Le CVT ANCRE publie une étude sur « Le potentiel technologique et économique des filières PV à haut rendement »

by Ancre_Admin

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Le solaire photovoltaïque (PV) a connu une forte croissance au cours de la dernière décennie pour atteindre aujourd’hui une capacité mondiale installée de plus de 300 GW et un marché annuel de plus de 75 GW. Ses perspectives de développement sont prometteuses – 1 à 3 TW de capacités installées escomptées à l’horizon 2030 et des dizaines de TW au-delà. Le cœur du système, le module photovoltaïque, se décline autour de plusieurs technologies portées par des innovations visant l’augmentation des rendements et la baisse des coûts. A la demande du groupe programmatique « Energies solaires » (GP4) de l’Alliance nationale de coordination de la recherche pour l’énergie (Ancre), le CVT a réalisé une étude visant à évaluer « Le potentiel technologique et économique des filières PV à haut rendement ».

Conduite en deux phases, l’analyse a tout d’abord consisté à faire un état de l’art des avancées technologiques dans ce domaine. Une analyse bibliométrique a été effectuée (brevets et articles scientifiques) sur onze technologies associées aux trois filières du PV. Deux filières majeures se distinguent par le substrat utilisé et la nature de la couche active : le silicium cristallin (qui couvre plus de 90 % du marché actuel) et les couches minces. L’étude a également montré une accélération de l’activité sur les nouvelles approches des cellules silicium cristallin (PERT-PERL, Integrated Back Contact et silicium hétérojonction) et une stagnation de l’activité du dépôt de brevets sur les technologies couches minces. Pour ce qui est des concepts émergents, on note une nette augmentation de l’intérêt porté aux cellules solaires pérovskites (Figure 1).

Figure 1 : Evolution du nombre de brevets déposés et d’articles scientifiques sur la période récente (période 2011-2013 versus 2008-2010)

Figure 1 : Evolution du nombre de brevets déposés et d’articles scientifiques sur la période récente (période 2011-2013 versus 2008-2010) – Source : FIST

Quelles évolutions du coût de production de l’électricité d’origine PV peut-on attendre à partir des innovations technologiques en cours ? Quel potentiel de baisse de coût est associé à chaque technologie ? Comment se structure le coût actualisé de l’énergie solaire (ou « Levelized Cost Of Energy », LCOE) ? Quel impact peut avoir la localisation ?

Face à des technologies en constante évolution, la deuxième phase de l’étude répond à ces questions, en particulier en chiffrant le LCOE pour une centrale au sol de quelques MW raccordée au réseau de distribution, sans contrainte particulière. Des entretiens réalisés avec des experts académiques et des acteurs industriels des centrales au sol en France et à l’étranger : équipementiers, installateurs, investisseurs et exploitants ont ainsi permis d’analyser les différentes composantes du LCOE (CAPEX et OPEX du « Balance of System », BOS) sur l’année 2016-début 2017, afin d’établir un « LCOE 2016 » de référence en fonction du niveau d’irradiation /IGH.

Ainsi, le coût moyen de l’électricité PV 2016 s’établit entre 22 €/MWh à Abou Dhabi (IGH de 2200 kWh/m2/an) et 54 €/MWh à Copenhague (IGH de 1000 kWh/m2/an). Selon nos projections, en 2030, l’écart devrait se réduire pour tendre vers des valeurs comprises entre 20 et 40 €/MWh (IGH entre 2200 et 900 kWh/m2/an), et dans les zones favorables en Europe (IGH>1300) un prix en dessous de 30 €/MWh sera possible.

Figure 2 : Courbes de référence du LCOE en fonction de l’irradiation (kWh/m2/an), comparées aux prix des appels d’offres de long terme pour les centrales solaires dans le monde en 2016-2017. - Source : CEA

Figure 2 : Courbes de référence du LCOE en fonction de l’irradiation (kWh/m2/an), comparées aux prix des appels d’offres de long terme pour les centrales solaires dans le monde en 2016-2017. – Source : CEA

Par ailleurs, une analyse comparative effectuée sur quatre localisations (France, Allemagne, Italie et Etats-Unis-Californie), a permis de mettre en évidence l’impact de facteurs locaux, non seulement climatique, mais liés aux contraintes économiques et réglementaires. Pour exemple, l’étude a ainsi montré que la France se trouvait fortement impactée par des contributions réseau et taxes supérieures à la moyenne, ainsi que par une contrainte sur l’éligibilité des sols.

Dans les années à venir, un nombre important d’innovations incrémentales et de rupture devraient permettre de baisser encore les coûts de production des modules et du « Balance of System » ou BOS. Si le déploiement massif du solaire paraît inéluctable, l’intégration de cette énergie variable constitue un vrai enjeu comme la prise en compte de nouveaux services grâce à des systèmes innovants sur lesquels des acteurs français de la recherche sont déjà positionnés.

> Pour plus d’information sur cette étude

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