Une centrale photovoltaïque, également appelée parc solaire, est un système photovoltaïque à grande échelle (système PV) conçu pour alimenter le réseau électrique en électricité. Ils se distinguent de la plupart des applications photovoltaïques installées dans le bâtiment et autres applications décentralisées, car ils fournissent de l’énergie au niveau des services publics plutôt qu’à un utilisateur ou à des utilisateurs locaux. Ils sont parfois également appelés fermes solaires ou ranchs solaires, en particulier lorsqu’ils sont situés dans des zones agricoles. L’expression générique à l’échelle du service public est parfois utilisée pour décrire ce type de projet.
La source d’énergie solaire est via des modules photovoltaïques qui convertissent la lumière directement en électricité. Cependant, cette technologie diffère de l’énergie solaire concentrée et ne doit pas être confondue avec l’autre technologie de production d’énergie solaire à grande échelle, qui utilise la chaleur pour alimenter une variété de systèmes de génération conventionnels. Les deux approches ont leurs propres avantages et inconvénients, mais à ce jour, pour diverses raisons, la technologie photovoltaïque a été beaucoup plus utilisée sur le terrain. En 2013, les systèmes photovoltaïques étaient plus nombreux que les concentrateurs d’environ 40 à 1.
Dans certains pays, la capacité nominale des centrales photovoltaïques est évaluée en mégawatts-crête (MWp), ce qui correspond à la puissance de sortie maximale théorique du générateur solaire. Dans d’autres pays, le fabricant donne la surface et l’efficacité. Cependant, le Canada, le Japon, l’Espagne et certaines parties des États-Unis spécifient souvent l’utilisation de la puissance nominale inférieure convertie en MWAC; une mesure directement comparable à d’autres formes de production d’électricité. Une troisième évaluation moins fréquente est la méga volt-ampère (MVA). La plupart des parcs solaires sont développés à une échelle d’au moins 1 MWp. Au début de 2017, la plus grande centrale photovoltaïque opérationnelle au monde a une capacité de plus de 800 mégawatts et des projets allant jusqu’à 1 gigawatt sont prévus. À la fin de 2016, environ 4 300 projets d’une capacité combinée de 96 GWAC étaient des parcs solaires de plus de 4 MWAC.
La plupart des centrales photovoltaïques à grande échelle existantes sont détenues et exploitées par des producteurs d’électricité indépendants, mais l’implication des projets appartenant à la communauté et aux services publics est en augmentation. À ce jour, presque tous ont été soutenus au moins en partie par des incitations réglementaires telles que des tarifs de rachat ou des crédits d’impôt, mais les coûts nivelés ayant considérablement baissé au cours de la dernière décennie et la parité réseau peut-être pas longtemps avant que les incitations extérieures cessent d’exister.
Histoire
Le premier parc solaire de 1 MWp a été construit par Arco Solar à Lugo, près de Hesperia, en Californie, à la fin de 1982, suivi en 1984 par une installation de 5,2 MWp dans la plaine de Carrizo. Tous deux ont été désaffectés depuis, bien que la plaine de Carrizo soit le site de plusieurs grandes usines en cours de construction ou de planification. L’étape suivante a suivi les révisions apportées en 2004 aux tarifs de rachat en Allemagne lorsqu’un volume important de parcs solaires a été construit.
Plusieurs centaines d’installations de plus de 1 MWp ont été installées depuis en Allemagne, dont plus de 50 de plus de 10 MWp. Avec l’introduction des tarifs de rachat en 2008, l’Espagne est devenue brièvement le plus grand marché, avec quelque 60 parcs solaires de plus de 10 MW, mais ces incitations ont été retirées depuis. Les États-Unis, la Chine, l’Inde, la France, le Canada et l’Italie, entre autres, sont également devenus des marchés importants, comme le montre la liste des centrales photovoltaïques.
Les plus grands sites en construction ont des capacités de centaines de MWp et des projets à une échelle de 1 GWp sont en cours de planification.
Emplacement et utilisation du sol
La superficie requise pour une puissance de sortie désirée varie en fonction de l’emplacement, de l’efficacité des modules solaires, de la pente du site et du type de montage utilisé. Les panneaux solaires à inclinaison fixe utilisant des modules typiques d’environ 15% d’efficacité sur des sites horizontaux nécessitent environ 1 hectare / MW dans les tropiques et ce chiffre dépasse 2 hectares en Europe du Nord.
En raison de la plus grande ombre portée par la matrice lorsqu’elle est inclinée selon un angle plus raide, cette zone est généralement environ 10% plus élevée pour un tableau à inclinaison réglable ou un tracker à un axe, et 20% plus élevée pour un tracker à deux axes. en fonction de la latitude et de la topographie.
Les meilleurs emplacements pour les parcs solaires en termes d’utilisation des terres sont considérés comme des sites bruns, ou lorsqu’il n’y a pas d’autre utilisation des terres de valeur. Même dans les zones cultivées, une proportion importante du site d’une ferme solaire peut également être consacrée à d’autres utilisations productives, telles que la culture ou la biodiversité.
Agrivoltaics
Agrivoltaics co-développe le même terrain pour l’énergie solaire photovoltaïque et l’agriculture conventionnelle. Une étude récente a montré que la valeur de l’électricité produite par l’énergie solaire couplée à la production de cultures tolérantes à l’ombre a entraîné une augmentation de la valeur économique de plus de 30% des exploitations déployant des systèmes agrivolaires au lieu de l’agriculture conventionnelle.
Co-location
Dans certains cas, plusieurs centrales solaires, avec des propriétaires et des entrepreneurs distincts, sont développées sur des sites adjacents. Cela peut présenter l’avantage de partager les coûts et les risques de l’infrastructure du projet, tels que les connexions au réseau et l’approbation de la planification. Les fermes solaires peuvent également être co-implantées avec des parcs éoliens. Parfois, le titre «parc solaire» est utilisé, plutôt qu’une centrale solaire individuelle.
Le parc solaire de Charanka, qui compte 17 projets de production différents, en est un exemple. Neuhardenberg, avec onze usines, et les parcs solaires de Golmud d’une capacité totale de plus de 500 MW. Un exemple extrême appelle tous les parcs solaires de l’État du Gujarat en Inde, un parc solaire unique, le parc solaire de Gujarat.
La technologie
La plupart des parcs solaires sont des systèmes photovoltaïques installés au sol, également connus sous le nom de centrales solaires à champ libre. Ils peuvent soit être à inclinaison fixe, soit utiliser un suiveur solaire à un ou deux axes. Bien que le suivi améliore les performances globales, il augmente également les coûts d’installation et de maintenance du système. Un onduleur solaire convertit la puissance de sortie du réseau en courant continu en courant alternatif, et la connexion au réseau électrique public se fait par un transformateur élévateur triphasé haute tension de 10 kV et plus.
Arrangements de panneaux solaires
Les panneaux solaires sont les sous-systèmes qui convertissent la lumière entrante en énergie électrique. Ils comprennent une multitude de modules solaires, montés sur des structures de support et interconnectés pour fournir une sortie d’énergie aux sous-systèmes de conditionnement d’énergie électroniques.
Une minorité de parcs solaires à échelle industrielle sont configurés sur des bâtiments et utilisent donc des panneaux solaires montés sur des bâtiments. La plupart sont des systèmes «en champ libre» utilisant des structures montées au sol, généralement de l’un des types suivants:
Tableaux fixes
De nombreux projets utilisent des structures de montage où les modules solaires sont montés à une inclinaison fixe calculée pour fournir le profil de rendement annuel optimal. Les modules sont normalement orientés vers l’équateur, à un angle d’inclinaison légèrement inférieur à la latitude du site. Dans certains cas, en fonction des régimes climatiques, topographiques ou de tarification de l’électricité locaux, différents angles d’inclinaison peuvent être utilisés ou les réseaux peuvent être décalés par rapport à l’axe est-ouest normal pour favoriser la sortie du matin ou du soir.
Une variante de cette conception est l’utilisation de tableaux, dont l’angle d’inclinaison peut être ajusté deux ou quatre fois par an pour optimiser la production saisonnière. Ils nécessitent également une plus grande superficie pour réduire les ombres internes à l’angle d’inclinaison plus raide de l’hiver. L’augmentation de la production n’étant généralement que de quelques pour cent, elle justifie rarement le coût et la complexité accrus de cette conception.
Trackers à deux axes
Pour maximiser l’intensité du rayonnement direct entrant, les panneaux solaires doivent être orientés normalement aux rayons du soleil. Pour ce faire, les baies peuvent être conçues à l’aide de trackers à deux axes, capables de suivre le soleil dans son orbite quotidienne à travers le ciel et à mesure que son élévation change tout au long de l’année.
Ces réseaux doivent être espacés pour réduire les interférences au fur et à mesure que le soleil se déplace et que les orientations de la matrice changent. Ils nécessitent également des mécanismes plus complexes pour maintenir la surface de la matrice à l’angle requis. L’augmentation de la production peut être de l’ordre de 30% dans les endroits où le rayonnement direct est élevé, mais l’augmentation est plus faible dans les climats tempérés ou dans ceux où le rayonnement diffus est plus important en raison du temps couvert. Pour cette raison, les trackers à deux axes sont les plus couramment utilisés dans les régions subtropicales et ont été déployés pour la première fois à l’échelle des services publics à l’usine de Lugo.
Trackers à un axe
Une troisième approche permet de tirer parti des avantages du suivi, avec une pénalité moindre en termes de superficie, de capital et de coûts d’exploitation. Cela implique de suivre le soleil dans une dimension – dans son voyage quotidien à travers le ciel – mais sans s’adapter aux saisons. L’angle de l’axe est normalement horizontal, bien que certains, comme le parc solaire de la base aérienne de Nellis, qui ont une inclinaison de 20 °, inclinent l’axe vers l’équateur dans une orientation nord-sud. .
Les systèmes de suivi à axe unique sont alignés selon les axes approximativement nord-sud. Certains utilisent des liaisons entre les lignes afin qu’un même actionneur puisse ajuster l’angle de plusieurs lignes à la fois.
Conversion de puissance
Les panneaux solaires produisent de l’électricité à courant continu (DC). Les parcs solaires ont donc besoin d’un équipement de conversion pour convertir ce courant en courant alternatif (AC), la forme transmise par le réseau électrique. Cette conversion est effectuée par des inverseurs. Pour maximiser leur efficacité, les centrales solaires intègrent également des suiveurs de points de puissance maximum, soit à l’intérieur des onduleurs, soit en tant qu’unités distinctes. Ces dispositifs maintiennent chaque chaîne de panneaux solaires près de son point de puissance maximal.
Il existe deux alternatives principales pour configurer cet équipement de conversion. les onduleurs centralisés et à cordes, bien que, dans certains cas, des onduleurs individuels ou des micro-onduleurs soient utilisés. Les onduleurs simples permettent d’optimiser la sortie de chaque panneau et plusieurs onduleurs augmentent la fiabilité en limitant la perte de sortie en cas de défaillance d’un onduleur.
Onduleurs centralisés
Ces unités ont une capacité relativement élevée, généralement de l’ordre de 1 MW, de sorte qu’elles conditionnent la production d’un bloc substantiel de panneaux solaires, jusqu’à peut-être 2 hectares (4,9 acres). Les parcs solaires utilisant des onduleurs centralisés sont souvent configurés en blocs rectangulaires discrets, l’onduleur correspondant étant situé dans un coin ou au centre du bloc.
Onduleurs de chaîne
Les onduleurs de chaîne ont une capacité nettement inférieure, de l’ordre de 10 kW, et conditionnent la sortie d’une chaîne de tableau unique. Il s’agit normalement d’une partie ou de la totalité d’une rangée de panneaux solaires dans l’ensemble de l’usine. Les onduleurs de chaîne peuvent améliorer l’efficacité des parcs solaires, où différentes parties de la matrice subissent différents niveaux d’insolation, par exemple lorsqu’elles sont disposées selon différentes orientations, ou étroitement compactées pour minimiser la zone du site.
Transformateurs
Les onduleurs du système fournissent généralement une puissance de sortie de tensions de l’ordre de 480 VCA. Les réseaux électriques fonctionnent à des tensions beaucoup plus élevées de l’ordre de dizaines ou de centaines de milliers de volts, de sorte que les transformateurs sont incorporés pour fournir le débit requis au réseau. En raison du long délai d’exécution, le Long Island Solar Farm a choisi de conserver un transformateur de rechange sur place, car une panne de transformateur aurait maintenu le parc solaire hors ligne pendant une longue période. Les transformateurs ont généralement une durée de vie de 25 à 75 ans et ne nécessitent généralement pas de remplacement pendant la durée de vie d’une centrale photovoltaïque.
La performance du système
La performance d’un parc solaire est fonction des conditions climatiques, des équipements utilisés et de la configuration du système. L’apport énergétique primaire est l’éclairement énergétique global dans le plan des panneaux solaires, ce qui est une combinaison du rayonnement direct et diffus.
Un facteur déterminant de la sortie du système est le rendement de conversion des modules solaires, qui dépendra notamment du type de cellule solaire utilisée.
Il y aura des pertes entre la sortie CC des modules solaires et le courant alternatif fourni au réseau, en raison d’un large éventail de facteurs tels que les pertes d’absorption de la lumière, les disparités, la perte de tension des câbles et autres pertes parasites. Un paramètre appelé «ratio de performance» a été développé pour évaluer la valeur totale de ces pertes. Le rapport de performance donne une mesure de la puissance en courant alternatif fournie en proportion de la puissance continue totale que les modules solaires devraient pouvoir délivrer dans les conditions climatiques ambiantes. Dans les parcs solaires modernes, le taux de performance devrait généralement dépasser 80%.
Dégradation du système
La production des premiers systèmes photovoltaïques a diminué de 10% / an, mais à partir de 2010, le taux de dégradation médian était de 0,5% / an, les modules fabriqués après 2000 ayant un taux de dégradation nettement inférieur. performance de sortie dans 25 ans. Un système utilisant des modules qui dégradent 4% / an perdra 64% de sa production au cours de la même période. De nombreux fabricants de panneaux offrent une garantie de performance, généralement 90% en dix ans et 80% en 25 ans. La sortie de tous les panneaux est généralement garantie à plus ou moins 3% au cours de la première année d’exploitation.
L’activité de développement de parcs solaires
Des centrales solaires sont développées pour fournir de l’électricité marchande au réseau en tant qu’alternative à d’autres centrales renouvelables, fossiles ou nucléaires.
Le propriétaire de l’usine est un générateur d’électricité. La plupart des centrales solaires sont aujourd’hui détenues par des producteurs d’électricité indépendants (IPP), même si certaines sont détenues par des services publics appartenant à des investisseurs ou à des communautés.
Certains de ces producteurs d’électricité développent leur propre portefeuille de centrales électriques, mais la plupart des parcs solaires sont initialement conçus et construits par des développeurs de projets spécialisés. Généralement, le développeur planifie le projet, obtient les autorisations de planification et de connexion et organise le financement du capital requis. Les travaux de construction proprement dits sont normalement confiés à un ou plusieurs contractants EPC (ingénierie, approvisionnement et construction).
Les principales étapes du développement d’une nouvelle centrale photovoltaïque sont le consentement à la planification, l’approbation du raccordement au réseau, la clôture financière, la construction, la connexion et la mise en service. À chaque étape du processus, le développeur sera en mesure de mettre à jour les estimations des performances et des coûts anticipés de l’usine et des rendements financiers qu’il devrait être en mesure de fournir.
Approbation de la planification
Les centrales photovoltaïques occupent au moins un hectare pour chaque mégawatt de puissance nominale, et nécessitent donc une superficie importante. qui est soumis à l’approbation de la planification. Les chances d’obtenir un consentement, ainsi que les délais, coûts et conditions associés, varient d’une juridiction à l’autre et d’un lieu à l’autre. De nombreuses approbations de planification appliqueront également des conditions sur le traitement du site après la mise hors service de la station à l’avenir. Une évaluation professionnelle de la santé, de la sécurité et de l’environnement est généralement effectuée lors de la conception d’une centrale photovoltaïque afin de garantir que l’installation est conçue et planifiée conformément à toutes les réglementations HSE.
Connexion à la grille
La disponibilité, la localisation et la capacité de la connexion au réseau sont des éléments importants à prendre en compte lors de la planification d’un nouveau parc solaire et peuvent contribuer de manière significative au coût.
La plupart des stations sont situées à quelques kilomètres d’un point de connexion au réseau approprié. Ce réseau doit être capable d’absorber la sortie du parc solaire lorsqu’il fonctionne à sa capacité maximale. Le développeur de projet devra normalement absorber le coût de la fourniture de lignes électriques jusqu’à ce point et établir la connexion; En plus des coûts associés à la mise à niveau du réseau, il peut également prendre en charge la sortie de l’usine.
Opération et maintenance
Une fois que le parc solaire a été mis en service, le propriétaire conclut généralement un contrat avec une contrepartie appropriée pour effectuer l’exploitation et la maintenance (O & M). Dans de nombreux cas, cela peut être rempli par le contractant EPC original.
Les systèmes à semi-conducteurs fiables des centrales solaires nécessitent un entretien minimal, par rapport aux machines tournantes par exemple. Un aspect majeur du contrat d’exploitation et de maintenance sera la surveillance continue de la performance de l’usine et de tous ses sous-systèmes principaux, qui est normalement assurée à distance. Cela permet de comparer les performances avec les résultats attendus dans les conditions climatiques effectivement rencontrées. Il fournit également des données pour permettre la planification de la rectification et de la maintenance préventive. Un petit nombre de grandes fermes solaires utilisent un onduleur ou un maximiseur distinct pour chaque panneau solaire, qui fournit des données de performance individuelles pouvant être surveillées. Pour les autres fermes solaires, l’imagerie thermique est un outil utilisé pour identifier les panneaux non performants à remplacer.
Livraison d’électricité
Les revenus d’un parc solaire proviennent de la vente d’électricité au réseau, et sa production est mesurée en temps réel, avec des relevés de sa production d’énergie, généralement à une demi-heure, pour équilibrer et régler le marché de l’électricité.
Les revenus sont affectés par la fiabilité des équipements dans l’usine et par la disponibilité du réseau de distribution auquel ils exportent. Certains contrats de connexion permettent au gestionnaire du réseau de transport de limiter la production d’un parc solaire, par exemple en période de faible demande ou de disponibilité élevée d’autres générateurs. Certains pays prévoient des dispositions légales prévoyant un accès prioritaire au réseau pour les producteurs d’énergie renouvelable, tels que ceux prévus par la directive européenne sur les énergies renouvelables.
Économie et finance
Ces dernières années, la technologie PV a amélioré son efficacité de production d’électricité, réduit le coût d’installation par watt ainsi que son temps de retour énergétique et atteint la parité réseau sur au moins 19 marchés différents d’ici à 2014. Le photovoltaïque devient de plus en plus viable. source de courant dominant. Cependant, les prix des systèmes photovoltaïques présentent de fortes variations régionales, beaucoup plus que les cellules et panneaux solaires, qui tendent à être des produits mondiaux. En 2013, les prix des systèmes de grande envergure dans les marchés fortement pénétrés tels que la Chine et l’Allemagne étaient nettement inférieurs (1,40 $ / W) à ceux des États-Unis (3,30 $ / W). L’AIE explique ces écarts en raison des différences de «coûts accessoires», notamment l’acquisition de clients, l’obtention de permis, l’inspection et l’interconnexion, la main-d’œuvre liée à l’installation et les coûts de financement.
Parité de la grille
Les centrales solaires sont devenues progressivement moins chères ces dernières années et cette tendance devrait se poursuivre. Parallèlement, la production d’électricité traditionnelle devient progressivement plus chère. Ces tendances devraient aboutir à un point de croisement lorsque le coût moyen actualisé de l’énergie des parcs solaires, historiquement plus coûteux, correspond au coût de la production d’électricité traditionnelle. Ce point est communément appelé parité de grille.
Pour les centrales solaires marchandes, où l’électricité est vendue sur le réseau de transport d’électricité, le coût stabilisé de l’énergie solaire devra correspondre au prix de gros de l’électricité. Ce point est parfois appelé «parité du réseau de gros» ou «parité des jeux de barres».
Certains systèmes photovoltaïques, tels que les installations sur les toits, peuvent alimenter directement un utilisateur d’électricité. Dans ces cas, l’installation peut être compétitive lorsque le coût de sortie correspond au prix auquel l’utilisateur paie sa consommation d’électricité. Cette situation est parfois appelée «parité de la grille de vente au détail», «parité de socket» ou «parité de grille dynamique». Les recherches menées par ONU-Énergie en 2012 suggèrent que les régions des pays ensoleillés où les prix de l’électricité sont élevés, comme l’Italie, l’Espagne et l’Australie, et les zones utilisant des générateurs diesel, ont atteint la parité des réseaux de distribution.
Mécanismes d’incitation
Étant donné que le point de parité du réseau n’a pas encore été atteint dans de nombreuses régions du monde, les centrales solaires ont besoin d’une forme d’incitation financière pour concourir à l’approvisionnement en électricité. De nombreuses législatures du monde entier ont mis en place de telles incitations pour soutenir le déploiement de centrales solaires.
Tarifs de rachat
Les tarifs de rachat sont des prix désignés qui doivent être payés par les entreprises de services publics pour chaque kilowattheure d’électricité renouvelable produite par des producteurs qualifiés et injectés dans le réseau. Ces tarifs représentent généralement une prime sur les prix de gros de l’électricité et offrent une source de revenus garantie pour aider le producteur à financer le projet.
Normes de portefeuille renouvelable et obligations des fournisseurs
Ces normes sont des obligations pour les entreprises de services publics de se procurer une partie de leur électricité à partir de générateurs renouvelables. Dans la plupart des cas, ils ne prescrivent pas la technologie à utiliser et le service public est libre de choisir les sources renouvelables les plus appropriées.
Il existe quelques exceptions où les technologies solaires se voient attribuer une partie du SRP dans ce que l’on appelle parfois un «retrait solaire».
Garanties de prêt et autres incitations en capital
Certains pays et États adoptent des incitations financières moins ciblées, disponibles pour un large éventail d’investissements dans les infrastructures, comme le système de garantie de prêts du Département américain de l’énergie, qui a stimulé un certain nombre d’investissements dans les centrales solaires en 2010 et 2011.
Crédits d’impôt et autres incitations fiscales
Une autre forme d’incitation indirecte utilisée pour stimuler les investissements dans les centrales solaires était les crédits d’impôt à la disposition des investisseurs. Dans certains cas, les crédits étaient liés à l’énergie produite par les installations, tels que les crédits d’impôt à la production. Dans d’autres cas, les crédits étaient liés à l’investissement en capital, tels que les crédits d’impôt à l’investissement.
Programmes internationaux, nationaux et régionaux
En plus des incitations commerciales sur le marché libre, certains pays et régions ont des programmes spécifiques pour soutenir le déploiement d’installations d’énergie solaire.
La directive sur les énergies renouvelables de l’Union européenne fixe des objectifs pour accroître les niveaux de déploiement des énergies renouvelables dans tous les États membres. Chacun d’entre eux a été invité à élaborer un plan d’action national pour les énergies renouvelables indiquant comment ces objectifs seraient atteints et bon nombre d’entre eux prévoient des mesures de soutien spécifiques pour le déploiement de l’énergie solaire. La directive permet également aux États de développer des projets en dehors de leurs frontières nationales, ce qui peut conduire à des programmes bilatéraux tels que le projet Helios.
Le mécanisme de développement propre de la CCNUCC est un programme international permettant de soutenir les centrales solaires de certains pays qualifiés.
De plus, de nombreux autres pays ont des programmes spécifiques de développement de l’énergie solaire. Parmi les exemples, citons le JNNSM en Inde, le programme phare en Australie et des projets similaires en Afrique du Sud et en Israël.
Performance financière
La performance financière de la centrale solaire est fonction de ses revenus et de ses coûts.
La production électrique d’un parc solaire sera liée au rayonnement solaire, à la capacité de l’installation et à son rapport de performance. Les revenus tirés de cette production électrique proviendront principalement de la vente de l’électricité et de tous les incitatifs, tels que les tarifs de rachat ou d’autres mécanismes de soutien.
Les prix de l’électricité peuvent varier à différents moments de la journée, ce qui donne un prix plus élevé en période de forte demande. Cela peut influencer la conception de l’installation pour augmenter son rendement à de tels moments.
Les coûts dominants des centrales solaires sont le coût en capital et, par conséquent, tout financement et amortissement associés. Bien que les coûts d’exploitation soient généralement relativement faibles, en particulier parce qu’aucun carburant n’est requis, la plupart des opérateurs voudront s’assurer que les couvertures d’exploitation et de maintenance adéquates sont disponibles pour maximiser la disponibilité de l’usine et ainsi optimiser le rapport des revenus.
Géographie
Les premiers endroits à atteindre la parité réseau étaient ceux où les prix de l’électricité traditionnelle étaient élevés et où les niveaux de rayonnement solaire étaient élevés. Actuellement, plus de capacité est installée sur le toit que dans le segment des services publics. Cependant, la distribution mondiale des parcs solaires devrait évoluer à mesure que les différentes régions atteignent la parité. Cette transition comprend également un passage des usines de toiture vers les centrales de taille industrielle, l’attention du nouveau déploiement PV étant passée de l’Europe aux marchés de la Sunbelt où les systèmes photovoltaïques au sol sont privilégiés.
En raison du contexte économique, les systèmes à grande échelle sont actuellement distribués lorsque les régimes de soutien ont été les plus cohérents ou les plus avantageux. La capacité totale des centrales photovoltaïques mondiales de plus de 4 MWAC a été évaluée par Wiki-Solar à 36 GW en c. 2 300 installations à la fin de 2014 et représentent environ 25% de la capacité photovoltaïque mondiale totale de 139 GW. Les pays ayant la plus grande capacité, par ordre décroissant, étaient les États-Unis, la Chine, l’Allemagne, l’Inde, le , Canada et Afrique du Sud. Les activités sur les marchés clés sont examinées individuellement ci-dessous.
Chine
La Chine a été signalée début 2013 pour avoir dépassé l’Allemagne en tant que pays ayant la capacité solaire la plus importante à l’échelle des services publics. Une grande partie de cette aide a été soutenue par le mécanisme de développement propre. La distribution des centrales électriques dans tout le pays est assez large, avec la plus forte concentration dans le désert de Gobi et connectée au réseau électrique du nord-ouest de la Chine.
Allemagne
La première usine multi-mégawatts en Europe était le projet communautaire de 4,2 MW à Hemau, mis en service en 2003. Mais ce sont les révisions des tarifs de rachat allemands en 2004 qui ont donné le plus fort élan à la mise en place de centrales solaires. Le premier parc à être achevé dans le cadre de ce programme a été le parc solaire de Leipziger Land développé par Geosol. Plusieurs dizaines d’usines ont été construites entre 2004 et 2011, dont plusieurs étaient à l’époque les plus grandes du monde. L’EEG, la loi qui établit les tarifs de rachat de l’Allemagne, fournit la base législative non seulement pour les niveaux de compensation, mais pour d’autres facteurs réglementaires, tels que l’accès prioritaire au réseau. La loi a été modifiée en 2010 pour restreindre l’utilisation des terres agricoles, depuis lors, la plupart des parcs solaires ont été construits sur des terres dites de développement, comme les anciens sites militaires. C’est en partie pour cette raison que la répartition géographique des centrales photovoltaïques en Allemagne est orientée vers l’ex-Allemagne de l’Est. En février 2012, l’Allemagne comptait 1,1 million de centrales photovoltaïques (la plupart sont de petites kW montées sur le toit).
Inde
L’Inde s’est hissée au premier rang des pays pour l’installation de capacités solaires à l’échelle de l’utilité. Le parc solaire Charanka à Gujarat a été inauguré officiellement en avril 2012 et était à l’époque le plus grand groupe de centrales solaires au monde. Sur le plan géographique, la majorité des stations sont situées dans le Gujarat et le Maharashtra. Le Rajasthan a réussi à attirer le développement solaire. Le Rajasthan et le Gujarat partagent le désert du Thar avec le Pakistan.
Italie
L’Italie possède un très grand nombre de centrales photovoltaïques, dont la plus grande est le projet Montalto di Castro de 84 MW.
Jordan
À la fin de 2017, plus de 732 MW de projets d’énergie solaire avaient été achevés, ce qui représentait 7% de l’électricité jordanienne. Après avoir initialement fixé le pourcentage d’énergie renouvelable que la Jordanie souhaitait générer d’ici 2020 à 10%, le gouvernement a annoncé en 2018 qu’il cherchait à dépasser ce chiffre et à viser 20%. Un rapport du magazine pv décrit Jordan comme « la centrale solaire du Moyen-Orient ».
Espagne
La majorité du déploiement de centrales solaires en Espagne à ce jour a eu lieu pendant le marché en plein essor de 2007-2008. Les stations sont bien réparties dans tout le pays, avec une certaine concentration en Estrémadure, Castille-La Manche et Murcie.
Royaume-Uni
L’introduction de tarifs de rachat au Royaume-Uni en 2010 a stimulé la première vague de projets à grande échelle, c. 20 usines en cours d’achèvement avant la réduction des tarifs le 1er août 2011 suite à la «Fast Track Review». Une deuxième vague d’installations a été entreprise dans le cadre de l’Office des énergies renouvelables du Royaume-Uni, le nombre total d’usines raccordées à fin mars 2013 atteignant 86%.
Les projets britanniques étaient à l’origine concentrés dans le sud-ouest, mais se sont plus récemment répandus dans le sud de l’Angleterre et dans l’est de l’Angleterre et dans les Midlands. Le premier parc solaire au pays de Galles a été mis en service en 2011 à Rhosygilwen, au nord du Pembrokeshire. En juin 2014, 18 projets produisaient plus de 5 MW et 34 en planification ou construction au pays de Galles.
États Unis
Le déploiement des centrales photovoltaïques aux États-Unis est largement concentré dans les États du sud-ouest. Les normes de portefeuille renouvelable en Californie et dans les États voisins constituent une incitation particulière. Le volume de projets en construction au début de 2013 a conduit à prévoir que les États-Unis deviendront le premier marché.