidées du fait des perforations dégradation des éléments structurels existants. de parasurtenseurs, sous réserve de la disposition de effectuées. Des dommages provoqués par l’eau pénétrant l’installation. dans le bâtiment par un toit percé peuvent conduire Les calculs de l’évaluation de la charge devraient prendre 81 Un point de conversion optimale de l’énergie est une composante d’un onduleur PV (certains onduleurs de plus grande ampleur peuvent en avoir plus à la présence de pourriture dans les bâtiments dotés les points suivants en considération : d’un) faisant varier le courant et la tension du panneau PV pour atteindre le de fondations en bois et à la perte de l’intégrité de la point de conversion optimale de l’énergie. structure. 200 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Annexe 4 : Systèmes solaires PV de toiture 201 • Évaluation des charges agissant sur le panneau PV et le être conservé au minimum, alors des essais en soufflerie Les permis de construire sont susceptibles d’évaluer les 5. Atténuer: minimiser la distance ou la conséquence toit, y compris le vent, la neige et les charges sismiques. tendent à être réalisés et utilisés avec les codes conceptuels plans structurels ainsi que, éventuellement, la conception d’une chute en utilisant un équipement de protection La présence du panneau entraînera une charge de vent des pays pertinents. Un certain nombre de fournisseurs de la rénovation du toit si un renforcement structurel personnelle, un dispositif antichute, des filets ou des verticale supplémentaire sur le toit. de fondation solaires PV ont déjà entrepris des essais en est nécessaire pour supporter le poids supplémentaire de systèmes de réception en douceur. soufflerie sur leurs produits. Un ingénieur qualifié peut l’installation PV. • L’évaluation de la structure du toit afin de déterminer appliquer leurs résultats aux conditions spécifiques du site. Une formation, un enseignement et une supervision sa capacité de charge inutilisée. La facilité avec laquelle les consentements peuvent doivent être fournis à la population active à chaque étape • La comparaison de la capacité de la structure du toit A4.3.2.4 Surveillance et sécurité être obtenus variera d’un pays à l’autre et dépendra de de la hiérarchie avec les nouvelles charges et les charges existantes la complexité de l’installation projetée. Les objectifs Comme dans le cas des grands systèmes au sol, un système appliquées. d’énergie renouvelable du gouvernement central A4.6 MISE EN SERVICE de surveillance complet est nécessaire sur les systèmes peuvent être reproduits jusqu’au niveau local et affecter de toiture. Les systèmes sur bâtiments étant situés à L’évaluation des charges peut révéler que la structure du positivement le processus d’approbation. Les exigences de mise en service des systèmes PV de toiture proximité de l’utilisateur final, il existe une opportunité toit ne peut accueillir le poids supplémentaire du système sont similaires aux systèmes au sol. Des normes telles que d’éducation et de marketing. Un affichage en temps réel d’énergie solaire PV. Dans ce cas, des renforts structurels la norme CEI 62446 doivent être utilisées à titre indicatif. à l’intérieur du bâtiment, qui informe les utilisateurs du A4.5 CONSTRUCTION devraient être incorporées à la conception du système. Les exigences nationales spécifiques varient selon les pays bâtiment de la quantité d’électricité produite et d’autres Les modules PV sont sous tension dès qu’ils sont exposés et les opérateurs de réseaux. caractéristiques environnementales, peuvent être un bon Le système solaire PV ne doit pas permettre l’accumulation à la lumière du jour, et en tant que tels, représentent un moyen de promouvoir les compétences écologiques d’une d’eau en certaines zones du toit car cela provoquerait danger pour les installateurs. En raison du positionnement A4.7 EXPLOITATION ET MAINTENANCE organisation. Les pannes et les temps d’arrêt peuvent une charge supplémentaire. L’eau doit être rapidement de l’installation, une attention particulière devrait être également être surveillés sans avoir à inspecter le système Les systèmes solaires PV de toiture, comme les systèmes distribuée dans le système de drainage général du accordée à s’assurer que le personnel accédant au toit de toiture. Des systèmes de suivi à distance existent PV fixes au sol, exigent peu d’entretien par nature ; bâtiment. pour l’entretenir et y réaliser d’autres activités ne sont également, qui permettent à un promoteur disposant ils n’ont pas de pièces mobiles et les modules PV ont pas exposés à des risques d’électrocution. La conception de nombreuses installations de toiture de surveiller la une durée de vie de plus de 25 ans. Tous les systèmes La charge de vent peut provoquer le glissement, du système devrait limiter les tensions de circuit production à partir de différents lieux. PV solaires nécessitent peu d’entretien, consistant en l’élévation, et des charges descendantes sur le générateur ouvert et veiller à ce que les pièces sous tension sont PV et la structure du toit. L’ampleur de la charge tend à convenablement isolées en cas de contact. un contrôle régulier des câbles et des composants, le En général, la sécurité du système contre le vol des remplacement des modules et des onduleurs défectueux et, dépendre d’un certain nombre de facteurs spécifiques au modules et onduleurs est meilleure grâce à la présence de dans certains cas, le nettoyage du module. site, tels que la distance à la mer, le caractère du terrain Il existe une complexité supplémentaire en raison de la combles, généralement inaccessibles au public. Quand les environnant et le positionnement des panneaux sur le toit. taille et du poids inhabituels des modules lors du travail toits sont accessibles depuis d’autres toits, des mesures de Un manuel d’E&M détaillé d’installation PV de toiture Un système solaire PV de toiture peut être divisé en trois en hauteur. Par conséquent, une attention particulière doit sécurité supplémentaires peuvent être envisagées, telles que doit définir la procédure d’exécution des activités de zones pour des considérations de charge de vent : être accordée lors de l’installation et de la maintenance des verrous de sécurité. maintenance en hauteur de manière sécurisée. Des d’un système d’énergie solaire PV de toiture car les 1. Zone intérieure. considérations opérationnelles existent quant à la travailleurs pourraient ne pas disposer de l’expérience 2. Zone périphérique. A4.4 PERMIS, LICENCES ET ACCORDS nécessaire pour travailler en hauteur. toiture. Un problème comme une fuite dans le toit peut être aggravé par la difficulté entraînée par l’intégrité 3. Zone angulaire. Les exigences de planification relatives aux systèmes Lors de l’évaluation des risques associés aux travaux en du toit d’un système d’énergie solaire PV en place. Par solaires PV de toiture à grande échelle diffèrent de celles hauteur et de l’élaboration de mesures de contrôle, la conséquent, le plan d’exploitation et de maintenance, Les zones angulaires sont celles qui rencontrent les plus des systèmes au sol. Pour les petits systèmes, souvent, hiérarchie suivante doit être respectée : ainsi que le contrat de location, doivent définir les fortes charges de vent, tandis que les zones intérieures sont très peu de permis sont requis, hormis peut être le fait responsabilités et les procédures relatives à l’entretien de celles qui rencontrent les plus faibles charges de vent. que le bâtiment doit être de type résidentiel. Le processus 1. Éviter: : le travail en hauteur, sauf s’il est essentiel. l’espace de toiture et du système PV. d’approbation est généralement moins onéreux étant 2. Utiliser les plates-formes existantes : si une plate- En général, il existe des normes nationales ou donné que le solaire PV n’a aucun impact sur le sol, et forme existante est construite à cet effet, alors elle A4.8 ECONOMIE ET STRUCTURE DU PROJET internationales, telles que le Code international des donc moins d’impact sur la faune ou la flore. Un système doit être utilisée. bâtiments, qui peuvent être utilisées comme base pour le de PVAB peut avoir peu ou pas d’impact visuel. Les L’installation de systèmes PV de toiture permet une calcul structurel des charges sur les bâtiments. Il s’agit par impacts associés aux activités de construction et à l’accès 3. Prévenir: les chutes, en utilisant un équipement de alimentation directe dans une charge située à proximité exemple des Eurocodes en Europe et des codes ASCE aux au site doivent cependant être évalués, et certaines études travail qui protège toutes les personnes à risque (par (souvent le bâtiment sur lequel le système est lui-même États-Unis. environnementales peuvent être nécessaires en fonction exemple, l’équipement d’accès avec des glissières monté) ou l’alimentation du réseau. Ces deux options de la localisation et des exigences de l’autorité délivrant de sécurité, l’utilisation de plates-formes de travail ont le potentiel de réduire les pertes de transmission et Les guides et codes de conception existants peuvent être son consentement. Il peut exister des restrictions au mobiles élévatrices, l’utilisation d’échafaudages). de distribution, utilisant ainsi efficacement l’électricité utilisés pour estimer ces forces, mais comme la charge du développement dans les quartiers historiques du fait produite par le système PV de toiture. Du fait de la 4. Prévenir: les chutes grâce à un équipement qui vent agissant sur le panneau
est spécifique aux panneaux de l’obligation de préserver l’harmonie esthétique, qui possibilité d’utiliser l’électricité achetée pour alimenter le protège l’individu (par exemple, harnais avec une et au système de fixation utilisés, les charges obtenues devraient être étudiées avant tout développement du bâtiment, le système a la possibilité de rivaliser avec les protection antichute). par ces codes ont tendance à être très simplifiées. Si une projet. De même, les installateurs doivent noter l’impact tarifs d’électricité résidentiels et commerciaux. optimisation est nécessaire, comme cela est souvent le de l’éblouissement des modules PV sur les entreprises ou cas pour les systèmes lestés où le poids du lestage doit des résidences voisines. 202 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Annexe 4 : Systèmes solaires PV de toiture 203 A4.8.1 COMPTAGE pour les systèmes au sol, reconnaissant la complexité supplémentaire ainsi que les coûts opérationnels associés L’électricité produite par un système solaire PV de Encadré 17: Lessons Learned from a 1 MWp Rooftop PV Array, India à la conception et à l’installation des systèmes de toiture. toiture peut être exportée selon un certain nombre de Le TR est généralement réglementé par le gouvernement et As the market penetration of larger rooftop solar PV installations increases, the issues and differences between rooftop PV systems and configurations de comptage, en fonction des exigences appliqué par le service ou l’organe gouvernemental chargé ground-mount systems become more apparent. The siting, physical integration, interconnection and installation of rooftop PV systems spécifiques du projet et des Accords d’achat d’énergie et all typically require more detailed field work, analysis, and planning compared to ground-mount systems. Several of the issues may be de la distribution d’électricité. de TR. Deux systèmes de comptage couramment utilisés et categorised as follows: distincts sont présentés ci-dessous : Siting to maximise generation. †† A4.8.3 ACCORDS D’ACHAT D’ÉLECTRICITÉ 1. Le comptage net : Le système PV fournit la charge Roof loading and method of attachment. †† du bâtiment et exporte toute l’énergie excédentaire Il est possible de signer un AAE avec l’utilisateur du †† Interconnection. vers le réseau. Quand l’ensoleillement est insuffisant bâtiment, auquel cas le système est généralement conçu †† Construction requirements. pour produire de l’énergie (par exemple, la nuit), pour fournir une quantité inférieure ou égale à la charge Access and safety. †† les besoins de charge du bâtiment sont couverts en du bâtiment. Une autre option est que le propriétaire du Experience with rooftop arrays in India has yielded solutions to many of these issues. important de l’électricité du réseau. Un compteur bâtiment soit le propriétaire du système et un AAE peut Siting to Maximize Generation bidirectionnel est installé pour mesurer et enregistrer alors être conclu avec le fournisseur d’électricité ou le Location is often a trade-off as the roofs are not oriented optimally to the solar resource and adjacent structures can shade the array †† le résultat net. Si un AAE est en place pour l’énergie service de distribution d’électricité, qui ne limite pas la for significant periods of the day. A detailed site visit and measurement of dimensions are required for input into a shading model for solaire, un second compteur dédié peut être utilisé taille du système conceptuel à la charge du bâtiment. the yield analysis. Large periods of shading can significantly alter the economics by reducing yield. Shading models require effort and expertise, but can prevent underperforming installations. Beyond failing to meet profit goals, contractual obligations can come forth pour enregistrer l’électricité produite et exportée par A4.8.4 CONTRATS DE LOCATION where the building owner may not be receiving the output that was warranted in the PPA. An instance was highlighted in a project le générateur solaire. Des « compteurs intelligents » where shading from a building structure shaded half the array for several months each year. While there was not an easy solution, the ou compteurs de temps d’usage sont les compteurs Si un tiers est propriétaire du système PV, un contrat de energy yield prediction could have identified this. les plus couramment utilisés par les détaillants et location doit être conclu avec le propriétaire du toit pour Roof Loading and Method of Attachment les services publics, et déterminent la valeur de la durée du projet. La durée du projet est dictée par le The building structure design must be reviewed to ascertain its ability to accept the additional dead weight loads and potential lifting †† l’électricité selon le moment de la journée. Si la dossier financier du projet et est généralement définie dans loads of PV arrays during high winds. While there is typically a margin in the roof load capacity, one must consider the individual demande de pointe se produit en même temps que la frames and various sheathing and membrane on which the array will rest. The choice to use a ballasted array versus a mechanically un Accord d’achat d’énergie (généralement 15-25 ans). Il secured frame utilising penetrations avoided concerns of leakage and the need to seek approval for the attachment method from the production solaire, les compteurs intelligents peuvent est important que les conditions de location soient bien architect and the roof membrane provider, thereby saving on cost and reducing risk. ajouter de la valeur à l’énergie solaire produite définies et qu’elles garantissent ce qui suit : Interconnection pendant les périodes de demande de pointe, ce qui Building power and facility areas are often built with minimal future expansion in mind, and require codes for access and open space. †† peut être utilisé pour défendre un projet. • Toutes les activités de construction peuvent être When a PV system must run power conductors via conduit and establish correct disconnects, metering and entrance into the main entreprises. power panel, the job is often more difficult and requires preplanning and design. While one project had wall space for the correct PV Le comptage net est un système qui a été critiqué • L’accès au solaire est maintenu, c’est-à-dire que les system disconnects, there was no available space on the main panel and a larger panel had to be incorporated. aux États-Unis car, même s’il constitue une incitation activités qui apportent de l’ombre au générateur ne Construction Requirements efficace à la production décentralisée, ce système Rooftop installations require clear and practiced planning for items such as: †† sont pas autorisées pendant la durée du projet. ignore les avantages accessoires que le système de Any required roof penetrations as the underlying substrate must be known. • transmission et de distribution permet. Dans les • Un accès est accordé aux panneaux, onduleurs, onduit runs to the power room and potential to interrupt fire blocks by the conduit installation, and assessing the run to not • C pays où l’exploitant du réseau n’a pas la possibilité à l’équipement de surveillance et à l’équipement damage other conduits/services. de facturer les bénéfices associés à la transmission, auxiliaire électrique. An outage may be required in the building, and interrupt services. • un système de comptage net pourrait ne pas être Precautions to protect the roof membrane and related structures. • • Une définition claire est établie quant aux raisonnable d’un point de vue de politique publique. Access for cranes or material lift equipment, including a material storage plan during installation. • responsabilités et aux impacts sur la membrane de †† Roof space was tight on one project and this made construction in a small area more difficult. Because the crane was only available 2. Le comptage brut : L’intégralité de la production PV toiture et aux besoins d’entretien de la toiture. for a short period of time, all of the modules were delivered onto the roof space at once. This became problematic as it left very limited est exportée vers le réseau. Il s’agit d’une situation • Une définition claire est formulée pour ce qui se passe room for assembly activities. While there may not have been an alternative, further planning would have been beneficial. courante quand les gouvernements offrent un TR une fois le contrat de location arrivé à expiration. Le Safety aux propriétaires de systèmes PV. Les besoins en système peut être mis hors service ou mis en vente pour Safety is paramount because working at height, working with live modules, and working with high voltages present multiple hazards. †† énergie du bâtiment sont fournis par le réseau, et le propriétaire du bâtiment. As with the installation planning, safety is an integral part of any job and the various hazards must be inventoried, reviewed, and †† comptabilisés à un tarif normal (hors TR). discussed with all personal. Un recours à des conseillers juridiques et techniques peut With multiple workers on the roof, various staff were working concurrently on the DC array string wiring. This led to uncontrolled †† voltage and current rises. Working practices had to be changed to reduce the electric shock risk. FA4.8.2 TARIFS DE RACHAT (TR) être nécessaire pour s’assurer que la conception du système est conforme aux conditions du contrat de location. Dans certains marchés, les gouvernements offrent des Les systèmes solaires PV de toiture sont généralement programmes de TR qui offrent un prix avantageux pour la conçus pour une durée de vie de 25 à 30 ans. Le contrat production solaire. Souvent, les programmes de TR offrent de location doit donc tenir compte des exigences de un tarif plus intéressant pour les systèmes de toiture que construction au cours de cette période, y compris la 204 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques Annexe 4 : Systèmes solaires PV de toiture 205 réfection des toitures et l’entretien. Il convient de noter portée à parité avec le réseay82 par le biais de mesures que certaines garanties de modules sont annulées si un d’incitation gouvernementales en faveur des énergies système PV est déplacé, tout plan visant à déplacer des renouvelables. Le système repose sur des hôtes devant être modules doit donc être discuté avec le fabricant afin de des preneurs solvables, et par conséquent, la vérification s’assurer que les conditions de garantie sont remplies de la solvabilité est un prérequis prudent de la part du propriétaire lors de la sélection des hôtes appropriés A4.8.5 CONTRATS DE LOCATION ET PRÊTS À DES TIERS Pour les systèmes résidentiels de plus petite envergure, A4.9 CONCLUSIONS des TR, des subventions en capital ou, simplement, des Les systèmes solaires PV de toiture offrent une option factures d’électricité inférieures peuvent constituer la de développement futur intéressante. Si l’utilisation d’un justification économique d’un système. Sur les marchés espace de toit présente un certain degré de complexité mondiaux, en particulier aux États-Unis, les programmes pour un projet, cela présente aussi des avantages de prêts ou de contrats de location à des tiers innovants techniques et commerciaux. Pour les promoteurs, les sont de plus en plus fréquents. Ces programmes peuvent avantages commerciaux sont l’évitement des coûts de être offerts par les fournisseurs de systèmes solaires PV, la location de terrains, la compensation de l’électricité des institutions financières ou des services publics comme consommée sur place à une valeur supérieure à la valeur moyen de surmonter l’obstacle du coût en capital pour les d’exportation, et la possibilité de point de raccordement propriétaires qui installent des systèmes PV. au réseau sur place. Aux États-Unis, les contrats de location à des tiers sont Les délais liés à l’obtention de l’approbation et les coûts très fréquents. L’hôte ne paie pas l’électricité produite de projet peuvent être réduits en évitant l’impact sur le sol. par l’installation solaire PV, mais s’acquitte du paiement Des possibilités de formation, de marketing et de création du bail à un fournisseur de système PV. Il peut s’agir d’entreprise sont également introduites par la mise en d’un paiement régulier, qui augmente chaque année, place des énergies renouvelables au point d’utilisation, mais généralement à un taux inférieur à l’augmentation ainsi que la demande locale d’emplois. de l’électricité fournie par le réseau. Le propriétaire du système est responsable des coûts et des frais d’entretien et Il est primordial que des professionnels qualifiés effectuent touche le paiement de la location et des incitations fiscales, le travail de conception, en particulier en ce qui concerne réalisant des économies globales par rapport à sa situation les évaluations structurelles et le rendement énergétique. en l’absence de système d’énergie solaire PV. L’imperméabilisation est une considération conceptuelle et d’installation importante pour les systèmes de toiture. Il Le succès des contrats de location à des tiers est des est important d’éviter les impacts négatifs sur la longévité plus grands lorsque l’hôte économise de l’argent par du toit et sur les garanties et assurances existantes. Un rapport à ce qu’il paierait s’il recevait une facture certain nombre de structures de financement de projets et d’électricité normale, à savoir, dans les situations où de systèmes de comptage sont disponibles pour appuyer un la production de PV est à parité avec le réseau ou a été dossier d’installation solaire PV sur toiture. 82 La parité réseau existe lorsque le coût moyen actualisé de l’électricité est inférieur ou égal au prix du pouvoir d’achat dans le réseau électrique. 206 Guide pour promoteurs de projets solaires photovoltaïques