Filière Photovoltaïque Française : Bilan, Perspectives et Stratégie

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1 Filière Photovoltaïque Française : Bilan, Perspectives et Stratégie Septembre 2015 N de contrat : 1405C0010 Étude réalisée pour le compte de l ADEME par : le groupement I Care / ECube / In Numeri Coordination technique : Patricia SIDAT Direction\Service : Direction Productions et Energies Durables DU RAPPORT FINAL

2 Table des matières Annexe 0 : Arrêté du 4 mars 2011 fixant les conditions d achat de l électricité produite par les installations utilisant l énergie radiative du soleil... 5 Méthodologie de l étude Annexe 1 : Enquête auprès de la filière française Annexe 2 : Entretiens réalisés en France Annexe 3 : Entretiens réalisés à l international Résultats détaillés Annexe 4 : Contexte international Annexe 5 : Benchmark international sur la valorisation du PV Annexe 6 : Résultats détaillés de l enquête Annexe 7 : Innovations Annexe 8 : Coûts et bénéfices du PV pour la collectivité Annexe 9 : Schémas de valorisation et modèles d affaire Annexe 10 : Hypothèses retenues pour les scénarios de l analyse de sensibilité Méthodologies de modélisation Annexe 11 : Modélisation des coûts des systèmes PV Annexe 12 : Modélisation macro-économique et emplois Page 2 sur 112

3 Table des figures FIGURE 1 : CALENDRIER DE RÉALISATION DE L ENQUÊTE AUPRÈS DES INSTALLATEURS ET DES FABRICANTS FIGURE 2: LES SCÉNARIOS DE DÉVELOPPEMENT DU PV SELON LES ORGANISMES ET LEUR HORIZON FIGURE 3 : CAPACITÉ PV CUMULÉE DANS LE MONDE PAR SCÉNARIO DE DÉVELOPPEMENT PV FIGURE 4 : COMPARAISON DES SCÉNARIOS DE DÉVELOPPEMENT DU PV FIGURE 5 : DESCRIPTION DES TROIS SCÉNARIOS LES PLUS PERTINENTS POUR L'ÉTUDE FIGURE 6 : EVOLUTION DU SOUTIEN À LA FILIÈRE PHOTOVOLTAÏQUE EN ITALIE FIGURE 7 : FONCTIONNEMENT DU SCAMBIO SUL POSTO POUR LES INSTALLATIONS < 500 KWC FIGURE 8 : VALORISATION DU PV EN ITALIE EN FONCTION DU POURCENTAGE D'AUTOCONSOMMATION (CAS ILLUSTRATIF DE SECTEUR RÉSIDENTIEL DANS L'ITALIE CENTRALE SANS EXCÈS D'ÉNERGIE) FIGURE 9 : VALORISATION D'UN PV DE 3KWC (SEGMENT RÉSIDENTIEL) SELON LES RÉGIONS D'ITALIE ET COMPARAISON AVEC LES LCOE FIGURE 10 : EVOLUTION DE LA CAPACITÉ PV TOTALE ET DE LA CAPACITÉ BIPV EN ITALIE DE 2007 À FIGURE 11 : EVOLUTION DES SCHÉMAS DE VALORISATION DU PV EN CALIFORNIE FIGURE 12 : STRUCTURE DU PRIX DE DÉTAIL DE L'ÉLECTRICITÉ EN CALIFORNIE FIGURE 13 : ILLUSTRATION DE LA STRUCTURE DES PRIX DE L'ÉLECTRICITÉ ET DU FONCTIONNEMENT DU NET-METERING FIGURE 14 : ESTIMATION DU LCOE ET DE LA VALORISATION DU PV DANS LE SECTEUR RÉSIDENTIEL, INSTALLATION PV DE 4KWC, FOYER CONSOMMANT DE 7MWH/AN FIGURE 15 : EVOLUTION DES SCHÉMAS DE VALORISATION DU PV EN ALLEMAGNE FIGURE 16 : STRUCTURE DE LA RÉMUNÉRATION DU PRODUCTEUR D'ÉLECTRICITÉ SELON LE SYSTÈME DE FIT ET SELON LE SCHÉMA "VENTE SUR LE MARCHÉ + PRIME EX-POST" FIGURE 17 : FONCTIONNEMENT DU SCHÉMA "VENTE SUR LE MARCHÉ + PRIME EX-POST" ET STRUCTURE DES REVENUS DES PRODUCTEURS FIGURE 18 : EVOLUTION DE LA CAPACITÉ DES ÉNERGIES RENOUVELABLES, EN PARTICULIER PV ET ÉOLIEN, SOUS LE SCHÉMA "VENTE SUR LE MARCHÉ + PRIME EX-POST" EN ALLEMAGNE FIGURE 19 : COMPARAISON DES PRIX DE DÉTAILS, DES LCOE ET DES FIT EN ALLEMAGNE SELON LES SEGMENTS FIGURE 20 : EVOLUTION DE LA CAPACITÉ PV CUMULÉE EN ALLEMAGNE ENTRE 2000 ET FIGURE 21 : NOMBRE DE RÉPONSES DE L ENQUÊTE INSTALLATEURS FIGURE 22 : RÉPARTITION DES INSTALLATEURS QUALI PV SELON LEUR MÉTIER D ORIGINE FIGURE 23 : RÉPARTITION DES INSTALLATEURS SELON LEUR DEGRÉ DE SPÉCIALISATION FIGURE 24 : RÉPARTITION DU CA PHOTOVOLTAÏQUE DES INSTALLATEURS CERTIFIÉS SELON LA TAILLE DES INSTALLATIONS FIGURE 25 : PART DE CHIFFRE D AFFAIRES IAB SELON LA SPÉCIALITÉ DE L INSTALLATEUR FIGURE 26 : RÉPARTITION DES TYPES DE SYSTÈMES PV EN TOITURE (IAB, ISB, SURIMPOSÉ) EN FONCTION DU TYPE D'INSTALLATEURS FIGURE 27 : PROCÉDÉS UTILISÉS PAR LES INSTALLATEURS POUR L INTÉGRATION AU BÂTI. Q FIGURE 28 : PRINCIPAUX FOURNISSEURS D ÉLÉMENTS INTÉGRÉS AU BÂTI, EN % DU CA BIPV. Q FIGURE 29 : FORMATIONS SUIVIES PAR LES INSTALLATEURS, EN % DES FORMATIONS CITÉES FIGURE 30 : FREINS AU DÉVELOPPEMENT DU PV IDENTIFIÉS PAR LES INSTALLATEURS FIGURE 31 : PRIX D UNE INSTALLATION RÉSIDENTIELLE EN HT/WC FIGURE 32 : PRIX D UNE INSTALLATION SUR GRANDE TOITURE EN EUR (HT)/W 2013/ FIGURE 33 : OPINION DES INSTALLATEURS SUR L'ÉVOLUTION DES PRIX EN FIGURE 34 : POURCENTAGE D INSTALLATIONS AVEC CONTRATS D ENTRETIEN FIGURE 35 : COMPARAISON DE LA FIABILITÉ DES SYSTÈMES IAB ET ISB. Q FIGURE 36 : DIFFÉRENCE DANS LES COÛTS DE MAINTENANCE. Q36 Q FIGURE 37 : PART DE PANNEAUX FRANÇAIS DANS LES INSTALLATIONS PV FRANÇAISES. Q FIGURE 38 : TAUX DE STRUCTURES DE MARQUE FRANÇAISE DANS LES INSTALLATIONS PV FRANÇAISES. Q FIGURE 39: INNOVATIONS IDENTIFIÉES CONCERNANT LA CELLULE/MODULE EN SILICIUM CRISTALLIN FIGURE 40 : INNOVATIONS IDENTIFIÉES CONCERNANT LA CELLULE/MODULE EN COUCHES MINCES FIGURE 41: INNOVATIONS IDENTIFIÉES CONCERNANT LA CELLULE/MODULE PHOTOVOLTAÏQUE À CONCENTRATION FIGURE 42 : INNOVATIONS IDENTIFIÉES CONCERNANT LE BOS FIGURE 43 : INNOVATIONS IDENTIFIÉES CONCERNANT LA STRUCTURE ET LA POSE DU SYSTÈME FIGURE 44 : INNOVATIONS IDENTIFIÉES TOUCHANT L INTÉGRATION AU RÉSEAU DU SYSTÈME PHOTOVOLTAÏQUE FIGURE 45: ILLUSTRATION DE LA LOGIQUE SUIVIE POUR CARACTÉRISER LES INNOVATIONS IDENTIFIÉES FIGURE 46: EXEMPLE DE LA MÉTHODE DE CALCUL DES ÉVOLUTIONS DE COÛT DES MODULES SILICIUM FIGURE 47 : LES PERTES SUR LE RÉSEAU DE TRANSPORT FIGURE 48 : PERTES SUR LE RPT DUES AU PHOTOVOLTAÏQUE DANS UNE RÉGION EXCÉDENTAIRE FIGURE 49 : PERTES SUR LE RPT DUES AU PHOTOVOLTAÏQUE DANS UNE RÉGION DÉFICITAIRE Page 3 sur 112

4 FIGURE 50 : STRUCTURE DE L'OFFRE PASS LOCASOLAIRE FIGURE 51 : STRUCTURE DE L'OFFRE DE FINANCEMENT EVASIO FIGURE 52 : SCHÉMA DE L'AUTOCONSOMMATION AGRÉGÉE LOCALEMENT FIGURE 53 : SCHÉMA DE LA FOURNITURE INCLUANT L'AUTOCONSOMMATION FIGURE 54: PARAMÉTRAGE DES CINQ SCÉNARIOS RETENUS POUR L'ANALYSE DE SENSIBILITÉ FIGURE 55: PARTS DE MARCHÉ RESPECTIVES DES ACTEURS FRANÇAIS DANS LES DIFFÉRENTS SCÉNARIOS FIGURE 56: EFFICACITÉ COÛT DIRECT ET INDIRECT (W / K ) FIGURE 57: INTENSITÉ EMPLOI INVESTISSEMENTS (ETP / MW) FIGURE 58: VALEURS RELATIVES DE L EFFICACITÉ COÛT (W / K ) FIGURE 59: VALEURS RELATIVES DE L INTENSITÉ EMPLOI (ETP/ MW) FIGURE 60 : NIVEAU D'INCERTITUDES DES DIFFÉRENTES BRIQUES DE LA CHAÎNE DE VALEUR DES SYSTÈMES PV FIGURE 61: ILLUSTRATION DE LA SORTIE DU MODÈLE DE COÛT TOITURE FIGURE 62 : REPRÉSENTATION SIMPLIFIÉE DU PROCESSUS DE DÉCOMPOSITION/D ANALYSE DE FILIÈRE FIGURE 63 : CYCLE DE VIE D UNE INSTALLATION PHOTOVOLTAÏQUE FIGURE 64 : CHAÎNE DE VALEUR COMPLÈTE DU PHOTOVOLTAÏQUE FIGURE 65 : DÉCOMPOSITION DES ACTIVITÉS DE PRODUCTION UTILISÉE DANS LE MODÈLE FIGURE 66 : DÉCOMPOSITION APPLIQUÉE DANS LE CADRE DU MODÈLE FIGURE 67 : BRANCHE D ACTIVITÉ ET PART IMPORTÉE DE CHAQUE PRODUIT SPÉCIFIQUE FIGURE 67 : DÉCOMPOSITION DE LA VALEUR DE LA PRODUCTION PAR SEGMENT DU MARCHÉ PV FIGURE 68 : DÉCOMPOSITION DE LA VALEUR DES PRODUITS SPÉCIFIQUES DE NIVEAU 1, TOUS SEGMENTS DE MARCHÉ FIGURE 69 : DÉCOMPOSITION DE LA VALEUR DES PRODUITS SPÉCIFIQUES DE NIVEAU FIGURE 70 : DÉCOMPOSITION DE LA VALEUR DES ÉQUIPEMENTS INSTALLÉS CLÉS EN MAIN, PAR SEGMENT DE MARCHÉ, EN /W FIGURE 71 : EMPLOIS DIRECTS, (ETP / WATT), PAR SEGMENT DE MARCHÉ ET ÉLÉMENT DE LA CHAÎNE DE VALEUR FIGURE 72 : EMPLOIS DIRECTS, EN ETP, RÉPARTIS PAR SEGMENT D INSTALLATION ET ÉLÉMENT DE LA CHAÎNE DE VALEUR FIGURE 73 : DÉCOMPOSITION UNITAIRE DE LA VALEUR DES ÉQUIPEMENTS DE PRODUCTION FIGURE 74 : VALEUR DES ACTIVITÉS DE MAINTENANCE POUR CHAQUE TYPE D INSTALLATION, EN /W EN FIGURE 75 : DÉCOMPOSITION DE LA VALEUR DES ACTIVITÉS DE MAINTENANCE FIGURE 77 : REPRÉSENTATION SIMPLIFIÉE D UN TABLEAU ENTRÉES-SORTIES SYMÉTRIQUE FIGURE 78 : VENTILATION DU TABLEAU ENTRÉES-SORTIES SYMÉTRIQUE EN IMPORTATIONS FIGURE 79 : ILLUSTRATION DU CALCUL DES EFFETS INDIRECTS FIGURE 80 : ENCHAÎNEMENT SIMPLIFIÉ D UNE PARTIE DES COMPTES SUR OPÉRATIONS COURANTES FIGURE 81 : REPRÉSENTATION SIMPLIFIÉE D UN TEE FIGURE 82 : ETAPES DE CALCUL DES EFFETS INDUITS Page 4 sur 112

5 Annexe 0 : Arrêté du 4 mars 2011 fixant les conditions d achat de l électricité produite par les installations utilisant l énergie radiative du soleil JORF n 0054 du 5 mars 2011 Texte n 9 ARRETE Arrêté du 4 mars 2011 fixant les conditions d achat de l électricité produite par les installations utilisant l énergie radiative du soleil telles que visées au 3 de l article 2 du décret n du 6 décembre 2000 NOR: DEVR A ELI: La ministre de l écologie, du développement durable, des transports et du logement, la ministre de l économie, des finances et de l industrie et le ministre auprès de la ministre de l économie, des finances et de l industrie, chargé de l industrie, de l énergie et de l économie numérique, Vu la loi n du 10 février 2000 modifiée relative à la modernisation et au développement du service public de l électricité, notamment son article 10 ; Vu la loi n du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique, notamment son article 76 ; Vu le décret n du 14 décembre 1972 relatif au contrôle et à l attestation de la conformité des installations électriques intérieures aux règlements et normes de sécurité en vigueur ; Vu le décret n du 7 septembre 2000 relatif à l autorisation d exploiter les installations de production d électricité, notamment son article 1er ; Vu le décret n du 6 décembre 2000 fixant par catégorie d installations les limites de puissance des installations pouvant bénéficier de l obligation d achat d électricité, notamment son article 2 ; Vu le décret n du 10 mai 2001 modifié relatif aux conditions d achat de l électricité produite par des producteurs bénéficiant de l obligation d achat, notamment son article 8 ; Vu l arrêté du 23 avril 2008 relatif au raccordement des installations de production électrique au réseau public de distribution ; Vu l arrêté du 20 décembre 2000 relatif aux conditions et aux modalités d agrément des personnes ou organismes pour la vérification des installations électriques ; Vu l avis du Conseil supérieur de l énergie en date du 2 mars 2011 ; Vu l avis de la Commission de régulation de l énergie en date du 3 mars 2011, Arrêtent : Article 1 Page 5 sur 112

6 Le présent arrêté fixe les conditions d achat de l électricité produite par les installations utilisant l énergie radiative du soleil, telles que visées au 3 de l article 2 du décret du 6 décembre 2000 susvisé. Les tarifs d achat applicables à l énergie fournie par les installations susmentionnées sont définis à l annexe 1 du présent arrêté. Les définitions relatives à une installation photovoltaïque pour l application du présent arrêté sont données à l annexe 3 du présent arrêté. Article 2 L installation du producteur est décrite dans le contrat d achat, qui précise ses caractéristiques principales : 1. Lieu, département et région ou collectivité territoriale de l installation ; 2. Nature de l installation : installation respectant les critères d intégration au bâti, installation respectant les critères d intégration simplifiée au bâti ; autre installation ; usage principal du bâtiment d implantation lorsque l installation respecte les critères d intégration au bâti ; 3. Nature de l exploitation : vente en surplus ou vente en totalité ; 4. Puissance crête totale installée pour les générateurs photovoltaïques telle que définie par les normes NF EN et NF EN ou puissance électrique maximale installée dans les autres cas. La puissance crête totale installée ne peut être inférieure à la puissance installée telle que définie à l article 1er du décret n du 7 septembre 2000 susvisé ; 5. Tension de livraison ; 6. Type de technologie utilisée parmi la liste suivante pour les projets dont la demande de raccordement au réseau est envoyée après le 1er juillet 2011 : silicium poly-cristallin ; silicium mono-cristallin ; silicium amorphe ; couche mince à base de tellure de cadmium ; couche mince à base de cuivre, d indium, sélénium ; couche mince à base de composés organiques ; autre. Le contrat d achat mentionne également la puissance crête Q définie en annexe 1 de l ensemble des autres installations raccordées ou en projet sur le même bâtiment ou la même parcelle cadastrale. Article 3 Le contrat d achat est conclu pour une durée de vingt ans à compter de la date de mise en service de l installation. La date de mise en service de l installation correspond à la date de mise en service de son raccordement au réseau public. Cette mise en service doit avoir lieu dans un délai de dix-huit mois à compter de la date de demande complète de raccordement au réseau public par le producteur. En cas de dépassement de ce délai, la durée du contrat d achat est réduite du triple de la durée de dépassement. Le délai mentionné au premier alinéa est prolongé lorsque la mise en service de l installation est retardée du fait des délais nécessaires à la réalisation des travaux de raccordement et à condition que l installation ait été achevée dans le délai prévu au premier alinéa. La mise en service de l installation doit, dans ce cas, intervenir au plus tard deux mois après la fin des travaux de raccordement. Pour l application du second alinéa, la date d achèvement de l installation correspond à la date où le producteur soumet : pour une installation raccordée en basse tension, l attestation de conformité aux prescriptions de sécurité mentionnée dans le décret n du 14 décembre 1972 au visa d un des organismes visés à l article 4 de ce même décret ; Page 6 sur 112

7 pour une installation raccordée à un niveau de tension supérieur, les rapports de vérification vierges de toute remarque délivrés par un organisme agréé pour la vérification initiale des installations électriques conformément aux dispositions prévues par l arrêté du 22 décembre 2000 susvisé. Article 4 Pour l application du présent arrêté, la notion de trimestre correspond à un trimestre civil, sauf le trimestre défini par N = 1 à l annexe 1, qui débute à la date d entrée en vigueur du présent arrêté et prend fin au 30 juin A la fin de chaque trimestre, chaque gestionnaire de réseaux publics d électricité transmet à la Commission de régulation de l énergie, dans un délai de quinze jours à compter de la fin du trimestre, un bilan établi selon le modèle donné en annexe 4 des demandes complètes de raccordement formulées sur son périmètre de gestion au cours du trimestre écoulé. Pour être considérée comme complète, la demande de raccordement au réseau public par le producteur doit comporter les éléments définis aux articles 2 et 9 ainsi que les éléments précisés dans la documentation technique de référence du gestionnaire de réseau public auquel l installation est raccordée. Elle doit être adressée par voie postale, par fax, par courrier électronique, ou, le cas échéant, par le biais d un site internet mis en place par le gestionnaire de réseau public auquel l installation est raccordée lorsque celui-ci dispose d un tel moyen, la charge de la preuve de l envoi reposant sur le producteur en cas de litige. Article 5 La Commission de régulation de l énergie transmet aux ministres en charge de l énergie et de l économie, dans un délai de sept jours à compter de la réception des bilans mentionnés à l article 4, les valeurs des coefficients SN et VN résultant de l application de l annexe 1 du présent arrêté, l indice N représentant le trimestre sur lequel portent les bilans, ainsi que les données permettant de déterminer ces valeurs. Les ministres homologuent ces coefficients par arrêté. La Commission de régulation de l énergie publie alors en ligne sur son site internet les valeurs des coefficients ainsi homologués ainsi que la valeur des tarifs T1 à T4 résultant de l application de l annexe 1 suivant les différentes valeurs possibles des coefficients D et E. Elle tient à jour sur son site internet un tableau représentant l ensemble des coefficients déjà arrêtés. Article 6 L énergie annuelle susceptible d être achetée, calculée à partir de la date anniversaire de prise d effet du contrat d achat, est plafonnée. Le plafond est défini comme le produit de la puissance crête installée par une durée de heures si l installation est située en métropole continentale ou de heures dans les autres cas. Pour les installations photovoltaïques pivotantes sur un ou deux axes permettant le suivi de la course du soleil, le plafond est défini comme le produit de la puissance crête installée par une durée de heures si l installation est située en métropole continentale ou de heures dans les autres cas. Ce plafonnement ne s applique pas aux installations solaires thermodynamiques. L énergie produite au-delà des plafonds définis à l alinéa précédent est rémunérée à 5 c /kwh. En cas de production supérieure à 90 % du plafond annuel, l acheteur pourra faire effectuer des contrôles afin de vérifier la conformité de l installation. Article 7 Une installation mise en service avant la date de publication du présent arrêté, ou qui a déjà produit de l électricité à des fins d autoconsommation ou dans le cadre d un contrat commercial, et qui n a jamais Page 7 sur 112

8 bénéficié de l obligation d achat peut bénéficier d un contrat d achat dans les conditions tarifaires définies dans le présent arrêté multipliées par le coefficient Y défini ci-après : Y = (20 M)/20 si M est inférieur à 20 ans ; Y = 1/20 si M est supérieur ou égal à 20 ans, où M est le nombre d années, entières ou partielles, comprises entre la date de mise en service de l installation et la date de signature du contrat d achat. A cet effet, le producteur dépose auprès de l acheteur concerné une demande de contrat d achat. Pour être considérée comme complète, celle-ci doit comporter l ensemble des éléments figurant à l article 2. Elle doit être adressée par voie postale, la charge de la preuve de l envoi reposant sur le producteur en cas de litige. Le producteur fournit à l acheteur une attestation sur l honneur précisant la date de mise en service de l installation. Le producteur tient les justificatifs correspondants (factures d achat des composants, contrats d achat, factures correspondant à l électricité produite depuis la mise en service) à la disposition de l acheteur. Pour ces installations, la valeur de l indice N défini à l annexe 1 correspond au trimestre durant lequel le producteur a envoyé sa demande complète de contrat d achat à l acheteur. Article 8 Chaque contrat d achat comporte les dispositions relatives à l indexation des tarifs qui lui sont applicables. Cette indexation s effectue à chaque date anniversaire de la prise d effet du contrat d achat, par l application du coefficient L défini ci-après : L = 0,8 + 0,1 (ICHTrev-TS/ICHTrev-TSo) + 0,1 (FM0ABE0000/ FM0ABE0000o), formule dans laquelle : 1 ICHTrev-TS est la dernière valeur définitive connue au 1er novembre précédant la date anniversaire de la prise d effet du contrat d achat de l indice du coût horaire du travail révisé (tous salariés) dans les industries mécaniques et électriques ; 2 FM0ABE0000 est la dernière valeur définitive connue au 1er novembre précédant la date anniversaire de la prise d effet du contrat d achat de l indice des prix à la production de l industrie française pour le marché français, ensemble de l industrie, A10 BE, prix départ usine ; 3 ICHTrev-TSo et FM0ABE0000o sont les dernières valeurs définitives connues au 1er novembre précédant la date de prise d effet du contrat d achat. Article 9 Pour les installations de puissance crête supérieure à 9 kw, le producteur fournit lors de sa demande de raccordement au gestionnaire de réseau l un des deux documents suivants : une attestation en langue française datant de moins de trois mois de son commissaire au compte, d un organisme bancaire ou d un comptable public certifiant que le producteur ou son actionnaire majoritaire dispose de fonds propres, à date de la dernière année auditée, à hauteur de 0,6 par watt pour l installation considérée, ainsi que pour l ensemble de ses projets en file d attente à partir de la date de publication du présent arrêté. Cette attestation précise les caractéristiques de l installation mentionnées aux 1, 2 et 4 de l article 2 ; une offre de prêt en langue française d un ou plusieurs organismes bancaires ou financiers sur le financement nécessaire à la réalisation de l installation. Cette offre de prêt mentionne les caractéristiques de l installation mentionnées aux 1, 2 et 4 de l article 2 et peut être conditionnée, d une part, à l obtention Page 8 sur 112

9 par le producteur du tarif d achat résultant de l application des conditions de l annexe 1 pour le trimestre en cours et, d autre part, au fait que le coût du raccordement de l installation au réseau public d électricité tel que précisé dans la proposition technique et financière du gestionnaire de réseau n excède pas la somme de 500 euros multiplié par la puissance crête, exprimée en kilowatt, de l installation. Article 10 Le directeur de l énergie est chargé de l exécution du présent arrêté, qui sera publié au Journal officiel de la République française et entrera en vigueur le 10 mars Annexe A N N E X E S A N N E X E 1 TARIFS D ACHAT 1. L énergie active fournie par le producteur est facturée à l acheteur sur la base des tarifs définis cidessous. Ils sont exprimés en c /kwh hors TVA. 2. En fonction de la puissance crête de l installation, notée P et exprimée en kw, et de la puissance crête de l ensemble des autres installations raccordées ou en projet sur le même bâtiment ou la même parcelle cadastrale, notée Q et exprimé en kw, il est défini un coefficient D de la façon suivante : si P + Q est inférieure ou égale à 9 kw, alors D = 1 ; si P + Q est supérieure à 9 kw et est inférieure ou égale à 36 kw, alors D = 0,875 lorsque le bâtiment d implantation est à usage principal d habitation, D = 1 lorsque le bâtiment est à usage principal d enseignement et de santé et D = 0 dans les autres cas ; si P + Q est supérieure à 36 kw, alors D = En fonction de la puissance crête de l installation, notée P et exprimée en kw, et de la puissance crête de l ensemble des autres installations raccordées ou en projet sur le même bâtiment ou la même parcelle cadastrale, notée Q et exprimé en kw, il est défini un coefficient E de la façon suivante : si P + Q est inférieure ou égale à 36 kw, alors E = 1 ; si P + Q est supérieure à 36 kw et est inférieure ou égale à 100 kw, alors E = 0,95 ; si P + Q est supérieure à 100 kw, alors E = A l issue de chaque trimestre, représenté par l indice i, il est défini un coefficient Si en fonction du nombre de la puissance crête des demandes complètes de raccordement effectuées sur l ensemble du territoire national durant le trimestre selon le tableau suivant : Puissance crête cumulée des installations souhaitant bénéficier du tarif d intégration au bâti et situées sur des bâtiments à usage principal d habitation pour lesquelles une demande complète de raccordement a été effectuée durant le trimestre i VALEUR du coefficient Si Supérieure à 65 MW 0,095 Page 9 sur 112

10 Supérieure à 55 MW et inférieure ou égale à 65 MW 0,075 Supérieure à 45 MW et inférieure ou égale à 55 MW 0,060 Supérieure à 35 MW et inférieure ou égale à 45 MW 0,045 Supérieure à 27 MW et inférieure ou égale à 35 MW 0,035 Supérieure à 23 MW et inférieure ou égale à 27 MW 0,026 Supérieure à 15 MW et inférieure ou égale à 23 MW 0,020 Supérieure à 5 MW et inférieure ou égale à 15 MW 0,015 Inférieure ou égale à 5 MW 0, A l issue de chaque trimestre, représenté par l indice i, il est défini un coefficient Vi en fonction du nombre de la puissance crête des demandes complètes de raccordement effectuées sur l ensemble du territoire national durant le trimestre selon le tableau suivant : Puissance crête cumulée des installations souhaitant bénéficier du tarif d intégration simplifiée au bâti et des installations souhaitant bénéficier du tarif d intégration au bâti situées sur un bâtiment à usage principal autre qu un usage d habitation pour lesquelles une demande complète de raccordement a été effectuée durant le trimestre i VALEUR du coefficient Vi Supérieure à 65 MW 0,095 Supérieure à 55 MW et inférieure ou égale à 65 MW 0,075 Supérieure à 45 MW et inférieure ou égale à 55 MW 0,060 Supérieure à 35 MW et inférieure ou égale à 45 MW 0,045 Supérieure à 27 MW et inférieure ou égale à 35 MW 0,035 Supérieure à 23 MW et inférieure ou égale à 27 MW 0,026 Supérieure à 15 MW et inférieure ou égale à 23 MW 0,020 Supérieure à 5 MW et inférieure ou égale à 15 MW 0,015 Inférieure ou égale à 5 MW 0, Pour une installation respectant les critères d intégration au bâti définis à l annexe 2, installée sur un bâtiment à usage principal d habitation et dont la demande complète de raccordement est effectuée après l entrée en vigueur du présent arrêté, le tarif d achat, noté T1 et exprimé en c /kwh, est défini par la formule suivante : Vous pouvez consulter le tableau dans le Page 10 sur 112

11 JOn 54 du 05/03/2011 texte numéro 9 l indice N correspond au trimestre durant lequel le producteur a envoyé la demande complète de raccordement au gestionnaire de réseau auquel l installation est raccordée ; les indices i représentent les trimestres écoulés entre la date d entrée en vigueur du présent arrêté et la date à laquelle le producteur a envoyé la demande complète de raccordement au gestionnaire de réseau auquel l installation est raccordée ; Vous pouvez consulter le tableau dans le JOn 54 du 05/03/2011 texte numéro 9 (1 Si) décrits au 4 de la présente annexe pour i variant de 1 à N 1 lorsque N est supérieur à 1 ; D est le coefficient décrit au 2 de la présente annexe. Le cas échéant, la valeur du tarif T1, calculée sans arrondi intermédiaire, est arrondie par défaut à la seconde décimale. 7. Pour une installation respectant les critères d intégration au bâti définis à l annexe 2, installée sur un bâtiment à usage principal d enseignement ou de santé et dont la demande complète de raccordement est effectuée après l entrée en vigueur du présent arrêté, le tarif d achat, noté T2 et exprimé en c /kwh, est défini par la formule suivante : Vous pouvez consulter le tableau dans le JOn 54 du 05/03/2011 texte numéro 9 l indice N correspond au trimestre durant lequel le producteur a envoyé la demande complète de raccordement au gestionnaire de réseau auquel l installation est raccordée ; les indices i représentent les trimestres écoulés entre la date d entrée en vigueur du présent arrêté et la date à laquelle le producteur a envoyé la demande complète de raccordement au gestionnaire de réseau auquel l installation est raccordée ; Vous pouvez consulter le tableau dans le JOn 54 du 05/03/2011 texte numéro 9 (1 Vi) décrits au 5 de la présente annexe pour i variant de 1 à N 1 lorsque N est supérieur à 1 ; D est le coefficient décrit au 2 de la présente annexe. Le cas échéant, la valeur du tarif T2, calculée sans arrondi intermédiaire, est arrondie par défaut à la seconde décimale. 8. Pour une installation respectant les critères d intégration au bâti définis à l annexe 2, installée sur un bâtiment qui n est pas à usage principal d habitation, d enseignement ou de santé et dont la demande complète de raccordement est effectuée après l entrée en vigueur du présent arrêté, le tarif d achat, noté T3 et exprimé en c /kwh, est défini par la formule suivante : Page 11 sur 112

12 Vous pouvez consulter le tableau dans le JOn 54 du 05/03/2011 texte numéro 9 l indice N correspond au trimestre durant lequel le producteur a envoyé la demande complète de raccordement au gestionnaire de réseau auquel l installation est raccordée ; les indices i représentent les trimestres écoulés entre la date d entrée en vigueur du présent arrêté et la date à laquelle le producteur a envoyé la demande complète de raccordement au gestionnaire de réseau auquel l installation est raccordée ; Vous pouvez consulter le tableau dans le JOn 54 du 05/03/2011 texte numéro 9 (1 Vi) décrits au 5 de la présente annexe pour i variant de 1 à N-1 lorsque N est supérieur à 1 ; D est le coefficient décrit au 2 de la présente annexe. Le cas échéant, la valeur du tarif T3, calculée sans arrondi intermédiaire, est arrondie par défaut à la seconde décimale. 9. Pour une installation respectant les critères d intégration simplifiée au bâti définis à l annexe 2 et dont la demande complète de raccordement est effectuée après l entrée en vigueur du présent arrêté, le tarif d achat, noté T4 et exprimé en c /kwh, est défini par la formule suivante : Vous pouvez consulter le tableau dans le JOn 54 du 05/03/2011 texte numéro 9 l indice N correspond au trimestre durant lequel le producteur a envoyé la demande complète de raccordement au gestionnaire de réseau auquel l installation est raccordée ; les indices i représentent les trimestres écoulés entre la date d entrée en vigueur du présent arrêté et la date à laquelle le producteur a envoyé la demande complète de raccordement au gestionnaire de réseau auquel l installation est raccordée ; Vous pouvez consulter le tableau dans le JOn 54 du 05/03/2011 texte numéro 9 (1 Vi) décrits au 5 de la présente annexe pour i variant de 1 à N 1 lorsque N est supérieur à 1 ; E est le coefficient décrit au 3 de la présente annexe. Le cas échéant, la valeur du tarif T4, calculée sans arrondi intermédiaire, est arrondie par défaut à la seconde décimale. 10. Pour les installations au sol, les installations sur bâtiment ne respectant ni les critères d intégration au bâti, ni les critères d intégration simplifiée au bâti définis à l annexe 2, les installations de puissance crête supérieure à 36 kw situées sur un bâtiment à usage principal d habitation, d enseignement ou de santé et qui respectent les critères d intégration au bâti définis à l annexe 2, les installations de puissance crête supérieure à 9 kw situées sur un bâtiment qui n est pas à usage principal d habitation, d enseignement ou Page 12 sur 112

13 de santé et qui respectent les critères d intégration au bâti définis à l annexe 2 et les installations sur bâtiment de puissance crête supérieure à 100 kw qui respectent les critères d intégration simplifiée au bâti définis à l annexe 2, le tarif d achat, noté T5 et exprimé en c /kwh, est défini par la formule suivante : T5 = 12 0,974N-¹ formule dans laquelle l indice N correspond au trimestre durant lequel le producteur a envoyé la demande complète de raccordement au gestionnaire de réseau auquel l installation est raccordée. A N N E X E 2 CRITÈRES D INTÉGRATION AU BÂTI ET CRITÈRE D INTÉGRATION SIMPLIFIÉE AU BÂTI 1. Une installation photovoltaïque respecte les critères d intégration au bâti si et seulement si elle remplit toutes les conditions suivantes : 1.1. Le système photovoltaïque est installé sur la toiture d un bâtiment clos (sur toutes les faces latérales) et couvert, assurant la protection des personnes, des animaux, des biens ou des activités. L installation photovoltaïque est installée dans le plan de la toiture au sens défini à l annexe 5 du présent arrêté Le système photovoltaïque remplace des éléments du bâtiment qui assurent le clos et couvert, et assure la fonction d étanchéité. Après installation, le démontage du module photovoltaïque ou du film photovoltaïque ne peut se faire sans nuire à la fonction d étanchéité assurée par le système photovoltaïque ou rendre le bâtiment impropre à l usage Pour les systèmes photovoltaïques composés de modules rigides, les modules constituent l élément principal d étanchéité du système Pour les systèmes photovoltaïques composés de films souples, l assemblage est effectué en usine ou sur site. L assemblage sur site est effectué dans le cadre d un contrat de travaux unique ; 2. Par exception aux dispositions du paragraphe 1, une installation photovoltaïque respecte les critères d intégration au bâti lorsqu elle remplit toutes les conditions suivantes : 2.1. Le système photovoltaïque est installé sur un bâtiment clos (sur toutes les faces latérales) et couvert, assurant la protection des personnes, des animaux, des biens ou des activités Le système photovoltaïque remplit au moins l une des fonctions suivantes : Allège ; Bardage ; Brise-soleil ; Garde-corps de fenêtre, de balcon ou de terrasse ; Mur-rideau. 3. Une installation photovoltaïque respecte les critères d intégration simplifiée au bâti si et seulement si elle remplit toutes les conditions suivantes : 3.1. Le système photovoltaïque est installé sur la toiture d un bâtiment assurant la protection des personnes, des animaux, des biens ou des activités. Il est parallèle au plan de ladite toiture Le système photovoltaïque remplace des éléments du bâtiment qui assurent le clos et couvert, et assure la fonction d étanchéité. Page 13 sur 112

14 4. Par exception aux dispositions du paragraphe 3, une installation photovoltaïque respecte les critères d intégration simplifiée au bâti lorsqu elle remplit l ensemble des conditions suivantes : 4.1. Le système photovoltaïque est installé sur un bâtiment assurant la protection des personnes, des animaux, des biens ou des activités Le système photovoltaïque remplit au moins l une des fonctions suivantes : Allège ; Bardage ; Brise-soleil ; Garde-corps de fenêtre, de balcon ou de terrasse ; Mur-rideau. 5. Par exception aux dispositions du paragraphe 3, une installation photovoltaïque respecte les critères d intégration simplifiée au bâti lorsqu elle remplit l ensemble des conditions suivantes : 5.1. L installation photovoltaïque est continue et recouvre au moins l ensemble du plancher haut du bâtiment donnant sur l extérieur ainsi que les acrotères, à l exception des parties où le recouvrement est techniquement impossible (présence de locaux techniques ou d équipements techniques de chauffage ventilation et conditionnement d air) ; 5.2. A l exception des parties où le recouvrement est techniquement impossible, l installation photovoltaïque protège l ensemble du bâtiment du soleil et est étanche à l eau ; 5.3. L installation photovoltaïque permet l accès aux équipements et locaux techniques et à la maintenance de l étanchéité. 6. Le producteur fournit à l acheteur une attestation sur l honneur de l installateur du système photovoltaïque certifiant que : l intégration au bâti ou l intégration simplifiée au bâti a été réalisée dans le respect des règles d éligibilité citées ci-dessus ; les ouvrages exécutés pour incorporer l installation photovoltaïque dans le bâtiment ont été conçus et réalisés de manière à satisfaire l ensemble des exigences auxquelles ils sont soumis, notamment les règles de conception et de réalisation visées par les normes NF DTU, des règles professionnelles ou des évaluations techniques (avis technique, dossier technique d application, agrément technique européen, appréciation technique expérimentale, Pass Innovation, enquête de technique nouvelle), ou toutes autres règles équivalentes d autres pays membres de l Espace économique européen. Le producteur tient ces attestations ainsi que les justificatifs correspondants à la disposition du préfet. A N N E X E 3 DÉFINITIONS Système photovoltaïque. Un système photovoltaïque est un procédé ou une solution technique de construction, rigide ou souple, composé d un module ou d un film photovoltaïque et d éléments non productifs assurant des fonctions de fixation aux éléments mitoyens, de résistance mécanique ou d étanchéité. L ensemble est conçu spécifiquement pour la production d électricité d origine photovoltaïque. Installation photovoltaïque. Page 14 sur 112

15 L installation photovoltaïque est un ensemble composé du système photovoltaïque et des éléments assurant la transmission et la transformation du courant électrique (câblages, onduleurs, etc.). Installation solaire thermodynamique. Une installation solaire thermodynamique est un ensemble d éléments techniques permettant de transformer, à l aide de capteurs, l énergie rayonnée par le soleil en chaleur, puis celle-ci en énergie mécanique et électrique à travers un cycle thermodynamique. Plan des éléments de couverture. Le plan des éléments de couverture est défini comme étant le plan tangent aux points hauts des éléments de couverture, hors éléments en saillie (faîtage, chatière, fenêtres de toit...). Plan du système photovoltaïque. Le plan du système photovoltaïque est défini comme étant le plan tangent aux points hauts du champ des modules photovoltaïques, hors éléments en saillie (chatières, abergements, éléments de ventilation du procédé...). Bâtiment à usage principal d habitation, d enseignement ou de santé. Un bâtiment est considéré comme étant à usage principal d habitation, d enseignement ou de santé, lorsque plus de 50 % de la surface hors d œuvre nette est dédiée à un usage d habitation, d enseignement ou de santé. A N N E X E 4 INFORMATIONS À FOURNIR DANS LE BILAN TRIMESTRIEL DES DEMANDES COMPLÈTES DE RACCORDEMENT EFFECTUÉ PAR LES GESTIONNAIRES DE RÉSEAUX PUBLICS D ÉLECTRICITÉ EN DIRECTION DE LA COMMISSION DE RÉGULATION DE L ÉNERGIE Dans le bilan trimestriel qu il adresse à la Commission de régulation de l énergie, chaque gestionnaire de réseau public d électricité inclut a minima le tableau ci-dessous complété en fonction des demandes complètes de raccordement reçues pour le trimestre considéré : DEMANDES COMPLÈTES DE RACCORDEMENT reçues durant le trimestre considéré PUISSANCE CRÊTE de l installation (kw) NOMBRE DE DEMANDES complètes de raccordement reçues PUISSANCE CRÊTE CUMULÉE des demandes complètes de raccordement reçues (kw) Installations situées sur des bâtiments à usage principal d habitation et souhaitant bénéficier de l intégration au bâti Inférieure ou égale à 3 kw Supérieure à 3 kw et inférieure ou égale à 9 kw Supérieure à 9 kw et inférieure Page 15 sur 112

16 Installations situées sur des bâtiments à usage principal autre que l habitation et souhaitant bénéficier de l intégration au bâti ou égale à 36 kw Inférieure ou égale à 3 kw Supérieure à 3 kw et inférieure ou égale à 9 kw Supérieure à 9 kw et inférieure ou égale à 36 kw Installations souhaitant bénéficier de l intégration simplifiée au bâti Inférieure ou égale à 36 kw Supérieure à 36 kw et inférieure ou égale à 100 kw A N N E X E 5 CONDITIONS À REMPLIR PAR UNE INSTALLATION PHOTOVOLTAÏQUE SUR TOITURE POUR ÊTRE CONSIDÉRÉE COMME ÉTANT INSTALLÉE DANS LE PLAN DE LA TOITURE 1. Une installation photovoltaïque couvrant l ensemble d un pan de toiture ou l ensemble d une toitureterrasse est considérée comme étant installée dans le plan de la toiture. 2. Une installation photovoltaïque qui ne couvre pas l ensemble d un pan de toiture ou l ensemble d une toiture-terrasse et dont la demande complète de raccordement mentionnée à l article 5 du présent arrêté a été envoyée avant le 1er janvier 2012 est considérée comme étant installée dans le plan de la toiture lorsqu elle remplit les deux conditions suivantes : le plan du système photovoltaïque est parallèle au plan des éléments de couverture environnants ; la hauteur de dépassement du plan du système photovoltaïque par rapport au plan des éléments de couverture environnants est inférieure ou égale à 60 mm. 3. Une installation photovoltaïque qui ne couvre pas l ensemble d un pan de toiture ou l ensemble d une toiture-terrasse et dont la demande complète de raccordement mentionnée à l article 5 du présent arrêté a été envoyée à compter du 1er janvier 2012 est considérée comme étant installée dans le plan de la toiture lorsqu elle remplit les deux conditions suivantes : le plan du système photovoltaïque est parallèle au plan des éléments de couverture environnants ; la hauteur de dépassement du plan du système photovoltaïque par rapport au plan des éléments de couverture environnants est inférieure ou égale à 20 mm. Page 16 sur 112

17 Fait le 4 mars La ministre de l écologie, du développement durable, des transports et du logement, Pour la ministre et par délégation : Le directeur de l énergie, P.-M. Abadie La ministre de l économie, des finances et de l industrie, Pour la ministre et par délégation : La directrice générale de la concurrence, de la consommation et de la répression des fraudes, N. Homobono Le ministre auprès de la ministre de l économie, des finances et de l industrie, chargé de l industrie, de l énergie et de l économie numérique, Pour le ministre et par délégation : Le directeur de l énergie, P.-M. Abadie Page 17 sur 112

18 Méthodologie de l étude Annexe 1 : Enquête auprès de la filière française L enquête quantitative développée pour les besoins de l étude devait répondre à un objectif multiple : - collecter des données fiables concernant le prix des installations photovoltaïques en France, - permettre de caractériser la filière photovoltaïque française en termes d emploi, de valeur ajoutée, d échanges extérieurs etc. ; - fournir des éléments quantitatifs permettant d apprécier l effet de la politique spécifique d Intégré au Bâti (IAB) menée en France. Les points qui suivent présentent les grandes phases de déroulement de l enquête, le mode de sondage utilisé, ainsi que les résultats détaillés de l enquête. Bases de sondage L enquête a été menée sur trois populations cibles : - les installateurs de systèmes photovoltaïques ; - les fabricants de composants de systèmes photovoltaïque (modules, onduleurs, éléments de structure et autres éléments de BOS) et les équipementiers ; - les exploitants de centrales photovoltaïques. La base de sondage utilisée pour l enquête installateurs comprenait 1060 installateurs qualifiés PV, hors grands groupes. Selon les données financières achetées, ces installateurs représentent un CA de 4,6 Mds EUR, dont moins de 2 % à l export et un taux d EBE de 3 %. La base de sondage pour les enquêtes auprès des autres populations cibles a été construite à partir de l annuaire du SER SOLER. Au total, 123 questionnaires ont été envoyés aux fabricants de composants de systèmes PV, et 51 aux exploitants. Déroulement de l enquête Le phasage de l enquête a été le suivant : Préparation Envoi courrier Installateurs Fabricants Relances Installateurs Relance 1 (T) Relance 2 (C) Relance 3 (M) Relance 4 (M) Relance 5 (C) Fabricants Relance 1 (C) Relance 2 (M) Septembre Octobre Novembre Décembre S36 S37 S38 S39 S40 S41 S42 S43 S44 S45 S46 S47 S48 S49 S50 S51 S52 (T) : relance téléphonique; (C) : relance courrier; (M) : relance par mail Figure 1 : Calendrier de réalisation de l enquête auprès des installateurs et des fabricants Page 18 sur 112

19 La phase de préparation comprend l élaboration des questionnaires, la préparation des courriers d accompagnement et de la lettre de mission. Les questionnaires ont été envoyés par voie postale le 07 octobre 2014 aux fabricants de composants et exploitants de centrales et le 14 octobre 2014 aux installateurs. Plusieurs vagues de relances ont ensuite été effectuées : - Pour les installateurs : o Une première relance par téléphone a été effectuée entre le 28 octobre et le 05 novembre 2014 ; o Une deuxième relance par courrier a été effectuée le 30 octobre 2014 ; o Deux relances par mail ont été lancées les 13 novembre et 01 décembre 2014 ; o La dernière relance a été effectuée par courrier le 02 décembre Pour les fabricants : o Une première relance par courrier a été effectuée le 03 novembre, o Une seconde relance papier a été effectuée le 08 décembre Page 19 sur 112

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24 Annexe 2 : Entretiens réalisés en France Guides d entretiens Ci-dessous un guide d entretien qui regroupe la majorité des questions posées aux acteurs clés de la filière photovoltaïque : - Informations sur l organisation interrogée o Interlocuteur : o Entreprise Pouvez-vous nous expliquer l état actuel des activités et des marchés sur lesquels vous êtes présent? Segment chaîne de valeur Type d application Marchés CA (et split) Emplois (et split) Répartition ventes / projets par pays / client Répartition par applications (moyen et petite toiture, collectivités, offre leasing) - Positionnement de votre société o Part de marché Quel positionnement actuel sur la chaîne de valeur (part de marché français par étape, part de marché export par segment)? A combien estimez-vous la part de marché de l ensemble des acteurs français? Quelle évolution? o o o o Positionnement coût Quel est le positionnement coût de votre société? Y a-t-il généralement un surcoût des produits français par rapport à la concurrence? quel ordre de grandeur? Quel facteur d évolution de cette différence? Quel impact de la prime aux produits européens? R&D et Innovation Sur quelles innovations technologiques misez-vous? Positionnement commercial / export Quelles difficultés à l export (compétitivité, pays concurrents, entreprises leader, )? Participation à des clusters pour partir groupé? Efficacité des mécanismes / organismes de soutien? Bilan des menaces / opportunités pour les acteurs français En général Par segment Fabrication des cellules silicium, quelle sont les opportunités industrielles et les besoin en R&D associés? Fabrication de modules, l industrie française peut-elle exporter son expertise de mise au point de processus industriels d assemblage de modules vers les acteurs asiatiques? Fabrication des équipements de production, quelle est la position des entreprises française et les opportunités de développement? Page 24 sur 112

25 Fabrication des matériaux solaires, quelle sont les opportunités des entreprises françaises à l export? Fabrication des composants électronique, quelle est la position de la France par rapport à la concurrence mondiale? Ingénierie de projet, comment peut-on développer cette activité? Est-il possible de l exporter? - Vision sur le marché mondial (demande) o Scénario global et en Europe (GW / % ENR, ) o Zones de forte croissance o Analyse par zone : répartition application, évolution du modèle économique (parité réseau, ) - Vision sur le marché français (demande) o Dynamique des installations? o Evolution dans les 10 ans du marché du neuf (X GW / an) o Répartition par application o Focus Outremer : La demande est-elle plus forte? Plus faible? Plus contrainte? o Quelle influence de la réorientation de la politique de soutien de la demande (appels d offre, tarifs d achat, )? Niveau de soutien? Confiance dans la stabilité de la réglementation? o Quelle influence de l approche de la parité réseau? (accélération, ) o Quels autres freins au développement du marché français (dont BIPV)? Acceptation locale Procédures administratives : certifications, autorisations, contrats, normes, réglementation Financement de projet. - Evolution du système PV (offre) o Coûts actuels et évolution en /Wc Module Système (Onduleurs, Trackers, reste du BoS, etc) Intégration réseau (raccordement, stockage, etc.) Vente et installation (Etudes, installation, etc.) Après-vente (O&M, fin de vie) o Quelles innovations technologiques? onduleurs (micro onduleurs ou régulation de la tension à l aide de la puissance réactive?), système de gestion d énergie (valorisation du stockage à l aide et positionnement de la production sur la pointe ou valorisation de la flexibilité et la capacité auprès des gestionnaires du réseau) o Quel impact sur le coût du système PV? ( / Wc) Quel impact sur le LCOE? ( / MWh) o Quelles autres sources (outre la technologie) de réduction des coûts dans le futur? o Quelle différence par application? Quelle différence par filière? (silicium, couches minces, ) o Quels autres impacts à prendre en compte sur l évolution des coûts PV (effet d échelle, effet d expérience)? Quelle vision globale à horizon 2025 du coût du système PV? o Comment va fonctionner le mécanisme de recyclage des panneaux (DEEE)?avis sur pv cycle - Modèle économique du PV dans le système électrique o Quelle progression de l autoconsommation? dans quel cas de figure? (autoconsommation sous dimensionné sans stockage ni raccordement) o Quelle progression du stockage? dans quels cas de figure? Page 25 sur 112

26 o o o o o Quand situez-vous l atteinte de la parité réseau en France selon les applications? Pour quel segment? Quelle gestion du PV dans le mix électrique français? Comment les progrès sur les Smart Grids peuvent permettre d intégrer plus de PV? Quelles difficultés réseaux avec l augmentation de la pénétration du PV? Quels sont les effets des S3REnR (et de la différence de quote-part entre les régions)? Quels impact de la diffusion du PV décentralisé sur les coûts (et revenus - notamment en cas de développement de l autoconsommation) du réseau transmission / distribution? Quelle évolution réglementaire et concurrentielle pour permettre l évolution du modèle économique du PV? Focus Outremer : Quelle différence de traitement dans l autoconsommation? Comment faire évoluer favorablement le seuil de 30% de production ENR (stockage, autres éléments de flexibilité?)? - Nouveaux modèles d affaire o Comment vont évoluer les différents métiers? Producteurs, Gestionnaires de réseau, Fournisseurs? o Quel pourrait être l impact des nouvelles lignes directrices de l UE sur les modèles d affaires? o Quelle place pour les agrégateurs? Sur quel périmètre fonctionnel (effacement, production ENR, )? Sur quel périmètre géographique? Quels acteurs français et étrangers pourraient remplir ce rôle? o Quelle place pour les gestionnaires locaux d énergie? Qui pourrait remplir ce rôle? Quelle place du PV dans ce rôle? o Quels business models pourront se développer? - Evolution de politique publique de soutien à la filière o Quels objectifs doit-elle poursuivre? % ENR, coût électricité emplois, balance commerciale, o Quels moyens / quels dispositifs pour les 10 ans à venir Soutien à la Demande Tarifs, appel d offre, prime, certificats verts, Simplification Réglementation marché électricité Autoconsommation : quelle réglementation / dispositif de soutien souhaitable? Evolution des normes du bâtiment (BEPOS, etc.) Soutien à l Offre R&D publique (Agences, instituts, universités), privée Commercial o Focus Outremer - Evolution de politique publique de soutien à la filière BIPV o Au sein des petites surfaces, place du BIPV? Pour quelles fonctionnalités et quelles technologies? Quelle évolution dans le temps? o Quels objectifs doit-on poursuivre pour la filière BIPV (place au sein de la filière PV)? o Quelle efficacité des mécanismes actuels de soutien (tarif + certification)? o Quelle est l efficacité de la segmentation en différents niveaux d intégration au bâti? Page 26 sur 112

27 o Quels moyens / quels dispositifs pour les 10 ans à venir Soutien à la Demande Soutien à l Offre Entretiens généraux avec les acteurs de la filière photovoltaïque française Catégories Organisation Personne interrogée Structures de recherche INES Anis Jouini Fonction Directeur du département énergie solaire IPVF Daniel Lincot Directeur scientifique EDF / Photowatt Vincent Bès Directeur financier Total / Sunpower Arnaud Chaperon Directeur Prospectives et Relations institutionnelles Fabricants matériel PV Soitec Schneider Electric Exosun Nelly Kernevez Eric Westerhoff Ignace de Prest Jean-Noël de Charentenay Directrice Partenariat. Directeur marketing et stratégie Directeur de la branche solaire Directeur général Axun Roland D Authier Président Travaux électriques Développeurs / Porteurs de projet VINCI Energies EDF EN Solaire Direct Olivier Monie Alain Viard Arnaud Banner Jean-François Rousseau Amaury Korniloff Stéphanie Gosset Directeur marque Omexom Directeur Activité renouvelable Directeur technique Omexom Directeur QHSE et Support technique Directeur général Responsable activité France Quadran Jérôme Billerey Directeur général Neoen Xavier Barbaro PDG Energéticiens Réseau et services de flexibilité EDF UFE Direct Energie Total Energies Nouvelles EON RTE Jean-François Lhuissier Audrey Zermati Hélène Robert Louis Duperry Tony Gregoire Guillaume Peirone Valérick Cassagne Emmanuelle Carpentier Sivane Soumagnac Hervé Mignon Directeur Clients-Marchés DG adjointe - Responsable Développement PV toiture et BIPV Directrice Affaires publiques et réglementation Responsable affaires publiques Directeur Economie, Prospective et Transparence ERDF Jacques Merley Directeur technique ERDF Page 27 sur 112

28 Saft Michael Lippert Responsable du développement marketing et commercial Alstom Grid Laurent Schmitt Vice-président Smart Grid Energy Pool Cyril Damet Directeur R&D Financeur / Investisseur BPI Bouygues Immobilier Thomas Sennelier Guillaume Parisot Responsable Ecotechnologies, Direction innovation Directeur innovation Promoteurs / prescripteurs Vinci Immobilier Casino / Green Yellow Diego Harari Otmane Hajji Directeur du Développement Durable Directeur général Unibail-Rodamco François Cantin Directeur Ingénierie immobilière & Développement durable Organisme professionnel s SER Solaire Enerplan Arnaud Mine Richard Loyen Daniel Bour Président d urbasolar et du SOLER, VP du SER Délégué général Organismes d'accompagn ement Tenerrdis Céline Fallot Buclet, Chargée de mission innovation Entretiens focalisés sur les problématiques de l Intégré au Bâti Catégories Fabricants de matériel Organisation Personne interrogée Fonction Luxol Guy Baret Directeur général Systovi Pascal Janot M. Benabdelkarim Vincent Arouette IRFTS Guillaume Boutte PDG PDG Directeur technique Directeur commercial/marketing Captelia / Imerys Sébastien Delepine Directeur général Gautier SAS / Francewatts Sylvain Robillard Directeur commercial BIPV Installateurs Zephir Energie M.Saloul Directeur Soltea M.Nicolas Directeur SPIE Ouest M.Rossard Responsable d affaires Promoteurs/ Prescripteurs Vinci Construction France Philippe Robart TCE Solar Germain Gouranton Directeur Ordre des architectes Architectes des Bâtiments de Frédéric Denisart M. Parras Directeur Ingénierie et Innovation Vice-Président ABF du département des Deux-Sèvres Page 28 sur 112

29 Financeurs / Assureurs Associations et Organismes professionnels France Alexis Assurance Pascal Alexis PDG Groupement des Métiers du PV - FFB HESPUL Vincent Fiaccabrino, Véronique Rance Marc Jedliczka Mélodie de l Epine Ingénieur Secrétaire générale Directeur général Coordinatrice du pôle photovoltaïque Certisolis Jérôme Beccavin Président Organismes publics ADEME SRER Rodolphe Morlot Ingénieur systèmes photovoltaïques CSTB Céline Mehl Ingénieure, référence PV Page 29 sur 112

30 Annexe 3 : Entretiens réalisés à l international Entretiens avec les acteurs de la filière italienne Catégories R&D Producteur BIPV Producteur PV Installateur Organisation Institute for Renewable Personne interrogée Laura Maturi Fonction EnergyGlass Renato Maccon Associé Ondulit Solsonica SolarItalia Frederik van Ruijven Giuseppe Beccarini Riccardo Costagliola Régulateur GSE Riccardo Toxiri Association AssoRinnovabili Calleri Luisa Entretiens avec les acteurs de la filière japonaise Catégories Organisation Personne interrogée Développeur PV Producteur PV/BIPV Producteur BIPV Constructeur Maison Institut de conseil et certification PV/BIPV Chercheuse Sénior BIPV et valorisation PV Chargé Business Development Responsable du développement Conseiller climat et énergie Responsable du secteur photovoltaïque Fonction Sun Tech James Plastow Manager Kyocera Hitoshi Ishida Directeur de la division marketing du solaire Kaneka Fumihiro Tanikawa Responsable des affaires Sphelar Power Norifumi Nagatomo Responsable des ventes Miwasa Home PanaHome RTS PV Corporation Arai Risako Réponses au questionnaire par mail Izumi Kazuka Entretiens avec les acteurs de la filière californienne Responsable du développement international Responsable IEA PV PS Catégories Organisation Personne Fonction interrogée R&D LNBL Ryan Wiser Chef du groupe de recherche sur les marchés électriques et les politiques publiques Producteur BIPV (verre/toit) Atlantis Energy Joe Morrissey Responsable des ventes Production BIPV toit Production PV/BIPV CertainTeed (Saint Gobain) Mark Stancroff & Chris Fisher Directeur du solaire et Chef du dév. produit SunPower CA Tom Starrs Responsable de la stratégie et des politiques publiques Operateur PG&E Susan Buller Responsable législatif sur Utility et collectivité Lancaster Power Authority Heather Swan Régulateur CPUC Scott Murtishaw Association Vote Solar Jim Baak Adam Browning la production diffuse Coordinatrice sénior des projets Conseiller auprès du Président Responsable Réseau DG et cofondateur Page 30 sur 112

31 Résultats détaillés Annexe 4 : Contexte international Plusieurs scénarios de développement du PV ont été répertoriés. Ils sont issus de cinq organismes internationaux ou nationaux du secteur de l énergie ou du photovoltaïque : l EPIA 1, l EIA 2, the Sunshot Initiative 3, le WEC 4 et l IEA 5. Les scénarios qui en découlent sont fondés sur des hypothèses et des méthodes de calcul diverses : Figure 2: Les scénarios de développement du PV selon les organismes et leur horizon Parmi ces scénarios, ceux de l EPIA, du WEC et de l IEA sont des scénarios de développement du PV à l échelle du monde avec des données détaillées par grandes régions en utilisant une méthode de calcul bottom-up. L EPIA propose trois scénarios à l horizon 2018 en se basant sur la situation actuelle. Chacun de ces trois scénarios utilise des hypothèses différentes concernant les politiques de soutien au PV mises en place sur la période considérée. Le WEC propose deux scénarios à long terme (horizon 2050) en se basant sur la situation envisagée en 2050 (population, consommation énergétique mondiale, disponibilité des ressources, coûts des technologies, etc). Le premier scénario, appelé Jazz, considère un monde totalement libéral alors que le second, appelé Symphonie, considère un monde règlementé dans lequel les gouvernements imposent des contraintes fortes (contraintes environnementales et technologiques par exemple). L IEA propose, quant à lui, de nombreux scénarios (10 ont été pré-retenus) à différents horizons. Les premiers scénarios à court terme (horizon 2020) sont similaires dans la méthode aux scénarios de l EPIA : ils se basent sur la situation actuelle et présentent trois trajectoires possibles du développement mondial du PV en fonction du degré de renforcement ou non des politiques de soutien. A moyen terme (horizon 2035), l IEA propose trois scénarios dont pour un, le point de départ est l objectif final de la concentration des gaz à effet de serre dans l atmosphère. Enfin, à long terme (horizon 2050), quatre scénarios ont été développés avec également pour point de départ des objectifs finaux, cette fois-ci concernant le réchauffement climatique. Ces scénarios analysent le développement des différentes sources d énergie en fixant le réchauffement climatique en 2050 à 2 C ou 6 C. Les deux autres organismes, américains, l EIA et The Sunshot Initiative, ont réalisé des scénarios de développement du PV à l échelle des Etats-Unis. Ces scénarios sont intéressants aussi bien dans leurs 1 L EPIA, the European Photovoltaic Industry Association, est l association européenne des industriels du PV. 2 L EIA, the Energy Information Administration, est l agence américaine des statistiques sur l énergie. 3 The Sunshot Initiative est un programme du Ministère de l Energie aux USA. 4 Le WEC, the World Energy Council, est le réseau mondial des producteurs d énergie. 5 L IEA, the International Energy Agency, est l organisation internationale de l OCDE dédiée à l énergie. Page 31 sur 112

32 hypothèses, dans leurs méthodes de calcul que dans leurs résultats. Cependant, ils ne répondent pas au critère de sélection du périmètre géographique. D un point de vue de la capacité PV cumulée dans le monde, les prévisions des scénarios varient fortement. Ces différentes prévisions sont résumées sur les deux graphiques de la Figure 3. En 2018, il y a un facteur 2 entre les deux scénarios extrêmes. L EPIA, l organisme le plus «optimiste» parmi les 3 sélectionnés en termes de déploiement de la capacité PV, prévoit jusqu à 430GW de PV dans le monde dans son scénario le plus favorable et 321GW dans le cas le plus défavorable. Le scénario le plus pessimiste est le scénario libéral Jazz du WEC qui prévoit environ 210 GW en Le développement du PV serait fortement limité en cas de réduction des aides, même si le PV gagnerait en compétitivité à moyen terme. En 2050, l écart entre les résultats des scénarios est d autant plus marqué puisqu il y a un facteur 6 entre les deux scénarios extrêmes qui sont ceux de l IEA dans le rapport Energy Technology Perspectives. Le scénario le plus favorable correspond à la mise en place dans toutes les régions du monde de politiques de soutien appropriées et prévoit 4600GW en A l horizon 2050, le scénario libéral Jazz reste dans les prévisions de capacité PV les plus faibles. Les scénarios prévoyant un développement moyen du PV, c est-à-dire compris entre les résultats des scénarios extrêmes, sont les scénarios les plus probables de l IEA : Medium-Term et Current Policies (situation actuelle maintenue), New Policies (situation actuelle avec prise en compte des politiques annoncées), 450 (limitation des gaz à effet de serre), ETP 2 C (limitation du réchauffement climatique à 2 C). Figure 3 : Capacité PV cumulée dans le monde par scénario de développement PV Critères de sélection Afin de sélectionner un scénario de développement mondial pertinent pour notre étude, nous avons défini six critères de sélection permettant de comparer les scénarios. Ces critères ont été choisis dans l optique d évaluer les scénarios selon leurs périmètres géographiques et temporels, leurs précisions, leurs détails dans les informations fournies et les besoins de l étude. Ces critères de sélection sont : 1. L horizon : le scénario sélectionné doit avoir un horizon supérieur ou égal à 2020 afin de correspondre à l échelle temporelle de l étude qui est Le périmètre géographique : il doit être mondial comme requis par l objectif de placer la situation de la France dans un contexte international et pour éviter les recompositions géographiques de scénarios aux hypothèses inhomogènes. 3. Le niveau de détail des données : les données doivent être détaillées par géographies (données par régions ou pays du monde) et par segment de marché afin de pouvoir conduire des analyses. 4. Les hypothèses : les hypothèses utilisées dans le scénario doivent être explicitées et précisées afin de pouvoir les utiliser et les détailler dans l étude. 5. Les variantes : le scénario doit être de préférence accompagné d une variante haute et d une variante basse afin d avoir un encadrement du développement du PV. 6. L organisme d étude : le scénario, pour être reconnu impartial, doit être produit par un organisme institutionnel reconnu et de préférence indépendant de la filière PV ou des acteurs de l énergie. Page 32 sur 112

33 Evaluation des scénarios et sélection Les scénarios ont été évalués selon les critères établis précédemment. Les résultats sont présentés en Figure 4. Le scénario qui obtient la meilleure qualification selon cette analyse est le scénario Medium-Term de l IEA à l horizon Celui-ci répond en effet à la quasi-totalité des critères. Les deux autres scénarios qui arrivent en tête sont ceux de l EPIA et ceux du WEC. Parmi tous les scénarios, seul le scénario Medium-Term de l IEA cumule l avantage d être issu d une source institutionnelle et d avoir des données détaillées jusqu en En effet, les scénarios de l EPIA et du WEC n ont pas l avantage d être issus d institutions internationales et ils proviennent d organismes impliqués dans le domaine des énergies pouvant avoir un intérêt à favoriser ou à ralentir le développement du PV. La Figure 5 fournir une description détaillée de ces trois scénarios. Figure 4 : Comparaison des scénarios de développement du PV Figure 5 : Description des trois scénarios les plus pertinents pour l'étude Ainsi le scénario mondial de développement du PV retenu pour être la référence au cours de cette étude est le scénario Medium-Term de l IEA publié en 2014 qui, en se basant sur la situation actuelle, prévoit la capacité PV cumulée dans le monde d ici 2020 selon les régions et selon les segments (résidentiel, commercial, utility, off-grid). L hypothèse principale est le maintien des politiques environnementales et des schémas de valorisation (actuels et annoncés) tels quels jusqu en Les politiques futures ne sont pas anticipées, car elles sont incertaines. Son objectif est de donner une ligne de déploiement du PV dans les conditions politiques, économiques et industrielles actuelles. Ce scénario Page 33 sur 112

34 permettra de mesurer l impact d une politique mise en place en comparant la capacité effectivement installée et celle prévue par le scénario. Page 34 sur 112

35 Annexe 5 : Benchmark international sur la valorisation du PV A. Italie Schéma de valorisation Historique des mécanismes de soutien au PV en Italie Le soutien à la filière photovoltaïque en Italie a débuté en 2006 avec la mise en place d un FiT sous le programme Conto Energia I. Ce programme a été modifié quatre fois avant de se terminer en juillet 2013 (Figure 6). Les modifications principales concernant le PV de manière générale (pas de distinction entre le PV standard et le BIPV) furent : - La mise en place d un crédit d impôt pour le segment résidentiel en Le lancement du programme d autoconsommation en 2007 pour les installations de moins de 200kWc (net-metering de 2007 à 2008 puis schéma Scambio Sul Posto, SSP) - La mise en place d un premium à l autoconsommation en Le passage des caps des Conto Energia en MW à des caps en Euro en 2011 Concernant exclusivement le BIPV, les modifications principales furent : - La mise en place de tarifs préférentiels pour le BIPV en La modification de la définition de BIPV en 2010 qui est passée d un catalogue de fonctions possibles à la notion d installations «innovantes» La fin du Conto Energia V en 2013 est due à l atteinte du cap de 6,7 milliards d Euro. L Etat choisit alors de compenser l arrêt des FiT par un crédit d impôt de 50% de l investissement initial valable jusqu en Actuellement, les installations PV peuvent bénéficier des systèmes de soutien suivants : - Crédit d impôt de 50% pour le segment résidentiel - Réduction de la TVA à l achat du PV - Schéma d autoconsommation Scambio Sul Posto pour les installations de moins de 500kWc - Système de vente de l électricité par le biais de GSE (Gestionnaire de l électricité en Italie) au prix de marché ou à un prix minimal fixé par l AEEG (Autorité italienne de régulation du gaz et de l électricité) pour les installations de moins de 100kWc. Depuis la fin des Conto Energia, le BIPV n est plus distingué du PV standard. Face aux contraintes économiques actuelles, le gouvernement italien a réduit de manière rétroactive les tarifs d achat (FiT) pour les installations de plus de 500kWc. Cette réduction est réalisée de manière brutale en diminuant les tarifs et en allongeant la durée des contrats. Enfin, de manière indirecte, les réglementations de construction pourraient soutenir le développement du PV en Italie. En effet, depuis 2011, les nouveaux bâtiments (hors bâtiments historiques et législations municipales particulières) doivent intégrer des sources d énergie renouvelable. Cependant, l impact de cette réglementation sur le PV est aujourd hui très faible car le secteur du bâtiment est en crise en Italie et très peu de nouvelles constructions voient le jour. Page 35 sur 112

36 Figure 6 : Evolution du soutien à la filière photovoltaïque en Italie Mécanisme d autoconsommation : le Scambio Sul Posto (SSP) Le système de valorisation de l autoconsommation photovoltaïque, le SSP, est disponible pour les installations PV de moins de 500kWc. Il permet de valoriser l énergie produite selon trois niveaux : l énergie «directement» autoconsommée sur place, l énergie «échangée» sur le réseau (énergie injectée sur le réseau puis consommée plus tard en même quantité) et l excès d énergie. La Figure 7 illustre ces trois niveaux d énergie. Figure 7 : Fonctionnement du Scambio Sul Posto pour les installations < 500 kwc L électricité autoconsommée est valorisée au prix de détail qui est de l ordre de 20c /kwh. L électricité échangée sur le réseau est quant à elle valorisée à un tarif inférieur, de l ordre de 11c /kwh, qui correspond au prix du marché augmenté par une prime. Cette prime est déterminée à partir de certains éléments du barème du tarif des réseaux. Enfin l électricité en excès en simplement valorisée au prix de marché. Page 36 sur 112

37 La structure du SSP, qui joue sur l adéquation de la production et de la consommation d électricité sur site, favorise l autoconsommation en valorisant l électricité directement autoconsommée sur place de manière beaucoup plus élevée. En effet, comme le montre la Figure 8, plus le pourcentage d autoconsommation est élevé, plus la valorisation de l électricité produite par le PV est importante. L incitation n est cependant pas suffisamment forte pour développer le stockage sur site. Figure 8 : Valorisation du PV en Italie en fonction du pourcentage d'autoconsommation (Cas illustratif de secteur résidentiel dans l'italie centrale sans excès d'énergie) La stratégie actuelle de l'italie est de favoriser son schéma d'autoconsommation, le Scambio Sul Posto. En 2014, la capacité limite d éligibilité à ce schéma est ainsi passée de 200kWc à 500kWc. Rentabilité du PV La variabilité de l ensoleillement en Italie est de 24% entre le Nord et le Sud. Cette différence rend les situations économiques des installations PV très différentes selon les régions puisque la valorisation d une installation PV est directement liée à sa production d énergie qui est proportionnelle à l ensoleillement. Pour l analyse de rentabilité du PV selon les segments, l Italie a donc été découpée en trois zones géographiques différenciées par leur irradiation solaire. Pour le segment résidentiel (Figure 9), le SSP a été dimensionné pour rendre les installations rentables dans toutes les régions d Italie (la valorisation du PV est supérieure au LCOE avec crédit d impôt). Cependant, sans ce crédit d impôt de 50% des investissements initiaux, la valorisation serait inférieure au LCOE et l installation PV ne serait donc pas rentable. Sur la Figure 9, les LCOE minimaux et maximaux correspondent à des coûts d investissement PV (en /kwc) minimaux et maximaux fournit par l IEA dans son rapport annuel IEA PVPS concernant l Italie 6. 6 National Survey Report of PV Power Applications in ITALY 2013, IEA PVPS Page 37 sur 112

38 Figure 9 : Valorisation d'un PV de 3kWc (segment résidentiel) selon les régions d'italie et comparaison avec les LCOE Ainsi, le schéma de valorisation Scambio Sul Posto pour les installations de moins de 20kWc est rentable en Italie grâce au crédit d impôt. Ceci a permis l installation d environ 300MW de PV hors FiT en 2013 et fait du segment résidentiel le plus dynamique d Italie. En répliquant cette analyse au segment tertiaire, il est constaté que la valorisation du PV par le SSP est comprise entre le LCOE minimal (coût d investissement faible) et le LCOE maximal (coût d investissement élevé). Ainsi le schéma de valorisation SSP pour les installations comprises entre 20kWc et 500kWc commence à devenir intéressant malgré l absence de crédit d impôt. Ce début de rentabilité a permis l installation de 60MW de PV hors FiT en Le segment des centrales au sol ne bénéficie d aucun soutien PV. L électricité produite par des installations PV de plus de 500kWc doit être vendue sur le marché de gros au prix de marché. Une comparaison entre les LCOE minimaux et maximaux des centrales au sol avec le prix du marché de gros montre que la «parité marché» n est pas atteinte pour ce segment. Dans toutes les régions d Italie, les LCOE sont supérieurs au prix de marché de l électricité. Seule la Sicile est suffisamment ensoleillé, avec un prix de marché suffisamment élevé pour que les centrales au sol puissent espérer être rentables. Taille du marché PV La rentabilité du schéma d autoconsommation italien dans les segments résidentiel et commercial n a pas engendré une explosion de la capacité PV installée à la fin des Conto Energia en juillet Cependant, il permet un maintien de la filière avec 430MW installés en 6 mois en 2013 sans FiT et une estimation de 1GW installé annuellement à partir de La capacité installée depuis la fin des FiT est due à 70% au segment résidentiel. Le segment le plus touché est celui des grandes installations PV (PV > 500kWc) qui ne bénéficient aujourd hui d aucune aide et pour qui la parité marché n est pas atteinte (sauf en Sicile). Page 38 sur 112

39 Figure 10 : Evolution de la capacité PV totale et de la capacité BIPV en Italie de 2007 à 2014 B. Californie Schémas de valorisation Historique des schémas de valorisation du PV en Californie Le soutien spécifique à la filière photovoltaïque en Californie a débuté en 1996 avec la mise en place d un schéma de valorisation de l énergie PV pour les installations de moins de 1MWc : le Net-Energy-Metering (NEM). Ce mécanisme rémunère l énergie PV autoconsommée, qu elle le soit instantanément ou injectée et soutirée sur le réseau à des moments différents. Début 2013, 94% de la capacité PV des installations de moins de 1MWc étaient sous NEM. C est seulement en 2002 qu est apparu un schéma de valorisation pour les autres installations PV (ie de plus de 1MWc). Ce schéma, appelé Renewables Portfolio Standard (RPS) est le principal outil de soutien de ce segment. Le RPS est un système de certificats verts (les Renewable Energy Credits : RECs) que doivent se procurer les utilities californiennes (Investor-Owned Utilities (IOU), Publicly-Owned Utilities (POU), utilities municipales, approvisionneurs et agrégateurs). La majorité des quotas sont atteints à l aide d appels d offres sur des contrats long-terme portant sur la vente de l électricité produite par les centrales PV. Le régulateur californien (la CPUC) autorise depuis 2011 l utilisation de Tradable Renewable Energy Credits (TRECs), certificats qui peuvent être revendus. Ce type particulier de certificats reste marginal car ils ne peuvent représenter qu au maximum 25% des quotas. Le prix maximal d un TREC est de 50USD. Les objectifs RPS imposés aux utilities sont stables et contraignants. Ils sont de 25% d énergie renouvelable d ici fin 2016 et de 33% d ici 2020 (en pourcentage de l électricité fournie). De plus, le pourcentage de chaque utility doit augmenter d au minimum 1% par an pour atteindre ces seuils. Aujourd hui, les utilities ont déjà contracté suffisamment de capacité (de RECs) pour 2020, principalement à partir de photovoltaïque. Il existe donc une incertitude sur les perspectives futures du mécanisme RPS en Californie, le seuil pour 2020 étant considéré comme élevé au regard des problématiques d intégration des énergies renouvelables dans le réseau électrique. Les tarifs des contrats d achat sont généralement confidentiels, cependant le prix pour les centrales PV futures aurait atteint 70USD/MWh. A partir de 2008, les installations PV, dont la puissance est comprise entre 1 et 3MWc, bénéficient également d un système de Feed-in-Tariff (FIT), les différentes utilities fixant leur tarif d achat, et les installations sont prises en compte dans les quotas RPS, à l inverse du NEM. Aujourd hui, ces trois schémas de valorisation sont toujours actifs. Cependant, suite à une réflexion sur un report de coût engendré, le NEM devrait être modifié voire remplacé à partir de En outre, de Page 39 sur 112

40 nombreux autres schémas de valorisation plus marginaux existent en Californie, comme par exemple des programmes de net-metering et de FiT particuliers à Los-Angeles. Historique des aides à l investissement au PV en Californie De nombreuses aides à l investissement sont disponibles en Californie, particulièrement pour le segment résidentiel. Les principales aides sont : - Le crédit d impôt fédéral (Investment Tax Credit, ITC), mis en place en 2006, dont le taux a augmenté à 30% du coût de l installation sans plafond en L ITC pourrait être arrêté en Le projet California Solar Initiative (CSI) pour les bâtiments résidentiels et non résidentiels. Ce projet mis en place en 2006 regroupe différents programmes dont les programmes MASH et SASH (Multi-Family Affordable Solar Housing et Single-Family Affordable Solar Housing). Les objectifs du CSI (en capacité) sont aujourd hui quasiment atteints et le programme d aide est en cours d arrêt. - Le programme NSHP (New Solar Homes Partnership), mis en place en 2007, correspond à une subvention à l installation de PV pour les nouvelles maisons en fonction de leur efficacité énergétique. Le California Solar Initiative et le New Solar Homes Partnership sont des programmes de l Etat californien dont les principaux objectifs furent : - L installation d au moins 3GW de PV diffus d ici La création d une industrie PV californienne «auto-suffisante» viable - La présence d installations solaires dans 50% des nouvelles maisons d ici 2020 Le premier objectif est quasiment atteint. Les aides à l investissement sont donc de plus en plus limitées, mais l ITC reste déterminant pour l investissement dans le photovoltaïque. Les schémas de valorisation et les aides à l investissement sont présentés chronologiquement en Figure 11. Figure 11 : Evolution des schémas de valorisation du PV en Californie Fonctionnement du schéma NEM La structure du prix de détail de l électricité en Californie est une structure en palier (cf Figure 12). La largeur de chacun des paliers (dont la dimension est l énergie) est proportionnelle à une consommation mensuelle de base (appelée baseline) qui est définie par chacune des utilities. Le prix marginal de détail augmente avec le passage des paliers. La structure du prix de détail de l électricité en Californie présente un faible coût fixe de l ordre de 4,5$/mois. Page 40 sur 112

41 Figure 12 : Structure du prix de détail de l'électricité en Californie La structure du tarif est importante pour la valorisation du photovoltaïque avec le NEM : la production d électricité à partir d une installation PV et sa valorisation par net-metering permettent de réduire la consommation d électricité en partant des paliers où le prix de l électricité est le plus élevé. La Figure 13 illustre le fonctionnement du net-metering associé à cette structure spécifique du prix de l électricité. Cette valorisation est donc supérieure à la situation ou le prix de l électricité serait fixe (ie indépendant de la quantité d électricité consommée, comme en France) et donc supérieur au prix moyen payé par le consommateur sans PV. Figure 13 : Illustration de la structure des prix de l'électricité et du fonctionnement du net-metering Avec le schéma de net-metering californien, la valorisation de l éventuel excès de production PV (en plus de la consommation annuelle) est faible : la compensation annuelle en cas de bilan annuel excédentaire est en effet fondée sur le prix de marché (Net Surplus Compensation Rate). Cette structure de prix de l électricité en palier a des conséquences sur le système de net-metering. La première est la valorisation très élevée de la production PV pour les gros consommateurs : les premiers kwh produits sont valorisés selon le 4 ième palier, qui correspond à un prix de 36cUSD/kWh chez PG&E. Cette première conséquence a l avantage d inciter à une production PV mensuelle modérée par rapport à la consommation afin de valoriser la production au niveau des paliers les plus élevés. Cependant elle a également le désavantage d offrir une valorisation trop élevée et déconnectée du bénéfice pour la collectivité. Avec ce système, la valorisation d une installation PV est fondée sur la valeur du NEM et non plus sur les coûts réels. Page 41 sur 112

42 La deuxième conséquence est une diminution de la couverture des coûts de réseau par les gros consommateurs. En effet, la structure californienne de prix fait porter la majorité des coûts sur les gros consommateurs. Or ce sont eux qui ont le plus intérêt à réaliser du net-metering. Le rapport NEM 2013 du CPUC (California Public Utilities Commission) montre que les consommateurs profitant du NEM couvrent leurs coûts réseau à hauteur de 171% avant l installation de PV et plus que de 88% après installation. Cette conséquence du NEM remet alors en cause l efficacité de la structure des prix de détail californien. Une analyse coût-bénéfice du NEM a été réalisée par la CPUC (California Public Utilities Commission) en Il en ressort un coût net pour la collectivité qui pourra atteindre 3% des revenus des utilities d ici 2020, soit 1 milliard d USD. Selon cette étude, le coût net du NEM s élèverait à 1,1 milliard de USD 2012 par an, ce qui correspond à 3,13% des revenus nécessaires des trois IOU (PG&E, SCE et SDG&E) en Ce résultat correspond à la situation de 2020 lorsque la génération d électricité sous NEM atteint le cap de 5% de l électricité des utilities. Cette analyse coût-bénéfice du net-metering ne peut cependant pas être simplement translatée au cas de la France pour les raisons suivantes : - Le mix énergétique français est différent de celui en Californie, - La pointe de demande en France est située aux alentours de 19h en hivers alors qu elle se situe en fin d après-midi en Californie, - La valorisation environnementale peut être différente. Rentabilité du schéma NEM Une analyse de la grid parity pour le segment résidentiel a été réalisée pour différentes régions de la Californie. Les schémas de soutien considérés dans cette analyse sont le schéma de net-metering de PG&E, le crédit d impôt à l investissement de 30% ainsi qu une subvention à l installation (la subvention EPBB (Expected Performance-Based Buydown) faisant partie du programme CSI). Les hypothèses supplémentaires retenues sont : un taux d actualisation de 4,75%, des coûts d opération et de maintenance de 1%, une installation PV de 4kWc produisant 7000kWh/an, et un coût moyen de 4,6 à 4,9USD/Wc. La Figure 14 qui présente les résultats de cette analyse montre qu en prenant en compte les subventions, la grid parity est atteinte pour le segment résidentiel dans toutes les régions : la valorisation du PV est supérieur au LCOE avec subventions. Par contre, cette valorisation reste inférieure au LCOE sans subvention. Une analyse plus poussée montre que sans subvention, la grid parity n est présente que lorsque la production d électricité à partir d une installation PV est limitée par rapport à la consommation. Figure 14 : Estimation du LCOE et de la valorisation du PV dans le secteur résidentiel, installation PV de 4kWc, foyer consommant de 7MWh/an Page 42 sur 112

43 La rentabilité du schéma NEM permet aux acteurs publics et privés de s organiser pour favoriser le développement du PV et, dans le cas des acteurs privés, de capter la valeur offerte par le NEM. Du côté des acteurs publics, les villes californiennes mettent progressivement en place des objectifs et des normes spécifiques favorisant le déploiement des installations PV. Ainsi, plusieurs villes ont déjà affiché leur volonté d être neutres en carbone (ex. Palo Alto et Sacramento). La ville de Palo Alto a en outre mis en place une politique d approvisionnement en énergie renouvelable : aujourd hui, 60% de l électricité consommée dans cette ville provient de sources hydrauliques, éoliennes, photovoltaïques et de biomasse. La ville compte 6MW de capacité PV installée, soit 18 installations résidentielles pour 100 habitants. L objectif in fine de Palo Alto est d obtenir une énergie électrique 100% renouvelable. La ville de Lancaster ( hab.) a, quant à elle, mis en place l obligation d installer du PV dans les maisons neuves : le permis de construire n est octroyé qu en cas d utilisation de PV sur le toit avec un seuil minimal de 1kWc ou de 75% de la consommation du foyer. Du côté des acteurs privés, quelques initiatives sont à noter et notamment celles de constructeurs de maisons individuelles. Le cas de l entreprise Lennar Corp peut être cité en illustration. Lennar Corp est le 2 ième constructeur de maisons des Etats-Unis. Il est basé en Floride et est présent dans 18 Etats dont la Californie où il a commencé à vendre des maisons intégrant des panneaux solaires. Ceci est réalisable car les prix de l immobilier sont relativement élevés en Californie ce qui limite le ratio surcoût/coût total. Selon le modèle d affaire de leasing, l installation photovoltaïque reste la propriété d une des filiales de Lennar Corp qui garantit en échange une diminution de 20% de la facture d électricité mensuelle. Pour le propriétaire de la maison, l opération est bénéfique et sans risque car elle ne présente pas de surcoût apparent et permet un gain sur la facture énergétique. Taille du marché PV et perspectives Grâce à la mise en place relativement tôt de nombreuses aides fédérales et locales, dont le crédit d impôt fédéral, le schéma de net-metering pour les segments résidentiel, tertiaire et commercial et le système de certificats verts pour les centrales PV au sol, la Californie a développé ses installations PV pour atteindre 5,2GW fin Aujourd hui, suite à des réflexions sur le fonctionnement des différents schémas de valorisation et des aides à l investissement, ces différents mécanismes de soutien sont remis en question et leur futur est incertain. Le déploiement futur du PV en Californie est donc difficilement prévisible et il se peut que ce soit davantage les acteurs privés qui soutiennent le développement du PV en tirant profit de l atteinte de la grid parity. C. Allemagne Schéma de valorisation Historique des schémas de valorisation du PV en Allemagne Le développement de la filière PV en Allemagne s est construit autour des tarifs d achat (Feed-in-Tariff, FiT) instaurés en 2000 par la loi EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz). Ces premiers FiT étaient caractérisés par des contrats de 20 ans avec un tarif d achat fixe revu tous les deux ans et par un financement à taux réduit spécifique au solaire. La loi EEG a été réformée cinq fois depuis sa création en 2000 : 1. La première réforme eu lieu en 2004 : Elle modifia les caractéristiques du FiT en mettant fin au financement à taux réduit et en réadaptant les tarifs d achat. 2. La seconde réforme de l EEG en 2009 est marquée par la création de corridors annuels : selon la capacité PV installée lors de l année N, le tarif entre l année N et l année N+1 décroit d un taux prédéterminé afin de contrôler activement l adéquation du tarif avec le rythme de déploiement voulu. Le corridor permet de comparer la capacité PV effectivement installée dans l année à la capacité PV attendue. Si cette première est supérieure à la seconde, alors le tarif d achat est diminué pour l année suivante afin de ralentir le déploiement du PV. Dans le cas contraire, le tarif est augmenté. La deuxième modification importante de la réforme de 2009 est la mise en place d une prime à l autoconsommation. Enfin, le dernier changement fut la nécessité d une autorisation de contrôle par le distributeur pour les installations PV de plus de 100kWc. 3. La troisième réforme de l EEG date de 2012 et met en place un nouveau schéma de valorisation optionnel de «commercialisation directe» qui correspond à la vente de l électricité produite par le PV sur le marché de gros accompagnée d une prime ex-post. L entrée de ce nouveau schéma est Page 43 sur 112

44 un tournant majeur et elle signe le déclin du système de FiT dont les tarifs sont fortement réduits. La même réforme stipule l arrêt de la prime à l autoconsommation qui avait été mise en place trois ans auparavant. 4. Dans la même année, un amendement est réalisé à l EEG : en plus de réduire une nouvelle fois les tarifs d achat, celui-ci définit une nouvelle segmentation des installations PV : le PV sur toit selon trois seuils de puissance (40kWc, 1MWc et 10MWc) et le PV au sol. En outre, cet amendement renforce le système de corridor et sa réactivité (instauration de corridors trimestriels vs. annuels). 5. Enfin, la dernière réforme qui date de 2014 a pour objectif de généraliser la vente directe sur le marché avec un soutien sous forme de prime calculée ex-post et d expérimenter les appels d offres pour définir les tarifs d achat de l électricité produite par du PV. Concrètement, les installations PV de plus de 500kWc doivent désormais passer par une vente directe de l électricité sur le marché et bénéficient d une prime ex-post. Le seuil de 500kWc sera abaissé à 100kWc en De plus, les appels d offre sont testés sur les installations cumulant au minimum 400MW. Autre modification majeure : à partir de 2014, les sources d énergie renouvelable de plus de 10kWc, dont les installations PV, doivent payer une part de la surcharge EEG. Cette part s élève à 40% de la surcharge (surcharge EEG : 6,24cts /kwh en 2014) et correspond à une taxe sur l autoconsommation. Au cours des années prochaines (2016/2017), l Allemagne prévoit de généraliser davantage le système d appel d offres et de diminuer les seuils pour le schéma «vente sur le marché + prime ex-post». La Figure 15 résume les évolutions des schémas de valorisation du PV en Allemagne au cours des dernières années. Figure 15 : Evolution des schémas de valorisation du PV en Allemagne Le développement de l agrégation : le schéma «Marché + Prime ex-post» En 2012, l EEG introduit un schéma de valorisation alternatif pour les énergies renouvelables qui permet aux producteurs de vendre leur électricité sur le marché en bénéficiant en même temps d une prime pour compenser l écart entre le tarif d achat du système FiT et le prix de l électricité sur le marché. Ce schéma permet même un gain supérieur par rapport au système de FiT grâce à la structure de la prime. Comme illustré sur la Figure 16 cette prime combine : une prime de marché, une prime de gestion et des bonus (bonus de marché et bonus de flexibilité). Page 44 sur 112

45 Figure 16 : Structure de la rémunération du producteur d'électricité selon le système de FiT et selon le schéma "vente sur le marché + prime ex-post" Le schéma «vente sur le marché + prime ex-post» fait intervenir quatre acteurs différents qui sont : le producteur d énergie renouvelable, le gestionnaire de réseau de transport d électricité (TSO), le marché de gros (EEX) et l agrégateur, nouvel acteur qui joue l intermédiaire entre le producteur et le marché de gros. La Figure 17 schématise les flux financiers et énergétiques entre ces différents acteurs. Figure 17 : Fonctionnement du schéma "vente sur le marché + prime ex-post" et structure des revenus des producteurs Le revenu d un producteur d énergie renouvelable selon ce schéma provient de deux sources : le gestionnaire de réseau et l agrégateur. Le (ou les) gestionnaire(s) de réseau paye(nt) : - La prime de marché qui permet de compenser la perte de revenus selon un prix moyen mensuel pondéré. La prime de marché est égale au niveau du FiT moins le prix de marché. - La prime de gestion qui est fixée de manière réglementaire. La prime de gestion est égale au prix de marché moins la valeur de référence. - Le «bonus de flexibilité» depuis 2013 : les opérateurs obtiennent un bonus de flexibilité s ils mettent en place un système permettant de contrôler la centrale à distance et de la couper du réseau si nécessaire (ie si les installations sont flexibles). Ce bonus est régulé et est de 0,1cts /kwh en 2013, de 0,15c /kwh en 2014 et de 0,2c /kwh en De son côté, l agrégateur paie : - La valeur de référence qui est publiée mensuellement. La valeur de référence est égale au prix de marché moins la prime de gestion. Le prix de marché est calculé mensuellement sur le marché de gros (prix spot). - Le bonus de marché qui est la marge brute de l agrégateur. Ce bonus correspond à des revenus additionnels pour le producteur par rapport au système du FiT. Comme le montre la Figure 18, la capacité d énergie renouvelable gérée par les agrégateurs en Allemagne a fortement augmenté entre 2012 et 2014, mais seulement 10% de la capacité PV (soit environ 3,5 GW) est gérée par ces acteurs alors que pour l éolien, la capacité gérée atteint les 80%. Page 45 sur 112

46 Figure 18 : Evolution de la capacité des énergies renouvelables, en particulier PV et éolien, sous le schéma "vente sur le marché + prime ex-post" en Allemagne Cette différence de capacité gérée par les agrégateurs entre le PV et l éolien pourrait s expliquer par plusieurs facteurs : 1. Les coûts de gestion sont plus élevés pour le PV que pour l éolien (coût des écarts, coût et efficacité de la prévision), 2. Les acteurs du PV sont plus dispersés avec des puissances moyennes plus faibles (installations PV dans les secteurs résidentiels et tertiaires), renchérissant le coût unitaire ( /MWh) de transaction. La prime de gestion pour le PV était très élevée en Cependant, celle-ci a été divisée par trois en trois mois et est aujourd hui à un niveau relativement faible : elle est passée de 12 /MWh en 2012 à environ 4 /MWh en Une diminution de la prime de gestion était planifiée mais les valeurs prévues ont été revues à la baisse. Depuis la réforme de l EEG en 2014, la prime de gestion n apparait plus en tant que telle mais est directement intégrée au FiT. Le développement de l autoconsommation allemande En Allemagne, la valorisation du PV via l autoconsommation est permise. L énergie autoconsommée sur place est valorisée au prix de détail et l énergie injectée dans le réseau est vendue sur le marché (directement ou via un agrégateur) ou peut bénéficier d un tarif d achat. Une analyse de la grid parity (cf Figure 19) montre que celle-ci est atteinte en Allemagne pour les secteurs résidentiel et tertiaire et pour certains industriels. Pour ces trois catégories, il est plus avantageux de valoriser l énergie produite par l autoconsommation que par le FiT pur, même si historiquement ce dernier est largement prédominant. La Figure 19 illustre l analyse réalisée de la grid parity en comparant les prix de détail de l électricité, les LCOE et les FiT en Allemagne selon les différents segments PV. Avec la surcharge EEG, les prix de détail de l électricité pour les segments du résidentiel, du tertiaire et des industriels de l ordre de 1GWh sont supérieurs (ou équivalents) aux LCOE correspondants. La grid parity est donc bien atteinte pour ces segments. De plus, les prix de détail de l électricité pour ces mêmes segments sont supérieurs aux tarifs d achat ou aux «prix marché + prime ex-post». Les producteurs de ces segments ont donc intérêt à valoriser l énergie produite par autoconsommation. Depuis 2014, une taxe est mise en place sur l énergie autoconsommée, elle est décrite dans le paragraphe suivant. Page 46 sur 112

47 Figure 19 : Comparaison des prix de détails, des LCOE et des FiT en Allemagne selon les segments Evolution et perspectives des schémas de valorisation en Allemagne L EEG a été réformée en août Elle limite l utilisation des tarifs d achat aux installations de petites puissances et lance une expérimentation d appel d offres. Ses trois évolutions majeures pour le solaire en Allemagne sont : - L obligation de vendre sur le marché pour les fortes puissances : depuis la réforme de l EEG en août 2014, les centrales PV de plus de 500kWc doivent vendre leur électricité produite sur le marché directement ou via un agrégateur. Le seuil de 500kWc passera à 100kWc en Les centrales PV concernées sont soutenues par une prime calculée ex-post de manière mensuelle, à partir du prix de marché déterminé par une moyenne pondérée. - La fin des exemptions de taxes sur l autoconsommation : jusqu à présent, l autoconsommation était exemptée de la surcharge EEG (équivalent de la CSPE réduite aux surcoûts EEG). Dorénavant, l énergie est taxée à hauteur de 40% de cette surcharge (6,24cts /kwh en 2014) pour les puissances supérieures à 10kWc. Cette taxation réduit la rentabilité de l autoconsommation et limite son potentiel pour les installations supérieures à ce seuil. - Et la préparation à la mise en place d appel d offre à partir de 2007 : d ici 2017, une expérimentation d appel d offre sera réalisée sur l énergie solaire pour les puissances cumulées d au minimum 400MW. Cette expérimentation aboutira à la généralisation des appels d offre en 2017 dont les spécifications seront déterminées lors de l expérimentation. Plusieurs schémas de valorisation du PV sont désormais disponibles en Allemagne. Cependant, le nombre de possibilités se réduit avec l augmentation de la puissance de l installation. Ainsi le développeur d une installation de faible puissance (moins de 500kWc) a le choix entre : FiT, «vente sur le marché + prime ex-post», autoconsommation, et vente simple sur le marché. La dernière possibilité n est pas utilisée par les installations de faibles puissances car elle est moins profitable que les autres. Alors que les plus grosses installations (supérieures à 10MWc) n ont pas le choix et doivent dorénavant vendre l électricité produite sur le marché sans bénéficier de prime. Le Tableau 1 résume les schémas de valorisation disponibles selon la puissance des installations PV. Page 47 sur 112

48 Tableau 1: Les schémas de valorisation du PV selon l'eeg de 2014 en fonction de la puissance des installations Taille du marché PV Grâce à la mise en place de FiT puis grâce au développement de nouveaux schémas de valorisation du PV, l Allemagne a développé ses installations PV dès l an 2000 pour atteindre une capacité de 39GW en Depuis 2012, la croissance de cette capacité est constante et de l ordre de 3GW par an par le biais de corridors permettant une forte réactivité vis-à-vis des tarifs d achat selon le déploiement du PV. Aujourd hui, la politique allemande en termes de schéma de valorisation tend à réduire l importance du FiT en développant la vente sur le marché accompagnée d une prime et le système d appel d offres. Enfin, l autoconsommation, malgré l entrée en vigueur en 2014 d une taxe sur celle-ci, se développe grâce à l atteinte de la grid parity dans les segments de plus faibles puissances et grâce à des tarifs d achat relativement faibles, notamment vis-à-vis des prix de détails. Figure 20 : Evolution de la capacité PV cumulée en Allemagne entre 2000 et 2014 Page 48 sur 112

49 D. Japon Concernant le Japon, toutes les informations se trouvent dans le corps du rapport. Annexe 6 : Résultats détaillés de l enquête Réponses obtenues Les enquêtes auprès des fabricants et des exploitants ont des taux de retour assez faibles : 15 % pour les fabricants (19 réponses reçues) et 11 % pour les exploitants (6 réponses reçues). Ces résultats ne peuvent donc pas être considérés comme représentatifs. Pour l enquête auprès des installateurs, le taux de réponse est de 32%, ce qui assure une bonne représentativité des résultats, en particulier pour les installations sur toitures résidentielles. réponses 343 Pas de réponse 629 Mauvaise adresse, refus, hors champ 36 Plus d'activité photovoltaique 44 Figure 21 : Nombre de réponses de l enquête installateurs Source : enquête In Numeri Les réponses ont été affectées d un coefficient de pondération, pour qu elles soient représentatives des installateurs certifiés, hors groupes. Ce coefficient a été calculé à partir : - Des tranches de CA (en 5 classes) - Du secteur d activité (en 3 classes) - Du fichier d origine (qualification) Les 343 répondants cumulent un CA de 1,3 milliard d euros et plus de 6000 salariés. Ce CA n est pas exclusivement lié à des activités PV. Page 49 sur 112

50 Caractéristiques des installateurs Les caractéristiques des installateurs quali PV sont déduites de l exploitation du fichier des installateurs. Dans ce fichier, les entreprises étaient identifiées par leur SIRET. L achat de données complémentaires a permis de connaître leur code APE (activité détaillée), leur CA et les tranches d effectifs salariés. Le repérage des entreprises filiales de grands groupes du BTP s est fait à partir du nom des entreprises et de l adresse mail de la personne contact. Ces grands groupes ont été exclus de certaines estimations, l objectif initial de l enquête étant une amélioration de la connaissance de l activité des petits installateurs. Métier d origine Les installateurs de systèmes photovoltaïques sont souvent des électriciens d origine comme le montre le graphique suivant. 21% Electriciens 3% 7% 45% Chauffagistes Couvreurs Plombiers Autres métiers 24% Figure 22 : Répartition des installateurs Quali PV selon leur métier d origine Source : calculs In Numeri d après la base QualiPV La répartition selon les différents métiers a été effectuée à l aide du code APE des entreprises. Près de la moitié (45 %) des installateurs ont déclaré leur activité principale en électricité (code APE Travaux d installation électrique), le second métier le plus représenté est les chauffagistes (code APE 43.22B Travaux d installation d équipements thermiques et de climatisation), qui représentent le quart des installateurs, suivis par les plombiers (code APE 43.22A Travaux d installation d eau et de gaz dans tous locaux) avec 7 % des installateurs, les couvreurs qui comptent pour 3 % (codes APE Autres travaux de construction spécialisés n.c.a et 43.29B Autres travaux d installation n.c.a), les autres corps de métiers représentant le cinquième restant. Chiffre d affaires Deux catégories d installateurs cohabitent : les grands groupes (EDF ENR ou GDF Suez) d un côté et entreprises de petite taille de l autre. En incluant les groupes, le chiffre d affaire total des installateurs se situe aux alentours de 8 MdsEUR en Page 50 sur 112

51 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% CA Salariés Nombre CA PV 70% et plus 30 à 70% 0 à 30% Figure 23 : Répartition des installateurs selon leur degré de spécialisation Source : enquête In Numeri. Question Q3 Note de lecture : les installateurs pour qui le photovoltaïque pèse moins de 50 % du chiffre d affaires représentent 59 % des effectifs, 86 % du chiffre d affaire total des installateurs, et 87 % des emplois. Si l on exclut les groupes, le chiffre d affaire 2013 des installateurs certifiés est d environ 4,5 Mds EUR, dont 780 MEUR pour le photovoltaïque en 2013, qui n est donc pas leur premier domaine d activité. Il représente plus de 70% du chiffre d affaire total pour seulement 30 % des installateurs. Ces installateurs spécialisés représentent environ 60% du chiffre d affaires photovoltaïque des installateurs certifiés. L activité des petits et moyens installateurs représente un peu plus de la moitié de la valeur des installations estimée par une méthode prix*quantité 7. Les installateurs certifiés anticipent une baisse de leur chiffre d affaires de 7 % entre 2013 et En termes d emploi, les installateurs certifiés représentent environ emplois dont 3700 dans le photovoltaïque en 2013 (en effectifs). Spécialisation en termes de type d installation Les installateurs certifiés Quali PV sont par nature davantage tournés sur l installation de systèmes photovoltaïques sur des toitures de type résidentiel. Les installateurs ont été répartis en cinq grands secteurs d activité : - résidentiel lorsque le chiffre d affaires des installations de moins de 9 kw représente plus de 60 % de leur chiffre d affaires photovoltaïque ; - tertiaire ou grandes toitures lorsque le chiffre d affaires des installations entre 9 kw et 100 kw représente plus de 60 % de leur chiffre d affaires photovoltaïque ; - au sol lorsque chiffre d affaires des installations de plus de 100 kw représente plus de 60 % de leur chiffre d affaires photovoltaïque ; - mixte non résidentiel lorsque chiffre d affaires des installations de plus de 9 kw 8 représente plus de 60 % de leur chiffre d affaires photovoltaïque - mixte résidentiel pour les autres Les deux tiers des installateurs sont tournés vers les installations sur toitures résidentielles, et 16 % réalisent essentiellement des installations sur grandes toitures (bâtiments industriels, hangars agricoles etc.). Les installateurs sur les centrales au sol ne représentent que 3 % des effectifs. 7 La valeur de marché globale des installations photovoltaïques en 2013 est estimée à près de 1,4 MdEUR d après l étude ADEME «Marchés et emplois» liés aux EnR réalisée par In Numeri. 8 C'est-à-dire que la somme du CA des installations entre 9 kw et 100 kw et du CA des installations de plus de 100 kw est supérieure à 60 % du CA PV total Page 51 sur 112

52 Plus de 100 kw 14% Moins de 3kW 11% 3 à 9kW 33% 9 à 100 kw 42% Figure 24 : Répartition du CA photovoltaïque des installateurs certifiés selon la taille des installations Source : enquête In Numeri. Question Q12. L installation de systèmes sur toitures résidentielles (c'est-à-dire de moins de 9 kw) représente près de la moitié (44 %) de l activité des installateurs, soit un chiffre d affaires de 340 M EUR environ. Cela représente en moyenne 30 à 35 installations par an et par installateur 9. Contrairement à ce que l on a pu observer sur la période pré-moratoire, les installateurs ayant réussi à se maintenir sur le marché du photovoltaïque réalisent plus d installations par an. Les difficultés rencontrées par les installateurs suite à la mise en place du moratoire et à la baisse des tarifs d achat, ainsi que le renforcement de la certification Quali PV ont contribué à recentrer ce segment d activité autour d installateurs plus qualifiés et à augmenter pour certains leur activité photovoltaïque. Les installations de 9 à 100 kw représentent 42 % du chiffre d affaires. Elles se répartissent de la façon suivante : - 50% de bâtiments agricoles - 35% de bâtiments tertiaires et logements collectifs - 14% de bâtiments industriels Les installations de plus de 100 kw ne représentent que 14 % du CA de l installation ; elles sont réparties comme suit : - 58% de bâtiments agricoles - 23% de bâtiments industriels - 13% de centrales au sol Place de l intégration au bâti dans l activité d installation La mise en place d un tarif d achat très incitatif pour les installations en IAB a très fortement orienté le marché vers ce type d installations. Elles représentent en effet près des deux tiers de l activité des installateurs interrogés. Pour les installateurs spécialisés sur le segment résidentiel, cette part atteint 90 % du chiffre d affaires photovoltaïque. 9 En considérant qu une installation photovoltaïque sur toiture résidentielle coûte entre et EUR. Page 52 sur 112

53 89% 14% 49% 29% 42% 64% Centrales au sol Grandes toitures Mixte non résidentiel Mixte résidentiel Résidentiel Ensemble Figure 25 : Part de chiffre d affaires IAB selon la spécialité de l installateur Source : enquête In Numeri. Question Q27. L un des objectifs de la mise en place de la politique d intégration au bâti était de favoriser l émergence de produits de type tuiles photovoltaïques, répondant à la fois aux contraintes du photovoltaïque et à celles du bâtiment. Le graphique suivant présente les procédés utilisés par les installateurs pour répondre aux critères d intégration au bâti. 84% % des installateurs utilisant les techniques IAB ISB Surimposé 77% 72% 89% 48% 28% 34% 37% 26% Ensemble Spécialisé grandes toîtures Spécialisé résidentiel Figure 26 : Répartition des types de systèmes PV en toiture (IAB, ISB, surimposé) en fonction du type d'installateurs Page 53 sur 112

54 70% 60% 55% 63% 50% 45% 40% 30% 20% 10% 35% 30% 14% 18% 15% 32% 14% 12% 6% % des installateurs certifiés % des installateurs qui font de l'iab ayant répondu % du CA IAB 0% Tuiles photovoltaïques Modules sur rail Membranes d'étanchéité souples Modules sur d'autres parties du bâtiment Figure 27 : Procédés utilisés par les installateurs pour l intégration au bâti. Q28 Source : enquête In Numeri Dans la grande majorité des cas, les installateurs privilégient l utilisation de modules cadrés avec un système d intégration spécifique pour répondre aux critères IAB : 63 % des installateurs faisant de l IAB et 55 % des installateurs certifiés ont opté pour ce type de produit. Cette solution représente également 45 % du chiffre d affaires global IAB. Les tuiles photovoltaïques ne sont utilisées que par 30 % des installateurs, et 35 % des installateurs ayant déclaré une activité IAB. Leur part dans le chiffre d affaires global de l intégré au bâti est relativement faible, de l ordre de 15 %. GSE CENTROSOLAR MECOSUN IRFTS SUNPOWER SYSTOVI EASYROOF ADIWATT GROUPELARIVIERE SOLRIF SCHWEIZER SOLARSIT SILLIA CLIPSOL FONROCHE ALEO SOLEN SYNERGIE RENUSOL 0% 5% 10% 15% 20% 25% Figure 28 : Principaux fournisseurs d éléments intégrés au bâti, en % du CA BIPV. Q32 Page 54 sur 112

55 Il semble donc que si la mise en place de la politique d intégration au bâti a bien permis l émergence de nouveaux produits permettant de respecter les critères, le développement de produits spécifiques nécessitant une interaction poussée avec la filière du bâtiment n a pas eu lieu dans les proportions espérées, les tuiles photovoltaïques constituant à l heure actuelle un marché de niche. Pour les installations sur des bâtiments tertiaires, les membranes d étanchéité souples représentent la solution privilégiée par les installateurs pour respecter les critères d intégration au bâti : 15 % des installateurs certifiés et 18 % des installateurs ayant déclaré une activité IAB choisissent cette solution. Elles représentent enfin 32 % du chiffre d affaires global de l IAB. Pour garantir des installations de qualité, beaucoup d installateurs suivent une formation. Sans surprise, la formation Qualipv arrive en tête des formations suivies, avec 63,4 % des formations citées. Les formations dispensées par les fabricants de modules ou de systèmes d intégration sont également très citées par les installateurs (18,8 % des formations), elles sont suivies des formations couvreurs qui représentent 6 % des formations citées. Les autres formations citées sont les formations internes (4,7 %), les formations d électricien (1,2 %), les autres formations (2,3 %) ou les formations non précisées (3,2 %). Qualipv 63,4 dont Qualipv NP* 29,0 dont Qualipv bat 23,6 dont Qualipv elec + bat 10,8 Fabricant 18,8 Formation couvreur Interne NSP** Autre Formation électricien CAP 6,0 4,7 3,2 2,3 1,2 0,4 Figure 29 : Formations suivies par les installateurs, en % des formations citées Source : enquête In Numeri. * Qualipv NP = Qualipv non précisé ; ** : NSP = ne sait pas Les évolutions technologiques Depuis deux ans, les deux-tiers des installateurs n ont pas vu d évolution. Les autres citent : - Les systèmes d intégration, Easyroof, - Les systèmes aérovoltaïques, biverres, Systovi - L auto-consommation (souvent avec aérovoltaïque) - Les micro-onduleurs - La puissance et le rendement des panneaux Les évolutions semblant les plus porteuses pour les prochaines années sont l autoconsommation et l amélioration des batteries. D après les installateurs, ces évolutions semblent plus prometteuses que les baisses de prix attendues sur les onduleurs et les modules. À l heure actuelle, seulement 4 % du CA sont liés à l autoconsommation ; cela représente une trentaine de petits installateurs spécialisés (i.e. pour qui le PV représente plus de 50 % du CA). Page 55 sur 112

56 Les freins au développement du PV Selon les installateurs, le premier frein au développement du PV est le tarif d achat trop bas, relativement à la période pré-moratoire. Ensuite viennent la stabilité du tarif d achat et la procédure de raccordement. Parmi les autres freins, sont cités: - Les pratiques désastreuses d une partie de la profession - La communication gouvernementale jugée négative (lors du moratoire, autour des modules chinois, ) Figure 30 : Freins au développement du PV identifiés par les installateurs Source : enquête In Numeri. Q24. Les prix issus des enquêtes Enquête installateurs Les résultats présentés ici ne concernent que les installations sur toitures (résidentielles ou grandes toitures), le nombre de réponses pour les centrales au sol étant insuffisant pour l obtention de résultats représentatifs. Figure 31 : Prix d une installation résidentielle en HT/Wc Source : enquête In Numeri. Q17 Les installateurs ont été interrogés sur les prix de vente minima et maxima d installations de 3 kw, selon la technologie employée : modules intégrés aux toitures qui assurent l étanchéité (IAB), modules intégrés aux toitures dans lesquels une sous-couche assure l étanchéité (ISB) ou surimposé. Ces prix ont été divisés par 3000 pour obtenir un prix en /W. Le graphique ci-dessus représente la dispersion des réponses obtenues. Pour chaque prix, on affiche la moyenne, le premier quartile et le troisième quartile. Dans le cas d une installation en IAB de 3kW, le prix Page 56 sur 112

57 minimal déclaré est en moyenne de 3,3 /W et 50% des prix minima déclarés se situent entre 3 /W et 3,6 /W. Selon les installateurs, le prix de vente moyen HT d une installation résidentielle varie entre 2,6 /W et 4,2 /W pour une pose en intégration totale, simplifiée ou en surimposition. Notons toutefois les difficultés dans la collecte des prix : interrogés par téléphone sur le niveau de certains prix jugés trop élevés, les installateurs concernés se sont aperçus qu ils avaient déclaré du TTC au lieu du HT. Il eut été également préférable de spécifier dans la question si le raccordement était inclus ou non (ce que laissait supposer l expression «clefs en main». Pour les installations sur grandes toitures, le prix moyen varie entre 1,5 /W et 1,8 /W, en fonction du type de toiture considéré. 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 1,5 1,8 Agricole (57) Autres (32) Moyenne p25 p75 Figure 32 : Prix d une installation sur grande toiture en EUR (HT)/W 2013/2014 Source : enquête In Numeri. Q19. Sur les 343 réponses exploitables, deux émanent des ZNI. Un seul installateur a fourni un prix, une installation de 3kW en surimposé étant évaluée entre et HT. Concernant les perspectives d évolution à court terme, la moitié des installateurs envisage une baisse des prix en 2015 ; les anticipations sont globalement de 7 % de baisse. L anticipation de baisse des prix est plus réduite (-2 %) lorsque les installateurs sont spécialisés dans les installations de plus de 100 kw. Opinion des installateurs sur l'évolution des prix en 2015 Hausse 2,5 Pas d'opinion 8,7 Baisse 43,6-7% en 2015 Stable 45,2 Figure 33 : Opinion des installateurs sur l'évolution des prix en 2015 Enquête auprès des fabricants Pour les modules multicristallins, seulement 5 réponses ont été reçues. Les résultats en termes de prix sortie usine sont les suivants : - Le minimum se situe entre 0,45 et 0,6 /Wc HT, avec une moyenne à 0,52 /Wc - Le maximum se situe entre 0,6 et 0,65 /W HT avec une moyenne à 0,58 /Wc - L évolution des prix en 2015 est anticipée entre -15 % et +0,5 %, avec une moyenne à -6 %. Page 57 sur 112

58 Résultats concernant la maintenance La maintenance des installations fait partie intégrante de l activité PV ; 75 % des installateurs en font, même sur les systèmes qu ils n ont pas installés. La moitié des installateurs interrogés vendent des contrats d entretien avec les installations. Les premiers motifs d intervention pour maintenance cités par les installateurs sont liés aux onduleurs et au nettoyage. La durée moyenne d une visite se situe entre 2h pour une grande toiture et 1,4h pour les installations résidentielles. % d'installations avec contrats d'entretien 1,2% 96,5 2% 82,9 % du prix d'achat 87,6 3,4% 58,6 24,6 Centrales au sol Grandes toitures Mixte Résidentiel Ensemble Figure 34 : Pourcentage d installations avec contrats d entretien Source : enquête In Numeri La présence de contrats d entretien dépend évidemment de la nature de l installation : toujours présents pour les entreprises spécialisées dans les centrales au sol, presque toujours vendus avec les systèmes sur grandes toitures (à 83%), ces contrats ne sont présents que sur un quart des installations vendues par des installateurs spécialisés dans le résidentiel. En pourcentage des prix de l installation clé en main, le contrat de maintenance varie entre 1,2% du prix de vente pour les centrales au sol et 3,4% du prix de vente pour les installations résidentielles. De plus, pour un même type d installation, il existe de fortes dispersions des tarifs de maintenance, expliqués en partie par la différence entre «maintenance préventive», peu coûteuse et n incluant pas le remplacement des pièces et «maintenance et dépannage y compris les pièces». Comparaison IAB / ISB Les installations ISB sont plus fragiles 3.2% Les deux systèmes sont aussi fiables l'un que l'autre 53.6% Les installations IAB sont plus fragiles 43.2% Source IN NUMERI % des 297 réponses Figure 35 : Comparaison de la fiabilité des systèmes IAB et ISB. Q34. Source : enquête In Numeri. Q34. Lorsqu il est demandé aux installateurs de comparer les systèmes IAB et ISB en termes de fiabilité, la majorité d entre euxrépond que les deux systèmes sont aussi fiables l un que l autre. Toutefois, ceux qui choisissent le font toujours dans le même sens : les installations IAB sont les plus fragiles. Page 58 sur 112

59 Figure 36 : Différence dans les coûts de maintenance. Q36 Q37. Cette fragilité peut alors entraîner un surcoût de maintenance de 24% (pour 29% de ceux qui estiment l IAB plus fragile que l ISB). Sur l ensemble des installateurs ayant un chiffre d affaires en intégré au bâti, le surcoût de maintenance s élèverait à 7% en moyenne, la durée de vie pourrait être réduite de un an. Part de marché des panneaux et des structures françaises Les installateurs ont été interrogés sur les marques de fournitures photovoltaïques, en séparant les marques de panneaux, les marques d onduleurs et les marques d éléments de structure et d étanchéité. Les parts de marché de chaque marque ont été évaluées séparemment des parts de chiffres d affaires des installateurs les ayant cité. Quand un installateur citait plusieurs marques, son chiffre d affaires était divisé en parts égales selon les marques citées. Notons qu il eut été plus juste de procéder à une répartition selon la part de chacune des marques utilisées par l installateur, mais le questionnaire aurait été très alourdi, pour un résultat sans doute assez proche. Ainsi, les panneaux les plus utilisés sont les panneaux Solarworld. Page 59 sur 112

60 SOLARWORLD CENTROSOLAR QCELLS SUNPOWER SYSTOVI AXITEC THOMSON SILLIA BENQ Autres VOLTEC CLIPSOL SOLARWATT SOLUTECH ALEO ELIFRANCE FONROCHE SCHWEIZER MANWHA ATERSA PHOTOWATT FRANCEWATT % de panneaux Français 45% 19% 21% 25% Au sol Grandes toitures Résidentiel Ensemble Figure 37 : Part de panneaux français dans les installations PV françaises. Q26 En regroupant les réponses, on estime une part de marché des marques françaises, aux alentours de 25%. Cette part de marché a été différenciée selon l activité de l installateur. Cependant, qu il s agisse de toitures résidentielles ou de grandes toitures, peu d écart dans les parts de marché est observé, celui-ci se situant aux alentours de 20%. Seuls les installateurs spécialisés dans les centrales au sol déclarent utiliser davantage de modules d origine française. Page 60 sur 112

61 GSE IRFTS KRANNICHSOLAR K2SYSTEMS DOMESOLAR CENTROSOLAR JORISIDE MECOSUN EASYROOF ADIWATT SUNPOWER SURFAS SOPRASOLAR SOLARSIT SYSTOVI SOLRIF SCHLETTER CLIPSOL KOVERRAIL BACACIER MITJAVILA UBBINK SOLELIS 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 16% 18% 20% Taux de structures de marque Française 51% 42% 47% 49% Centrales au sol Grandes toîtures Résidentiel Ensemble Figure 38 : Taux de structures de marque française dans les installations PV françaises. Q26 En ce qui concerne les «éléments de structure et d étanchéité», selon la même méthodologie, la marque qui arrive en tête est «GSE», suivie d IRFTS. Globalement, les éléments de structure de marque française représentent près de la moitié du marché des installations «clés en main». Cette part de marché varie peu selon la spécialisation de l installateur, grande toiture, résidentiel ou centrales au sol. Notons que la séparation, dans la question, entre panneaux / structures / onduleurs n a pas toujours été suivie par les installateurs, qui achètent souvent des «kits» incluant l ensemble des éléments. Page 61 sur 112

62 Annexe 7 : Innovations Afin d estimer la baisse des coûts des systèmes photovoltaïques et de prévoir la place des différents types de technologies d ici à 2025, les principales innovations qui semblent impactantes pour la filière ont été identifiées. Pour celaune revue bibliographique des principaux documents diffusés par les centres de recherche les plus réputés a été effectuée. Ces points ont ensuite été abordés lors des entretiens avec les acteurs concernés (centres de recherche, fabricants, ). Les innovations ont été identifiées pour chaque maillon de la chaîne de valeur : - Cellule / Module à base de silicium ; - Cellule / Module à base de couches minces ; - Cellule / Module CPV ; - BoS électrique ; - Intégration au réseau ; - Innovations structure et installation ; - BIPV ; Les innovations visent principalement deux objectifs : l augmentation du rendement des systèmes PV et la baisse du coût global de fabrication des matériels. En s appuyant sur l étude bibliographique et sur les entretiens approfondis avec les acteurs clés de la filière photovoltaïque, une liste d innovations jugées les plus pertinentes a été constituée. Ensuite, le groupement a tenté d estimer l impact de chacune de ces innovations sur la performance, le rendement ou le coût unitaire (par watt-crête) sur chaque maillon de la chaîne de valeur. Page 62 sur 112

63 Levier Segment Nom Innovation % atteinte du gisement liée à l'innovation Gain de points de rendement Baisse des coûts de fabrication Déploiement de l'innovation dans le marché Cellule PERC "Passivated emitter rear contact" 2,4% 40% 50% 70% 90% Cellule type-n 1,5% 30% 40% 80% 100% Cellule Cellule HIT/HJT (hétérostructure) 1,5% 20% 40% 70% 90% Amélioration de la performance Cellule bi-facial 0,5% 50% 60% 80% 100% Cellule III-V sur Silicium 15,0% 0% 10% 20% 40% Packaging de la cellule Cellule à contact arrière 1,5% 50% 60% 80% 100% Optique Augmentation de la transmission de la lumière et décalage du seuil de coupure de l'uv du revêtement du verre 1,2% 0% 17% 75% 100% Matière première Utilisation d'un réacteur à lit fluidisé (FBR) au lieu d'un réacteur Siemens (voie chimique) Purification par voie métallurgique (umg-si: photosil, elkem..) au lieu d'un réacteur Siemens (voie chimique) 4,5% 40% 50% 75% 90% 3,0% 20% 20% 25% 30% Cristallisation Augmentation du rendement/débit des fours de lingots 5,0% 0% 30% 60% 100% Design-tocost Wafer Packaging de la cellule Réduction de l'épaisseur du fil de sciage et de la pâte de carbure de silicium Réduction de l'épaisseur du fil de sciage en utilisant un fil diamanté à gains abrasifs fixe (réduction des pertes et de l'épaisseur des plaquettes) Augmentation du rendement de la sérigraphie d'argent Métallisation par placage de cuivre ou de nickel 4,0% 10% 40% 90% 100% 10,0% 20% 20% 90% 100% 3,0% 0% 30% 80% 100% 3,0% 0% 0% 60% 70% Réduire l'épaisseur du verre encapsulant 3,2% 0% 20% 60% 100% Optique Réduire l'épaisseur du revêtement et remplacement de l'eva par des polymères avancés 1,5% 0% 50% 75% 100% Enveloppe Réduire l'épaisseur du cadre encapsulant 4,0% 0% 20% 50% 100% Figure 39: Innovations identifiées concernant la cellule/module en silicium cristallin Page 63 sur 112

64 Type Levier Segment Nom Innovation Gain de points Baisse des coûts de rendement de fabrication % atteinte du gisement liée à l'innovation Déploiement de l'innovation dans le marché Amélioration de la performance Cellule Meilleure passivation des couches de l'alliage Cuivre/Gallium et d'indium 2% 60,0% 70,0% 80,0% 100,0% Gravure par laser femtosecond 2% 2% 0,0% 40,0% 80,0% 100,0% Matière première Recyclage des effluents 1,5% 50,0% 60,0% 80,0% 100,0% CIGS Dépôt des couches par voie électrochimique (procédé choisi par NexCIS et Solopower) 2,8% 20,0% 60% 80% 100% Design-tocost Cellule Amélioration du procédé de dépôt par coévaporation (procédé choisi par Siva Power, fabriquant CIGS arrivé en 2013) 2,0% 80% 85% 90% 90% Dépôt par pulvérisation des composants sur un substrat (procédé choisi par Solar Frontier) 2,5% 50,0% 60% 80% 100% Enveloppe Encapsulation avec des polymères innovants 2,3% 20,0% 30,0% 80,0% 100,0% Augmentation de la transmissibilité de la couche TCO 0,58% 0,0% 0,0% 75,0% 100,0% Réduction de l'absorption de la couche fenêtre 0,56% 0,0% 0,0% 0,0% 100,0% Cellule Amélioration de la durée de vie des porteurs minoritaires 1,75% 0,0% 60,0% 75,0% 100,0% CdTe Amélioration de la performance Augmentation de la tension circuit ouvert 1,55% 0,0% 0,0% 75,0% 100,0% Améliorer la mobilité des porteur de charge dans la couche TCO 0,93% 0,0% 0,0% 75,0% 100,0% Packaging de la cellule Amélioration du contact ohmique avec l'électrode d'arrière 1,00% 0,0% 60,0% 75,0% 100,0% Optique Amélioration de la transmissibilité du verre encapsulant en réduisant l'épaisseur et le contenant en Fer 0,60% 0,0% 60,0% 75,0% 100,0% Enveloppe Amélioration de l'étancheité en utilisant un encapsulant à base de butyle 0,42% 0,0% 60,0% 75,0% 100,0% Design-tocost Matière première Réduction de l'épaisseur de la couche de Tellure -6,0% 0,0% 60,0% 75,0% 100,0% Figure 40 : Innovations identifiées concernant la cellule/module en couches minces Page 64 sur 112

65 Innovation % atteinte du gisement liée à l'innovation Déploiement de l'innovation dans le marché Levier Segment Nom Gain de points de rendement Baisse des coûts de fabrication Cellule Amélioration de la technique de construction des couches 14% 20% 70% 80% 100% Amélioratio n de la performanc e Packaging de la cellule Amélioration du packaging de la cellule Augmentation de la performance optique de 80% à 95% 5% 0% 10% 50% 80% 6% 0% 30% 85% 90% Optique Optimization et baisse de coût de la structure de concentration optique et augmentation de 4,0% 0% 70% 90% 100% Design to cost Diminution de la taille des cellules 9,0% 0% 50% 80% 100% Enveloppe Simplification du module 15,0% 0% 30% 100% 100% Système Augmentation du performance ratio de 80% en 2014 à 90% NA NA 0% 4% 70% 100% Figure 41: Innovations identifiées concernant la cellule/module photovoltaïque à concentration Page 65 sur 112

66 Levier Segment Nom Amélioration de la performance Innovation Remplacement de l'igbt en Silicium par le JFET/MOSFET en nitrate de galium (GaN) Régulation de la tension du réseau par l'injection ou la consommation de la puissance réactive Gain de points de rendement Baisse des coûts de fabrication % atteinte du gisement liée à l'innovation ,9% 5% 60% 80% 100% NA NA 40% 50% 70% 100% Déploiement de l'innovation dans le marché Micro-onduleur NA NA 40% 60% 80% 100% Onduleur Augmenter la fréquence de commutation de 16kHz à 32 ou 48 khz 20% 5% 60% 80% 100% Onduleur intelligent 10% 40% 80% 100% 100% Design-tocost Design-tocost Réduction de la taille de l'emballage 17% 5% 60% 80% 100% Utilisation de joints frittés 33% 0% 20% 40% 60% Connection électrique Augmenter le niveau de tension DC des onduleurs 16,0% 0% 20% 50% 100% Figure 42 : Innovations identifiées concernant le BoS Page 66 sur 112

67 Innovation Levier Segment Nom Baisse des coûts % atteinte du gisement liée à l'innovation Déploiement de l'innovation dans le marché Structure Structure plus légère et plus simple 15,0% 0% 20% 50% 100% Tracker Diminution du coût du tracker 5% 70% 75% 80% 100% Utilisation des structures universelles 3% 10% 20% 60% 100% Design-tocost Design-tocost Installation Résidentiel petites toitures Structure simplifiée, intégrante fils électriques et prêt à poser sur tout type de toiture Simplification de la procédure de raccordement DC des modules 15% 10% 20% 80% 100% 8% 5% 15% 60% 100% Simplification de la procédure de raccordement AC du système PV 6% 0% 10% 80% 100% Design-tocost Installation Moyennes grandes toitures Structure préfabriquée 15% 15% 20% 80% 100% Micro-onduleur parallèle 10% 0% 10% 70% 90% Structure préfabriquée 15% 15% 20% 80% 100% Installation Centrales au sol Conteneurs clé-en-main avec des onduleurs en string de 2MW préassemblés 10% 40% 70% 90% 100% Baisse du coût du financement des entreprises 5% 0% 10% 70% 100% Technicocommercial Technicocommercial Résidentiel Standardisation des systèmes PV (structures, onduleurs, BoS, etc.) Rationnaliser les procédures administratifs de demande de permis et de raccordement 3% 0% 10% 70% 100% 10% 0% 10% 70% 100% Développement du BEPOS 8% 0% 10% 70% 100% Baisse du coût du financement des entreprises 3% 0% 10% 70% 100% Design-tocost Design-tocost Design-tocost Design-tocost Technicocommercial Moyennes grandes toitures Standardisation des systèmes PV (structures, onduleurs, BoS, etc.) Rationnaliser les procédures administratifs de demande de permis et de raccordement 5% 0% 10% 70% 100% 7% 0% 10% 70% 100% Développement du BEPOS 5% 0% 10% 70% 100% Design-tocost Centrales au sol Baisse du coût du financement des entreprises Standardisation des systèmes PV (structures, onduleurs, BoS, etc.) Rationnaliser les procédures administratifs de demande de permis et de raccordement 2% 0% 10% 70% 100% 5% 0% 10% 70% 100% 10% 0% 10% 70% 100% Figure 43 : Innovations identifiées concernant la structure et la pose du système Page 67 sur 112

68 Levier Segment Nom Innovation Gain en performance Baisse des coûts de fabrication % atteinte du gisement liée à l'innovation Déploiement de l'innovation dans le marché Amélioration de la performance Algorithme de Amélioration des prévisions de prévision productible solaire Système hybride Système composé de panneaux photovoltaïque, d'un générateur diesel et potentiellement du stockage Augmentation du productible Augmentation du rendement combiné 0,0% 10,0% 50,0% 100,0% 0,0% 10,0% 50,0% 100,0% Raccordemen t Dispostif fixe d'écrêtement du productible 30,0% 40% 50% 70% 100% Design-tocost Dispostif dynamique Renforcement d'écrêtement du productible 30,0% 40% 50% 70% 100% Smart Grid Diminution des coûts de plateforme DERMS NA NA 0,0% 10,0% 50,0% 100,0% Amélioration de la performance Batterie Lithium Augmentation de la densité énergétique de la batterie 50% 50,0% 60,0% 70,0% 100,0% Batterie Lithium Baisse des coûts du Nickel et du Cobalt par effet d'augmentation de la production mondiale 1% 0% 20% 50% 100% Design-tocost Batterie Lithium Batterie Lithium Amélioration du processus de traitement de la matière première Augmentation de l'efficacité de la ligne de production de cellule (cathode, anode, séparateur, électrolyte, ) 2% 0% 20% 50% 100% 20,4% 0% 20% 50% 100% Batterie Lithium Augmentation de l'efficacité de la ligne d'assemblage de la batterie (assemblage cellules, emballage, refroidissement, ) 13,0% 0% 20% 50% 100% Figure 44 : Innovations identifiées touchant l intégration au réseau du système photovoltaïque Une fois le potentiel maximal de chaque innovation estimé, le groupement a tenté de prévoir le phasage de l atteinte de ce potentiel entre 2015 et En effet, un temps d apprentissage est nécessaire pour maîtriser la technologie, faire baisser ses coûts et donc atteindre le potentiel théorique maximal. Ce temps d apprentissage ainsi que l avancement de l atteinte du potentiel théorique à différents horizons de temps entre 2014 et 2025 ont été estimés. Par exemple, une innovation qui permet de gagner 2 points de rendement peut avoir atteint 50% de son potentiel en 2020, ce qui se traduit en un gain d un point de rendement en Page 68 sur 112

69 Ex: 55 c /Wc Atteinte du potentiel théorique 10% 40% 70% 100% Coût d un module au Silicium standard Innovation qui fait baisser le coût de 40% théoriquement 53 c /Wc 46 c /Wc 40 c /Wc Figure 45: Illustration de la logique suivie pour caractériser les innovations identifiées Les innovations ne sont pas toutes additionnables ou «cumulables», c est pour cette raison que, dans des cas spécifiques, des parts de marché ont été allouées à chacune de ces innovations. Par exemple, plusieurs technologies de cellule/module à base de silicium cristallin sont disponibles dès à présent sur le marché mais avec une très faible part de marché. La progression de la part de marché de ces technologies fera baisser progressivement le coût de la filière silicium. Ainsi, une fois la liste établie pour chaque maillon, il a été possible de calculer la baisse des coûts sur chacun des maillons, en plus de l effet d échelle. L évolution de l ordre de grandeur des rendements des différents types de modules a également été estimée. Page 69 sur 112

70 Calcul des facteurs d'évolution du coût 1- Equation de calcul de l'évolution du coût Equation de calcul du prix a b c d P2 = P1 * F; F = (1-a)*(1+b)*(1-c) (1+d) % de baisse des coûts de fabrication % de prime de prix de l'innovation % d'effet d'echelle % augmentation de rendement 6- Calcul intermédiaire Type de Cellule Calcul Intermédiaire Multi type p 1,000 0,933 0,790 0,678 HP-Multi type p (Haute Performance) 1,030 0,956 0,794 0,663 HP-Multi type n (Haute Performance) 1,150 1,031 0,827 0,671 Monolike type p 1,200 1,054 0,826 0,675 Mono type p 1,050 0,953 0,798 0,667 Mono type n 1,200 1,039 0,793 0,662 Mono type n contact arrière 1,300 1,139 0,874 0,675 Moyenne du marché 1, , , , Delta 0,068 0,226 0, Evolution du prix de marché des différents types de modules silicium Prix marché spot module /W (hors Type de Module transport, hors marge distributeur) Multi type p 0,580 0,489 0,375 0,288 HP-Multi type p (Haute Performance) 0,597 0,501 0,377 0,282 HP-Multi type n (Haute Performance) 0,667 0,540 0,392 0,285 Monolike type p 0,696 0,552 0,392 0,287 Mono type p 0,609 0,499 0,379 0,284 Mono type n 0,696 0,544 0,376 0,281 Mono type n contact arrière 0,754 0,597 0,415 0,287 Moyenne de marché 0,601 0,506 0,380 0,282 Baisse moyenne 1,000 0,842 0,633 0,470 Coût moyen module 0,577 0,486 0,365 0, Evolution du part de marché des différents types de modules silicium Type de Module Part du marché des cellules Silicium Multi type p 38,0% 19,5% 5,5% 0,0% HP-Multi type p (Haute Performance) 24,0% 43,5% 41,0% 43,0% HP-Multi type n (Haute Performance) 0,0% 0,0% 0,5% 3,5% Monolike type p 0,5% 3,0% 5,5% 4,0% Mono type p 32,5% 23,0% 16,5% 11,0% Mono type n 4,0% 8,8% 24,8% 31,5% Mono type n contact arrière 1,0% 2,2% 6,2% 7,0% 4- Evolution des rendements des différents types de modules silicium Type de Module Rendement des modules Silicium Multi type p 17,5% 17,8% 18,7% 19,2% HP-Multi type p (Haute Performance) 17,8% 18,1% 19,2% 20,2% HP-Multi type n (Haute Performance) 18,0% 18,6% 19,7% 20,8% Monolike type p 18,3% 19,2% 20,5% 21,3% Mono type p 19,2% 19,9% 20,8% 21,7% Mono type n 20,3% 21,1% 22,8% 23,3% Mono type n contact arrière 22,0% 22,8% 24,3% 26,3% Moyenne du marché 18,3% 18,9% 20,7% 21,8% 5- Calcul du facteur d'évolution de coût F Facteur de baisse de coût Type de Cellule F Multi type p 1 0, , , HP-Multi type p (Haute Performance) 1,03 0, , , HP-Multi type n (Haute Performance) 1,15 0, , , Monolike type p 1,2 0, , , Mono type p 1,05 0, , , Mono type n 1,2 0, , , Mono type n contact arrière 1,3 1, , , Moyenne du marché 1, , , , Calcul des facteur a b c et d a Innovation Baisse des coûts de fabrication grace au innovation technologique "Design-to-cost" Si7 0,00% 0,05% 0,35% 0,95% Si8 0,00% 0,02% 0,07% 0,12% Si9 0,00% 1,50% 3,00% 5,00% Si10 0,00% 0,20% 0,67% 0,80% Si11 0,00% 0,20% 3,40% 6,00% Si12 0,00% 0,90% 2,40% 3,00% Si13 0,00% 0,00% 0,60% 1,05% Si14 0,00% 0,64% 1,92% 3,20% Si15 0,00% 0,75% 1,13% 1,50% Si16 0,00% 0,80% 2,00% 4,00% 0,00% 5,05% 15,53% 25,62% b Type de module Prime prix des différentes technologie par rapport au module le moins cher (multi type Multi type p 0% 0% 0% 0% HP-Multi type p (Haute Performance) 3% 2% 1% 1% HP-Multi type n (Haute Performance) 15% 12% 7% 4% Monolike type p 20% 16% 10% 6% Mono type p 5% 4% 2% 1% Mono type n 20% 14% 5% 2% Mono type n contact arrière 30% 24% 14% 8% 3,5% 4,2% 3,8% 2,2% c Baisse des coûts de fabrication par effet volume Capacité installée Baisse historique des 20% 0,00% 15,62% 29,42% 43,14% Effet d'echelle (facteur d'echelle de 12,4%) 0,00% 9,68% 18,24% 26,75% d Type de module Baisse de coût par amélioration de la performance Multi type p 0,0% 1,7% 6,9% 9,7% HP-Multi type p (Haute Performance) 0,0% 1,7% 7,9% 13,2% HP-Multi type n (Haute Performance) 0,0% 3,3% 9,4% 15,6% Monolike type p 0,0% 4,6% 12,0% 16,4% Mono type p 0,0% 3,6% 8,3% 13,0% Mono type n 0,0% 3,9% 12,3% 14,8% Mono type n contact arrière 0,0% 3,6% 10,5% 19,5% Figure 46: Exemple de la méthode de calcul des évolutions de coût des modules Silicium La Figure 46 montre un exemple de calcul du facteur (F) d évolution du coût du module photovoltaïque en silicium cristallin : Le tableau 1 rappelle l équation et définit les 4 paramètres (a, b, c et d) utilisés pour calculer le Facteur global d évolution des coûts F. Le tableau 2 montre l évolution du prix des différents types de modules suite à la multiplication du coût actuel par les facteurs d évolution F en 2015, 2020 et Le tableau 3 montre les estimations d évolution de la part de marché des différentes technologies de module. Le tableau 4 montre les estimations d évolution du rendement commercial moyen des différentes technologies de module. Le tableau 5 représente les facteurs F calculés pour chaque type de module à l horizon de 2015, 2020 et 2025 Le tableau 6 représente un calcul intermédiaire Le tableau 7 représente le calcul des facteurs a, b, c et d en se basant sur le tableau des innovations propre au module silicium cristallin Page 70 sur 112

71 Voici ci-dessous une liste non-exhaustive des documents de référence qui ont permis de documenter cette évolution des coûts : - IEA, Technology roadmap ; Solar Photovoltaic Energy ; 2014, 2013 and 2012 Editions - ZHAW school of engineering et BFH Bern Institute for Energy and Mobility Research ; Latest in PV Inverter & Trends ; Public utilities commission, california ; Grid Planning and Reliability ; Infineon ; System Benefits for Solar Inverters using SiC Semiconductor Modules ; NREL, Colorado School of Mines ; Perspectives on the Pathways for Cadmium Telluride Photovoltaic Module Manufacturers to Address Expected Increases in the Price for Tellurium ; Boeing, spectrolab ; Evolution of MultijunctionSolar Cell Technology for Concentrating Photovoltaics ; Sharp, Toyota, Daido Steel ; Multi-junction III V solar cells: current status and future potential - EMCORE ; EMCORE Four-Junction Inverted Metamorphic Solar Cell Development ; Azurspace ; ABOUT 42%-CLASS CPV CELLS AND PATHWAYS BEYOND - Rocky mountain institute, georgia tech research institute ; Reducing solar PV soft cost, a focus on instalation labor ; Roland Berger ; Powertrain 2020, the li-ion battery value chain trends and implications ; Avicienne ; Li-ion battery material market review and forecasts ; Sandia National Laboratories ; DOE/EPRI 2013 Electricity Storage Handbook in Collaboration with NRECA ; ErDF ; analysis of the options to reduce the integration costs of renewable generation in the distribution networks. Part 1: impact of pv development in france and global analysis of considered alternatives to reinforcement ; ErDF ; analysis of the options to reduce the integration costs of renewable generation in the distribution networks. Part 2: a step towards advanced connection studies taking into account the alternatives to grid reinforcement ; Hespul ; Systèmes photovoltaïques : fabrication et impact environnemental ; Rocky mountain institute ; Achieving Low-Cost Solar PV: Industry Workshop Recommendations for Near-Term Balance of System Cost Reductions ; NREL ; Residential, Commercial, and Utility-Scale Photovoltaic (PV) System Prices in the United States: Current Drivers and Cost-Reduction Opportunities ; The university of Edinburgh ; The dynamics of solar PV costs and prices as a challenge for technology forecasting ; EU JRC ; PV status report Solar europe industry initiative team ; PV implementation plan ; Green Energy institute ; Shrinking solar soft costs ; NREL ; Non-Hardware ( Soft ) Cost-Reduction Roadmap for Residential and Small Commercial Solar Photovoltaics, ; Rocky mountain institute ; Lessons from australia : reducing solar PV costs through installation labor efficiency ; 2014 Page 71 sur 112

72 Annexe 8 : Coûts et bénéfices du PV pour la collectivité Impact de la production sur les pertes RPT L impact de la production sur les pertes RPT dépend de la situation du photovoltaïque (dans une région excédentaire ou non) et de la position géographique de l unité marginale de production du système. Pour le photovoltaïque dans une zone excédentaire, si l unité marginale est située dans la zone de l installation photovoltaïque, il n y a pas d effet sur les pertes RPT. Si l unité marginale n est pas située dans la zone de l installation photovoltaïque, il y a augmentation de 2,5% des pertes RPT. En effet, on remplace l unité marginale par du photovoltaïque. Et on augmente l exportation dans ce cas (plus de pertes). La Figure 48 illustre les pertes du photovoltaïque sur le RPT dans une zone excédentaire avec une installation photovoltaïque de 1 MW. La zone produit plus qu elle ne consomme (450 contre 210 MW). L excédent équilibre une autre zone. En ajoutant 1 MW de photovoltaïque, on augmente l excédent et donc les pertes. Pour le photovoltaïque dans une zone déficitaire, si l unité marginale est située dans la zone de l installation photovoltaïque, il n y a pas d effet sur les pertes RPT. Si l unité marginale n est pas située dans la zone de l installation photovoltaïque, il y a diminution de 2,5% des pertes RPT (on remplace l unité marginale par du photovoltaïque et on diminue l importation). La Figure 49 illustre les pertes du photovoltaïque sur le RPT dans une zone déficitaire avec une installation photovoltaïque de 1 MW. La zone consomme plus qu elle ne produit (410 contre 300 MW). Elle importe donc depuis une autre zone excédentaire, en engendrant des pertes. En ajoutant 1 MW de photovoltaïque dans la zone initiale, on diminue le déficit et donc les pertes. La production photovoltaïque a un impact de +/- 2,5% sur les pertes selon les régions. Cette valeur est donc relativement négligeable (1 /MWh produit). Les pertes sur le réseau de transport sont principalement liées à l effet joule sur les lignes. La Figure 47 illustre la structure de ces pertes. Figure 47 : Les pertes sur le réseau de transport Page 72 sur 112

73 Figure 48 : pertes sur le RPT dues au photovoltaïque dans une région excédentaire Figure 49 : pertes sur le RPT dues au photovoltaïque dans une région déficitaire Hypothèses de calcul sur le réseau RPD Les hypothèses techniques de l étude sur l impact du PV sur le réseau de distribution portent sur les câbles, les pertes transformateurs, les pertes fer, et sur la correction de tangente : Câbles HTA : Résistance linéique à 0,257 Ohm/km (0,4 à 0,156 Ohm/km selon le diamètre, source ERDF 10 ) Pertes transformateur (pertes fer inclus) 10MVA : ~0,7% (50MVA: 0,5%) (source: CRE) 10 Les résistances linéiques sont issues du guide Séquelec «Guide Pratique A l usage de la maîtrise d ouvrage de construction» publié sur le site d ERDF, «Caractéristiques techniques des câbles pour réseaux et branchements» Page 73 sur 112

74 Pertes fer HTA/BT (non pertinent lors d un raccordement HTA): ~0,1 à 2,6 kw selon la puissance du transformateur Correction de tangente φ: 0,09 par transformateur Les calculs des pertes en lignes ont été réalisés grâce aux formules suivantes : Pour un réseau triphasé HTA: Or, la puissance active transité est de: Soit une puissance des pertes: La typologie rurale peu dense consiste en un départ de 20 km, 2,1 MWc de photovoltaïque raccordé à 10 et 20 km, 10 points de soutirage (tous les 2 km) de 0,25 MW chacun (en Pmax). La typologie urbaine utilise les paramètres suivants : départ de 5 km, 420 kwc de photovoltaïque raccordé à chaque poste HTA/BT, 10 postes de soutirage HTA/BT (tous les 100 m) de 0,5 MW chacun (en Pmax). La typologie dédié/agricole utilise les paramètres suivants : départ de 10 km, 10 MWc de photovoltaïque raccordé à 10 km, transformateur dédié à la production (photovoltaïque ou encore éolien). En cas de pointe d injection (forte production), la tension augmente au point d injection et le long du réseau par continuité. Cette augmentation est d autant plus forte que le point de production est distant du poste. En effet, au poste source la tension est fixée, et la tension chute le long du câble (du point de production vers le poste source) à cause de phénomènes physiques (liés à la résistance des matériaux mais aussi au type de réseau et à la réactance linéique du conducteur). Il en résulte une surtension au niveau du point de production. Augmenter le diamètre du câble permet de diminuer la tension. Dans le cas d un réseau rural, un renforcement peut être nécessaire si la pointe d injection est trop importante pour 190 /kw pour la HTA. Pour la même puissance installée, en milieu urbain, il n y a pas de contraintes créées au niveau de la HTA. Enfin, sur un départ dédié, la production photovoltaïque peut créer des contraintes si la distance devient significative, mais le seuil de tolérance est élevé. Le coût dépend de la distance au poste source. Concernant l angle phi, ce dernier est actuellement fixé lors du raccordement par les GRD, qui sont en mesure de le modifier régulièrement. La méthode de calcul de l angle phi par EDF 11 est la suivante : Etablir les conditions défavorables de réseau: consommation minimale et production maximale en schéma normal et de secours. Ces conditions sont utilisées pour l étude. Pour un départ HTA existant : o Le réactif de l installation raccordée doit couvrir les besoin en réactif du départ (en intégrant la production déjà présente). Cela permet de minimiser les pertes sur la situation défavorable. o En cas de contraintes sur le plan de tension avec ce réglage, une valeur différente est posée pour relever la contrainte. Pour un départ direct : o Le réactif minimal est fixé à 0 afin de minimiser la consommation de réactif et donc des o Pertes ( t) 3R I Pertes ( t) U 3 U I cos( ) R cos 2 P t 2 2 pertes. Une valeur négative du réactif pour augmenter la capacité d accueil du départ n est pas envisagée dans la DT. La puissance réactive demandée est augmentée d un facteur d incertitude E qui s ajoute. Fixé à 0,1 ou 0,2 de la puissance maximum de production selon l impact de la production sur la tenue en tension du réseau Détection et levée des contraintes en tension : Lors de la détection de contraintes il est possible de : Diminution du réactif fourni par l installation de production ou resserrement de la bande de fonctionnement autorisée Déplacement du raccordement le long d un départ HTA ou création de départ direct P 2 ( ) 11 Etude de l impact sur la tenue thermique et sur le plan de tension des ouvrages en réseau pour le raccordement d une production décentralisée en HTA Page 74 sur 112

75 Annexe 9 : Schémas de valorisation et modèles d affaire Agrégation La structure de coûts des agrégateurs engendre un effet d échelle important qui favorise les acteurs de taille significative et crée des barrières à l entrée. Du côté des revenus, les agrégateurs prélèvent une marge sur la transaction : ils vendent l énergie produite sur le marché selon la politique de commercialisation et les choix des opérateurs. Il peut s agir de vente sur le spot (c est le cas en Allemagne, car c est le prix horaire moyen observé qui sert de référence pour le calcul de la prime ex-post) ou de vente sur les marchés futures (c est le cas notamment en France, où certains opérateurs de petite hydroélectricité s assurent d un prix de vente en avance). Le produit de la vente est reversé aux producteurs, moyennant une commission. En Allemagne, la prime de gestion (devenue implicite en août 2014) qui représente le surplus après avoir rémunéré l opérateur au tarif, était de 12 /MWh en 2012 et est désormais de 4 /MWh. Trois postes se répartissent les coûts de l agrégation : le règlement des écarts, les emplois et les investissements matériels. Le règlement des écarts peut atteindre 2 /MWh 12, selon la qualité des prévisions et la taille du parc. Concernant les emplois, peu d emplois sont nécessaires à la réalisation des tâches de prévision et de vente de l électricité. Le nombre d emploi n est pas spécifiquement lié à la capacité gérée. En Allemagne, les pure players ont entre 5 et 32 emplois (source Orbis). Le back office (gestion des contrats avec les producteurs) requiert néanmoins un nombre de personnel administratif minimum. Enfin les investissements matériels peuvent être minimes. La chaine de contrôle commande n est requise qu en cas de volonté de contrôler la production (en cas de prix négatifs par exemple). Pour l agrégation de production, le coût des écarts et le coût salarial sont les postes principaux. Les effets d échelle sont importants : plus le portefeuille est gros, plus les coûts des écarts sont faibles (en /MWh) grâce au foisonnement, et les coûts salariaux sont peu variables avec le parc. Cela pourrait créer des barrières à l entrée et une concentration du secteur à terme. Financement par un tiers : exemple du bail en France Cette partie présente un exemple de montage financier original, existant en France. Il s agit d un bail de l entreprise Upsolar O&M. L entreprise Upsolar O&M est une filiale d Upsolar Global. Upsolar Global est une entreprise qui développe et produit des modules photovoltaïques depuis Elle est implantée en Europe, en Chine, au Japon, aux Etats-Unis, en Turquie et à Singapour. Son offre de financement pour le secteur résidentiel est le Pass Locasolaire, un bail de longue durée. Il s agit d un contrat de bail de 20 ans, avec un loyer annuel versé au propriétaire de la maison (fixe la première année, avec une valeur entre 400 et 500, puis 15% du revenu généré par les panneaux solaires les années suivantes). La figure ci-dessous illustre cette offre de financement. 12 Calculés avec les prix de marché et des écarts 2013 en France, et les performances des prévisions à l échelle de l Allemagne et du TSO enbw entre 2011 et 2013 Page 75 sur 112

76 Figure 50 : structure de l'offre Pass Locasolaire Financement par un tiers : exemple de la fiducie en France Cette partie présente une deuxième étude de cas de montage financier original, existant en France. Il s agit d une fiducie 13 de l entreprise Soloréa. Soloréa est une entreprise pure player, innovant dans les solutions de financement du photovoltaïque pour le secteur résidentiel, implantée en France. Son offre de financement, en plus de l investissement classique est l offre Evasio. Il s agit d un contrat de 20 ans entre Soloréa, une banque, une fiducie et le propriétaire du toit. Le rôle de la fiducie est de distribuer les revenus liés à la production d énergie photovoltaïque (FiT d EDF tarif d achat) entre la banque (remboursement de l investissement initial), les assurances, Soloréa et le propriétaire de toit qui touche le surplus. La figure ci-dessous illustre la structure de l offre Evasio. Figure 51 : structure de l'offre de financement Evasio Financement par un tiers : exemples aux Etats-Unis L exemple américain montre que des dérives peuvent apparaître avec des risques pour le consommateur et des rentes pour l intermédiaire. Ces dérives dépendent néanmoins d un environnement spécifique qui ne devrait pas apparaître en France à moyen terme. 13 Fiducie : montage juridique et financier qui offre la possibilité de transférer un bien (ici l installation PV et son contrat de FiT avec EDF), pour une durée limitée, à un gestionnaire en lui confiant une mission précise (ici, la distribution des revenus liés à la production d énergie), dans un cadre légal fixé Page 76 sur 112

77 Aux Etats-Unis, le système du Third Party Ownership (TPO) intègre les modèles de leasing et de contrats d achats. Il a été développé grâce à deux avantages clés : les réductions d impôts pour le solaire et un amortissement accéléré des installations. Les sociétés bénéficient de crédits d impôts, au même titre que les particuliers, pour les installations solaires. Le TPO a été utilisé par des acteurs n utilisant pas cette réduction d impôt (écoles, administrations, associations par exemple, car exemptés d impôt) ou les acteurs ne désirant pas investir eux-mêmes dans une installation photovoltaïque (particuliers, sociétés). Dans le TPO, le client fournit l espace (le toit) et un intermédiaire possède et installe les panneaux solaires. Le client s approvisionne auprès de l intermédiaire via un contrat long terme, à un prix moindre que le fournisseur habituel. L intermédiaire lui utilise le crédit d impôt. Ainsi, ceux payant peu d impôt peuvent bénéficier de tarifs plus avantageux que s ils étaient les propriétaires du système. De plus, un mécanisme d amortissement accéléré des installations photovoltaïques rend l investissement dans les installations photovoltaïques encore plus avantageuses pour les entreprises. Cela explique que le TPO représente dorénavant plus de 70% du financement dans le solaire en Californie. Cependant, le modèle d'affaires TPO fait face à un problème croissant qui pourrait le menacer à court terme. Le système actuel permet une trop grande profitabilité, qui risque de plus d être fortement réduite d ici à Actuellement, la grid parity 14 est largement atteinte sur l ensemble de la Californie. Le soutien au photovoltaïque est donc constant malgré la chute des prix. Les systèmes photovoltaïques sont donc vendus en fonction de la valeur du système pour le consommateur et non en fonction de son coût. La majeure partie de la valeur est capturée par l intermédiaire. Pour les futurs projets, les réductions d impôts de 30% (raison première du développement du TPO) ne sont valables que jusqu en Il est envisagé qu elles soit réduites au taux de 10% voire qu elle disparaisse complétement. Pour l ensemble des projets, la loi AB 327 en Californie autorise les utilities à revoir les tarifs de détails en termes de structure et de niveau. Une structure moins favorable à l autoconsommation est fortement envisagée par l ensemble des acteurs. Cela réduirait de facto la rémunération de la production photovoltaïque sous le format net-metering et remettrait en cause les économies promises par les intermédiaires lors de la mise en place du schéma TPO. L essor du TPO devrait se réduire après la réduction de l ITC (solar Investment tax credit). Le risque de l évolution des prix de détails ne doit pas être négligé. Ce risque est complétement supporté par le consommateur. En France, aucun de ces deux leviers de risque (liés au net-metering et à la fiscalité) ne sont présents. Il y a donc peu de chance que des rentes apparaissent. De plus les barrières à l entrée sont faibles et la rentabilité limité (équivalente à celle du FiT 15 a priori). Autoconsommation : L agrégation locale L autoconsommation agrégée localement permet de maximiser au mieux le taux d autoconsommation. La Figure 52 illustre ce modèle. D un point de vue autoconsommation (le point de vue réseau sera étudié ensuite), ce modèle permet de maximiser (jusqu à 100% dans le cas optimal) le ratio d autoconsommation 16, notamment grâce au mélange des types de consommateurs pour optimiser la courbe de demande semaine-we et nuit-jour. Il s agit d une version simplifiée du gestionnaire locale d énergie, où le rôle de gestionnaire peut être réduit au maximum pour ne profiter que du foisonnement de la demande et de la production : cela évite un contrôle d une potentielle rente. Le modèle d'affaires fait sens dans les bâtiments neufs, où les gains réseaux sont évidents car ils ne dépendent pas de l historique du réseau. Dans les bâtiments anciens, l optimisation de la pointe d injection et de soutirage pose la question du paiement des sunk costs du réseau en place. 14 Grid parity : parité réseau, obtenue si le LCOE du photovoltaïque est inférieur ou égal au coût d achat sur le réseau. C est le moment ou l autoconsommation est rentable économiquement. 15 Feed-in-Tariff, ou tarif d achat. 16 Ratio de l électricité autoconsommée sur l électricité produite. L électricité suit le plus court chemin, ainsi lorsque le producteur produit et consomme en même temps, il auto-consomme son électricité, injectée ou non au réseau. Page 77 sur 112

78 Figure 52 : schéma de l'autoconsommation agrégée localement Autoconsommation : La fourniture incluant l autoconsommation La fourniture incluant l autoconsommation permettrait à un fournisseur de garder une relation forte avec le client et non concurrentielle avec le système photovoltaïque. La Figure 53 illustre ce type de modèle d autoconsommation. Ce schéma correspond au contrat d achat d électricité (partie autoconsommation) où le fournisseur d électricité est aussi le financeur du système photovoltaïque, celui qui le gère et qui vend l électricité à un prix fixé initialement. Il a l avantage de permettre au fournisseur d avoir un lien privilégié avec le consommateur (limitant le churn rate ou taux d attrition) et de simplifier considérablement la valorisation du photovoltaïque pour le consommateur (une seule facture). Ce modèle nécessite néanmoins des précisions sur les frais de rupture pour chacun des deux acteurs. Il sera nécessaire de vérifier que le consommateur ne devienne pas captif du fournisseur pour 20 ans. Figure 53 : schéma de la fourniture incluant l'autoconsommation Page 78 sur 112

79 Annexe 10 : Hypothèses retenues pour les scénarios de l analyse de sensibilité Comme énoncé dans le rapport, nous avons procédé à une analyse de sensibilité en testant cinq scénarios contrastés : - Scénario 1 : Dispositif «Business As usual» ; - Scénario 2 : Dispositif «Grandes Centrales» ; - Scénario 3 : Dispositif «Equilibre standard» ; - Scénario 4 : Dispositif «Equilibre Innovation» ; - Scénario 5 : Dispositif «Equilibre Autoconsommation». Voici en quelques lignes la description de chacun de ces scénarios : Scénario 1 : Dispositif «Business As usual» Ce scénario retient les mêmes caractéristiques de soutien que le dispositif actuel 2015 : volumes AO de 500 MW / an et tarifs dans la lignée des tarifs actuels et des annonces récentes (notamment redynamisation des surfaces commerciales), et ce dans l objectif d un volume annuel d environ 1 GW Scénario 2 : Dispositif «Grandes Centrales» Ce scénario privilégie les installations de grande taille (principalement les centrales au sol) en augmentant les volumes des AO CRE (800 MW) et en réduisant l attractivité des tarifs d achat, sans prévoir de dispositif spécifique pour les systèmes PV innovants. Scénario 3 : Dispositif «Equilibre standard» Ce scénario vise à un équilibre entre les installations de grande taille prévues par les AO CRE (500 MW) et les installations diffuses en toiture, grâce à des tarifs de soutien plus attractifs que dans le scénario 2. Comme dans le scénario précédent, il n y a pas de dispositif spécifique privilégiant les technologies innovantes. Scénario 4 : Dispositif «Equilibre Innovation» Tout en restant dans l équilibre grandes installations / installations diffuses en toiture du scénario précédent, ce scénario met en place une «poche» de soutien aux technologies innovantes, via les AO pour les grandes installations («lots technologiques») ou via des dispositifs fiscaux incitatifs pour les installations diffuses en toiture. Scénario 5 : Dispositif «Equilibre Autoconsommation» Ce scénario est une variante du scénario «Equilibre standard» : les volumes et les tarifs représentent le même niveau de soutien que dans ce scénario, mais le soutien aux installations diffuses en toiture est orienté «autoconsommation», dans le sens où les tarifs privilégient l autoconsommation en offrant des conditions plus attractives pour l énergie autoconsommée que pour l électricité injectée sur le réseau. Dans ce scénario, ce dispositif est activé pour le segment «tertiaire» et pour le segment «résidentiel neuf». Les cinq scénarios ont été paramétrés en fonction du dispositif de soutien envisagé, comme le montre la Figure 54. Par ailleurs, à chaque scénario correspondent des hypothèses concernant les parts de marché des acteurs français, et ce pour chaque catégorie d équipement, comme le précise la Figure 55. Page 79 sur 112

80 Données dimensionnantes pour les systèmes en toitures (0-100 kw): Soutien financier Standard Surimposé Dispositif Autoconsomamt Dispositif BIPV Dispositif IHPE IEB Neuf Existant Neuf Existant Neuf Existant Neuf Existant > 100 kw Toiture Données dimensionnantes pour les appels d'offres (>100 kw): Volumes en MW Lot Standard > 250 kw Toiture > 250 kw au sol Lot Innovant Flexibilité > 100 kw Toiture > 250 kw Toiture > 250 kw au sol Lot Innovant Structures > 100 kw Toiture > 250 kw Toiture > 250 kw au sol Lot Innovant Haut > 100 kw Toiture rendement > 250 kw Toiture > 250 kw au sol Scénario 1 Business As Usual Tarifs d'achats actuels Tarifs d'achats - - actuels Scénario 2 Grandes Centrales Tarifs d'achats moins favorables Scénario 3 Equilibre Standard Tarifs d'achats plus favorables Scénario 4 Equilibre Innovation Tarifs d'achats plus favorables - Subvention à l'investissement Scénario 5 IEB 17 Equilibre Autoconso mmation Tarifs d'achats plus favorables Coeffici ent A et B Coeffici ent A et B pour kw Figure 54: Paramétrage des cinq scénarios retenus pour l'analyse de sensibilité 17 IEB : Intégration Energétique du Bâtiment. Cette catégorie de systèmes fait référence à des produits photovoltaïques à performance énergétique plus élevée qu un système standard constitué de modules en silicium multicristallin et qui permettent d augmenter la performance énergétique du bâtiment. Les panneaux hybrides produisant de la chaleur en plus de l électricité entrent, par exemple, dans cette catégorie. Page 80 sur 112

81 Parts de marché respectives des acteurs français dans les différents scénarios Scénario Part de marché des fabricants français de Résidentiel 0-9 kw Tertiaire kw Toitures > 250 kw IEB Surimposé IAB IHPE IEB Autoconso Autoconso mmation Surimposé ISB IHPE mmation / flexibilité Surimposé ISB Flexibilité Haut rendement Standard Centrales > 250 kw Flexibilité Haut rendement (CPV) Structure (Trackers) Naturel Modules 25% 25% 20% 20% 20% 20% 40% Onduleurs 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% Reste du BoS 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% Structures 35% 47% 35% 42% 35% 42% 51% Modules 25% 20% 25% 40% Onduleurs 22% 22% 22% 22% Reste du BoS 22% 22% 22% 22% Structures 35% 35% 35% 51% Modules 50% 40% 25% 40% Onduleurs 22% 22% 22% 22% Reste du BoS 22% 22% 22% 22% Structures 35% 35% 35% 51% Modules 25% 25% 25% 20% 20% 20% 20% 25% 25% 25% 25% 40% 40% 40% 40% Onduleurs 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% Reste du BoS 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% 22% Structures 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 51% 51% 51% 51% PV EMS 35% 35% système chauffage air 35% 35% Modules 25% 25% 20% 25% 25% 40% Onduleurs 22% 35% 22% 22% 22% 22% Reste du BoS 22% 22% 22% 22% 22% 22% Structures 35% 47% 35% 42% 35% 51% PV EMS 80% 80% Modules 0% 0% 0% 0% Onduleurs 22% 22% 22% 22% Reste du BoS 22% 22% 22% 22% Structures 35% 35% 35% 51% Figure 55: Parts de marché respectives des acteurs français dans les différents scénarios Page 81 sur 112

82 Le calcul des coûts et des emplois associés à chaque scénario permet d arriver aux résultats suivants : Efficacité MW (W/k ) S1 - Business as usual S2 - Grandes centrales S3 - Equilibre standard S4 - Equilibre innovant S5 - Equilibre auto-consommation Figure 56: Efficacité coût direct et indirect (W / k ) ETP/MW S1 - Business as usual 16,0 15,7 15,3 14,9 14,5 S2 - Grandes centrales 10,9 10,6 10,3 10,0 9,7 S3 - Equilibre standard 12,8 12,5 12,1 11,8 11,4 S4 - Equilibre innovant 15,4 15,4 15,3 15,1 14,9 S5 - Equilibre auto-consommation 13,2 13,0 12,9 12,7 12,5 Figure 57: Intensité emploi investissements (ETP / MW) Ces résultats peuvent être normés sur 100 en prenant l écart entre la valeur maximale et la valeur minimale pour chacune des séries de données. Une valeur unique est ensuite obtenue en actualisant les séries de données avec un taux de 1,3%. Efficacité coût (W/ )) valeur actualisée Scénario 1 0% 3% 7% 11% 15% 7% Scénario 2 57% 66% 76% 88% 100% 74% Scénario 3 31% 37% 44% 51% 59% 42% Scénario 4 20% 24% 27% 31% 36% 27% Scénario 5 44% 49% 55% 60% 63% 52% Figure 58: Valeurs relatives de l efficacité coût (W / k ) Efficacité emploi (ETP/W) valeur actualisée Scénario 1 100% 95% 88% 82% 76% 85% Scénario 2 18% 14% 9% 5% 0% 9% Scénario 3 49% 44% 38% 32% 26% 37% Scénario 4 90% 90% 88% 86% 83% 84% Scénario 5 55% 52% 50% 47% 43% 47% Figure 59: Valeurs relatives de l intensité emploi (ETP/ MW) Page 82 sur 112

83 Méthodologies de modélisation Annexe 11 : Modélisation des coûts des systèmes PV Une fois la chaîne de valeur des systèmes photovoltaïques reconstruite, les coûts ont été décomposés. Les postes de coût sont définis comme suit : - Module : c est le coût du module acheté auprès du distributeur (grossiste de module) par l installateur ou le développeur du projet. Celui-ci paye le prix du marché ainsi que les frais de transport depuis l endroit de fabrication. Ce poste de coût comprend la marge du distributeur. - Onduleur : c est le coût de l onduleur acheté auprès du distributeur (grossiste d onduleur) par l installateur ou le développeur du projet. Celui-ci paye le prix du marché ainsi que les frais de transport depuis l endroit de fabrication. Ce poste de coût comprend la marge du distributeur. - Reste du BoS : c est le coût des câbles électriques, des boîtiers de connexion et de protection électrique ainsi que tous autres composants électriques assurant l acheminement de l énergie de de la sortie AC (courant alternatif) de l onduleur au point d injection au réseau. Ce coût représente le coût des composants vendus par le distributeur et donc inclut sa marge commerciale. - Structure : c est le coût de la structure porteuse ou de fixation acheté auprès du distributeur par l installateur ou le développeur du projet, et donc inclut la marge commerciale de celui-ci. - Installation mécanique et électrique: c est le coût de la main d œuvre nécessaire pour mettre en place le système photovoltaïque. Il dépend de deux paramètres, la rémunération de la main d œuvre ainsi que le temps passé pour installer le système. - Raccordement : ce sont les frais de raccordement du système photovoltaïque au réseau électrique de distribution ou de transport facturé au maître d ouvrage par l opérateur du réseau concerné pour réaliser la connexion et installer le matériel électrique nécessaire (compteur, etc.). - Renforcement : ce sont les frais que facture l opérateur du réseau de transport au maître d ouvrage en anticipation du renforcement du réseau, à un montant fixé par les S3REnR 18 ou suite à un devis en cas d identification par le gestionnaire du réseau de transport de la nécessité d augmentation de la capacité d accueil du réseau suite à l installation du systèmes photovoltaïque. - Technico-commercial : représente les coûts suivants : o Les coûts de commercialisation et les coûts d'acquisition des clients ; o Les frais d'étude (dimensionnement, chiffrage de coût, environnementale si nécessaire, etc.) ; o Les frais généraux de l'entreprise : assurance, personnel hors personnel de pose (secrétaire, comptable ), ordinateurs, électricité, etc. Parallèlement à cette décomposition du coût du système, les technologies utilisées sur chaque maillon ont été distinguées, si cela était possible. Par exemple, concernant le module, ont été distingués les modules à base de silicium cristallin, CIGS, CdTe et CPV. Par ailleurs, ces coûts ont été estimés pour les segments de puissance ci-dessous: kw kw kw kw kw - >250 kw Enfin, ces systèmes se différencient suivant leur application (toiture ou centrale au sol). 18 Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Énergies Renouvelables Page 83 sur 112

84 Les données ont été construites à partir d une revue bibliographique, d entretiens avec les acteurs clés et à partir d une enquête réalisée auprès des installateurs. Le modèle est assez précis pour estimer le coût d un système PV dans une configuration précise mais n a pas vocation à produire des moyennes statistiques reconnues pour la France. En effet, il n est pas basé sur une population statistique de projets réalisés mais plutôt sur un recoupement de retours d acteurs clés et d experts de la filière photovoltaïque. Le tableau suivant commente la précision des données issues du modèle : Composant de la chaîne de valeur Estimation du niveau d incertitude Module 5% Produits IAB (ex : tuiles et ardoises photovoltaïques) 20% Onduleur 5% Reste du BoS 10% Structure 5% Installation électrique et mécanique 10% Raccordement 15% Renforcement 15% Technico-commercial 25% Commentaires Le prix marché du module est disponible à travers des bourses spécialisées. Il est souvent discuté dans des articles d analyse de marché et dans les rapports sur l activité solaire dans le monde et en France. Il a été vérifié auprès des développeurs de projets et des fabricants pour les différentes tailles de système au cours des entretiens. Du fait de la spécificité française de ce type de produit et du nombre restreint de systèmes réalisés avec ce type de produit, nous sommes basés sur le retour de quelques fabricants de produits IAB. Le prix de l onduleur est également suffisamment affiché dans les articles et les rapports scientifiques. Il a été vérifié par les développeurs de projets et les fabricants et recoupé avec les résultats de l enquête réalisée auprès des installateurs. Le prix du reste du BoS étant un regroupement de poste de coût, il est plus incertain que le coût du module ou de l onduleur. Le coût de la structure a été obtenu par l enquête auprès des installateurs pour les petits systèmes et par les entretiens avec les développeurs de projets. Le faible écart entre les retours des acteurs indique une faible incertitude pour le coût de la structure. L incertitude de ce poste de coût vient de la différence d expertise entre les installateurs interrogés, la différence de rémunération des installateurs et l influence des conditions du projet sur la durée de celui-ci. (ex : complexité de la toiture ou du terrain) Le coût de raccordement dépend de plusieurs facteurs dont le type de branchement, la capacité d accueil du réseau aval, et notamment le besoin d effectuer des travaux d extension du réseau. Tous ces facteurs rendent difficile d établir une valeur moyenne du raccordement qui lui-même est fixé par un devis ad-hoc. Comme pour le coût du raccordement, le coût du renforcement du réseau dépend de devis ad-hoc qui varient en fonction de l état et la capacité d accueil du réseau. Ce poste de coût est le plus incertain car il dépend de la structure financière (acteur indépendant ou intégré dans un grand groupe) ainsi que du modèle d affaire de chaque acteur. Figure 60 : Niveau d'incertitudes des différentes briques de la chaîne de valeur des systèmes PV Page 84 sur 112

85 CAPEX en /Wc Intégré (IAB ou ISB) Coût système en /Wc Coût système en /m² Séléction système PV intégré Total net 2,96 488,32 Taille du système 0-3 kw Total système 3,31 545,82 Type du système IAB Module 0,65 106,92 Type de module Module standard intégré Onduleur 0,16 26,40 Type de module dédié Saint Gobain-Sunlap Elec (cable, boitier, protection) 0,35 57,75 Type de grand module Silicium européen Structure 0,40 66,00 Taille d'installateur Petit/moyen installateur Installation/pose électrique 0,20 33,00 Type de construction Neuve Installation/pose mécanique 0,70 115,50 Raccordement 0,45 74,25 Renforcement 0,00 0,00 Technico-commercial 0,40 66,00 Dépose tuile 0,00 0,00 Travaux d'adaptation de la charpente 0,00 0 3,50 3,00 2,50 3,3 Surimposé vs. Intégré (IAB ou ISB) 0,3 2,7 Travaux d'adaptation de la charpente Dépose tuile Technicocommercial Renforcement Surimposé Séléction système PV surimposé Coût système en /Wc Coût système en /m² Taille du système 0-3 kw Total 2,75 453,42 Type de grand module Silicium européen Module 0,65 106,92 Taille d'installateur Petit/moyen installateur Onduleur 0,16 26,4 Elec (cable, boitier, protection) 0,35 57,75 Structure 0,14 23,1 Installation/pose électrique 0,20 33 Installation/pose mécanique 0,40 66 Raccordement 0,45 74,25 Renforcement 0,00 0 Technico-commercial 0,40 66 Dépose tuile 0,00 0 Travaux d'adaptation de la charpente 0,00 0 2,00 1,50 1,00 Raccordement Installation/pose mécanique Installation/pose électrique Structure Elec (cable, boitier, protection) Type de couverture Séléction référence couverture Coût couverture en /Wc Coût couverture en /m² Tuile grand module faibelement galbées en terre cuite à emboîtement Total pose couverture 0,35 57,5 0,50 Onduleur Module Delta en /Wc Delta en /m² Delta (intégré-surimposé) 0,21 34,90 0,00 Intégré (IAB ou ISB) Coût de couverture évité Surimposé Figure 61: illustration de la sortie du modèle de coût toiture Page 85 sur 112

86 La Figure 61 représente l interface du fichier Excel du modèle de coût. Les tableaux à gauche représentent les tableaux de saisie. L utilisateur sélectionne, via des menus déroulants, les caractéristiques du système dont il souhaite afficher le coût. Il a la possibilité d afficher un système IAB ou ISB et le comparer avec un système surimposé. Le modèle sélectionne les coûts appropriés de la base de données des coûts et les affichent dans les tableaux au centre de la figure suivant deux types d unités (en /Wc et en /m²). Enfin, le graphe à droite de la figure affiche les résultats numériques et compare le système «intégré» au système en surimposition ayant les mêmes caractéristiques. La Figure 61 donne un aperçu du modèle de coût d un système donné. Page 86 sur 112

87 Annexe 12 : Modélisation macro-économique et emplois Le modèle macro économique doit permettre de déterminer, pour un niveau d installations donné, la production nationale, les revenus et les emplois générés par cette demande supplémentaire. Les effets d installations photovoltaïques nouvelles sur le territoire sont décomposés en trois catégories : Les effets et emplois directs : les activités de production «directes» sont celles qui concernent des produits spécifiques à la filière photovoltaïque. Il s agit par exemple de la fabrication de modules, d onduleurs, etc. Les emplois directs sont les emplois associés aux activités de production directes ; Les effets et emplois indirects : les activités de production «indirectes» sont celles qui concernent la fabrication de produits nécessaires à la fabrication des produits directs. Ces activités de production ne sont pas spécifiques à la filière photovoltaïque. Les emplois indirects sont ceux des activités de production indirectes ; Les effets et emplois induits : les activités «induites» relèvent des interactions de la filière avec le reste de l économie : effet d entraînement par la dépense de consommation, les revenus supplémentaires générés (ou la perte de revenus) etc. Pour chaque type d effet (et d emplois associés), une approche spécifique est développée. Les effets directs sont évalués en utilisant une méthode d analyse et décomposition de filière. Une partie du résultat de cette décomposition de filière alimentera l analyse des effets indirects, qui passe par l utilisation des outils de comptabilité nationale, et notamment du tableau entrées-sorties. Enfin, les effets induits sont évalués en combinant plusieurs outils de comptabilité nationale : le tableau économique d ensemble et le tableau entrées-sorties. Une section est dédiée à chaque type d effet. A chaque fois, on commence par présenter le cadre conceptuel et les outils utilisés, avant de montrer comment ils seront utilisés dans le cas de l étude sur la filière PV. 1. Principe de l approche utilisée pour l estimation des effets et emplois directs La première approche utilisée concerne donc l évaluation des effets et emplois directs ; il s agit d une analyse et décomposition de filière. Le premier paragraphe présente les principes généraux de cette approche, et le type de résultat que l on peut obtenir, le second paragraphe détaille la manière dont cette approche sera appliquée au cas du photovoltaïque en France Cadre conceptuel de l approche filière Démarche de l analyse de filière L approche filière est l une des approches sur les chaînes de valeur. Elle retrace l ensemble des opérations qui, en partant en amont d une matière première, aboutit en aval, et après plusieurs stades de transformation/valorisation à un produit fini au niveau de l utilisateur final. Autrement dit, le principe de l approche filière et de la décomposition de chaîne de valeur est de faire ressortir clairement tous les «endroits» où se crée de la valeur. L analyse de filière et la décomposition de chaîne de valeur n utilisent pas directement de sources statistiques, mais reposent sur une analyse des processus industriels. Le principe de base de la décomposition de la filière est d identifier, pour chaque maillon de la chaîne de valeur ou chaque produit direct, l ensemble des intrants utilisés. Cela permet de faire ressortir clairement la création de valeur (ajoutée) aux différents stades de fabrication du produit fini. Pour chaque produit direct, on décompose la valeur de la production de la façon suivante : Production = Consommations Intermédiaires + Valeur Ajoutée (1) Note : dans la suite du document, on notera P la production, CI les consommations intermédiaires, VA la valeur ajoutée. Page 87 sur 112

88 La décomposition de filière s effectuant dans le cadre d une économie ouverte, il faut donc tenir compte des échanges extérieurs, et en particulier du fait qu une partie des consommations intermédiaires est d origine importée. On réécrit donc la relation (1) : P = CI N + CI M + VA (2) Avec CI N les consommations intermédiaires d origine nationale, CI M les CI importées. Le schéma suivant illustre de façon simplifiée le principe de la décomposition de filière. Etape 1 Etape 2 Etape 3 Etape 4 Produit spécifique Produit spécifique Produits non spécifiques Produc tion CI Valeur Ajoutée CI nat CI imp CI nat non spécifiques CI VA Création de valeur CI nat CI imp Création de valeur Figure 62 : Représentation simplifiée du processus de décomposition/d analyse de filière La première étape d analyse consiste à partir du produit «fini» spécifique, et à décomposer la valeur de sa production entre consommation intermédiaire et valeur ajoutée. La deuxième étape consiste à ventiler les consommations intermédiaires entre CI d origine nationale et CI importées, et à identifier parmi les CI d origine nationale celles qui concernent des produits spécifiques. On peut également distinguer dans les CI d origine importée celles qui concernent des produits spécifiques à la filière. Pour chaque produit spécifique recensé dans les CI nationales, on décompose la valeur de la production entre CI et VA (étape 3), puis on ventile les CI selon leur origine nationale ou importée (étape 4) On procède ainsi jusqu à ce que les CI d origine nationale ne contiennent plus aucun produit spécifique. L écriture mathématique d une décomposition complète avec deux niveaux de produits spécifiques est la suivante : Niveau 1 : P = CI N s1 + CI N ns1 + CI M 1 + VA 1 Niveau 2 : P = CI N s2 + CI N ns2 + CI M 2 + VA 2 + CI N ns1 + CI M 1 + VA 1 Niveau 3 : P = CI N s3 + CI N ns3 + CI M 3 + VA 3 + CI N ns2 + CI M 2 + VA 2 + CI N ns1 + CI M 1 + VA 1 P = 0 + CI N ns3 + CI M 3 + VA 3 + CI N ns2 + CI M 2 + VA 2 + CI N ns1 + CI M 1 + VA 1 Après toutes les étapes de décomposition sur les produits spécifiques, la valeur de la production de départ se trouve donc décomposée de la façon suivante : P =Σ CI N ns + Σ CI M + Σ VA (3) Page 88 sur 112

89 avec CI N ns l ensemble des consommations intermédiaires de produits non spécifiques et d origine nationale. L analyse fine du fonctionnement de la filière et la mise en évidence d activités de production spécifiques permet donc de réécrire la valeur de la production évaluée en première étape en fonction de l ensemble des consommations intermédiaires en produits non spécifiques, des consommations intermédiaires d origine importée et des valeurs ajoutées liées aux activités de production spécifiques. On procède ainsi à une «réduction» de la filière, qui met en avant les intrants non spécifiques, le niveau d importations, et la création de valeur le long de la chaîne de valeur. Cette réduction, et notamment la mise en évidence des consommations intermédiaires non spécifiques d origine nationale servira lors de la seconde phase d analyse Évaluation des emplois directs En mettant en évidence les valeurs ajoutées de chaque activité de production spécifique, la décomposition de filière permet d estimer de façon relativement simple les emplois directs. En l absence de données industrielles, les emplois peuvent donc en effet être évalués en utilisant le ratio VA/emploi de la branche d activité correspondante la plus détaillée, la plus proche ou des ratios issus des données d entreprises Application au cas du photovoltaïque Dans le cadre de l étude, on mène une analyse et une décomposition de filière pour l activité photovoltaïque. La décomposition de filière est réalisée à partir de la chaîne de valeur, dont les maillons vont constituer une grande partie des produits spécifiques. L analyse se fait selon les étapes suivantes : Réalisation d une «cartographie» de la filière, qui identifie les maillons de la chaîne de valeur et recense pour chaque maillon l ensemble des intrants nécessaires. Cette étape sert en particulier à déterminer les activités de production spécifiques qui n apparaissent pas dans la décomposition initiale de la chaîne de valeur. L enjeu de cette cartographie est de déterminer précisément les activités de production spécifiques à la filière et les activités non spécifiques. Rattachement de l ensemble des produits recensés à leur position dans la nomenclature de produits, et détermination de la part importée pour chacun d entre eux. Mise en place d une matrice de décomposition unitaire, qui donne pour chaque produit et chaque flux (production, importations, valeur ajoutée, consommation intermédiaire ) les montants en /Wc Application de la décomposition unitaire à la filière en 2014, et aux différents scénarios qui seront développés dans la suite de l étude Rappel de la chaîne de valeur photovoltaïque Le cycle de vie général d un système photovoltaïque peut être représenté à l aide du schéma suivant : Fabricants d équipements Fabricants de matériel Etudes Technicocommercial Installation Exploitation et maintenance Fin de vie Figure 63 : Cycle de vie d une installation photovoltaïque Ce schéma ne correspond cependant pas à ce que l on appelle classiquement la chaîne de valeur du photovoltaïque. Pour l obtenir, on décompose de façon plus précise la deuxième étape (fabrication de matériel). Une représentation plus complète de la chaîne de valeur serait alors la suivante : Page 89 sur 112

90 Fabricants d équipements Fabricants de matériel Etudes Technicocommercial Installation Exploitation et maintenance Fin de vie Silicium Lingots Wafers Cellules Modules BOS Figure 64 : Chaîne de valeur complète du photovoltaïque De façon courante, la chaîne de valeur désigne les étapes de fabrication partant de la production de silicium à l installation. Cet ensemble de la chaîne de valeur part de la matière première qu est le silicium pour arriver au système photovoltaïque posé. La «fabrication des équipements» correspond à l investissement nécessaire pour la fabrication des différents composants du système photovoltaïque, les étapes d exploitation et de gestion de la fin de vie correspondent respectivement aux phases de production d énergie et de recyclage des systèmes Cartographie de la filière utilisée dans le modèle Le modèle macroéconomique s intéresse essentiellement à la partie «installations clés en main» du marché photovoltaïque, qui correspond à la partie encadrée sur la représentation suivante. L exploitation des systèmes installés constitue un marché situé plus en aval, correspondant à une autre étape du cycle de vie d une installation PV. Elle est intégrée dans le modèle en tant que segment séparé. De la même manière, la fabrication des équipements (lignes de production de cellules et de modules) correspond au cycle d investissement, un marché en amont de la production des systèmes «clés en main». Ce marché est également intégré au modèle en tant que segment séparé. Le schéma suivant présente la décomposition des activités de production utilisée dans le modèle macroéconomique. Figure 65 : Décomposition des activités de production utilisée dans le modèle Source : In Numeri La valeur d une installation photovoltaïque correspond à la somme des activités spécifiques suivantes : - Fabrication de modules ; - Fabrication d éléments de structures ; - Fabrication d onduleurs et autres éléments de BOS électrique ; - Études ; - Activité commerciale (appelée distribution) ; - Raccordement ; - Pose (appelée installation). Page 90 sur 112

91 Si l on repart du schéma de décomposition de filière présenté plus haut, le point de départ du modèle se situe au niveau de l installateur. La valeur de la production est égale à la valeur des systèmes photovoltaïques posés et raccordés sur le territoire national. Pour installer ces systèmes PV, l installateur a besoin de consommations intermédiaires spécifiques : modules, onduleurs, éléments de structures, autres éléments de BOS électriques, études, marges de distribution, raccordement. La pose du système en tant que telle est le surplus apporté par l installateur, autrement dit sa valeur ajoutée. Les consommations spécifiques utilisées par l installateur ont du être fabriquées (en France ou à l étranger), leur valeur correspond donc à une production pour les fournisseurs. On décompose donc cette production entre consommations intermédiaires et valeur ajoutée. A ce niveau, seule la fabrication de modules fait appel à des produits spécifiques à la filière photovoltaïque : les cellules et le verre solaire. Les consommations intermédiaires utilisées pour la fabrication des autres produits (onduleurs, BOS électrique, éléments de structure, raccordement, études et distribution) sont considérés comme non spécifiques. De la même manière, on décompose dans un troisième temps la valeur des cellules et du verre solaire qui constituent une production pour les fournisseurs des fabricants de modules. Compte-tenu du très faible niveau d activité en France sur les segments les plus en amont de la chaîne de valeur, et du manque d information sur les techniques de production utilisées, il a été considéré que ces activités se comportaient comme la moyenne de la branche d activité à laquelle elle sont rattachées, et que les CI utilisées sont entièrement non spécifiques à la filière PV. Niveau 1 Niveau 2 Niveau Production Valeur installations CI CI spécifiques -Modules -Onduleurs/BOS électrique -Structure -Raccordement -Distribution -Études Importations CI M EUR VA Autres CI non spécifiques France Autres CI non spécifiques France Importations 2 CI spécifiques -cellules - verre 4 VA Pose système 1 : CI 3: CI non spécifiques France 2 : VA 4: Importations Figure 66 : Décomposition appliquée dans le cadre du modèle Source : In Numeri Page 91 sur 112

92 Rattachement des produits considérés à leur position dans la nomenclature et détermination du montant des importations pour la production de systèmes PV «clé en main» Une fois l ensemble des produits spécifiques et non spécifiques identifiés, on les rattache à leur position dans la nomenclature de produits développée au niveau européen (et reprise par l Insee au niveau national). L une des étapes clé de l analyse et de la décomposition de la filière est également de déterminer pour chaque produit recensé la part qui est produite nationalement, et la part qui est importée. Cette détermination du contenu en importations se fait à partir des données recueillies lors des entretiens, par l enquête auprès des installateurs, ou en utilisant les données de statistique publique, et notamment le TES. Le tableau suivant récapitule ces éléments ainsi que les sources de données utilisés : Produit spécifique Branche d activité Part importée Source correspondante/position nomenclature produit VA niveau 0 Installation CPA_F/ 4321A 0% Hypothèse CI spécifiques niveau 1 CI spécifiques niveau 2 Module CPA_C26 75 % résidentiel 80 % tertiaire 60 % sol Onduleur CPA_C27 78 % SER Autre BOS CPA_C27 78 % SER électrique Éléments de CPA_C25 53 % résidentiel structure 58 % tertiaire Enquête installateurs (résidentiel et tertiaire) Dire d experts sol Enquête installateurs 49 % sol Raccordement CPA_F/ 4321B 0 % Hypothèse Études CPA_M71 0 % Hypothèse Distribution CPA_G46 0 % Hypothèse Cellules CPA_C26 95 % Entretiens Verre solaire CPA_C23 70 % Hypothèse Figure 67 : Branche d activité et part importée de chaque produit spécifique Source : enquête installateurs, entretiens, In Numeri Les données issues de l enquête réalisée auprès des installateurs, et des fabricants de matériel (modules, onduleurs, éléments de structure) ont été privilégiées chaque fois que cela était possible. Cependant, sur certains produits, comme les onduleurs, les cellules ou le verre solaire, les résultats ont été insuffisants ou non exploitables. Des sources de données alternatives ont donc été mobilisées, ou des hypothèses ont été faites. La prise en compte des importations se fait avec l hypothèse implicite que le prix du produit considéré est le même que celui-ci soit fabriqué nationalement ou importé. Par exemple, cela suppose que pour un type d installation donné, le prix d un onduleur photovoltaïque est le même, qu il soit fabriqué en France ou d origine étrangère. Pour la plupart des produits spécifiques, il n y a pas d information sur la différence de prix selon l origine du produit dans les données consultées. Pour les modules, l origine du produit entraîne une différence de prix, ce qui pourrait limiter la portée de cet argument. Néanmoins, d après les retours de l enquête auprès des installateurs et l analyse des résultats du dernier appel d offre de la CRE, si la part des fabricants français de modules est relativement faible (plus ou moins selon le type d installation), les importations sont en grande partie d origine européenne. Or la principale différence de prix sur les modules s établit entre les modules d origine européenne d une part et asiatique d autre part. Bien qu étant une hypothèse simplificatrice, l argument selon lequel le prix du module est le même quelle que soit son origine de fabrication reste valable. Page 92 sur 112

93 Segmentation des installations La décomposition de la valeur d une installation entre Valeur Ajoutée et Consommations Intermédiaires présentée dans le paragraphe précédent est valable pour toutes les installations PV. Cependant, selon le type d installation que l on considère, le prix de chaque produit spécifique n est pas le même : un onduleur utilisé dans le cadre d une installation résidentielle a un coût en /MW plus élevé que pour une centrale au sol. Pour tenir compte de ces différences, le modèle a été segmenté par types d installations. En 2014, la segmentation considérée est la suivante : - Installations de type résidentiel : o En IAB sur bâtiments existants de puissance 0-3kW et 3-9kW ; o En surimposé sur bâtiments existants de puissance 0-3kW et 3-9kW ; - Installations sur grandes toitures, ou tertiaires : o De puissance 9-36kW en ISB et en surimposé sur bâtiments existants ; o De puissance kW en ISB sur bâtiments existants ; o De puissance kW en ISB sur bâtiments existants ; - Centrales au sol standard, de plus de 250kW ; Soit 9 segments au total Décomposition de la valeur de la production et calcul des emplois directs liés à la production de systèmes PV «clé en main»», pour chaque segment du marché La décomposition de la valeur de la production, pour chaque segment du marché PV, s est faite en combinant les résultats de l enquête menée auprès des installateurs, le modèle de coût développé par type de système dans le cadre de l étude, et les données issues de la comptabilité nationale (TES) pour la branche d activité à laquelle est rattachée le produit lorsqu aucune autre information n était disponible. Le tableau suivant récapitule la décomposition effectuée pour chaque segment du marché PV, en 2014 ainsi que les hypothèses utilisées. Emplois directs liés aux produits spécifiques de niveau 0 (l activité de pose de systèmes PV) Les emplois directs dans la pose de systèmes PV sont calculés à partir de la ligne «Rémunérations installation», en utilisant le ratio de rémunération par emploi tiré des données d entreprises (ESANE 2012), pour la branche 4321A Travaux d installation électrique dans tous locaux. Ce ratio a été privilégié à celui de la branche d activité plus générique à laquelle sont rattachés les installateurs dans le TES. En effet, le niveau de détail du TES de l année 2010 ne permet de rattacher les installateurs qu à la branche d activité F, qui correspond à la construction. Cette branche recouvre l ensemble des travaux du BTP, ce qui représente un groupe d activité trop hétérogène pour les besoins de l étude (notamment pour les installateurs résidentiels, qui sont souvent des entreprises artisanales dont la structure n a rien à voir avec celles des grands groupes du BTP). Un facteur de correction a également été utilisé pour tenir compte du fait que les installateurs étant souvent des entreprises de petite taille, tous les employés ne sont pas salariés : le ratio rémunération par emploi doit donc être augmenté de la part des non-salariés. D après les données d entreprises de l Insee (ESANE ), ce ratio a été évalué à 1,1. La marge a été évaluée en appliquant un taux de marge moyen par rapport au CA, estimé à partir des comptes des installateurs, données issues des déclarations obligatoires et achetées à societe.com. Page 93 sur 112

94 Résidentiel IAB 0-3 existant Surimposé 0-3 existant IAB 3-9 existant Surimposé 3-9 existant Source /W Source /W Source /W Source /W Installation clé en main Arbitrage modèle coût/enquête 3,45 Enquête 3,00 Modèle coût 2,58 Modèle coût 1,97 Modules Modèle coût 0,53 Modèle coût 0,53 Modèle coût 0,53 Modèle coût 0,53 Onduleur Modèle coût 0,16 Modèle coût 0,16 Modèle coût 0,14 Modèle coût 0,14 Autre électrique Modèle coût 0,35 Modèle coût 0,35 Modèle coût 0,30 Modèle coût 0,30 Structure Modèle coût 0,40 Modèle coût 0,14 Modèle coût 0,30 Modèle coût 0,12 Distribution modules Modèle coût 0,12 Modèle coût 0,12 Modèle coût 0,06 Modèle coût 0,06 Etudes Raccordement Modèle coût 0,45 Modèle coût 0,45 Modèle coût 0,20 Modèle coût 0,20 Consommations non spécifiques par solde 0,48 par solde 0,42 par solde -1,12 par solde 0,07 Rémunérations installation Enquête 0,83 Enquête 0,72 Enquête 1,86 Enquête 0,47 Marges (EBE) Résultats requête CA 0,14 Résultats requête CA0,12 Résultats requête CA0,31 Résultats requête CA0,08 Tertiaire ISB 9-36 existant Surimposé 9-36 ISB existant ISB existant Source /W Source /W Source /W Source /W Installation clé en main Modèle coût 2,35 Modèle coût 1,83 I CARE_ récap 17/04 1,95 I CARE_ récap 17/04 1,68 Modules Modèle coût 0,53 Modèle coût 0,53 Modèle coût 0,53 Modèle coût 0,53 Onduleur Modèle coût 0,14 Modèle coût 0,14 Modèle coût 0,12 Modèle coût 0,10 Autre électrique Modèle coût 0,30 Modèle coût 0,30 Modèle coût 0,25 Modèle coût 0,22 Structure Modèle coût 0,25 Modèle coût 0,10 Modèle coût 0,20 Modèle coût 0,15 Distribution modules Modèle coût 0,06 Modèle coût 0,06 Modèle coût 0,05 Modèle coût 0,04 Etudes Modèle coût 0,08 Modèle coût 0,08 Raccordement Modèle coût 0,21 Modèle coût 0,21 Modèle coût 0,21 Modèle coût 0,21 Consommations non spécifiques par solde 0,26 par solde 0,09 par solde 0,09 par solde 0,09 Rémunérations installation Enquête 0,40 Enquête 0,31 Enquête 0,33 Enquête 0,29 Marges (EBE) Résultats requête CA0,12 Résultats requête CA0,09 Résultats requête CA0,10 Résultats requête CA0,07 Sol Centrale standard Source /W Installation clé en main Modèle coût 1,25 Modules Modèle coût 0,53 Onduleur Modèle coût 0,12 Autre électrique Modèle coût 0,03 Structure Modèle coût 0,09 Distribution modules Modèle coût 0,04 Etudes Modèle coût 0,06 Raccordement Modèle coût 0,15 Consommations non spécifiques par solde 0,11 Rémunérations installation Modèle coût 0,09 Marges (EBE) Résultats requête CA0,05 Figure 68 : Décomposition de la valeur de la production par segment du marché PV Source : enquête installateurs In Numeri, modèle de coût I Care environnement, requêtes societe.com. Les données en bleu sont les consommations intermédiaires spécifiques, en vert les consommations intermédiaires non spécifiques et en rouge les éléments de valeur ajoutée. Finalement les emplois directs unitaires dans l installation sont calculés de la façon suivante : emploi = rémunération ( /W) * rémunération par salarié * 1,1 Décomposition de la valeur des produits spécifiques de niveau 1 Les emplois directs ont également été calculés selon le même principe pour chaque produit spécifique considéré : modules, onduleurs, autre BOS électrique, structures, études, raccordement, distribution. Page 94 sur 112

95 Onduleurs Autre BOS électrique % Production Source /W % Production Source /W Valeur production 0,16 0,35 CI non spécifiques nationales 0,08 0,17 Importations 27% TES 2010 CPA_C27 0,04 27% TES 2010 CPA_C27 0,10 Rémunérations salariés 19% TES 2010 CPA_C27 0,03 19% TES 2010 CPA_C27 0,07 Marges (EBE) 4% TES 2010 CPA_C27 0,01 4% TES 2010 CPA_C27 0,01 Eléments de structure Distribution % Production Source /W % Production Source /W Valeur production 0,4 0,12 CI non spécifiques nationales 0,19 0,06 Importations 17% TES 2010 CPA_C25 0,07 4% TES 2010 CPA_G46 0,01 Rémunérations salariés 29% TES 2010 CPA_C25 0,11 30% TES 2010 CPA_G46 0,04 Marges (EBE) 6% TES 2010 CPA_C25 0,03 17% TES 2010 CPA_G46 0,02 Raccordement Etudes % Production Source /W % Production Source /W Valeur production 0,45 0,08 CI non spécifiques nationales 0,23 0,04 Importations 10% TES 2010 CPA_G46 0,04 5% TES 2010 CPA_M71 0,01 Rémunérations salariés 26% TES 2010 CPA_G46 0,12 36% TES 2010 CPA_M71 0,02 Marges (EBE) 14% TES 2010 CPA_G46 0,06 8% TES 2010 CPA_M71 0,01 Figure 69 : Décomposition de la valeur des produits spécifiques de niveau 1, tous segments de marché Source : TES En vert : CI non spécifiques d origine nationale, en turquoise : importations, en rouge : éléments de valeur ajoutée. La fabrication des modules fait appel à des consommations intermédiaires spécifiques que sont les cellules et le verre. La fabrication des autres produits composant un système photovoltaïque, onduleurs, structures et raccordements, ne requiert pas, en l état actuel de nos connaissances, l utilisation de consommations intermédiaires très spécifiques à la filière. Le partage de la production entre VA et consommations intermédiaires, d origine nationale ou importées, s est donc fait en appliquant la décomposition de la branche d activité de laquelle est issue le produit. Cette décomposition est supposée identique, quelque soit le segment de marché photovoltaïque considéré. Pour chaque segment d installation, la valeur unitaire du produit spécifique est répartie entre rémunération, marge, importation et consommations intermédiaires nationales en appliquant les pourcentages ci-dessus. Les emplois directs sont estimés en multipliant les rémunérations par le ratio salarié/rémunérations récupéré dans les données de comptabilité nationale pour la branche correspondante. Décomposition de la valeur des produits spécifiques de niveau 2 La valeur des cellules et du verre de qualité solaire qui entrent en jeu dans la fabrication des modules a ensuite été décomposée tel que présenté ci-dessous: Page 95 sur 112

96 Modules % Production Source /W Valeur production 0,53 Cellules 70% modèle Yingli 0,37 Verre 8% modèle Yingli 0,04 Consommations non spécifiques 0,05 Rémunérations salariés 12% Enquête France 0,06 Marges (EBE) 0% Résultats requête CA 0,00 Cellules Verre solaire % Production Source /W % Production Source /W Valeur production 0,37 0,16 Consommations non spécifiques par solde 0,24 0,10 Importations 25% TES 2010_CPA_C26 0,09 12% TES 2010 CPA_C23 0,02 Rémunérations salariés 12% Enquête France 0,04 21% TES 2010 CPA_C23 0,03 Marges (EBE) -1% TES 2010_CPA_C26 0,00 7% TES 2010 CPA_C23 0,01 Figure 70 : Décomposition de la valeur des produits spécifiques de niveau 2 Source : enquête fabricants, documents Yingli, requête societe.com IAB 0-3 kw Résidentiel existant IAB 3-9kW Surimposé 0-3 kw Surimposé 3-9 kw ISB 9-36 kw Tertiaire existant Surimposé 9-36 kw ISB ISB Centrale au sol Importations CI non spécifiques nationales Valeur ajoutée Pose Modules Onduleurs Structure Distribution Raccordement Cellules Verre Autre électrique Etudes TOTAL Figure 71 : Décomposition de la valeur des équipements installés clés en main, par segment de marché, en /W A l issue de la décomposition en premiers et deuxièmes niveaux, la valeur des équipements exprimée en euro par watt installé peut être décomposée comme le montre le tableau ci-dessus. On en déduit des ratios d emplois directs, en ETP par Watt installé, correspondant à chaque segment de la chaîne de valeur, comme indiqué dans le tableau ci-dessous. Page 96 sur 112

97 IAB 0-3 Surimposé IAB 3-9 Surimposé ISB 9- Surimposé Centrales installation études module raccordement distribution onduleurs autre électrique structure Cellules Verres Total emplois directs Figure 72 : emplois directs, (ETP / Watt), par segment de marché et élément de la chaîne de valeur IAB 0-3 Surim posé 0-3 IAB 3-9 Surim posé 3-9 ISB 9-36 Surim posé Central es TOTAL Nouvelles puissances (MW) raccordement installation études onduleurs autre électrique structure distribution module Cellules et verre Total ETP directs Figure 73 : emplois directs, en ETP, répartis par segment d installation et élément de la chaîne de valeur Source : modèle In Numeri Estimation des effets et emplois directs pour les équipementiers La démarche présentée pour l estimation des effets et emplois directs pour le marché des installations «clés en main» est appliquée à l activité des équipementiers photovoltaïques. Ce marché se situe en amont de celui des installations «clés en main», il correspond au cycle d investissement des entreprises ; c est pour cette raison que les effets et emplois qui y sont liés sont évalués de façon séparée. La première étape d analyse consiste donc à rattacher les produits considérés à leur branche d activité. L activité des équipementiers a été rattachée à la branche CPA_C28 «Fabrication de machines et équipements n.c.a». L un des résultats de l enquête menée auprès des fabricants de matériel photovoltaïque est que la part de consommations intermédiaires spécifiques utilisées dans le processus de production est de 27%. Cependant, les résultats ne sont pas suffisamment détaillés pour affecter ces consommations Page 97 sur 112

98 intermédiaires à une branche d activité précise du TES. La décomposition de filière n a donc pas été poussée davantage. La décomposition totale de la valeur des équipements a été complétée à l aide des données de comptabilité nationale. Equipementiers % production Source /W Importations 23% TES Rémunérations salariés 21% TES Marge 8% 0.04 Consommations intermédiaires France 48% 0.25 Valeur de la production Données SEMI et AIE 0.50 Figure 74 : décomposition unitaire de la valeur des équipements de production Source : modèle In Numeri, enquête, TES 2010 Les emplois directs liés à l activité de production des équipementiers ont été évalués en utilisant le ratio rémunération/emploi des données de comptabilité nationale Estimation des effets et emplois directs pour la maintenance La maintenance des installations photovoltaïques en fonctionnement constitue le dernier marché d intérêt dans le cadre de l étude. Ce marché se situe à l aval de celui des installations clés en main. On applique également la démarche présentée dans les paragraphes précédents pour l estimation des effets et emplois directs. Les activités de maintenance et d exploitation sont rattachées à la branche CPA_C33 «Réparation et installation de machines et d équipements» du TES. La valeur des activités de maintenance des installations photovoltaïques existantes a été déterminée à partir des résultats de l enquête auprès des installateurs, des données de la CRE ou d hypothèses de travail lorsque cela s est avéré nécessaire. Le tableau suivant présente ces valeurs pour chaque segment d installation, ainsi que les sources utilisées : Type de système Prix en /W Valeur paramètre Source IAB 0-3 0,07 2% enquête + dire d'experts Surimposé 0-3 0,06 2% enquête + dire d'experts IAB 3-9 0,05 2% enquête + dire d'experts Surimposé 3-9 0,04 2% enquête + dire d'experts ISB ,05 2,40% CRE Surimposé ,06 2,40% CRE ,05 2,40% CRE ,04 2,40% CRE Centrale 0,00 2,40% CRE Figure 75 : Valeur des activités de maintenance pour chaque type d installation, en /W en 2014 Source : modèle In Numeri La décomposition de la valeur de l activité d installation est reprise des données du TES, elle est présentée dans le tableau suivant : Page 98 sur 112

99 Maintenance % Production Source /W Valeur production hypothèse travail sur IAB 0-3 0,07 Importations 15% TES 2010_CPA_C33 0,01 Rémunérations salariés 33% TES 2010_CPA_C33 0,02 Marges (EBE) 9% TES 2010_CPA_C33 0,01 Consommations non spécifiques France par solde 0,03 Source : modèle In Numeri, TES 2010 Figure 76 : Décomposition de la valeur des activités de maintenance 2. Approche utilisée pour les effets et emplois indirects Après avoir estimé les effets et emplois directs en utilisant une analyse de filière, on évalue les effets et emplois indirects, qui correspondent aux activités de production liées aux consommations intermédiaires non spécifiques. Ces effets et emplois indirects sont évalués selon une approche input-output, en utilisant les tableaux entrées-sorties des comptes nationaux. On présente dans un premier temps les outils de comptabilité nationale et la façon dont ils peuvent être utilisés avant de décrire l application au cas de l étude Présentation des outils de comptabilité nationale : les tableaux entréessorties symétriques Structure et fonctionnement des tableaux entrées-sorties symétriques L équilibre ressources-emplois par produit Le système des comptes nationaux permet de retracer pour une année donnée l équilibre entre les ressources et les utilisations des différents produits. Pour rappel, cet équilibre s écrit de la façon suivante : P + M = CI + CF + FBC + X (4) avec M les importations, X les exportations, CF la consommation finale et FBC la formation brute de capital. Cette écriture de l équilibre est simplifiée, et suppose que l ensemble des ressources sont estimés au prix d acquisition les utilisations étant systématiquement estimées à ce prix. Or, en comptabilité nationale, la production et les importations sont évaluées au prix de base, c'est-à-dire hors marges commerciales et de transport, et hors impôts et subventions sur produits. Une écriture plus détaillée de cet équilibre est donc : P + M + MC + T SP = CI + CF + FBC + X (4.1) avec MC les marges commerciales et de transport, T les impôts sur produits, et SP les subventions sur produits. Les tableaux entrées-sorties symétriques comprennent un produit «marges commerciales». En faisant la correction des impôts et subventions sur produits, on peut donc revenir à l écriture simplifiée de l équilibre ressources-emplois dit tableau «aux prix de base». Structure des tableaux entrées-sorties symétriques Les tableaux entrées-sorties symétriques sont des matrices (produit x produit) montrant comment les ressources correspondent aux emplois ; ils décrivent en détail les opérations de consommations Page 99 sur 112

100 intermédiaires et les emplois finals. Le schéma ci-dessous illustre la façon dont est construit et présenté un tableau entrées-sorties symétrique. La première partie du tableau retrace l utilisation des différents produits en tant que consommations intermédiaires pour la fabrication d autres produits. La deuxième partie donne les utilisations finales de chaque produit, qui sont soit de la consommation finale, de la formation brute de capital ou des exportations. La colonne «total» reprend l ensemble des utilisations de chaque produit, elle fait la somme entre utilisations intermédiaires et utilisations finales. Figure 77 : Représentation simplifiée d un tableau entrées-sorties symétrique La partie relative aux utilisations intermédiaires du tableau peut être lue en ligne ou en colonne : En ligne, elle donne la répartition de l utilisation de chaque produit dans les processus de production de l ensemble des produits de l économie, En colonne, elle donne l ensemble des consommations intermédiaires nécessaires à la fabrication d un produit donné. Les tableaux entrées-sorties disponibles sur le site d Eurostat présentent l avantage d être ventilés entre produits domestiques et importations. Cela signifie que le tableau ci-dessus est décomposé en deux soustableaux, l un pour les produits d origine nationale, l autre pour les importations. Les égalités suivantes sont donc vérifiées pour tous les produits : CI i,j = CI N i,j + CI M i,j CF i = CF N i + CF M i FBC i = FBC N i + FBC M i L exposant N signifie que le produit est d origine nationale, l exposant M qu il est importé. Page 100 sur 112

101 Figure 78 : Ventilation du tableau entrées-sorties symétrique en importations La matrice des utilisations intermédiaires permet de construire une matrice des coefficients techniques, souvent notée A. Elle est définie par l ensemble des éléments a i,j tels que : avec P j la production de produit j. a ij =CI i,j /P j Les coefficients techniques représentent donc les consommations intermédiaires unitaires de chaque produit j fabriqué. Comme les tableaux sont ventilés selon l origine des produits (domestique ou importée), il est possible de calculer des coefficients techniques pour chaque type de produit. On a donc : Page 101 sur 112

102 an ij =CI N i,j/p j le coefficient technique des CI d origine nationale, qui mesure le contenu en produits d origine nationale des consommations intermédiaires nécessaires à la production du produit j, am ij =CI M i,j/p j le coefficient technique des CI d origine importée, qui mesure le contenu en produits importés des consommations intermédiaires nécessaires à la production du produit j Utilisation des tableaux entrées-sorties symétriques comme outil d analyse Les tableaux entrées-sorties symétriques peuvent être utilisés comme outil d analyse, notamment pour étudier l impact sur le système productif, et éventuellement sur la répartition de la valeur ajoutée, d une modification d un élément de demande finale. En supposant que les coefficients techniques de production sont stables, il est possible de prévoir les productions requises pour une variation d un élément de demande finale. On repart pour cela de l équilibre ressources-emplois : P + M = CI + CF + FBC + X La ventilation des tableaux entrées-sorties avec le contenu en importations permet de décomposer cet équilibre en deux : P = CI N + CF N + FBC N + X M = CI M + CF M + FBC M Dans la suite, on notera UF les utilisations finales de produits ; UF N représentera donc les utilisations finales de produits d origine domestique (somme CF N + FBC N + X), UF M les utilisations finales de produits importés (somme CF M + FBC M ). Les deux relations d équilibre s écrivent donc : P = CI N + UF N (5) M = CI M + UF M (6) Dans le cadre de l étude, on cherchera à évaluer la production nécessaire pour satisfaire une augmentation des utilisations finales de produits d origine domestique. On se concentre donc sur la relation d équilibre (5), vérifiée pour chaque produit i, que l on peut réécrire de la façon suivante grâce à la définition des coefficients techniques : P i = Σ a N ij P j + UF N i (7) La réécriture des consommations intermédiaires en fonction de la production grâce aux coefficients techniques permet d obtenir un système à autant d équations que d inconnues. On peut le réécrire sous forme matricielle ; on obtient donc : (P) = (A) (P) + (UF) (8) Soit : (P) - (A) (P)= (UF), (I-A) (P) = (UF), avec (I) la matrice identité, qui joue le rôle du 1 dans le produit matriciel. La production nécessaire pour répondre à un niveau donné d utilisations finales est donc déterminée par : (P) = (I-A) -1 (UF) où (I-A) -1 est la matrice inverse de (I-A) NB : Le fait d inverser la matrice (I A) permet de prendre en compte le fait que la fabrication de consommations intermédiaires d une branche nécessite des consommations intermédiaires, dont la fabrication nécessite des consommations intermédiaires etc Application au cas de l étude La première étape de calcul des effets indirects consiste à répartir les CI non spécifiques d origine nationale par branche d activité, en utilisant les données du TES. On calcule ensuite la production générée par cette production par la méthode de l inversion de matrice expliquée au point précédent, puis les emplois associés à cette production, répartie par branche, à l aide des ratios production/emploi tirés des comptes nationaux. Le schéma suivant illustre ce calcul. Page 102 sur 112

103 Utilisation TES, inversion de matrice Utilisation TES, ratios production/emploi par branche Figure 79 : Illustration du calcul des effets indirects Source : modèle In Numeri Page 103 sur 112