Le stockage de l'électricité, élément clé de la compétitivité du photovoltaïque

La part de l’énergie solaire photovoltaïque (PV) se limite aujourd’hui à près de 1% de la production mondiale d’électricité (avec un marché mondial de plus de 100 milliards de dollars par an). Cette industrie continue toutefois à croître à un rythme intéressant malgré une restructuration importante du marché lors des dernières années.

Selon l’AIE, la contribution du solaire photovoltaïque dans le mix électrique mondial pourrait dépasser 15% après 2040⁽¹⁾, avec des différences marquées entre les économies développées et en développement⁽²⁾. Cette cible induit des projections de croissance très importantes pour le marché mondial du PV. Il n’est toutefois pas garanti que le futur de l'industrie photovoltaïque soit si brillant...

Les prix du PV ont connu un déclin dramatique pour les acteurs de la filière. Les coûts des panneaux photovoltaïques faits avec du silicium cristallin (cSi) ont chuté de 75 $ par watt (W) en 1976 à 0,45 $/W en 2016. Cela correspond à une réduction annuelle d’environ 30%, qui s’est encore accélérée au cours des deux dernières décennies en raison des fortes surcapacités sur le marché.

De 2000 à 2010, la filière PV a bénéficié de fortes subventions européennes sous la forme de tarifs de rachat qui ont permis une intégration massive du photovoltaïque dans le système électrique européen. Cette intégration a malheureusement été mal contrôlée et planifiée et a finalement abouti à des décisions de réduction de ces subventions, parfois à titre rétroactif comme ce fut le cas en Espagne en 2008. Les conséquences de ces décisions politiques ont été catastrophiques pour la filière. Les développeurs d'installations PV ont vu leurs profits réduire drastiquement, voire disparaître. Des nombreuses installations projetées n'ont pas été finalisées, ce qui s’est traduit par une réduction de la demande de modules et une pression plus forte encore pour réduire les coûts de fabrication.  

Le boom du photovoltaïque s'est ainsi effondré fin 2008 et la situation du secteur s'est encore dégradée en 2011. Malgré la consolidation de l'industrie depuis (après la disparition de nombreux industriels et start-up) et la délocalisation vers l’Asie de la production de modules, toute la chaîne de valeur du PV se trouve toujours en offre excédentaire. Cette situation devrait se poursuivre au moins encore en 2017.

Des prix de production en forte baisse

Grâce à la réduction drastique du coût des modules, le prix des grands systèmes photovoltaïques a chuté de plus de moitié au cours des cinq dernières années : leur « Levelized Cost of Energy » (LCOE), qui avoisine aujourd’hui 70 à 90 $/MWh dans certains cas, permet à la filière d’atteindre une « parité de prix » avec des moyens « conventionnels » de production électrique.

Bloomberg New Energy Finance prévoit une réduction d'au moins 36% des coûts des modules photovoltaïques d’ici 10 ans.

D’autres réductions de coûts devraient provenir des améliorations technologiques et manufacturières (plus que de la réduction des marges). Les fabricants de modules mettent en place de nouvelles lignes de production, ce qui permet d’augmenter la capacité de production et donc de réduire encore les coûts, et modernisent leurs installations existantes. Bloomberg New Energy Finance prévoit une réduction d'au moins 36% des coûts des modules d’ici 10 ans, en partie grâce à une meilleure conversion photovoltaïque qui devrait attendre 20% en moyenne contre près de 16% aujourd’hui. Au total, les coûts des systèmes photovoltaïques pourraient encore diminuer de 50% d'ici à 2040.

Les États-Unis et le Japon, deux des trois principaux marchés photovoltaïques, ont fixé différents objectifs pour 2020 afin de réduire le coût du PV et de permettre une pénétration accrue de cette énergie. Les principales voies identifiées par le DOE américain et le NEDO japonais sont:

• aux États-Unis : réduction des coûts technologiques et des coûts d'intégration au réseau et accélération du déploiement ;
• au Japon : réduction des coûts de production (LCOE), amélioration de la fiabilité du système, élargissement de la gamme des applications du PV et mise en place d'un système de recyclage.

Il est important que les feuilles de route identifient la nécessité d’une intégration au réseau du PV qui soit rentable et fiable, ainsi que des applications et des fonctionnalités élargies pour augmenter la compétitivité de la filière. Il est clair que la possibilité de croissance du PV sera plus importante si les entreprises commencent à ajouter des services à leur offre, ce qui permet à d'autres technologies de supporter le déploiement photovoltaïque. Cette orientation, combinée aux innovations technologiques mais aussi aux mécanismes de soutien, pourrait contribuer à faire du PV une véritable alternative pour faire face à l'augmentation future de la demande d'électricité.

Photovoltaïque centralisé et distribué

Durant la période 2017-2020, environ 120 GW de PV centralisé (fermes solaires) pourraient être installés⁽³⁾ dans le monde même si les derniers prix d'adjudication pour les grandes centrales, descendant jusqu’à 29,9 $/MWh, ont en quelque sorte réduit l’attractivité du secteur à cause de la maigre rentabilité⁽⁴⁾. Malgré cela, ce secteur de marché devrait rester le secteur dominant dans les cinq premiers marchés au niveau mondial ainsi que dans les marchés émergents.

En ce qui concerne les bâtiments, les systèmes commerciaux allant de 100 kW à 1 MW représenteront environ 50% de la demande PV au niveau mondial. Les solutions de PV distribué sont de plus en plus ciblées par les développeurs en raison de l'évolution de la politique d'incitation. Les bâtiments commerciaux et résidentiels constituent ainsi un marché clé pour le développement futur du PV. Cela est particulièrement vrai pour les technologies moins matures qui ont du mal à concurrencer les coûts, l'efficacité et la fiabilité des produits à base de silicium déjà matures.

Ces marchés en croissance ouvrent la porte à des technologies moins matures (comme par exemple les couches minces) qui peuvent ainsi montrer leur valeur ajoutée et gagner une importante part de marché. Les nouveaux marchés à créer (par exemple, le BIPV⁽⁵⁾) restent encore très fragmentés dans la plupart des pays et certaines questions techniques (poids, faible consommation d'électricité, intermittence, etc.) n'ont pas encore été pleinement traitées.

Pouvons-nous considérer comme « concurrentielle » une technologie qui n'est pas toujours disponible ?

Schématiquement, le PV distribué signifie qu'au lieu d'avoir, par exemple, des centaines d'acres de panneaux solaires pour alimenter le réseau électrique, l’alimentation peut provenir de la production souple et à petite échelle de très nombreux panneaux solaires installés dans les bâtiments qui alimentent le réseau d'une manière globale et répartie.

À ce stade, des questions économiques se posent concernant la compétitivité du PV distribué. Mais qu’entend-on par « compétitivité » ? Avec la réduction ou l'élimination des tarifs de rachat, la compétitivité du PV est désormais jugée en comparant directement les coûts de production de l'électricité par rapport aux autres technologies. Dans de nombreux rapports d'analyse du marché, le PV est à cet égard déjà considéré comme « concurrentiel » avec d'autres sources d'énergie plus conventionnelles⁽⁶⁾. Dans certaines parties du monde (Chili, Europe du Sud, Moyen-Orient, etc.) la production d'électricité photovoltaïque pourrait même s’avérer moins chère que la production d'électricité conventionnelle⁽⁷⁾.

Cependant, pouvons-nous considérer comme « concurrentielle » une technologie qui n'est pas toujours disponible, avec des variations quotidiennes et saisonnières et des intermittences provoquées par des paramètres aléatoires (nuages, pluie, variabilité des températures, ombres, etc.) ? Rappelons-nous que les consommateurs ne se soucient généralement pas de l'origine de l'énergie qu'ils consomment mais de la disponibilité, de la fiabilité et du coût.

Des prix de gros négatifs…

Lorsque sa production est injectée sur le réseau (comme c’est le cas pour la plupart des installations européennes), le solaire photovoltaïque (et les énergies renouvelables intermittentes en général) joue un rôle central dans l’actuelle réduction des prix de l’électricité sur le marché de gros. Le manque de disponibilité, combiné au fait que l’électricité produite doit être consommée au moment de sa production, induit une variabilité dans les prix de l'électricité finale qui peut générer des prix horaires extrêmement fluctuants : de plusieurs milliers de $/MWh à des prix nuls, voire même négatifs. Pour bien comprendre ce fort impact que l'intermittence du PV a sur les prix de l'électricité, rappelons les principes qui déterminent les prix de marché de l'électricité :

• sur le marché de gros européen, les prix sont fixés par l'équilibre global entre consommation et production à tout moment (horaire). Ces prix sont ainsi fortement variables au fil du temps puisqu'ils dépendent de la production et de la demande instantanées ;
• le gestionnaire du réseau de transport joue un rôle important dans la fixation de ces prix car il est responsable de garantir l'équilibre production-consommation en temps réel. Pour cela, il utilise les mécanismes autorisés qui permettent d'échanger l'électricité à la toute dernière minute, c'est ce que l'on appelle le mécanisme d'ajustement. Au moment de la vente, le prix est fixé par les coûts variables de la technologie marginale permettant d'atteindre l'équilibre dans la zone considérée ;
• la production d’électricité d’origine renouvelable a un coût marginal nul et est prioritaire sur le réseau, ce qui implique une diminution de la valeur des actifs de production traditionnels et un renchérissement de leur LCOE (les centrales à charbon sont par exemple moins utilisées, ce qui modifie leur business plan et leur rentabilité).

Cet impact de la production renouvelable sur les coûts du parc existant est de loin le problème le plus compliqué auquel le secteur électrique européen tente aujourd’hui de répondre. Cette analyse est par ailleurs sujette à controverse, la prise en compte des externalités (gestion de la pollution par exemple) et de l’amortissement des centrales venant complexifier les calculs.

Sur le marché de détail, les prix donnés aux clients finaux sont fixés pour une période donnée (par exemple un an). Ces prix sont habituellement adaptés aux différentes périodes de consommation lors d’une journée (périodes de consommation de pointe et de base) et incluent une sorte de garantie contre la variabilité des prix de vente. 

Des batteries pour assurer la compétitivité du photovoltaïque

A midi, des écarts importants entre la forte production PV et la faible demande (sur le marché résidentiel par exemple) sont au contraire à l'origine du déséquilibre des prix sur les marchés de gros. Ce déséquilibre des prix peut s’expliquer (entre autres) par le profil de l’offre photovoltaïque (avec un pic de production au cours de la journée à midi et sans production la nuit) qui n’est pas en corrélation avec la courbe de charge ou consommation.

Le stockage est à ce titre un enjeu central du développement du photovoltaïque. C'est le chaînon manquant en vue de l'adoption du solaire à grande échelle et de la pleine crédibilité pour la filière. Un meilleur stockage permettrait de surmonter les barrières qui limitent l’intégration du PV à large échelle, comme l'intermittence et la variabilité, d'éviter la volatilité des prix sur les marchés de l'électricité et de contribuer à avoir un réseau plus fiable et sécurisé. Le point clé pour les développeurs PV est ainsi de se familiariser avec le couple PV + batteries et de concevoir leurs usines en tenant compte des détails techniques des systèmes de stockage pour le PV, ainsi que d'innover sur de nouvelles solutions adaptées aux demandes du marché. La compétitivité du PV repose donc bien sur les coûts de stockage + PV et sur la fiabilité des solutions pour les marchés décentralisés et distribués.

En 2015, près de 250 MW de capacités de stockage électrique (à l’exclusion du pompage hydraulique et des batteries plomb-acide) ont été installés dans le monde, contre 160 MW en 2014. Le coût de ces systèmes baisse de manière continue depuis plusieurs années, la courbe d’expérience ayant un taux d’apprentissage de l’ordre de 20% (équivalente à celle du PV dans le passé) et aucune barrière ne s’oppose aujourd’hui à un développement à plus grande échelle⁽⁸⁾.

En mettant l'accent sur les batteries, nous pouvons trouver plusieurs technologies : Pb, Li-ion, NaS, Zebra, etc. Davantage de R&D et d'innovation sont nécessaires dans les 5 à 10 années à venir pour réduire encore les coûts et augmenter la valeur ajoutée des produits grâce à des innovations conduisant à des performances plus élevées. Pour un grand nombre des solutions en développement, le coût du stockage par kWh électrique consommé devrait descendre en dessous de 10 cts $/kWh en 2030.

Ainsi avec un stockage de l’énergie dont les coûts seraient inférieurs à 10 cts $/kWh électrique consommé et un LCOE inférieur à 10 cts $/kWh pour le PV (ce qui est déjà le cas dans la plupart des pays), l’électricité photovoltaïque produite et stockée localement serait moins chère que le prix d’achat de l’électricité sur le réseau (qui ne cesse d’augmenter). La population disposant des capitaux pour investir dans l’installation de panneaux solaires couplés à une batterie pourrait alors se tourner massivement vers ces systèmes pour couvrir ses besoins énergétiques en autoconsommation.

Inconvénients et opportunités pour les gestionnaires de réseaux

Deux interrogations demeurent cependant quant au futur développement lié au couplage des capacités photovoltaïques et des capacités de stockage. La première concerne l’adéquation de la quantité d’électricité produite par une installation photovoltaïque aux besoins de l’utilisateur final, facteur qui joue sur la taille nécessaire de la batterie. L’utilisateur final peut-il être alimenté en autoconsommation tout au long de l’année, même s’il possède une voiture électrique, avec une batterie de taille raisonnable et bon marché ?

La seconde concerne l’attitude des gestionnaires de réseaux et les décisions politiques qui accompagnent ou freinent le développement du stockage. Comme indiqué précédemment, le flux massif d’électricité PV sur le réseau déstabilise aujourd’hui le marché de gros de l’électricité. Les gestionnaires de réseaux n’étant plus rémunérés quand les utilisateurs utilisent leur propre production, ils font face à des frais de plus en plus importants et leur service n’est pas équitablement rémunéré. Il faut rappeler ici que le réseau électrique doit être dimensionné pour produire, accueillir et distribuer de façon sûre et fiable la puissance maximale pouvant être « appelée » même si cet appel de puissance ne se produit qu’une journée dans l’année. Le coût du réseau et son entretien sont de plus en plus importants avec la pénétration du PV.

Ceci entraîne l’augmentation des coûts et contributions versées pour le réseau et des actions coercitives contre le développement d’installations photovoltaïque qui viennent déstabiliser les équilibres précédemment établis dans les systèmes de production très centralisés des pays développés. De telles actions peuvent à leur tour soit dissuader les consommateurs d’installer des systèmes photovoltaïques ou de stockage, soit renforcer l’idée qu’il vaut mieux se passer d’un réseau coûteux et peu efficient. Les responsables politiques auront également tendance à taxer les systèmes photovoltaïques et/ou de stockage (c’est le cas de l’Espagne aujourd’hui et d’autres pays y réfléchissent) puisqu’ils ne peuvent plus rémunérer les gestionnaires sur les seuls flux d’électricité circulant sur le réseau.

Pendant longtemps, les principaux électriciens et opérateurs de réseaux du monde entier dénonçaient les perturbations liées à l'intégration photovoltaïque...

Cependant, la disponibilité à tout moment de l’énergie PV produite n'est pas le seul avantage d'un système de stockage + PV. Du point de vue du producteur et du gestionnaire du réseau, il pourrait également être important de stocker l’électricité PV produite et de développer des nouveaux « business » sur ce principe. Par exemple, stocker l’électricité pendant quelques dizaines de secondes ou quelques minutes permettrait de supprimer les fluctuations dues aux passages des nuages et de fournir des services auxiliaires tels que le réglage de fréquence, parmi d’autres. Le stockage de quelques heures par jour pourrait permettre de faire « basculer » la production à des moments de la journée où le prix est plus élevé.

En ce sens, le plus grand problème aujourd'hui, avec la plupart des systèmes PV connectés au réseau (dont la plupart de l'énergie produite n'est pas autoconsommée mais injectée sur le réseau, en raison des tarifs de rachat) n'est pas leur disponibilité mais plutôt la stabilisation du réseau et donc la régulation de fréquence. Pendant longtemps, les principaux électriciens et opérateurs de réseaux du monde entier dénonçaient les perturbations liées à l'intégration photovoltaïque et utilisaient cet argument contre la forte pénétration d'énergies renouvelables. Aujourd'hui, ces mêmes acteurs commencent à reconnaître que les énergies renouvelables (et en particulier le PV) peuvent en réalité offrir des solutions aux réseaux nationaux établis.

Le point clé pour atteindre les objectifs et les engagements de l'Accord de Paris est de pouvoir non seulement se concentrer sur la transformation du système actuel de production d'énergie mais surtout de mieux utiliser l'énergie que nous produisons aujourd'hui. C'est ici que l'électricité produite par le PV, le stockage et les réseaux intelligents feront la différence. Bien sûr, le stockage de l’électricité ne constitue pas la solution unique et un mélange de solutions de stockage, de contrôle de la demande et d’interconnexions sera nécessaire pour répondre aux futurs enjeux énergétiques.

Les systèmes de stockage d'énergie et en particulier les batteries rendent le réseau électrique plus fiable et créent des réserves flexibles et décentralisées d'énergie qui peuvent être exploitées à la demande du client et donc contribuer au déploiement à grande échelle du PV avec une large acceptabilité sociale. Des modèles d'entreprises combinant systèmes photovoltaïques, stockage par batterie et gestion intelligente de l'énergie vont continuer à émerger.

En conclusion, la contribution croissante du photovoltaïque au mix énergétique mondial a posé un certain nombre de défis fondamentaux, qui peuvent être largement relevés avec le stockage d'énergie.
Le développement du stockage est essentiel pour augmenter l’intégration des systèmes PV dans un futur mix énergétique décentralisé et fiable, du point de vue du consommateur mais aussi de celui du producteur. L’innovation technologique, marché et business inclus, doit être au rendez-vous pour profiter d’un futur développement économique renouvelable fondé sur les opportunités économiques que le changement climatique nous offre. Le panorama énergétique pourra de la sorte être remanié avec une contribution importante du PV et du stockage.