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La centrale solaire d'Ivanpah en fonctionnement le 29 avril 2013.

L'énergie solaire aux États-Unis, longtemps limitée à la Californie, connait une croissance très rapide dans une trentaine d'États depuis la mise en place de politiques de soutien à partir de 2008-2009.

La filière photovoltaïque fournissait seulement 2,2 % de la production nationale d'électricité en 2018, mais cette production photovoltaïque a été multipliée par 30 en huit ans (2010-2018) et a encore progressé de 26 % en 2018. L'Agence internationale de l'énergie évalue la part du photovoltaïque dans la production électrique des États-Unis à 2,3 % fin 2018 contre 2,6 % en moyenne mondiale, 3,2 % en Chine, 7,9 % en Allemagne et 2,2 % en France.

Les États-Unis détenaient en 2018 le deuxième rang mondial des producteurs d'électricité photovoltaïque avec 12,4 % de la puissance installée mondiale, derrière la Chine (35 %) et devant le Japon et l'Allemagne.

Sur les dix plus puissantes centrales électriques solaires du monde, six se trouvent dans les déserts du Sud-Ouest des États-Unis. Fin 2014, le secteur solaire faisait vivre 173 000 salariés américains. La Californie est l'état leader du secteur : elle représente 40,6 % de la production photovoltaïque du pays en 2018 et l'énergie solaire y fournit 19 % de la production électrique. Les équipements individuels s'y multiplient grâce à l’effondrement des coûts des panneaux solaires, divisés par cinq en cinq ans : en 2015, environ 2,5 millions de foyers californiens utilisaient l'énergie produite par leurs panneaux photovoltaïques.

Deux entreprises américaines figurent au classement mondial 2017 des dix plus grands fabricants de modules photovoltaïques : First Solar au 9e rang et Sunpower au 10e rang.

Dans la filière solaire thermique, les États-Unis sont au 2e rang des pays producteurs de chaleur d’origine solaire avec 4 % du total mondial, très loin derrière la Chine ; cette énergie est surtout utilisée pour le chauffage des piscines.

La filière solaire thermodynamique à concentration est exploitée dans les États du sud-ouest (Californie, Arizona, Nevada) qui bénéficient de taux d'irradiation solaire très élevés. Les États-Unis sont pionniers dans cette technologie depuis 1985, date de la construction de la première centrale solaire thermique ; ils étaient en 2016 au deuxième rang mondial pour la production d'électricité solaire thermodynamique avec 35,3 % du total mondial, derrière l'Espagne (53,3 %). Cette filière représentait 0,09 % de la production nationale d'électricité en 2018.

Sommaire

Potentiel solaire des États-UnisModifier

 
Irradiation solaire globale annuelle horizontale, 2014. Source : SolarGIS.

Les régions situées au Sud-Ouest des États-Unis bénéficient d'un excellent potentiel solaire : des zones étendues dépassent 7 kWh/m2/jour (comparaison : 4,5 kWh/m2/j en Provence-Alpes-Côte d'Azur). C'est bien évidemment dans ces régions (sud de la Californie, Colorado, Arizona, Nevada, Nouveau-Mexique) que les centrales solaires se sont le plus développées. Un rapport publié en 2012 par le National Renewable Energy Laboratory (NREL), principal laboratoire national du Département de l'Énergie des États-Unis, consacré à la recherche sur les énergies renouvelables et l'efficacité énergétique, évalue le potentiel technique des énergies renouvelables[1] ; comme il ne prend en compte ni les contraintes économiques ni celles de marché, l'exercice reste purement théorique, mais il permet d'identifier les régions les plus favorables :

Potentiel solaire pour des centrales de grandes dimensions en zones rurales (en TWh)
État Centrales PV* Centrales CSP**
  Arizona 11868 12544
  Californie 8856 8491
  Colorado 10238 9154
  Nevada 8614 8296
  Nouveau-Mexique 16319 16812
  Texas 38994 22787
  Kansas 14500 7974
* PV = photovoltaïque
** CSP = centrales solaires thermiques à concentration.

A titre de référence, la production totale d'électricité des États-Unis s'élevait en 2018 à 4 207 TWh[2].

Afin de minimiser les recours des associations de défense de l'environnement contre les projets de centrales solaires, le gouvernement fédéral a, en 2012, délimité 17 « zones à énergie solaire » afin d'orienter le développement vers des terrains qu'il a identifiés comme présentant peu de contre-indications en termes de faune sauvage et de ressources naturelles. Ces zones couvrent environ 450 miles carrés dans six États : Californie, Nevada, Arizona, Utah, Colorado et Nouveau Mexique[3].

Solaire thermiqueModifier

 
Installation résidentielle typique de deux capteurs de chaleur solaires de la Rural Renewable Energy Alliance au Minnesota : capteurs plans vitrés à air, 7 juillet 2009.

Le solaire thermique comprend surtout les chauffe-eau solaires individuels ou collectifs.

Les États-Unis sont au 2e rang des pays producteurs de chaleur d’origine solaire : fin 2016, la puissance installée cumulée des capteurs solaires thermiques aux États-Unis atteignait 17 686 MWth, soit 25,27 Mm2 (millions de m²) de capteurs, au 2e rang mondial avec 3,9 % du total mondial, mais loin derrière la Chine (324 510 MWth, 463,6 Mm2 de capteurs) ; 15 482 MWth étaient des capteurs non vitrés et 1 975 MWth des capteurs plans vitrés ; le marché américain s'est stabilisé en 2016, où 697 MWth ont été installés ; le solaire thermique a évité en 2016 l'émission de 3,87 Mt (millions de tonnes) de CO2éq[4].

Les statistiques de livraisons de capteurs solaires thermiques ont atteint 12,22 millions de pieds carrés (1,135 million de m²) en 2009 (en baisse après un maximum à 1,93 Mm2)[5], dont :

  • 84 % pour les ménages, 8 % pour les commerces et 5 % pour l'industrie ;
  • 73 % pour le chauffage des piscines, 16 % pour l'eau chaude, 5 % pour la production de chaleur pour l'industrie (process heat) et 3 % pour la production d'électricité.

PhotovoltaïqueModifier

Production d'électricitéModifier

 
Évolution de la production solaire commerciale (en GWh/an) des cinq États les plus engagés dans le solaire, 1990-2016
source : EIA.

En 2018, la production d'électricité par les centrales solaires photovoltaïques (>1 MW) s'est élevée à 63 012 GWh, en progression de 26 % par rapport à 2017 ; avec la production estimée des petites installations (29 543 GWh, la production d'électricité photovoltaïque totale en 2018 est estimée à 92 555 GWh contre 74 007 GWh en 2017, soit +25 % ; elle représentait 12,5 % de la production d'électricité renouvelable[6] et 2,2 % de la production totale d'électricité du pays[2]. L'Agence internationale de l'énergieévalue cette part à 2,3 % fin 2018, contre 2,6 % en moyenne mondiale, 3,3 % en Chine, 7,9 % en Allemagne, 7,3 % en Italie, 6,8 % au Japon et 2,2 % en France[7].

L'EIA ne prenait en compte, jusqu'en 2013, que les centrales de taille commerciale (1 MW et plus) alors que l'Agence internationale de l'énergie y ajoutait une estimation de la production des installations de petite taille (toits de maisons et d'immeubles) ; depuis 2014, l'EIA fournit les deux jeux de données, mais avec une estimation plus élevée pour la « production distribuée ».

Production d'origine photovoltaïque aux États-Unis (GWh)
Source 2005 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
EIA[6] (centrales) 16 423 1 012 3 451 8 121 15 250 21 666 32 670 50 017 63 012
EIA[6] (total estimé) nd nd nd nd nd 26 482 35 805 51 483 74 007 92 555
AIE[8] (centrales + toits) 524 3 063 5 322 9 186 14 858 21 915 32 091 46 633
Principaux États producteurs d'électricité photovoltaïque (GWh)[9]
(y compris production répartie estimée)
État 2014 2015 2016 2017 2018 Var.2018/17 % du total
  Californie 13 010 18 536 24 616 32 594 37 539 +15,2 % 40,6 %
  Caroline du Nord 803 1 460 3 589 5 300 7 209 +36,0 % 7,8 %
  Arizona 3 639 4 108 4 726 6 111 6 701 +9,7 % 7,2 %
  Nevada 1 001 1 734 3 252 4 398 4 837 +10,0 % 5,2 %
  Texas 624 1 122 2 665 4 063 +52,4 % 4,4 %
  New Jersey 1 888 2 062 2 220 2 586 3 219 +24,5 % 3,5 %
  Massachusetts 930 1 314 1 863 2 304 3 194 +38,6 % 3,5 %
  Floride 1 148 2 853 +148,6 % 3,1 %
  Utah 99 1 203 2 500 2 575 +3 % 2,8 %
  Géorgie 229 1 076 2 212 2 439 +10,2 % 2,6 %
Total USA 26 482 35 805 51 483 74 007 92 555 +25,1 % 100 %

La Californie a produit 19 % de son électricité à partir de l'énergie solaire en 2018 : 37 539 GWh par les installations photovoltaïques et 2 458 GWh par les centrales thermodynamiques, sur une production totale de 210 273 GWh[9].

En 2014, la Californie est devenue le premier état des États-Unis à dépasser la barre des 5 % d'électricité produite par des centrales solaires de taille commerciale (1 MW ou plus), avec 9,9 TWh produits en 2014 contre 3,8 TWh en 2013 (1,9 % de l'électricité totale). La Californie a produit plus que l'ensemble des autres états réunis. Derrière elle viennent le Nevada (2,8 %), l'Arizona (2,8 %), le New Jersey (1,0 %) et la Caroline du Nord (0,7 %). Avec la mise en service de plusieurs centrales géantes (Topaz, Desert Sunlight, Ivanpah et Genesis), la puissance installée de ces centrales s'est accrue de 1 900 MW et a atteint 5 400 MW. Par ailleurs, grâce à diverses incitations financières, 2 300 MW d'installations solaires de petite taille ont été ajoutées sur les toits de maisons ou d'immeubles commerciaux[10], grâce à l’effondrement des coûts des panneaux solaires, divisés par cinq en cinq ans : en 2015, environ 2,5 millions de foyers californiens utilisent l'énergie produite par leurs panneaux photovoltaïques. Fin 2014, le secteur solaire fait vivre 173 000 salariés américains[11].

Puissance installéeModifier

Les États-Unis ont été en 2018 le troisième marché mondial du photovoltaïque avec 10,6 GWc installés dans l'année, en léger recul par rapport à 2017, très au-dessous des 14,7 GWc installés en 2016 ; leur part du marché mondial est d'environ 11 %, loin derrière la Chine (45 GWc, 45 % du total) et dépassée pour la première fois par l'Inde (10,8 GWc). La puissance installé cumulée des États-Unis atteint 62,2 GWc, soit 12,4 % du total mondial, au 2e rang derrière la Chine (176,11 GWc, 35 %) et devant le Japon (56 GWc) et l'Allemagne (45,4 GWc)[7].

Le pic de 2016 s’expliquait par un afflux massif de projets cherchant à bénéficier du crédit d’impôt fédéral de 30 % qui expiait à la fin de l'année. Le niveau d’installation de 2017 reste cependant largement supérieur à celui enregistré en 2015 (7,5 GWc). Les grandes compagnies énergétiques (utilities) représentent encore 59 % de la puissance installée, contre 41 % pour le solaire distribué (2 227 MW pour le résidentiel et 2 147 MW pour le secteur non résidentiel). La taxe de 30 % sur les importations de cellules et modules silicium cristallin imposée par le gouvernement en janvier 2018 devrait augmenter le prix des modules de 0,1 $/W et diminuer le marché, mais elle doit diminuer les années suivantes pour disparaître en 2021[12].

En 2015, le marché américain a progressé de 16 % à 7,3 GWc. Le parc photovoltaïque comprend fin 2015 plus de 900 000 installations ; les nouvelles installations se décomposent en 4 150 MWc de grandes centrales au sol (+6 %), 2 099 MWc dans le secteur résidentiel (+66 %) et 1 011 MWc dans le secteur non résidentiel (-5 %). Les perspectives sont très favorables du fait de la prolongation du crédit d'impôt fédéral à l'investissement (Federal Investment Tax Credit - FITC) avec son taux de 30 % maintenu jusqu'en 2019, après quoi il deviendra dégressif jusqu'en 2022. Selon GTM Research, cela permettra de porter la puissance installée à 97 GWc fin 2020, avec un bond de 16 GWc en 2016 grâce au maintien du taux du FITC alors que le marché anticipait une baisse de 10 %, ainsi qu'à la décision de plusieurs états, dont la Californie, de mettre en place le système de facturation nette (net metering)[13].

En 2014, le marché photovoltaïque a atteint 6,2 GWc, dont 3,9 GWc de centrales au sol (utility). Les projets solaires photovoltaïques ont représenté en 2014 un investissement de 13,4 milliards de dollars (12,4 milliards d’euros)[14]. Les États-Unis se sont situés au 3e rang mondial pour les installations de l'année 2014, avec 16 % du marché mondial, derrière la Chine (10,56 GWc) et le Japon (9,7 GWc), et au 5e rang mondial pour leur puissance cumulée, le leader allemand culminant à 38,2 GWc[15].

Puissance installée photovoltaïque des principaux États en 2018[9]
État Centrales (MWc) Petites installations (MWc) Total Part
  Californie 10 542,5 7 879,5 18 422,0 37,1 %
  Caroline du Nord 3 981,9 140,1 4 122,0 8,3 %
  Arizona 1 776,5 1 262,9 3 039,4 6,1 %
  Texas 1 948,8 474,7 2 423,5 4,9 %
  New Jersey 720,3 1 474,7 2 195,0 4,4 %
  Massachusetts 709,3 1 446,8 2 156,1 4,3 %
  Nevada 1 707,7 299,1 2 006,8 4,0 %
  Floride 1 524,3 280.3 1 804,6 3,6 %
  New York 248,9 1 249,9 1 498,8 3,0 %
  Géorgie 1 011,9 168,4 1 180,3 2,4 %
  Utah 857,1 237,4 1 094,5 2,2 %
Total USA 30 170,5 19 521,5 49 692 100 %

Au 4 avril 2016, la puissance installée des grandes centrales photovoltaïques américaines atteignait 15 119 MWc, dont 8 629 MWc en Californie, celle des centrales en construction 3 205 MWc (dont 1 672 MWc en Californie et 487 MWc au Nevada) et celle des projets en développement 51 467 MWc (dont 32 611 MWc en Californie, 6 867 MWc en Caroline du Nord, 3 911 MWc au Nevada et 3 585 MWc en Arizona). Les plus grands projets en développement sont celui de Sterling (1 200 MWc) à Lake Havasu City, Kern Solar Ranch (1 200 MWc) à Torrance et celui de McCoy Solar Energy (750 MWc) dans le comté de Riverside, tous trois en Californie. On note également un projet de 400 MWc et un de 300 MWc au Texas, un de 400 MWc en Floride, un de 350 MWc au Nevada, un de 300 MWc dans l'Utah, etc[16].

Une carte interactive permettant de situer ces centrales est disponible sur le site du SEIA[17].

Facteur de charge et irrégularité de la productionModifier

 
Production solaire mensuelle des États-Unis en GWh, 2012-2015
source : EIA[18].
 
Production solaire mensuelle des États-Unis en GWh, 2008-2015.

Les graphiques ci-dessus montrent bien le caractère saisonnier prononcé de la production solaire.

Les taux d'utilisation moyens de la puissance installée (facteur de charge) sont élevés pour des installations solaires :

  • Agua Caliente[19] : 24,6 %[n 1] (PV, couches minces) ;
  • Topaz Solar Farm[20] : 22,8 %[n 2] (PV, couches minces) ;
  • California Valley Solar Ranch[21] : 25,1 %[n 3] (PV, silicium monocristallin) ;
  • Alamosa Solar[22] : 33,3 %[n 4] (PV à concentration) ;
  • Ivanpah[23] : 31,4 %[n 5] (CSP : centrale solaire thermodynamique à concentration avec tour centrale) ;
  • Solar Energy Generating Station (SEGS)[24] : 21,1 %[n 6] (CSP : centrale solaire thermodynamique à concentration à miroirs cylindro-paraboliques).

À partir des données de production et de puissance installée, on peut calculer le facteur de charge moyen du parc photovoltaïque : 18,4 % en 2015, particulièrement élevé en comparaison de ceux des pays européens : 13,8 % en Italie en 2014[25], 11,3 % en Allemagne en 2015[26], 15 % en France en 2015[27].

La société Tesla annonce la commercialisation à l'été 2015 de batteries qui permettront de stocker l'énergie produite par des panneaux solaires ou des éoliennes pour un coût très inférieur à celui des batteries classiques : 3 000 $ pour le modèle de 10 kWh destiné aux particuliers[28].

La production solaire au printemps en Californie atteint un tel niveau que les parcs solaires et éoliens ont dû couper ou réduire leur production pour un total de 94,8 GWh en avril 2018 ; ces excédents augmentent rapidement : 41,1 GWh en avril 2015, 45,8 GWh en avril 2016, 87,8 GWh en avril 2017 ; ces limitations pourraient expliquer en partie la baisse du nombre de projets solaires. Par ailleurs, l'afflux d'énergies intermittentes fait baisser les prix de gros du marché de l'électricité, réduisant la rentabilité des opérateurs qui sont ainsi dés-incités à investir dans de nouvelles centrales. Investir dans le stockage ou dans les centrales solaires à concentration serait efficace, mais trop coûteux ; inciter les automobilistes à recharger leur voiture électrique en milieu de journée contribuerait à atténuer les excédents[29].

Principales centrales photovoltaïquesModifier

Les principales centrales photovoltaïques aux États-Unis
Nom Localisation État Date de mise
en service
Superficie
en m²
Puissance
en MWc
Nombre de
panneaux
Solar Star[30] Comté de San Luis Obispo   Californie 2013-juin 2015 13 km2 579 1,7 million
Topaz Comté de Kern   Californie 2013-novembre 2014 9,7 km2 550 9 millions
Desert Sunlight Désert de Sonora   Californie 2011-janvier 2015 16 km2 550 9 millions
Copper Mountain Boulder City   Nevada 2010-janvier 2015 7,5 km2 458
Agua Caliente Comté de Yuma   Arizona 2011-2014 9,7 km2 290 5,2 millions
Silver State South Solar Primm   Nevada 2014-16 13 km2 250
California Valley Solar Ranch Carrizo Plain, Comté de San Luis Obispo   Californie 2012-13 km2 250
Moapa Southern Paiute Solar Project[31] réserve indienne de Moapa River, comté de Clark   Nevada 2014-16 km2 250
Antelope Valley Solar Ranch 1[32],[33] Désert des Mojaves   Californie avril 2014 242 3,8 millions
Mount Signal Calexico, Imperial Valley   Californie mai 2014 km2 266 3 millions
Imperial Valley Imperial Valley   Californie août 2013 200
Centinela El Centro, Comté d'Imperial   Californie 2013 8,36 km2 170
Mesquite Arlington, Comté de Maricopa   Arizona 2011-13 3,6 km2 150 800 000
Catalina Désert des Mojaves   Californie août 2013 3,6 km2 143 1,1 million
DeSoto Next Generation Comté de DeSoto   Floride 2009 +0700 000, 25 +090 000,
Alamosa San Luis Valley   Colorado 2007 +0340 000, 8,22 ?
Nellis Nellis Air Force Base   Nevada 2007 +0570 000, 14 +070 000,

Le , le président Barack Obama a inauguré la plus grande (à l'époque) centrale solaire des États-Unis à Miami : DeSoto Next Generation Solar Energy Center. Équipée de plus de 9 000 panneaux, elle a une puissance de 25 MW et produit 42 GWh d'électricité par année[34].

La centrale solaire Nellis Solar Power Plant se trouve sur la base aérienne Nellis dans l'État du Nevada : 70 000 panneaux solaires photovoltaïques sur 140 acres (0,57 km2), produisant 14 MW[35].

Fin octobre 2010, le gouvernement américain a autorisé la construction de la plus grande installation solaire du monde : la centrale solaire de Blythe, en Californie près de Blythe. Composée de quatre centrales solaires de 250 mégawatts chacune, elle devait produire 1 000 MW[36]. Le projet de la firme Solar Millennium LLC devait couvrir 2 842 hectares[36]. Mais la société Solar Trust of America (filiale de Solar Millennium AG) ayant fait faillite, la société NextEra Energy a racheté le projet en décembre 2011, et l'a modifié dans le nouveau dossier de demande d'autorisation déposé auprès de la California Energy Commission en avril 2013 : au lieu de la centrale solaire thermique à concentration de 1 000 MW prévue au départ, elle construira une centrale photovoltaïque de 485 MWc[37] ; l'autorisation officielle a été décernée en janvier 2014, et la construction va durer quatre ans[38].

La centrale Agua Caliente Solar était à la fin 2012 la plus grande centrale photovoltaïque du monde avec 247 MWc ; à la fin de sa construction, en avril 2014, sa puissance atteignait 290 MWc ; First Solar l'a équipée de ses modules à couches minces ; sa production est vendue à Pacific Gas and Electric Company avec un contrat de 25 ans[39],[40] ; en 2012 il a produit 380 GWh et 676 GWh en 2013.

La centrale Topaz Solar Farm, dans le comté de San Luis Obispo en Californie, dont First Solar, également constructeur de Agua Caliente Solar, a commencé la construction en novembre 2011, atteindra 550 MW à son achèvement[41]. La centrale a produit 401 GWh en 2013 ; elle est construite par First Solar, qui fabrique les panneaux, les installe et exploite la centrale pour le compte de MidAmerican Renewables, du groupe Berkshire Hathaway ; l'électricité produite (1 096 GWh/an au stade final) est vendue à Pacific Gas and Electric Company dans le cadre d'un contrat de 25 ans[42]. La centrale a été achevé en novembre 2014[43] et a produit 1 053 MW en 2014[44].

Un projet très semblable : Solar Star, également financé par MidAmerican Renewables, mais avec des modules de Sunpower, est en construction depuis le début de 2013 à la limite des comtés de Kern et de Los Angeles ; il atteindra 579 MWc à son achèvement en 2015, et vendra sa production à Southern California Edison[45].

La centrale Desert Sunlight Solar Farm, en construction depuis septembre 2011 dans le Désert de Sonora (comté de Riverside, Californie) sur 16 km2, sera composé de 8,8 millions de modules photovoltaïques à couches minces au tellurure de cadmium de First Solar, qui développe le projet et le co-finance avec NextEra Energy Resources, GE Energy Financial Services et Sumitomo Corporation of America ; la construction sera réalisée en deux phases de 300 MW et 250 MW ; la production sera vendue à Southern California Edison et Pacific Gas and Electric Company[46]. La centrale a été terminée en janvier 2015[47].

California Valley Solar Ranch, construit de 2011 à octobre 2013 par NRG Energy avec des modules solaires de Sunpower, inclut 88 000 trackers qui suivent la course du soleil ; le facteur de charge est de 25 %[48] ; la centrale a produit 399 GWh en 2013 ; l'électricité produite est vendue à Pacific Gas and Electric Company.

Copper Mountain Solar Facility est une centrale photovoltaïque de 150 MWc[49] à Boulder City, Nevada[50]. Lorsque la 1re tranche de la centrale entra en service en décembre 2010, c'était la plus grande centrale photovoltaïque des États-Unis avec 58 MW[51]. La 2e tranche, Copper Mountain Solar 2, lancée en décembre 2011, aura une puissance de 150 MW à son achèvement en 2015 ; sa première phase, d'une puissance de 92 MW, a été achevée fin 2012[52]. La 3e tranche, Copper Mountain Solar 3, construite sur 1400 acres, aura une puissance de 250 MW à son achèvement mi-2015[53].

Mount Signal Solar, terminé en mai 2014, a été construit pour 365 millions de dollars par l'espagnol Abengoa pour Silver Ridge Power ; la centrale de 801 hectares est composée de trois millions de modules photovoltaïques orientables sur un axe nord-sud pour suivre la course du soleil[54].

Imperial Valley Solar était au départ un projet de centrale solaire thermodynamique à moteur Stirling de 709 MW nommé « SES Solar Two », autorisé par la California Energy Commission en 2010 ; depuis lors, AES Solar a changé son choix technologique, la centrale a été construite en technique photovoltaïque et a commencé à produire en novembre 2013 ; sa production est vendue à San Diego Gas & Electric.

Mesquite Solar project est un projet de centrale photovoltaïque de 700 MW dont la phase 1 (150 MW) a été terminée en janvier 2013, avec 800 000 modules PV de Suntech Power ; son propriétaire, Sempra Energy, a signé un contrat de vente de la production de la centrale (413,6 GWh en 2013) sur vingt ans avec Pacific Gas and Electric Company[55].

Le Projet solaire Catalina a été réalisé par enXco, filiale américaine d'EDF Énergies Nouvelles ; ses modules solaires photovoltaïques fixes sont de technologie à « couches minces » , dont 82 MWc du type CIGS (cuivre, indium, gallium, sélénium), fabriqués par la société japonaise Solar Frontier (en) et 61 MWc à base de tellurure de cadmium (CdTe), fournis par la société américaine First Solar ; l'électricité produite est vendue à la compagnie San Diego Gas & Electric (contrat de 25 ans)[56].

Le projet Silver State South Solar (250 MWc) a été lancé le 3 septembre 2014 par NextEra Energy Resources et First Solar à Primm (Nevada), sur la frontière Californie/Nevada, à 40 miles au sud de Las Vegas. Sa production sera livrée à Southern California Edison[57].

Acteurs du marché photovoltaïqueModifier

Dans le classement mondial 2017 des dix plus grands producteurs de modules photovoltaïques, les premiers sont sept chinois et un coréen, les deux derniers sont américains : First Solar et Sunpower, avec des capacités de production de 2 200 MWc et 1 900 MWc contre 8 000 MWc pour chacun des trois premiers[58].

En 2015, les principaux fabricants mondiaux ont fortement augmenté leur capacité de production ; les américains First Solar et Sunpower ont augmenté la leur de 40 % chacun. Par ailleurs, les grands fabricants se tournent de plus en plus vers l’aval pour dégager de la valeur. Ils deviennent constructeurs de fermes, voire exploitants. Ainsi SunPower et First Solar se sont alliés pour la création et l’exploitation d’une yieldco (société de rendement, créée pour exploiter un actif qui produit des flux de trésorerie prédictibles grâce à des contrats à long terme)[13].

En 2013, First Solar a réussi à renouer avec les bénéfices après la crise causée par la chute brutale des prix chinois ; il a augmenté le rendement moyen de ses cellules de 12,9 % au quatrième trimestre 2012 à 13,4 % au quatrième trimestre 2013 et abaissé ses coûts de production de 0,64 $/W à 0,53 $/W sur la même période[59].

Sunpower a réussi également à sortir du rouge en 2013 et à stabiliser son chiffre d'affaires, après une chute de près de 25 % en deux ans, grâce à la réduction de ses coûts et à son positionnement haut de gamme : il est spécialisé dans les modules monocristallins de très hauts rendements (24 %) et à performance garantie sur la durée (25 à 30 ans)[59].

Parmi les développeurs-investisseurs les plus actifs, en dehors de First Solar et Sunpower, se trouvent :

  • Berkshire Hathaway Energy (nouveau nom de MidAmerican Energy Holdings Company depuis 2014), holding regroupant les nombreuses entreprises de l'énergie acquises par le conglomérat Berkshire Hathaway du célèbre milliardaire Warren Buffett : Topaz Solar Farms, Solar Star ;
  • NRG Energy, groupe électrique national possédant au 30 juin 2014 une centaine de centrales dont huit centrales solaires : Agua Caliente, California Valley Solar Ranch, Ivanpah, etc.[60] ;
  • NextEra Energy Resources, autre grand producteur d'électricité : près de 50 % de SEGS, 50 % de Desert Sunlight Solar Farm, Genesis Solar Energy Center ;
  • EDF Energies Nouvelles : Catalina Solar, Desert Harvest Solar Project, Cottonwood Solar, CID Solar.

Depuis 2010, la société américaine Google a lourdement investit (plus d’1 milliard de dollars) dans les énergies renouvelables, dont le solaire[61].

Concurrence internationaleModifier

En 2016, les importations de modules solaires aux États-Unis ont atteint 13 GW contre 2 GW en 2010 ; les deux tiers provenaient de Malaisie, Chine et Corée du sud. Les installations étant estimées à environ 14 GW, l'importation en représentait la très grande majorité. En janvier 2018, le gouvernement a imposé des droits de douanes sur les cellules et modules solaires pour quatre ans, au taux de 30 % la première année, puis déclinant de 5 % par an[62].

Le développement rapide de la filière photovoltaïque a favorisé la baisse des coûts. Selon GTM Research, les coûts de production des modules premium des marques chinoises renommées ont diminué de plus de 50 % entre 2009 et 2012, passant de 1 /W à 0,46 /W ; cette baisse devrait se ralentir, mais continuer jusqu'à 0,33 /W en 2015, grâce à de nouvelles innovations techniques[63].

Une guerre commerciale s'est développée entre les États-Unis et l'Europe d'une part, la Chine de l'autre, sur des accusations de soutiens étatiques aux fabricants de panneaux solaires photovoltaïques ; les aides et subventions étant massives dans tous les pays, il est difficile de dire si l'un ou l'autre exagère… Les États-Unis ont institué en octobre 2012 des droits de douanes dissuasifs sur les panneaux chinois[64].

Cependant, la Chine importe de grandes quantités de silicium d'Europe et des États-Unis ; la Chine a annoncé en octobre 2012 l'ouverture d'une enquête antidumping sur les importations de silicium polycristallin en provenance de l'Union européenne, après avoir fait de même en juillet pour celles des États-Unis[63].

Énergie solaire thermodynamiqueModifier

 
Miroirs cylindro-paraboliques de la centrale solaire de Mojave à Lockhart près de Harper Lake en Californie.

Les États-Unis sont pionniers dans la technologie CSP (solaire thermodynamique à concentration) depuis 1985, date de la construction de la première centrale solaire thermique ; la filière est promise à une croissance très rapide[65].

Production d'électricitéModifier

En 2018, la production d'électricité à partir du solaire thermodynamique s'est élevée à 3 592 GWh, en progression de 9,9 % par rapport à 2017 (3 269 GWh) ; elle représentait 0,48 % de la production d'électricité renouvelable et 0,09 % de la production d'électricité totale aux États-Unis[6]. La production des centrales solaires thermodynamiques de Californie s'élevait en 2018 à 2 458 GWh, en progression de 4 % par rapport à 2017 ; la part de la Californie dans la production nationale était de 68,4 % en 2018 ; au deuxième rang vient l'Arizona : 776 GWh (21,6 %), suivi du Nevada : 306 GWh (8,5 %) et de la Floride : 51 GWh (1,4 %)[9].

Selon l'Agence internationale de l'énergie, la production du solaire thermodynamique atteignait 3 701 GWh en 2016, soit 0,086 % de la production d'électricité du pays ; elle se plaçait au 2e rang mondial avec 35,3 % du total mondial, derrière l'Espagne (53,3 %)[8].

Production d'origine solaire thermodynamique aux États-Unis (GWh)
Source 2006 2007 2088 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
EIA[6] 493 596 788 735 789 806 876 915 2 441 3 227 3 384 3 269 3 592
AIE[8] 550 673 878 816 879 893 959 1 014 2 688 3 544 3 701

L'EIA donne les productions nettes et l'AIE les productions brutes. L"écart entre ces deux séries de données est constitué des consommations propres des centrales (pompes, éclairage, etc).

Puissance installéeModifier

La puissance installée des centrales solaires thermodynamiques américaines est restée inchangée en 2018 à 1 757,9 MW, dont 1 284,0 MW en Californie, 295,4 MW en Arizona et 178,5 MW au Nevada[9].

L'année 2014 a été le meilleur millésime jusqu'ici pour la filière hélio-thermodynamique, avec 767 MW raccordés au réseau. Le pays compte désormais un total de 1,7 GW de centrales à concentration installées. Les projets hélio-thermodynamiques ont représenté en 2014 un investissement de 4,4 milliards de dollars (4,14 milliards d’euros)[14].

Au 4 avril 2016, la puissance installée des grandes centrales solaires thermodynamiques américaines en fonctionnement atteignait 1 771 MW, celle des centrales en construction 115 MW et celle des projets en développement 1 880 MW. Les principaux projets en développement sont celui de Sonoran West (540 MW) dans le comté de Riverside en Californie, celui de Hualapai Valley (340 MW) dans le comté de Mojave en Arizona et ceux de Coyote Springs 1 et 2 (200 MW chacun) au Nevada[16].

Une carte interactive permettant de situer ces centrales est disponible sur le site du SEIA[17].

Fin 2013, la puissance installée totale des centrales solaires thermodynamiques américaines atteignait 765 MWc, au deuxième rang mondial derrière l'Espagne (2 304 MWc)[65].

Principales centrales solaires thermodynamiquesModifier

Les principales centrales solaires thermodynamiques aux États-Unis
Nom Localisation État Date de mise
en service
Superficie
en m²
Puissance
en MW
Nombre de
miroirs
Constructeur
Ivanpah Désert des Mojaves   Californie février 2014 14,16 millions 392[16] +300 000, BrightSource Energy/Bechtel
SEGS Désert des Mojaves   Californie 1984-1991 6,5 millions 354 +936 384,
Solana[66] Gila Bend   Arizona oct. 2013 7,7 millions 280 +900 000, Abengoa Solar
Mojave Désert des Mojaves   Californie déc.2014 7,08 millions 250 NA Abengoa Solar
Genesis Désert du Colorado   Californie avril-décembre 2014 18,8 millions 250 500 000 NextEra Energy Resources
Crescent Dunes Tonopah   Nevada février 2014[16] 6,47 millions 110 17 500 SolarReserve
Martin[67] Comté de Martin   Floride 2010 2 millions 75 +180 000, Lauren Engineers & Constructors
Nevada Solar One[68] Boulder City   Nevada 1991 +1 618 000, 64 +180 000, Acciona Solar Power Inc.
Kimberlina[69] Bakersfield   Californie 2008 26000 5,5 NA

Solar Energy Generating Systems a été longtemps la plus grande installation de production d'électricité à partir d'énergie solaire au monde, avec une puissance de 354 MW. Elle se compose de neuf centrales solaires dans le désert de Mojave en Californie, où l'ensoleillement est l'un des meilleurs disponibles aux États-Unis[70] ; sa production moyenne de 1998 à 2002 était de 655 GWh/an, son facteur de charge était donc de 21 %. Les turbines peuvent être utilisées en permanence, en brûlant du gaz lorsqu'il n'y a pas de soleil. Le coût de production a été estimé pour l'une des neuf centrales à 14 US cents par kWh.

 
Nevada Solar One (à droite) et Copper Mountain Solar 1 (à gauche).

La Centrale solaire de Solana est conçue pour assurer six heures de stockage de chaleur afin de pouvoir continuer à fonctionner après la période d'ensoleillement.

Abengoa Solar est en train de construire la Centrale solaire de Mojave qui sera mise en service en 2014[71]. Cette nouvelle centrale vendra son électricité à Pacific Gas and Electric Company, afin d'approvisionner la Californie, dont la législation prévoit, tout comme le Nevada[68], que 20 % de l'électricité soit produite par des énergies renouvelables à partir de 2010[72].

La Centrale solaire d'Ivanpah, la plus puissante au monde (377 mégawatts nets, 392 MW bruts), construite par BrightSource Energy et Bechtel pour NRG Energy et Google depuis octobre 2010 dans le désert de Mojave en Californie a été mise en service en février 2014. 170 000 miroirs héliostats focalisent les rayons solaires sur des chauffe-eau situés sur trois tours solaires centrales[3],[73].

Genesis Solar Energy Project a été construit dans le Désert du Colorado par NextEra Energy Resources avec la technologie des miroirs cylindro-paraboliques ; l'électricité produite est vendue à Pacific Gas & Electric[74].

Crescent Dunes Solar Energy Project : 17 500 héliostats concentrent les rayons du soleil sur une chaudière perchée au sommet d'une tour solaire de 160 mètres, où des sels fondus sont chauffés à 1 050 °C puis sont utilisés pour produire l'électricité, ou partiellement stockés pour étendre la période de production au-delà du coucher du soleil ; l'électricité produite sera vendue sous un contrat de 25 ans à la Nevada Power Company de Las Vegas[75].

Principaux acteursModifier

  • BrightSource Energy[76], basée à Oakland (Californie), a été créé spécifiquement pour la construction de centrales solaires thermodynamiques, avec des capitaux venant de sociétés financières (fonds de pension, banques, sociétés de capital-développement) et pétrolières (BP, Chevron, Statoil) ainsi que de Google et Alstom ;
  • NextEra Energy Resources[77], fournisseur d'énergie américain basé en Floride, dont 55 % du parc est éolien et 4 % solaire (SEGS, Desert Sunlight, Genesis) ;
  • l'espagnol Abengoa Solar, spécialisé dans les centrales solaires à concentration, surtout thermodynamiques ; sa société mère Abengoa a comme activité principale l'ingénierie ;
  • SolarReserve[78], développeur de centrales solaires à tour avec stockage en Californie (Crescent Dunes, Rice Army Airfield), Espagne et Afrique du Sud, créé en 2007.

Subventions au solaireModifier

La filière photovoltaïque a connu un boom depuis 2009 grâce à la baisse rapide des prix des modules et au soutien gouvernemental : le Solar Investment Tax Credit (ITC) est un crédit d'impôt de 30 % des investissements dans les systèmes solaires résidentiels et commerciaux jusqu'au 31 décembre 2016 ; de plus, une trentaine d'États ont aussi leur programme de soutien sous forme de tarifs d'achat, de subventions ou de quotas[79]. Le Congrès américain a voté en décembre 2015 la prolongation pour cinq ans de ce crédit d'impôt[80].

Les États des États-Unis utilisent des systèmes de quotas [n 7] : la puissance publique impose aux entreprises électriques une contribution minimale d’énergies renouvelables en termes de capacité installée ou d’électricité produite sous la forme de quotas, qui évoluent dans le temps avec les objectifs de politique énergétique ; ce dispositif est très souvent complété par d’autres mécanismes de soutien tel que les crédits d’impôts, ainsi, dans les États américains où ce système est mis en place, sa contribution à la valorisation des kWh n’est que de l’ordre de 25 %[81]. Ces États américains, au nombre de 31, ont institué des « normes de portefeuille d'énergie renouvelable » (Renewable portfolio standard - RPS) qui obligent les fournisseurs d'électricité à atteindre une certaine part d'énergie renouvelable dans l'électricité commercialisée[82] (ex. : 15 % en 2025 en Arizona, 30 % en 2020 au Colorado, 33 % en 2020 en Californie[83]) ; les producteurs de ces énergies reçoivent des certificats (REC) pour chaque kWh produit, qu'ils vendent à leurs clients fournisseurs en même temps que leur électricité ; les fournisseurs peuvent alors présenter ces certificats à l'administration pour démontrer leur conformité au RPS ; sinon ils doivent payer des pénalités[82]. Un rapport constate que ce système de RPS est plus efficace lorsqu'il est combiné avec les crédits d'impôt fédéraux (PTC)[84].

Selon l'étude de marché de la Deutsche Bank consacré au solaire (janvier 2014)[85], le marché du photovoltaïque aux États-Unis devrait passer de 5 GW en 2013 à 8 GW en 2014 et 12 GW en 2015. Grâce au crédit d'impôt pour investissement (ITC - Investment tax Credit), dix États ont atteint la parité réseau :

États déjà parvenus à la parité réseau (en $/kWh)[85]
État Coût du kWh solaire* Coût de l'électricité**
  Arizona 0,11 0,11
  Californie 0,12 0,16
  Connecticut 0,15 0,17
  Hawaï 0,15 0,17
  Nevada 0,10 0,12
  New Hampshire 0,15 0,16
  New Jersey 0,15 0,16
  Nouveau-Mexique 0,11 0,11
  New York 0,15 0,18
  Vermont 0,16 0,17
* coût actualisé du kWh produit (Levelised Cost of Energy - LCOE)
** prix moyen de détail de l'électricité pour les petits consommateurs.

Si les prix des systèmes solaires baissent de 3 $/W à 2,5 $/W, le coût actualisé du kWh solaire pourrait baisser à 9-14 cents/kWh et douze autres États pourraient alors parvenir à la parité réseau : Colorado, Delaware, Washington DC, Floride, Kansas, Maryland, Massachusetts, Michigan, Pennsylvanie, Rhode Island, Caroline du Sud et Wisconsin.

L'Investment tax Credit (ITC) devait expirer en 2016 ; sans ITC, le coût du kWh solaire remonterait de 10-16 cents à 15-21 cents et seul l'État de Hawaï resterait à la parité réseau ; avec un ITC de 10 %, 36 États serait à la parité réseau. Une ruée vers le solaire est donc à prévoir en 2015-2016[85].

Le Congrès américain a voté le 18 décembre 2015 la prolongation des crédits d’impôt en faveur du solaire et de l’éolien ; les démocrates ont obtenu leur reconduction pour cinq ans, en contrepartie de la levée de l’interdiction faite, depuis plus de 40 ans, aux compagnies pétrolières américaines d’exporter leur production. Le crédit d’impôt sur les panneaux solaires pour les particuliers et les locaux commerciaux est maintenu à son niveau actuel de 30 % jusqu’en 2019 ; il déclinera ensuite jusqu’en 2022. Cette décision déclenchera des investissements supplémentaires attendus à 38 milliards de dollars dans le solaire d’ici à 2021, selon Bloomberg New Energy Finance[86].

Notes et référencesModifier

NotesModifier

  1. production annuelle estimée : 626 GWh ; puissance nominale : 290 MW, soit une utilisation de 2 159 heures = 24,6 % ; l'irradiation solaire est de 2 405 kWh/m²/an.
  2. production annuelle estimée : 1100 GWh ; puissance nominale : 550 MW, soit une utilisation de 2 000 heures = 22,8 % ; l'irradiation solaire est de 2 146 kWh/m²/an.
  3. production annuelle estimée : 550 GWh ; puissance nominale : 250 MW, soit une utilisation de 2 200 heures = 25,1 % ; l'irradiation solaire est de 2 146 kWh/m²/an.
  4. production annuelle estimée : 87,55 GWh ; puissance nominale : 30 MW, soit une utilisation de 2 920 heures = 33,3 % ; l'irradiation solaire est de 2 175 kWh/m²/an.
  5. production annuelle estimée : 1079 GWh ; puissance nominale : 392 MW, soit une utilisation de 2 750 heures = 31,4 % ; l'irradiation solaire est de 2 717 kWh/m²/an.
  6. production annuelle moyenne 1998-2002 : 654,5GWh ; puissance nominale : 354 MW, soit une utilisation de 1 850 heures = 21,1 % ; l'irradiation solaire est de 2 725 kWh/m²/an.
  7. utilisés également en Chine

RéférencesModifier

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