UNE ANALYSE ÉCONOMIQUE DU

FUTUR DU SOLAIRE

19 JUIN 2018

Robert Thomas, Hyun Jin Julie Yu, Julie Cren

10ème Journée I-tésé 2018 « Les nouvelles technologies dans la transition énergétique »

CROISSANCE RAPIDE DU PV CETTE DERNIÈRE

DÉCENNIE

• Croissance exponentielle des installations PV grâce au soutien politique (transition bas-

carbone)

• Installations PV cumulées mondiales > 400GWp en 2017

• Forte croissance du marché dans les pays non européens (i.e. Chine, US, Japon, Inde…)

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PRIX TOUJOURS PLUS BAS POUR LES CENTRALES

PV (APPELS D’OFFRE DANS LE MONDE)

Prix contractuels à long terme pour les nouvelles capacités PV mises en service sur la

période 2016-2019

Mexico

$35.5/MWh

Peru

$48/MWh

Germany

$70-80/MWh

India

$67-94/MWh

UAE

$25/MWh

South

Africa

$65/MWh

Brazil

$81/MWh

USA

$65-70/MWh

Chili

$65-68/MWh

Jordan

$61-77/MWh

Source: IEA Tracking Clean Energy Progress 2016; Solar Power Europe: Tenders for solar projects July 2016

Abu-Dhabi (EAU):24 $/MWh Meilleurs résultats : concurrence sur les prix + bonnes ressources +

contrats à long terme

France

$70-80/MWh

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LES ÉLÉMENTS POUR DÉTERMINER LE COÛT DU

SOLAIRE (LE LCOE)

Production d’énergieArchitecture PV

- Orientation

- Fixe / tracker 1-2 axes

Rendement module

- Salissure, effet de l’ombre/

neige, ALBEDO

- GCR, dégradation

Pertes électriques

- câblage DC, AC, réseau

- rendement onduleur

Investissement

CAPEX

- Modules (€/Wc)

- BOSSupport

Tracker

Cables DC, AC

Onduleur

Transformateur

Coût d’installation

Préparation du site

Interconnexion

- Frais fixesConception

Marketing commercial

Frais généraux

Permis de construire

- RemplacementOnduleur (durée de vie)

Module (durée de vie)

Coût d’exploitation

- Frais fixesAssurance

Frais généraux

Location du site

OPEX

- Charges variablesMain d’œuvre

Nettoyage, monitoring

Protection du site

Paramètres financiers

FINANCIER

- Durée d’exploitation

- Durée de construction

- Taux d’actualisationtype de financement

inflation

Irradiation Locale

T°C ambiante

DNI DHI GHI

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PROGRÈS TECHNO ET PV LCOE

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Un prix module Si (€/Wc) qui a baissé 40 fois en 30 ansL’évolution des rendements à l’échelle industrielle

L’évolution des coûts

BOS/ BOS + module Un coût référence de 800 €/kW (0,8€/W) en 2016

(coût de 0,4 €/W pour le module et le BOS)

Un coût capex BOS qui varie par localisation

(taxe, coût de terrain, coût d’interconnexion

réseau), qui réduit dans le temps mais pas aussi

vite que le prix module

Source: CEA

Coût module de 0,3 €/W en 2018 (ITRPV)

LCOE DANS LE MONDE 2016 : VERS UN TARIF DE

L’ÉNERGIE NON SUBVENTIONNÉ

• Selon nos estimations, le coût moyen de l’électricité PV (utility scale) devrait tendre

vers des valeurs entre 20 et 40 €/MWh (2-4 euro cents /kWh) en 2030 (GHI entre

2100 et 900 kWh/m2/an)

• Dans les zones favorables en Europe un prix en dessous de 30 €/MWh sera

possible.

Avec des conséquences déjà importantes:

• Selon l’IEA, les énergies renouvelables ont

contribué aux deux tiers des nouvelles

capacités de prod. dans le monde en 2016

• Les investissements (GW) dans le solaire ont

dépassé le charbon pour la 1e fois

Source: CEA

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ACTIVITÉ DE RECHERCHE DES ACADÉMIQUES

MAJEURS

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• Les différents centres travaillent sur quasiment toutes les technologies, mais ont des

spécialités : le CEA sur l’hétérojonction, IMEC sur le PERC/PERT, l’EPFL sur les

pérovskites, Le FhG sur le PERC + IBC

UNE CROISSANCE DE TECHNOLOGIES BASÉE SUR SI

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• Si PERC prend le relai d'Al:BSF - une mise à niveau relativement simple avec un

investissement limité

• Une croissance des investissements dans l’hétérojonction: une migration pour les

producteurs de silicium amorphe PV tel que 3Sun ou Hevel

HJ leader Panasonic a investi dans la production avec Tesla (Buffalo, NY)

Des avancés parmi des équipementiers: Meyer Berger (Smart Wire) + Singulus (JV avec GCL

Poly)

Source: ITRPV, mars 2018

Quelques avantages HJ tels que:

• Bonne performance à haute température

(pour les régions chaudes)

• Compatible avec des modules bifaciaux

(utility scale)

• Productible élevé par panneau (minimiser

la surface pour le résidentiel)

• Record mondial de 410W pour un

panneau HJ de 72 cellules par CEA-INES

avec Meyer Burger 28.05.2018

CIBLES POUR LE PV EN FRANCE POUR 2023

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2018 2023

10.2 GW

18.2 -20.2 GW

moratoire

de 2010

Cible PPE

• Cible pour le solaire PV en France : 18.2-20.2 GW en 2023.

Grandes centrales au sol

Un large potentiel avec l’autoconsommation PV

. . . .

500

$/kWh

150

$/kWh

AUTOCONSOMMATION PV RESIDENTIELLE AVEC

BATTERIES

Diminution continue du coût des batteries (Li-ion)

Autoconsommation PV: Electricité PV directement consommée sur le site de production

Pb: faible corrélation entre production PV & consommation résidentielle réponse de la demande ou stockage

+Source: IEA’s PV Technology roadmap 2014

Réduction supplémentaire du coût des

systèmes PV

Limite l’injection sur le réseau en cas de

bonne correspondance prod. / conso.

Demande sociale d’indépendance

énergétique et d’énergie verte

Nouvelles opportunités de business (i.e. VE,

batteries, BIPV, services au réseau…)

Avantages de l’autoconsommation

Quels effets systémiques

(système électrique et acteurs) ?

Source : Yu 2018

Yu 2018

Demande naturelle sans soutien pour le PV dans

le secteur résidentiel en France avant 2030 (Yu 2018)

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Sources: OECD/NEA 2012, Ueckerdt et al. 2013, Pudjianto et al. 2013

Une stratégie d’intégration du PV est nécessaire pour minimiser les coûts d’intégration !

EFFETS SYSTÉMIQUES

Investissements additionnels

pour le renforcement et

l’extension du réseau

Equilibrage Réserve (backup)

Faire correspondre la

consommation locale et

la production PV

Eviter l’injection sur le

réseau

Améliorer la précision des

prévisions météorologiques

Lisser les fluctuations de

production PV (ex.

répartition géographique,

stockage journalier)

Faire correspondre la

production et la demande

Faire correspondre la

disponibilité d’énergie PV et

le pic de demande

Améliorer les solutions de

stockage de l’électricité

Coûts sur le réseau

Prévision de la veille,

ajustement temps-réel,

Demande(t) = Offre(t)

Provision de capacités

dispatchables de réserve

• Haute pénétration de sources d’électricité variables non-dispatchables impacts sur l’équilibre du système électrique complet.

• L’intégration d’énergie PV dans le système électrique existant induit des efforts et des coûts supplémentaires (coûts d’intégration).

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COÛTS D’INTÉGRATION DU PV

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Author’s calculation (Yu 2018, Energy policy)

• Les coûts d’intégration du PV doivent être pris en compte pour définir la politique PV!

10% de pénétration PVCouts de profil

(56 GWc ajoutés, 10%)

Injection complète

sur le réseau

(€/MWh PV)

Pas d’injection

réseau

(€/MWh PV)

Intégration rapide

(mix identique)33 26

Intégration progressive

(mix adapté)29.3 19.3

• Coûts d’intégration

Coût de profil : réserve, réduction du temps de fonctionnement annuel, surproduction d’électricité

2015

10% PV: Pas d’injection réseau

(PV+batteries)

10% PV: injection complète sur le réseau (centrales PV, FiT)

i.e. décision d’investissement à long terme, sécurité du système

CONCLUSIONS

1. Changement de paradigme dans l’industrie PV

• Approche guidée par le LCOE dans le passé: Stratégies de l’industrie PV priorisant les effets d’échelle (modules) et l’intégration verticale pour gagner en compétitivité

• Approche économique systémique dans le futur: intégration au système, couplage entre secteurs et diversification (force disruptive de la combinaison PV + batteries + VEs)

2. Démocratisation dans le secteur de l’énergie

• Demande de marché pour l’électricité PV sans soutien dans un futur très proche.

Anticiper les effets agrégés et des impacts sur les acteurs et le système énergétique national.

3. Rôle important de la R&D pour anticiper les dynamiques du marché et l’évolution socio-économique.

4. Les actions collaboratives entre les différents acteurs avec le soutien politique sont les clés du succès de l’ère de la transformation énergétique (création de valeur, marché international)

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RÉFÉRENCES: POUR PLUS D'INFORMATIONS…

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Merci pour votre attention

| PAGE 15 Contact: julie.yu@cea.fr

Institut de technico-économie des systèmes énergétiques

Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives

Centre de Saclay | 91191 Gif-sur-Yvette Cedex