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Le futur du photovoltaïque : au­delà del’analyse de la baisse des coûts des modules

par Julie Hyun Jin YU,CEA I­tésé

La baisse des coûts des modules PV se poursuit et même s’accélère ces dernières années. Cephénomène majeur, qui continuera dans les prochaines années, a été particulièrement scruté parles économistes de l’énergie, qui se sont intéressés à en analyser les causes et les conséquences.L’une d’elles est sans nul doute le rôle majeur qui sera celui de ces techniques dans ladécarbonisation du MIX mondial.

Ainsi, l’étude «Decarbonization Wedges» àlaquelle l’I­tésé a fortement contribué, dansle cadre de l’ANCRE et à destination de laCOP 21, a­t­elle évalué la contribution duseul photovoltaïque à près de 10% du totaldes gains techniques possibles en termes debaisse des émissions de CO2 à l’horizon2050. Ce bouquet de technologie apparaitainsi comme le premier, ou l’un des tous

premiers contributeurs potentiels à la lutte contre les émissions de gaz à effet de serre.

L’I­tésé travaille depuis maintenant 3 ans à la mise en évidence d’autres effets. Il s’agit de labaisse des coûts des autres éléments des «systèmes PV», de l’Analyse de Cycle de Vie (ACV) deces systèmes, mais aussi des impacts de l’intégration massive du PV dans les systèmesélectriques, avec ou sans nucléaire. Cette intégration peut se traduire par des «coûts de systèmesélectriques» qui – à l’heure actuelle­ sont non négligeables (jusqu'à quelques dizaines d’euros parMWh). Dans le futur des tendances contraires vont jouer. Peut­être une augmentation de cescoûts avec la pénétration du PV, certainement une baisse tendancielle due au progrès technique.Nous avons donc insisté sur la nécessité de mieux comprendre ces sujets et de mettre en place lesrecherches les plus prometteuses en matière de réduction de ces coûts de système (en particuliervia le stockage, mais aussi les connexions et hybridations entre réseaux d’électricité, de gaz, dechaleur et de froid…).

Ce dossier illustre d’autres aspects de ces questions, qui – nous le constatons de plus en pluschaque jour­ débordent largement la question du coût des seuls modules PV et de leur évolution.Le dossier porte sur les instruments de politiques économiques d’accompagnement del’électricité PV (dans ce cas en Europe) et est complété d’un aperçu d’une transformation encours qui pourrait, à un terme proche, accélérer le positionnement du PV via un développementnettement plus rapide que prévu de l’autoconsommation. Dans ce cadre, innovationtechnologique et innovations marketing et réglementaire sont intimement associées.

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PV system economics and opportunities forPV policies: focus on non­module sector ofresidential PV systems in France(1)

PV energy has demonstrated visible progress over thelast decade, reaching 177 gigawatts (GW) of installed

capacity at the end of 2014 [1]. It is forecasted that 16% ofglobal electricity will be provided from solar PV energyby 2050 [2]. Over the past few years, the PV marketconditions and PV system prices have evolved rapidly.The reduced cost of PV modules has contributed toenhancing the economic competitiveness of PV systems.Non­module prices are not, however, decliningproportionally with the module price drops everywhereand therefore present an obstacle to the economiccompetitiveness of PV systems [3]. PV system prices varyfrom country to country according to their differentpolitical contexts.

Therefore, this study attempts to review PV system pricesto understand cost drivers and then look for ways tofurther reduce costs to improve the economiccompetitiveness of the future PV systems. In addition,this paper explores opportunities to deploy useful policyinstruments to help reduce non­module prices in PVsystems in Europe.

Opportunities to improve PV system economics

Economics of PV electricity

Defining the PV electricity price structure in acomprehensive manner is a critical way to identifyingboth cost drivers for each segment and possibilities forimplementing policy instruments to improve them.

PV power is commonly priced as levelized costs ofelectricity ($/kWh). Solar PV system costs(2) are one of theimportant levers when defining the initial investmentneeded to calculate the levelized costs of PV energy(LCOE). LCOE will also depend on other factors likemodule efficiency, capacity factor, cost of capital andlifetime.

Even though this perspective should be broadened toinclude grid­level costs and externalities for realeconomic assessment of PV electricity in a society, this

article mainly focuses on non­module sector to discussopportunities for minimizing PV electricity costs. Theobjective is to find out ways of implementing furtherreduction strategies to reduce PV system costs byreducing non­module prices in PV systems.

Importance of non­module prices in PV system prices

The PV system price is a key variable of the initialinvestment when calculating PV electricity costs. Untilrecently, the reduced module prices were the mostfocused driver to enhance the economic competitivenessof PV electricity. Research and industry has striven todecrease module production unit costs through cellefficiency improvement and economies of scale. Over thelast decade, the PV system price drop was mainlycorrelated with the module price reduction.

Figure 1: Change over time in PV module prices [4]­[5]

As Fig. 1 shows, the average selling prices of PV modulesare currently almost the same in many countries except inJapan, which has a relatively closed market. Since themid­2000s, the increase in demand, consistent with policysupports in Europe, has attracted Chinese players into thePV manufacturing market. Chinese production soared ina short time and largely reduced the global module pricewith mass production under an open­trade system [6].The global module price is now less than $1/Wp(3). Itseems difficult to expect the future PV system price toreduce by means of module price drops alone, as wehave seen with historical data. Other factors became moreimportant such as soft costs.

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There are differences in PV system prices depending onthe country. The current economic competitiveness of PVsystems needs to be discussed in a comprehensivemanner by taking into account other accompanying costsinvolved in producing PV electricity.The PV system price used to define the initial investmentof LCOE can generally be split into three parts :

­ Module : ~40% of PV system price.­ Non­module hardware: ~10% of PV system price (e.g.inverters, cables, batteries, fixed supports).­ Soft costs: ~50% of PV system price (e.g. engineering,customer acquisition, installation, profit and overheadcosts, and permission, inspection and interconnection(PII)).

Figure 2: Components of the residential PV system costs[7]­[8]

The current differences in PV system prices are mainlydue to non­module prices. The improvement of PVsystem competitiveness can be delivered by improvingthem. A well­designed policy can be a trigger to boostsuch price reductions.

Figure 3: Change over time in residential rooftop systemprices [4]­[5]

In this regard, it is worth reviewing a possible correlationbetween the cumulative installed capacity of PVsystems and the reduction of non­module costs.

Figure 4: Change over time of the non­module price (systemprice – module price) [4]­[5]

Cost drivers for non­module costs

Non­module costs & country market sizes

The global PV module market now takes advantage ofthe cumulative knowledge stock and experience, therebysharing a similar price. The positive correlation betweenthe module price drop and the size of cumulativeinstallations has been demonstrated in many studies,reflecting the PV module’s learning rate of around 20%,which means that each time the cumulative installedcapacity doubled, the price went down by 20% [9].

This paper reviews the variation in non­module priceswithin the PV system price using the learning­curveconcept. The mathematical model is described inequations (1) and (2).

The graph compares empirical data of non­module priceswith cumulative installations in several countries, inorder to provide insight into a possible correlationbetween them.

Data on the annual installation growth and non­moduleprices were taken from 1993 to 2013 whenever available.Six countries were considered; they accounted for 61% ofthe global cumulative installations in 2013 having acontinuous installation policy over several years [10].The curve focuses on residential rooftop PV systems forwhich the non­module costs account for highest fraction.

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Figure 5: Learning curve for non­module costs of PV rooftopsystems in different countries [8]­[11]­[12]­[13]­[14]­[15]­[16]­

[17]­[18] (4)

Fig. 5 shows that each country has its own learning curve;they can be split into two groups;­ Italy, Germany, Korea and Japan share a similar slope­ France and the US have a different slope.

Even though there are some country­based differences interms of the learning rate, it seems proven that there is apositive correlation between the cumulative installationsand the non­module price drops.Germany has a learning rate of 17.6% and its learningcurve equation is described in (3) (5) :

The learning rate is almost the same for all countries inthe first group. The difference between them is low andstays constant. This could be due to irreducible costs likedifferent consumer prices or taxes.It would be worth analyzing why France and the US havedifferent curve features from the rest so as to understanddifference factors, and thus to amend strategies toincrease the economic competitiveness of PV systems.

Comparative analysis of non­module costs: Germany, Franceand the US

The exceptional cases of two countries (France, USA)have been compared with the best­practice case(Germany) so as to better understand differences in non­module costs. Table I specifically breaks down the non­module price in three countries: Germany, France andthe US.Germany has the lowest price for small residential PVsystems compared with those in France and the US; themain differences result from non­module segments (themodule price in Germany in 2012 was 1.1 $/Wp and thenon­module prices stay almost constant between 2011and 2012).

Table I: Breakdown of the non­module price in Germany,France and the US

Source : [7]­[8]*PII : Permission, Inspection and Interconnection** Assumption based on the differenc between ADEM data andIEA­PVPS date

The major difference in German and US prices resultsfrom customer acquisition, grid connection costs andinstallations [7]. The difference in profit and overheadcosts between Germany & the US is also significant.However, the learning­curve comparison of the US is nota good indicator because the US has specific marketfeatures compared with Germany and France. The USmarket is fragmented with different PV installationenvironments; each state has a different policy and legalconditions which engender different PV system prices[7]­[19]. Therefore, the meaning of the cumulativeinstallation capacity can be interpreted differently to thatof Germany and France.

Conversely, the German market is unified with acomparatively dense population. The US has highercustomer acquisition and installation costs with longerPermission, Inspection and Interconnection (PII) process.Germany requires less time for these processes because ofits unified market and practice, simplified processes andno permission fees [7].

However, France has a similar market compared withGermany. German has largely deployed simplifiedrooftop building­integrated PV systems (ISB) in theresidential sector; while France has promoted theinstallation of PV systems integrated into the buildingstructures (IAB) through a preferential FIT scheme [20].This argument is sometimes used to justify the highercost of PV installation in France because ISB systems areusually cheaper than IABs. However, the price differencebetween the two systems is only 0.25 $/Wp and is due toPV racking materials [8].The cost difference between Germany and France ismainly driven by installation, engineering, PII processand customer acquisition.The difference in the installation costs is particularlylarge. Installation costs are directly linked to workers’wages and the duration of the installation process.Considering the fact that wages are almost the same inFrance and in Germany, the longer installation times in

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France can explain the difference, which refers to a lack ofstandardization and less­qualified labor. In addition,engineering costs (mainly for system design) is probablyincreased because of a lack of standardization.

Customer acquisition costs refer to all activities beforecontract signing: e.g. marketing, advertising, site visitsand negotiation. The high costs in France can beexplained by a lack in the customer’s preliminaryknowledge or difficulties in choosing good installers [21].In contrast, potential customers in Germany can easilycontact 3 to 5 installers in their zip code areas throughlead­aggregation websites [7].The PII costs include grid connection costs; they amountto at least 1300$ for small residential rooftop systems inFrance (i.e. 0.4$/W for a 3kW residential system, the mostinstalled residential system in France). In Germany, thePII price is 0.03$/W, which is mainly linked to the laborcost with no permission fees and no inspection process.In addition, they have a simple online declaration processfor the FIT scheme via a national web­platform [7].

In addition, the long­term policy signals arefundamentally important for the national PVdevelopment. It will give expectations about long­termmarket encouraging industrial investments [22].Germany has a stable long­term PV policy support.However, France lacks long­term PV policy vision; thepolicy support of PV installation was often found inprofits of installers, who looked for short­term profitmargins. Accordingly, it seems that the PV policy supporthas not fully contributed to reducing end user PV systemprice in France [23].

Opportunities for the European market

As Fig. 5 indicates, the size of the market is related to thenon­module price drop. The section below sets out toexplain some opportunities for the European market onthe condition that they share unified standards based onthe German practice with a simple calculation process. Ifthe west European region uses the same learning curve asGermany, it would require less investment to deploy PVsystems. Fig. 6 shows the non­module price in 2020 onthe condition that the German learning curve is sharedalong with properly designed policies.The case is simplified by taking into account theresidential installation conditions in three countries whilecountry system differences are ignored. The installationtotal for 2020 has been calculated based on the sum ofthree countries, assuming the same annual growth rateup to today until 2020 for France and Italy, and EPIAestimations were taken for Germany with the sameresidential PV system share [24]. They will roughly reach0.98$/Wp for the non­module price. However, betterresults are obtained in terms of the prospective non­module prices if more countries are included since alarger market size is taken into consideration.

Figure 6: Common learning curve for Germany, France andItaly

Therefore, the long­term durable market growth isimportant. The European market could learn from thisexperience to develop its PV systems to meet its objectiveto increase renewable energies in the energy mix. Byadopting the German practice, countries like France willbe able to install the higher number of PV systems on thesame budget thanks to the lower non­module price.

Figure 7 explains the benefits of reduced non­modulecosts with France case. The reduced non­module costallows the country to reduce policy costs to support PVinstallations or to obtain targeted LCOE earlier.

Figure 7: Benefits of reduced non­module costs: France(6)

This begs the question as to what conditions can generatesuch opportunities.Each country currently has a different policy focus, withdifferent installation environments and marketdevelopment stages; these factors lead to different costsfor PV installation.

To reduce non­module costs in PV systems, countries canshare markets and policies with a clear growth trajectoryplan. Targeted policy support helps this process.Harmonized policy instruments on a regional level canreduce non­module costs in Europe by learning from theGerman practice (e.g. low non­module prices) and takingadvantage of the size of the European market.

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Policy opportunities for reducing non­module costs

Which policy instruments can help obtain the estimatedbenefits discussed in the previous section ?Targeted policies can further reduce non­module costs toimprove the economic competitiveness of PV electricity.The increased market size is an important factor to reducesuch costs.

Economies of scale in installations can be obtained bypromoting the standardization of PV installation.

Standardization improves the economic competitivenessof almost all segments in non­modules; hardware price,engineering, PII process, customer acquisition andinstallations. Once standardized products and processesare rolled out, the market will automatically adaptwithout spending costs to continue tasks in these sectors(e.g. system design, adapting different installationspecifications, etc.). In addition, a simplified processfrom project design to grid connection is needed.Transparent online permission processes with clearguidelines is one way of simplifying the whole process.The online tool can be also used line up customers withcertified local installers. The European system forcertifying PV firms based on European standards couldbe implemented. Furthermore, training is alsoimportant ; well­trained installers and customers willremove additional time in terms of system design andinstallation work.

In addition, the long­term stability of the market size canbe driven by regional solar mandates in the buildingsector (new, renovation of existing buildings) or favorablepolicy support that gives investors a clear long­termvision like installation subsidies, well­designed financialsupport or tax relief. A standardized European market isone way of gaining economic competitiveness to providePV electricity at a low price.

Conclusion

The further reduction in the production costs of PVelectricity encourages the widespread use of PV power asa major electricity source. This paper sets out todemonstrate the key components of PV system prices inorder to penetrate the current energy systems. Moduleprices are not as important as before and other non­module factors have gained equal importance when itcomes to improving economic competitiveness. In thisregard, policy focus also integrates these factors to gainfurther competitiveness. This study attempts to reviewopportunities with harmonized policy instruments on aregional level so as to reduce non­module costs of PVsystems in Europe by learning from German practicesand benefiting from the size of the European market. Inconclusion, using an approach that is only based onmodule price drops or on LCOE calculations can bemisleading with respect to defining PV policy. As seen, a

comprehensive approach is absolutely necessary. Acommonly shared practice for PV deployment could helpimprove European economic competiveness and thuslargely reduce the PV system price.

(1) This paper has been presented at the 12th international conference on theEuropean Energy Market (EEM 15).(2) The term “PV system costs” (installed costs of PV systems)” should bedistinguished from the term “PV systemic costs” (PV integration costswhich include grid­level costs & externalities in addition to PV plant­levelcosts).(3) This article is based on constant 2013 US $.(4) Author’s calculation based on empirical data of non­module prices(residential rooftop PV systems) & cumulative installation from 1993 to2013 whenever available.(5) Author’s calculation, 1993 data were used for C_0 and X_0(6) PV LCOE of 0.15$/kWh: Author’s calculation based on estimated PVsystem cost of 1.7 $/Wp (in 2020: 0.96 $/Wp + 0.7­0.8$/Wp) (IEA, 2014).French estimated residential installation in 2020: 3.7 GWp.

Références

[1] IEA PVPS, “Trends in photovoltaic applications” 2015[2] IEA. “Technology roadmap for solar photovoltaic energy”,2014.[3] G.R. Timilsinaa, L. Kurdgelashvilib, P.A. Narbelc, « Solarenergy: Markets, economics and policies”, Renewable andSustainable Energy Reviews, vol. 16, pp 449– 465, 2012.[4] IEA PVPS, “Trends in photovoltaic applications” 2002 to2014.[5] IEA PVPS, “Photovoltaic power applications: Nationalsurvey report” for France, Germany, Italy and Japan, 2002 to2013.[6] H.J.J Yu, N. Popiolek, P. Geoffron, “Solar photovoltaicenergy policy and globalization: a multi perspective approachwith case studies of Germany, Japan, and China”, Progress inPhotovoltaics; research and applications, 2014 , DOI:10.1002/pip.2560.[7] J. Seel, G.L. Barbosea, R.H. Wisera, “An analysis ofresidential PV system price differences between United Statesand Germany”, Energy Policy, Vol. 69, pp 216­226, June 2014.[8] ADEME, « Données économiques de la chaîne de valeur duphotovoltaïque et étude quantitative de l’impact économique del’innovation: Estimation de l’impact des innovations », October2012[9] F. Kersten, R. Doll, A. Kux, D.M. Huljic, M.A. Gorig, C.Breyer, J.W. Muller, P. Wawer, “PV learning curves: past andfuture drivers of cost reduction” in 26th EU PVSEC conf.,Hamburg, 2011.[10] IEA PVPS, “Trends in photovoltaic applications”, 2014[11] Bundesministeriums für Umwelt, Natur­schutz undReaktorsicherheit, “Vorbereitung und Begleitung der Erstellungdes Erfahrungsberichtes gemäß § 65 EEG”, 2011.[12] Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie,“Vorbereitung und Begleitung der Erstellung desErfahrungsberichtes gemäß § 65 EEG”, 2014.

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[13] Gestore Servizi Energetici, [Online] Available:www.gse.it/it/Conto%20Energia/GSE_Documenti/Fotovoltaico/05%20Risultati%20incentivazione/TOTALE_DEI_RISULTATI_DEL_CONTO_ENERGIA.pdf[14] G. Barbose, N. Darghouth, S. Weaver, R. Wiser, “Trackingthe Sun VI: An Historical Summary of the Installed Price ofPhotovoltaics in the United States from 1998 to 2012”, Sunshot,July 2013[15] IEA PVPS, “National Survey Report of PV PowerApplications in Japan”, 2012.[16] T. James, D. Feldman, R. Margolis, “Japan’s SolarPhotovoltaic (PV) Market: An Analysis of Residential SystemPrices”, US Department Of Energy – Solar Program, October 23,2013.[17] IEA PVPS, “National Survey Report of PV PowerApplications in Korea”, 2012.[18] J.B. Lesourd, S.U. Park, « The economics of grid­connectedelectricity production from solar­photovoltaic systems, inAnnual Meeting of the Swiss Society of Economics andStatistics, Swiss Federal Institute of Technology of Zurich,Zurich, 2005.[19] D. Steward, E. Doris, V. Krasko, D. Hillman, “TheEffectiveness of State­Level Policies on Solar MarketDevelopment in Different State Contexts”, Technical ReportNREL/TP­7A40­61029, February 2014.[20] IEA PVPS, “National Survey Report of PV PowerApplications in France”, 2012.[21] photovoltaique.info [online] Available:http://www.photovoltaique.info/Choisir­son­installateur.html[22] G. Nemet, “Solar Photovoltaics: Multiple Drivers ofTechnological Improvement. Historical Case Studies of EnergyTechnology Innovation” in The Global Energy Assessment, A.Grubler, F. Aguayo, K.S. Gallagher, M. Hekkert, K. Jiang, L.Mytelka, L. Neij, G. Nemet, C. Wilson., Cambridge UniversityPress: Cambridge, UK, chapter 24, 2012[23] Observ’er, “Suivi du marché 2013 des installationsindividuelles solaires photovoltaïques”, September 2014[24] EPIA, “Global market outlook for photovoltaics 2014­2018”,2014

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Repères sur la question de l’auto­consommation

par Julie Hyun Jin YU,CEA­I­tésé

L’autoconsommation est la pratique qui consiste àconsommer l’électricité directement sur son site de

production. Elle est souvent couplée aux techniques PVqui ont l’avantage de permettre une productiond’électricité décentralisée. Cette idée est appliquée depuisles années 60­70 pour les bâtiments non­connectés (off­grid), mais avec un déploiement limité à cause du prixélevé des systèmes PV. En France, la solution a été unmoyen de fournir de l’électricité dès les années 80 dansles zones non connectées où le coût de l’extension duréseau était supérieur au coût du PV.

Actuellement, on observe un net regain d’intérêt pour lesschémas d’autoconsommation. Celui­ci trouve sa source àla fois dans la baisse des coûts du solaire et dansl’augmentation des prix de l’électricité à la consommation(même si les prix de gros sont actuellement très faibles).

Cet article propose une rapide synthèse et se fonde enparticulier sur la conférence du 25 mai dernier organiséepar Enerplan, ainsi que sur l’analyse en cours à I­tésé.

Compétitivité et acceptabilité du PV

Ainsi, l’ADEME prévoit une baisse des coûts du PV de35% d’ici 2025. Les systèmes résidentiels intégrés au bâticoûteront 2,5€/Wc (­30%), les systèmes surimposés1.78€/Wc (­36%), les systèmes grande toiture 1.08€/Wc(­36%) et les centrales au sol 0.8€/Wc (­37%). Le LCOErésidentiel passera de 260 €/MWh à 180 €/MWh en 2025dans le Nord­Pas­de­Calais et le LCOE des centrales ausol baissera aux environs de 50 €/MWh en région PACA.Jusqu’aux environs de 2020, un soutien est nécessairepour les installations PV en France mais l’ADEME

prévoit ensuite 800MWc/an installés via les bâtimentsBEPOS sans soutien direct. Au­delà, en fonctionnotamment de la règlementation et de l’évolution dudesign de marché de l’électricité, l’avenir est très ouvert.

La France est en retard sur l’autoconsommation parrapport aux voisins Européen, notamment avec ses prixplus bas de l’électricité, même si le ministère del’environnement annonce une accélération depuis ledébut de l’année avec 1 630 contrats d’injection signés,autant que toute l’année dernière.

Une enquête d’opinion sur l’autoconsommation a étéprésentée. L’opinion est très favorable à la technologie PVet les français semblent demandeurs. 47% des françaissont prêts à investir pour avoir plus d’autonomieénergétique afin notamment de maitriser leurs dépensesénergétiques (62% dans le commerce et la distribution).Le problème de l’autofinancement est la principalebarrière de ceux qui ne sont pas prêt à investir.

En France, il y a toutefois une certaine perte de confiancesur le secteur du PV. L’état doit fixer des règles stables etlisibles et donner des garanties sur la qualité du matériel.La qualité a augmenté ces dernières années. Un audit amontré que maintenant, 59% des installations n’ontaucun défaut. Les installations qui ont au moins undéfaut majeur sont passées de 36% en 2010 à 10%. Il a étésouligné la nécessité de renforcer les critères de contrôleet d’augmenter le nombre d’audits. C’est surtout le cassur les installations pour l’autoconsommation surlesquelles il y a peu de contrôle. Une proposition pouraméliorer la qualité est de renforcer la formation et decréer un label pour l’autoconsommation garantissant lesérieux des professionnels installateurs et la qualité del’installation.

Un cas d’autoconsommation en supermarché à partird’ombrières PV installées sur le parking a été présenté. LeCEA est lui­même très actif sur ce créneau, notammentdans un couplage avec la mobilité. La consommationd’énergie représente 20% du budget du supermarché.3500m2 de parking ont alors été couverts, soit 410 kWc dePV installés, avec une aide de la région d’environ 20% del’investissement de 850 k€. 97% de la production estautoconsommée sans stockage par batterie et représenteune économie d’énergie de 12%. Le temps de retour surinvestissement est de 12 ans.

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On distingue 3 problématiques principales avec le retourd’expérience sur les installations PV en France :1) Les contraintes techniques sur les toitures et le niveaudes marges de sécurité,2) Les questions administratives à simplifier et àharmoniser, notamment les permis de construire pour lesplus grandes installations,3) La question de l’injection du surplus sur le réseau.

Réseau et raccordement

Une « révolution progressive » s’annonce dans le mondede l’énergie liée à la décentralisation de la production(c’est notamment la thèse de Jean­Michel Glachant del’université de Florence). Il y a beaucoup d’opportunitéspour le développement du secteur PV (par exemple labaisse des émissions de CO2). Il faut noter que l’ArabieSaoudite se tourne vers le PV pour le futur ensubstitution au pétrole. Cette révolution est liée àl’association des ENR et de la digitalisation (technologiesde l’information) qui orientent l’économie vers uneéconomie du partage. Par contre, ce changement induitdes problèmes notamment sur le réseau. Le réseauexistant ne correspond pas au changement deconsommateur vers « prosumer » (à la fois producteur etconsommateur) : il est fait pour distribuer de l’électricitéet pas pour en recevoir. La tarification et la conception duréseau est à revoir pour répondre à cette demande.

Les smart­grid auront un rôle important pour le futur del’autoconsommation et de nouveau business vontapparaître. Des études prospectives sont en coursconcernant le « smart metering ».

Le coût et la procédure de raccordement avec eRDF sontencore problématiques en cas d’autoconsommation. Desdiscussions ont lieu pour simplifier la procédureadministrative pour l’autoconsommation sans injectionsur le réseau dans un premier temps pour les systèmesd’une puissance inférieure à 36 kVA. Néanmoins, eRDFnote une augmentation des demandes d’injection sur leréseau. Un deuxième compteur doit être ajouté dans cecas ce qui représente un coût supplémentaire de 160€ à1000€. L’arrivée du compteur Linky, qui mesure dans lesdeux sens, va simplifier le raccordement et baisser lesprix. Au plus tard au 1er janvier 2017, toutes les nouvellesinstallations seront équipées de Linky. L’injection sur leréseau sera prise en compte (en totalité ou en surplus del’autoconsommation). Un nouveau tarif pour leraccordement en baisse de 600€ TTC en moyenne estannoncé.

Stockage

L’OFAEnR a mené une étude sur l’autoconsommation enFrance et en Allemagne qui a été publiée vendredi 27/05sur leur site. En Allemagne, la parité réseau a été atteinteen 2012 avec un prix de l’électricité pour le résidentiel

élevé (~300 €/MWh). L’injection du surplus estrémunérée par des tarifs de rachat. Ces tarifs sont bas(~125€/MWh) et l’autoconsommation est plusintéressant. Depuis 2016, les systèmes de moins de100kWc continuent de recevoir des tarifs de rachat. Au­dessus de 100kWc, il y a vente directe sur le marché del’électricité avec prime. L’autoconsommation estencouragée par une exonération de l’EEG (équivalentallemand de la CSPE) partielle pour les installations deplus de 10kWc et totale pour celles de moins de 10kWc.Le stockage commence à changer le paysage del’autoconsommation en Allemagne. Il y a actuellement30000 batteries installées et une politique de soutien àl’achat de système PV avec batterie a été mise en place(subventions).

Schneider a présenté récemment sa solution de stockagestationnaire Ecoblade avec batterie Li­ion modulaire àenviron 400­500€/kWh de capacité. La batterie unitaireest de 2.5 kWh. Le prix devrait être divisé par 2 dansquelques années avec l’augmentation du marché mondialet les effets d’échelle. Le système est déjà commercialiséaux US et en Allemagne et il commence à l’être en Francedepuis 2016. Tesla a également présenté sa batteriePowerwall selon le même concept modulaire.Teslaprévoit un doublement du marché mondial du Li­iondans quelques années (gigafactory). Le marché dustockage Li­ion est de 2.4 GWh aujourd’hui et devrait êtrede 11 GWh en 2020.

Réglementation et soutien

Un travail international de standardisation (« EEBUS »)est en cours avec les industriels du secteur autours dessystèmes connectés (ENR, batteries, matérielélectroménager,…) pour les smart­homes avec ENR.Yannick Perez (chercheur associé Chaire ArmandPeugeot, de Supélec et que nous connaissons bien à I­tésé) s’intéresse à la question de la propriété de la batteriede véhicule électrique (VE), si elle est utilisée commestockage pour le résidentiel (si elle appartient au fabricantde VE, comment le gestionnaire de réseau peut enprofiter?). Il souligne le problème de « l’effet canard »avec le PV : avec l’augmentation de la pénétration, il yaura de plus en plus de risques de surproductiond’électricité en milieu de journée et une variation de plusen plus forte de la demande entre le milieu de journée etle pic de fin de journée. L’utilisation des batteries de VEest une solution contre cet effet. Un gros intérêt est aussid’utiliser la batterie des VE pour le réglage de fréquencemais celui­ci reste interdit pour le moment en France.

Synthèse

Les prix du solaire PV baissent rapidement, ceux del’électricité aux ménages s’alignent sur une tendance à lahausse. Avec l’amélioration rapide de la compétitivité duPV, les politiques de régulation vont progressivement

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prendre le relais des politiques de soutien au PV.Toutefois, reste posée la question du « coût systémique »de la transition électrique. Il reste aussi à examiner lesconséquences des évolutions indispensables du design demarché électrique.

Malgré ces points, d’importance, il nous sembleraisonnable de penser qu’à partir de 2020, avec la baissedes prix du PV et des batteries et les nouvelles normesBEPOS, les BEPOS et l’auto­consommation seront desmoteurs très significatifs du développement du PV enFrance. Il faut noter au passage que l’ADEME offre desopportunités de financement pour des projets liés audéveloppement technologique et aux smart­grids pourl’autoconsommation. Il faut aussi et surtout noterl’arrivée de la nouvelle offre d’EDF « Mon soleil et moi»,qui s’inscrit dans un virage majeur de basculement de100% de l’offre de l’électricien en PV pour le résidentielen autoconsommation. Les temps changent !

En conclusion, la demande sur l’autoconsommationpourrait augmenter rapidement avec le déploiement deLinky et le développement des smart­grid et des smarthomes va faciliter l’autoconsommation PV et apporter denouveau business. Mais il reste à lever encore certainsverrous liés à la gestion du réseau et aux réglementations.