Etude de faisabilité technico-économique de la filière

Transcription

République du Sénégal
Ministère de l'Energie et des Mines
--Direction de l'Energie
République Fédérale d’Allemagne
Ministère Fédéral de la Coopération Economique
et du Développement
--Deutsche Gesellschaft für Technische
Zusammenarbeit
GTZ(GmbH)
Promotion de l’Electrification Rurale
et de l’Approvisionnement Durable en
Combustibles Domestiques
PERACOD
Etude de faisabilité technico-économique de la filière
photovoltaïque raccordée réseau au Sénégal
Sommaire
Introduction .................................................................................................................................... 1
Contexte de l’étude......................................................................................................................... 2
I- Contexte mondial
2
IIContexte Sénégalais 3
1ère partie : Analyse de
raccordé réseau européens
programmes
photovoltaïques
Description des systèmes photovoltaïques raccordés réseau ......................................................... 1
I- Composition d’un système photovoltaïque 1
IIConfigurations d’un générateur raccordé réseau
2
IIISchémas de raccordement des installations 4
Eléments de réussite d’un programme photovoltaïque raccordé réseau ........................................ 7
I- Contexte Européen 7
II1er élément : Un système d’aide adéquat 8
III2ème élément : Un cadre réglementaire favorable au développement du
photovoltaïque 11
2ème partie : Eléments technico-économiques
réalisation d’une analyse de faisabilité Sénégalaise
pour
la
Technologies et architectures du photovoltaïque raccordé réseau ................................................. 2
I- Technologie des modules photovoltaïques 2
IITechnologies de l’onduleur 3
IIIArchitectures photovoltaïques raccordées réseau 6
Gammes de puissances photovoltaïques retenues .......................................................................... 9
I- Etude de dimensionnement 9
IIEtude de coûts des installations retenues
1
IIIGammes photovoltaïques retenues 4
Méthodologie employée pour l’analyse économique..................................................................... 1
I- Hypothèses économiques de l’étude 1
II- Paramètres économiques utilisés 2
II- Détermination du coût de production du kWh photovoltaïque à long terme
4
III- Etude de la rentabilité des gammes photovoltaïques
5
3ème partie : Faisabilité d’un programme photovoltaïque
raccordé réseau au Sénégal
Situation du photovoltaïque vis-à-vis des autres moyens de production sénégalais ...................... 1
I- Coûts de production du photovoltaïque raccordé 2
IIRemarques 2
La nécessité de soutiens financiers, mais quelle configuration adopter ? ...................................... 4
I- Cas de la subvention 4
IICas du prêt bonifié 5
IIISolution privilégiée : Le prêt bonifié et le tarif de rachat compensatoire 6
La nécessité d’un cadre réglementaire précis................................................................................. 7
Etude de cas sénégalaise................................................................................................................. 8
I- Hypothèses de l’étude de cas 8
IIDétermination des tarifs de rachats 10
IIIInfluence du taux d’intérêt sur le Temps de Retour 14
IVInfluence de la durée du tarif de rachat compensatoire sur le temps de retour
15
VFinancement des tarifs de rachat
16
Analyse critique et bilan de l’étude ........................................Fehler! Textmarke nicht definiert.
Table des figures
Contexte de l’étude
Figure 1 : Evolution de la production mondiale des cellules photovoltaïques en MWc/an ............... 2
Figure 2 : Puissance installée des systèmes photovoltaïques, par segment de marché et par pays en
2001 .................................................................................................................................. 3
Figure 3 : Evolution du prix du module photovoltaïque .................................................................... 3
Figure 4 : Situation d’un parc de production sénégalais résolument thermique ................................ 4
Figure 5: Courbe de production photovoltaïque quotidienne et courbes de charge spécifiques ........ 5
1ère partie : Analyse de
raccordé réseau européens
programmes
photovoltaïques
Figure 6 : Composition d’un système photovoltaïque raccordé réseau.............................................. 1
Figure 7 : Principe de fonctionnement de la connexion sécurisée ..................................................... 3
Figure 8 : Principe de fonctionnement de la connexion pure............................................................. 4
Figure 9 : Schéma de raccordement « injection des excédents de production » ................................ 5
Figure 10 : Schéma de raccordement « injection de la totalité de la production» ............................ 5
Figure 11 : Tarifs de rachat pratiqués en Allemagne et en Espagne ................................................ 10
Figure 12 : Comparaison des politiques allemande et française ...................................................... 12
Figure 13 : Technologies des modules photovoltaïques .................................................................... 2
2ème partie : Eléments technico-économiques
réalisation d’une analyse de faisabilité Sénégalaise
pour
la
Figure 14 : Principe de fonctionnement de l’onduleur assisté ........................................................... 3
Figure 16 : Principe de fonctionnement de l’onduleur autonome Haute Fréquence......................... 5
Figure 17 : Architecture à un onduleur centralisé ............................................................................. 7
Figure 18 : Architecture à plusieurs onduleurs centralisés................................................................. 7
Figure 19 : Architecture à onduleurs « string ».................................................................................. 7
Figure 20 : Architecture à onduleurs centralisés en « master/slave » ................................................ 8
Figure 21: Comparaison des méthodes de dimensionnement ............................................................ 9
Figure 22 : Panel d’onduleurs adaptés à une puissance de 5 kWc................................................... 14
Figure 23 : Choix de l’onduleur 5 kWc........................................................................................... 15
Figure 24 : Coût spécifique des installations photovoltaïques en fonction de la puissance
développée........................................................................................................................ 1
Figure 25 : Courbes de coûts du champ photovoltaïque .................................................................... 2
Figure 26 : Courbes de coûts des onduleurs....................................................................................... 2
Figure 27 : Analyse de coûts d’une installation de 5 kWc ................................................................. 3
Figure 28 : Comparaison de notre structure de coût avec la littérature photovoltaïque..................... 4
Figure 29 : Coûts spécifiques des gammes Basse Tension ................................................................ 4
Figure 30 : Coûts spécifiques des gammes Moyenne Tension .......................................................... 5
Figure 31 : Passage d’un cash-flow variable à un cash-flow constant (1) ......................................... 3
Figure 32 : Passage d’un cash-flow variable à un cash-flow constant (2) ........................................ 3
3ème partie : Faisabilité d’un programme photovoltaïque
raccordé réseau au Sénégal
Figure 33 : Coûts de production du photovoltaïque raccordé réseau au Sénégal............................... 2
Figure 34 : Remarque sur les coûts de production calculés ............................................................... 3
Figure 35 : Cash-flow d’une installation de 5 MWc subventionnée à 71% ..................................... 5
Figure 36 : Détermination du tarif de rachat pour la gamme de puissance inférieure à 5 kWc ....... 10
Figure 37 : Détermination du tarif de rachat pour la gamme de puissance comprise entre 5 et 500
kWc ................................................................................................................................ 11
Figure 38 : Détermination du tarif de rachat pour la gamme de puissance comprise entre 500 kWc
et 2 MWc ..................................................................................................................... 12
Figure 39 : Détermination du tarif de rachat pour la gamme de puissance comprise entre 2 et 5
MWc ............................................................................................................................... 13
Figure 40 : Influence du taux d’intérêt sur le temps de retour des gammes Basse Tension ............ 14
Figure 41 : Influence du taux d’intérêt sur le temps de retour des gammes Moyenne Tension....... 14
Figure 42 : Influence de la durée du tarif de rachat sur le temps de retour des gammes Basse
Tension ........................................................................................................................... 15
Figure 43 : Influence de la durée du tarif de rachat sur le temps de retour des gammes Moyenne
Tension ........................................................................................................................... 15
Introduction
Au jour d'aujourd'hui, le plus grand challenge de l'Afrique de l'Ouest est d'atteindre un taux
de croissance lui permettant de faire face à cet épouvantable fléau que représente la pauvreté.
Depuis la fin des années 1970, les pays de la sous région ont donc essayé de mettre en place des
plans d'ajustement engendrant des réformes dans les secteurs clé des pays.
L’accès à l'énergie des populations représentant un moteur fort de développement, le
secteur de l'électricité n'y a pas échappé. Depuis les années 1990, la Côte d'Ivoire suivie par le
Sénégal, le Mali, la Gambie et le Bénin ont donc entamé de grandes réformes : Le Sénégal a ainsi
tenté de privatiser depuis 1998, la société d'Etat SENELEC (chargée de la production, du transport
et de la distribution de l’énergie électrique sur tout le territoire de la république du Sénégal), ouvert
son marché aux producteurs indépendants, mais aussi décidé de faire des énergies renouvelables,
un générateur de développement du pays.
Ainsi, une Stratégie Nationale de Relance des Energies Renouvelables pour la Lutte contre
la Pauvreté a été établie, identifiant des objectifs énergétiques clairs pour chaque filière
renouvelable.
Plusieurs acteurs interviennent pour appuyer les propositions qui ont été faites. Le
programme PERACOD (Promotion de l’Electrification Rurale et de l’Approvisionnement Durable
en Combustibles Domestiques) en fait partie. Ce dernier intervient dans le domaine de l’énergie et
de la foresterie au niveau des zones prioritaires de la coopération allemande. C’est un programme
sectoriel de la coopération sénégalo-allemande agissant en tant que prestataire de service et
mandaté par le BMZ (Ministère Fédéral de la Coopération Economique et du Développement). En
même temps ce programme apporte une contribution au niveau national en tant qu’appui conseil au
niveau des Directions de tutelles que sont la Direction de l’Energie (DE) et la Direction des Eaux et
Forêts (DEFCCS), ainsi qu’au niveau de l’Agence Sénégalaise d’Electrification Rurale (ASER).
Le Programme comporte trois composantes, à savoir une composante « Planification
Energétique Nationale », une composante « Combustibles Domestiques et Aménagement
Participatif des Forêts » et une composante « Electrification Rurale », qui a été chargée de mener
une étude de faisabilité sur la filière photovoltaïque raccordée réseau, étude qui est synthétisée dans
ce document.
Cette étude a été réalisée sur 6 mois et se scinde en trois étapes :
•
•
•
L’étape initiale, prévue sur une durée de 4 semaines, prévoyait d’étudier l’existant européen
en matière de photovoltaïque raccordé réseau.
La seconde étape, consistant à élaborer des gammes de puissance photovoltaïque était
prévue sur 10 semaines.
La troisième étape, consistant à analyser économiquement la solution photovoltaïque
raccordée réseau était prévue sur 10 semaines.
Contexte de l’étude
L’idée d’une étude de la filière photovoltaïque raccordée réseau au Sénégal s’insère parfaitement dans une
réalité mondiale mais aussi nationale :
•
•
Au niveau mondial, le photovoltaïque fait désormais partie de ces technologies modernes et incontournables
pour produire une électricité propre et respectueuse de l’environnement.
Au niveau national, les autorités sénégalaises ont entamé de profondes réformes du secteur de l’énergie visant
à assurer un développement pérenne du pays, au travers notamment d’un renforcement du rôle des Energies
Renouvelables.
I- Contexte mondial
Depuis les années 1990, le photovoltaïque a connu une croissance très forte en raison de la volonté de certains
états de prendre en compte l’épuisement des ressources fossiles et les problèmes environnementaux générés par les
moyens de production conventionnels. Ainsi la production et l’installation de modules photovoltaïques ont été
décuplées en une douzaine d’années :
Figure 1 : Evolution de la production mondiale des cellules photovoltaïques en MWc/an
Cette croissance a été engendrée par l’octroi de soutiens financiers des gouvernements et la mise en place de
lignes de production par des entreprises liées notamment au secteur pétrolier (BP et Shell). Ainsi, le segment des
systèmes décentralisés raccordés réseau et intégrés dans les bâtiments a connu un développement relativement
important au regard des autres applications photovoltaïques, notamment au Japon, en Allemagne, en Suisse et aux Pays
Bas :
Figure 2 : Puissance installée des systèmes photovoltaïques, par segment de marché et par pays en
2001
Cet engouement pour le photovoltaïque dans les Pays Développés a permis, non seulement d’acquérir une
maturité technologique (y compris pour les installations de grande puissance), mais aussi une baisse constante des
coûts de production des modules, composant le plus onéreux d’une installation :
Figure 3 : Evolution du prix du module photovoltaïque
Une dynamique photovoltaïque est donc en train de se créer un peu partout dans le monde. L’engouement et
les engagements de certains gouvernements, la maturité technologique et la baisse des coûts de production qui sont
généralement associées au développement d’une activité, laissent à penser que de plus en plus de pays privilégieront la
solution photovoltaïque. Et le Sénégal, en raison de son contexte favorable ne devrait pas y échapper…
II- Contexte Sénégalais
De par sa législation, sa situation énergétique actuelle, son passé en matière d’expérience photovoltaïque et
son ensoleillement, le Sénégal offre un cadre privilégié au développement de la filière raccordée réseau.
A- Du point de vue énergétique
Le Sénégal a longtemps bâti sa politique de développement énergétique sur la base de l’offre prépondérante de
services d’énergie de tendance fossile. Son parc de production, réparti en 5 sites principaux est essentiellement
thermique puisque composé à 26% de centrales à gaz, à 34% de centrales à vapeur et 25% de centrales diesel :
Centrales
Type de
centrale
Diesel
Puissance
installée
(MW)
10
Puissance
exploitable
(MW)
8
Vapeur
51.2
32
Turbine à
Gaz
Vapeur
36.5
32
87.5
82
Diesel
59
56
Turbine à
Gaz
Diesel
60.5
53
Kahone
14
12
SaintLouis
GTI
Diesel
6
5
Turbine à
Gaz
36.5
32
Total
361.2
312
Cycle combiné GTI
34%
Diesel
Vapeur
Bel Air 1
Cap des
Biches III
Tubine à gaz
26%
15%
25%
Structure d'équipement de production
15%
GTI
Saint Louis
2%
4%
Kahone
Bel Air
Cap des Biches
57%
22%
Répartition des équipements selon les sites
Figure 4 : Situation d’un parc de production sénégalais résolument thermique
thermique
Cette politique de développement, quoique résolument économique, n’est pas viable à long et même moyen
terme puisque :
•
•
Elle accroît la dépendance énergétique du Sénégal qui doit augmenter ses importations d’hydrocarbures.
Elle a un impact négatif sur toute l’économie Sénégalaise à cause de la hausse permanente du prix des
hydrocarbures.
• Elle ne résout pas les problèmes de pics de consommation, intervenant généralement les après-midi d’été très
chauds…
L’intérêt du photovoltaïque d’un point de vue énergétique se fait donc sentir au Sénégal, notamment si l’on
considère que l’ensoleillement est une matière première au même titre que le pétrole ou le gaz naturel :
•
Pour un gestionnaire de réseau, le photovoltaïque permet en effet de diversifier sa
production d’électricité, de mettre en avant un bilan écologique favorable ou encore de
lisser les pics de consommation en journée puisque la courbe de production photovoltaïque
coïncide aux courbes de consommation d’un immeuble de bureaux, ou d’une climatisation :
Figure 5: Courbe de production photovoltaïque quotidienne et courbes de charge spécifiques1
•
Pour un producteur, la connexion d’une installation photovoltaïque permet de diminuer une facture électrique
ou de générer des revenus. Dans une optique plus fine, on peut aussi envisager que le photovoltaïque combatte
en partie les problèmes de pauvreté et de croissance économique que le gouvernement sénégalais s’est engagé
de résoudre, puisqu’une installation pourrait engendrer des retombées financières et économiques à une
collectivité ou un particulier.
B- Du point de vue des acquis
En raison d’une situation géographique lui faisant bénéficier d’un ensoleillement important de 3000 heures par
an et d’une énergie totale moyenne égale à 5,7 kWh/m²/jour, le Sénégal a tout intérêt de poursuivre les «tentatives»
(certes entrecoupées d’échecs) qu’il a entreprises depuis les années 1980 en matière de photovoltaïque autonome. A ce
jour, quelques 2MWc de puissance crête ont été installés dont :
•
•
Une dizaine de centrales solaires pour une puissance cumulée de 250 kWc.
10000 systèmes photovoltaïques familiaux pour électrifier notamment les îles du Saloum.
Cependant, tous ces projets réalisés sans réelle harmonisation et cadre précis, n’ont jamais su faire jouer
pleinement au photovoltaïque son rôle de développement économique et social du pays…
C- Du point de vue législatif
Le Sénégal se trouve dans une phase transitoire de développement du secteur de l’énergie. Depuis 1998, les
autorités ont en effet entamé de profondes réformes visant à assurer un développement pérenne du pays.
La loi 98-29 du 14 Avril 1998 a donc vu le jour. Cette Loi a pour objet de garantir un approvisionnement
électrique au moindre coût et d’assurer l’accès à l’électricité des populations rurales. Elle propose les mesures
suivantes :
•
•
•
•
1
La privatisation de la SENELEC, autrefois entreprise d’état mais bientôt écartée de son monopole d’achat et
de transport de l’électricité. Elle sera en effet cantonnée à la production et la gestion des lignes électriques.
L’ouverture du marché aux initiatives privées pour la production, la distribution et la vente d’électricité.
L’obtention d'une permission du Ministre de l'Énergie pour réaliser une activité de production, de transport ou
de distribution dans le secteur électrique excédant une puissance de 50 kW, exception faite des installations
militaires, des centrales nucléaires et des oeuvres de production réalisées dans le cadre d'accords entre États.
La création de la Commission de Régulation du Secteur de l’Electricité (CRSE), chargée de la régulation des
activités de production, de transport, de distribution et de vente d’énergie électrique. Elle a pour objectif de
promouvoir le développement rationnel de l’offre d’énergie électrique, veiller à l’équilibre économique et
Source ADEME.
•
financier du secteur de l’électricité, promouvoir la concurrence et la participation du secteur privé en matière
de production, de transport, de distribution et de vente d’énergie électrique.
La création de l’Agence Sénégalaise d’Electrification Rurale (ASER), chargée de promouvoir et d’administrer
l’électrification rurale sénégalaise. Elle a pour objectif de stimuler la demande et l’offre de service en matière
d’électrification rurale par l’intermédiaire de campagnes d’informations, de services financiers et d’ingénierie,
de montage juridique, de maîtrise d’ouvrage.
Parallèlement à cette loi, une stratégie de relance des énergies renouvelables a été établie :
Un premier document, dont l’objectif global est de faire de ces dernières des alternatives viables
pour combattre la pauvreté, a été rédigé2. Il dresse un état des lieux de chaque filière renouvelable
avant de fixer les objectifs à atteindre. Le photovoltaïque raccordé réseau est concerné puisqu’un
programme visant à installer 10 MWc d’équipements sur 10 ans est envisagé.
Dans un contexte évolutif, où l’implication des producteurs indépendants et des énergies
renouvelables est énoncée, un développement de la filière photovoltaïque raccordé réseau parait
tout à fait concevable…
2
Document intitulé « Stratégie nationale de développement des Energies Renouvelables pour la lutte contre la
pauvreté »
1ère partie : Analyse de programmes
photovoltaïques raccordés réseau
européens
L’analyse de l’existant européen en matière de photovoltaïque raccordé réseau, fut la
première étape de notre étude de faisabilité. Elle nous a semblé nécessaire pour appréhender le
principe de fonctionnement, les spécificités et contraintes d’une installation, et essentielle pour
retirer les idées fortes et les causes de succès d’un programme de développement.
Dans cette partie, nous avons donc essayé d’établir un état des lieux des dispositions
techniques, législatives et financières du photovoltaïque raccordé réseau :
•
•
Dans un premier temps, une description des systèmes photovoltaïques raccordés réseau a
été réalisée.
Dans un second, une analyse des éléments de réussite d’un programme photovoltaïque a été
menée.
Description des systèmes photovoltaïques raccordés
réseau
Même s’il n’existe pas encore de réglementation et de norme standard, le photovoltaïque
raccordé réseau doit respecter certains principes. Les différents retours d’expérience européens (et
même mondiaux d’ailleurs) ont en effet permis de dégager une composition, des configurations et
des schémas de raccordement communs, qu’il est nécessaire de connaître pour comprendre l’intérêt
du photovoltaïque raccordé…
I- Composition d’un système photovoltaïque
D’une manière très simple, un générateur photovoltaïque raccordé réseau comprend les
éléments suivants :
Un ensemble de
modules
photovoltaïques
assurant la
conversion de
l’énergie solaire
en énergie
électrique
= Un ensemble
onduleur
transformant
l’énergie
photovoltaïque en
courant alternatif
≈
Des organes
de sécurité
protégeant le
réseau
électrique, les
personnes et
l’installation
solaire
Un dispositif
de comptage
mesurant
l’énergie
injectée et
soutirée au
réseau
Figure 6 : Composition d’un système photovoltaïque raccordé réseau
A- Premier élément : Le module photovoltaïque
Les modules photovoltaïques sont composés d’un ensemble de cellules mises en série,
réalisant la conversion proprement dite de la lumière du soleil en électricité. Ils sont eux-mêmes
associés en série et parallèle pour former un champ photovoltaïque d’une puissance crête Pc
définie selon des conditions spécifiques d’éclairement, de température et de spectre solaire
(1000W/m², 25°C et AM 1.5).
Une grande proportion de modules est issue d’un composant de base, le silicium, de
composition cristalline. Les capteurs les plus utilisés actuellement sont des panneaux rectangulaires
de quelques centimètres d'épaisseur, pesant quelques kilos et d'une surface comprise entre 0.5 et
3m².
B- Deuxième élément: L’onduleur
Le rôle de l’onduleur est de transformer le courant continu fourni par le champ
photovoltaïque en un courant alternatif ayant toutes les caractéristiques du courant alternatif fourni
par le réseau électrique.
L’onduleur est un appareil électronique de haute technologie, géré par microprocesseur,
garantissant que le courant produit répond exactement aux normes fixées par les compagnies
d'électricité ou les autorités compétentes. Il se présente sous la forme d'un boîtier métallique, muni
d'un radiateur.
C- Troisième élément : Organes de sécurité et de raccordement
Les organes de sécurité et de raccordement assurent des fonctions de protection vis-à-vis de
l’utilisateur, de l’installation photovoltaïque et du réseau. Elles se déclinent sous 3 formes :
•
•
•
La protection de découplage dont l’objectif est de ne pas laisser sous tension un ouvrage en
défaut. Elle permet ainsi de déconnecter l’installation photovoltaïque du réseau électrique
lorsqu’un problème technique survient.
La protection contre la foudre dont l’objectif est de protéger autant que possible le
générateur photovoltaïque des impacts directs (impacts sur la construction) et induits
(impacts au sol, surtension véhiculée par le réseau électrique) de la foudre.
La mise à la terre dont l’objectif est de protéger les personnes et les équipements,
d’accroître la fiabilité des équipements et de réduire les risques de détérioration en cas de
foudre.
D- Quatrième élément : Le comptage de l’énergie injectée et soutirée au
réseau
L’un des principes du photovoltaïque raccordé étant de soutirer et de revendre l’électricité
au réseau de distribution, un comptage de l’énergie injectée et soutirée doit être réalisé. Ce
comptage s’effectue par l’intermédiaire d’au moins deux compteurs, l’un situé aux bornes aval du
disjoncteur, l’autre au point de livraison, c’est-à-dire en entrée du réseau.
II- Configurations d’un générateur raccordé réseau
Suivant l’effet recherché, le générateur photovoltaïque raccordé réseau se décline selon
deux variantes :
•
La première, l’installation de connexion sécurisée permet à la fois une production directe
mais aussi autonome d’énergie. Elle fournit ainsi de l’électricité au producteur en toute
occasion par l’intermédiaire d’un parc de stockage et permet d’injecter sur le réseau de
distribution une partie ou l’intégralité de sa production tant que celui-ci n’est pas défaillant.
•
La deuxième, l’installation de connexion pure, permet une production d’énergie « au fil du
soleil ». Elle fournit ainsi de l’électricité au producteur et/ou au réseau de distribution
durant la journée, tant que ce dernier n’est pas défaillant.
A- Principe de fonctionnement de l’installation de connexion sécurisée
La variante avec générateur de sécurisation a pour objet, en l’absence du réseau électrique,
d’utiliser à la fois l’énergie emmagasinée dans des batteries et celle fournie par les panneaux
photovoltaïques pour alimenter des usages prioritaires d’une installation.
Cette solution permet d’utiliser au maximum l’énergie fournie par le champ photovoltaïque
en assurant, en cas de défaillance du réseau, une alimentation instantanée d’appareils secourus :
En présence du réseau électrique, l’énergie fournie
par le champ photovoltaïque maintient en charge
la batterie via un régulateur.
Réseau
électrique
L’excédent d’énergie photovoltaïque fourni est
converti en énergie alternative 230 V par un
onduleur synchrone, pour être consommée par le
producteur, ou réinjectée sur le réseau.
Cette injection est possible tant que le réseau reste
dans la plage de tolérance de tension et fréquence
préfixée au niveau de l’onduleur.
En cas de défaillance du réseau électrique, les
circuits non secourus ne sont plus alimentés.
L’onduleur s’arrête de fonctionner en mode
synchrone et bascule instantanément en mode
autonome.
Réseau
électrique
Les
circuits
secourus
sont
basculés
automatiquement sur la sortie de l’onduleur
autonome. En conséquence, le système devient
complètement autonome : Les appareils connectés
sur les circuits secourus sont alimentés par
l’onduleur convertissant l’énergie fournie par le
panneau solaire et la batterie en énergie alternative
230 V.
Au retour de la tension du réseau, les circuits non
secourus
et
secourus
sont
alimentés
instantanément par le réseau de distribution.
L’onduleur continue de fonctionner en mode
autonome pendant quelques minutes pour ensuite
basculer en mode synchrone…
Figure 7 : Principe de fonctionnement
fonctionnement de la connexion sécurisée
B- Principe de fonctionnement de l’installation de connexion pure
Le générateur dit de connexion pure a pour objet, en présence du réseau électrique, de
produire une électricité consommée par le propriétaire, ou revendue au réseau de distribution.
Cette solution permet d’utiliser l’énergie fournie par le champ photovoltaïque tant qu’il n’y
a pas de défaillance du réseau :
En présence du réseau électrique, l’onduleur
convertit l’énergie fournie par le champ solaire en
énergie alternative 230 V.
MPPT
Réseau
électrique
Cette énergie est soit consommée par le producteur,
soit injectée sur le réseau électrique, tant que ce
dernier reste dans une plage de tolérance de tension
et de fréquence préfixée.
En cas de défaillance du réseau électrique,
l’onduleur s’arrête de fonctionner.
L’énergie produite par le champ photovoltaïque
n’est donc plus transformée en énergie alternative,
et n’est pas utilisable par le producteur.
MPPT
Réseau
électrique
Au retour de la tension du réseau, les charges sont
alimentées instantanément par le réseau de
distribution. L’onduleur bascule ensuite en mode
synchrone pour réinjecter l’énergie photovoltaïque
fournie au réseau.
Figure 8 : Principe de fonctionnement de la connexion pure
III- Schémas de raccordement des installations
En Europe, il existe deux schémas de raccordement pour les installations photovoltaïques :
• Le premier, utilisé dans le cadre de l’injection des excédents de production, permet de
consommer une partie de la production photovoltaïque et revendre le surplus au réseau de
distribution.
• Le deuxième, utilisé dans le cadre de l’injection de la totalité de la production, consiste à
revendre la totalité de la production photovoltaïque au réseau de distribution.
A- Cas de l’injection des excédents de production
Dans le cas de l’injection des excédents de production, le générateur de production
photovoltaïque est raccordé à la fois sur l’installation intérieure et sur le réseau Basse Tension.
Comme le client consomme une partie de sa production et soutire une partie de sa consommation,
une installation doit être équipée de deux compteurs électroniques installés « tête bêche »:
A chaque moment, un seul compteur
mesure : C’est celui pour lequel le sens du
solde entre les énergies consommées et
produites dans l’installation correspond à
son câblage. Ce principe exclut l’utilisation
de compteurs réversibles et de compteurs
électromécaniques car quelque soit le sens
de transit de l’énergie, aucun des compteurs
ne doit décompter.
Un compteur d’injection mesure le solde
« Production - Consommation » injectée
au réseau.
Un compteur de soutirage mesure le
solde « Consommation – Production »
soutirée au réseau.
Réseau
Figure 9 : Schéma de raccordement « injection des excédents de production »
B- Cas de l’injection de la totalité de la production
Dans le cas de l’injection de la totalité de la production, le générateur photovoltaïque est
raccordé au réseau par l’intermédiaire d’un point de livraison « production » distinct du point de
livraison « consommation » utilisé pour les besoins en soutirage du producteur.
Cette dissociation entre le point de livraison « consommation » et le point de livraison
« production » conduit à étoiler le branchement en deux :
D’un
côté,
un
branchement
« production »
comporte
deux
compteurs électroniques montés têtebêche:
- un compteur câblé pour enregistrer
l’énergie injectée sur le réseau.
- un compteur de non consommation
pour
enregistrer
l’énergie
éventuellement
consommée
par
l’onduleur.
De l’autre côté, un branchement
« consommation » comporte un seul
compteur. Le type de compteur,
électromécanique ou électronique est alors
indifférent.
Réseau
Figure 10 : Schéma de raccordement « injection de la totalité de la production»
Configuration étudiée dans le cadre de notre étude
Dans le cadre de notre étude, nous avons privilégié la solution de la connexion pure
injectant la totalité de la production photovoltaïque car :
•
La solution de la connexion sécurisée est réservée à des applications très précises
et marginales, demandant un niveau élevé de fourniture électrique (circuit de surveillance,
circuit de sécurité, hôpitaux…)
•
Elle représente, comme nous allons le voir dans la suite de ce document la
solution la plus rentable.
Eléments de réussite d’un programme photovoltaïque
raccordé réseau
Par la diversité de ses programmes, l’Europe fait office de référence en matière de
photovoltaïque raccordé réseau. Que ce soit avec l’Allemagne, et son parc de près de 800 MWc, ou
avec la France, qui atteint péniblement les 9 MWc, l’Europe dispose d’une expérience riche en
enseignements qu’il est important de prendre en compte dans l’espoir de dégager les éléments de
réussite d’un programme photovoltaïque…
I- Contexte Européen
Le développement du photovoltaïque raccordé réseau en Europe trouve son origine dans la
promulgation de directives européennes et de lois nationales. Ces dernières font suite à des années
de discussions, débats, pourparlers, interrogations qui ont finalement abouti à la rédaction de
documents officiels, sans lesquels le photovoltaïque ne connaîtrait pas cet essor.
A- L’ouverture des marchés
Le 25 novembre 2002, l’Union Européenne a adopté à l’unanimité une directive concernant l’ouverture totale
à la concurrence des marchés européens de l’électricité.
Cette directive prévoit l’ouverture des marchés de l’énergie à partir de 2004 pour les entreprises et en 2007
pour les particuliers. Elle a pour but affiché de :
•
•
•
Renforcer la compétitivité des entreprises européennes.
Séparer juridiquement les entreprises produisant l’électricité et les distributeurs.
Mettre en place des gestionnaires de réseaux indépendants.
Cette directive laisse donc le choix aux producteurs d’investir ou non dans les Energies
Renouvelables…
B- La promotion des énergies renouvelables
Suite au sommet de Kyoto, l’Union Européenne a émis le 27 septembre 2001 une directive (Directive
2001/77/CE) relative à la promotion de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables.
Cette directive a le mérite d’avoir traduit les objectifs du Livre Blanc de 1997 en efforts concrets :
L’implantation de 1.000.000 de systèmes photovoltaïques équivalents à 1 kWc dont 650.000 en Europe et 350.000
dans les Pays En Développement. Elle invite chaque Etat membre à fixer des objectifs nationaux et établir un cadre
favorable au développement du photovoltaïque mais aussi des autres sources d’énergie renouvelables. Différents
projets, ont donc vu le jour, mettant en place différents cadres et régimes de soutien.
Un premier bilan peut d’ailleurs être dressé quant à la réussite ou non d’un programme photovoltaïque : Un
régime de soutien approprié et une réglementation claire semblent être les deux éléments clé à instaurer.
II- 1er élément : Un système d’aide adéquat
Le premier élément de réussite d’un programme photovoltaïque est la mise en place d’un
régime d’aide adéquat permettant à la fois de lever la barrière de l’investissement et de rendre le
photovoltaïque rentable aux yeux des investisseurs. Pour cela différents mécanismes de soutien
sont proposés, parmi lesquels :
•
•
•
Les aides à l’investissement.
Les exonérations ou réductions fiscales.
Le soutien direct des prix.
A- Les aides à l’investissement
Les systèmes d’aide à l’investissement ont pour but d’aider l’investisseur à financer les
coûts souvent élevés d’une installation photovoltaïque. Ils se déclinent sous la forme de
subventions directes ou de prêts à taux préférentiels aussi connus sous le nom de « prêts verts »
La subvention directe
La subvention directe, bien que relativement sûre du point de vue de l’investisseur, possède
de nombreux inconvénients :
•
•
•
•
Elle fait directement ou indirectement appel au budget de l’Etat.
Elle revêt souvent un caractère non transparent, voire discriminatoire, ne serait-ce que par
une inégalité des aides proposées selon les régions.
Elle n’offre pas toujours aux opérateurs une visibilité suffisante pour assumer les risques,
faute de politiques publiques stables.
Elle donne de « mauvaises habitudes » aux opérateurs, qui risquent de se consacrer plus à la
recherche de subventions qu’à leur métier proprement dit.
Même si elle ne doit pas être rejetée définitivement en bloc, la subvention directe ne peut
donc jouer qu’un rôle temporaire dans le développement d’un marché, notamment au moment de
son ouverture et de son lancement.
Le prêt vert
Le prêt vert constitue une autre alternative pour aider au financement d’une installation
photovoltaïque. Il se distingue d’un prêt ordinaire dans la mesure où le taux d’intérêt et la durée de
remboursement proposés aux investisseurs photovoltaïques sont avantageux : Dans le cas de
l’Allemagne, l’Etat accorde aux investisseurs photovoltaïques, des prêts (disponibles auprès de
banques de développement) remboursables sur 10 ou 20 ans et disposant d’une subvention sur le
taux d’intérêt commercial de 4.5%3.
3
Le taux d’intérêt net se situe alors autour des 2% et peut par conséquent être réduit à zéro si le taux d’intérêt descend
sous la barre des 4.5%.
Le gros avantage de ce mode de financement est qu’il pèse moins sur le budget d’un Etat
puisque l’argent prêté provient d’une taxe sur les hydrocarbures et pourra être réinvesti une fois le
prêt remboursé…
B- Les exonérations ou réductions fiscales
Les exonérations ou réductions fiscales sont en principe moins discriminatoires que les
aides à l’investissement, mais elles ont tout de même un effet direct sur le budget de l’Etat.
Afin de renforcer leur « effet-levier », souvent très faible en faveur des installations
photovoltaïques puisque la barrière de l’investissement est toujours présente, elle doivent faire
partie d’un ensemble cohérent de dispositifs fiscaux s’appliquant à toutes les formes d’énergies
(écotaxe, pollutaxe).
C- Le soutien direct des prix
Dans le cadre des régimes de soutien direct des prix, les producteurs d'électricité
photovoltaïque perçoivent, sur la base d’une réglementation nationale, une aide financière directe
ou indirecte sous forme d’une subvention par kWh fourni et vendu. On recense actuellement deux
grandes catégories de mécanismes :
•
•
Les systèmes de quotas.
Les systèmes de prix fixes ou tarifs de rachat.
Les systèmes de quotas
Les systèmes de quotas, appliqués notamment au Royaume-Uni, en Irlande et aux PaysBas, s'appuient sur la fixation par la concurrence entre producteurs d'électricité, d’un prix du kWh.
L’opérateur se voit ainsi indemnisé pour chaque kWh photovoltaïque produit suivant le système de
certificats verts ou d’appels d’offre :
•
•
Dans un régime de certificats verts, l'électricité photovoltaïque est vendue au prix du
marché. Pour financer le surcoût permettant d’obtenir une bonne rentabilité, les producteurs
photovoltaïques mettent des certificats à disposition des consommateurs et autres
producteurs, qui ont l’obligation d'acheter un quota correspondant à un pourcentage fixe de
leur consommation / production d'électricité. Les acheteurs, souhaitant acquérir ces
certificats au prix le plus favorable possible, développent ainsi un marché secondaire sur
lequel les producteurs photovoltaïques sont en concurrence les uns avec les autres pour la
vente de certificats.
Dans un régime d’appels d’offre, l'Etat lance une série d'appels sur un besoin en énergie
photovoltaïque. Les opérateurs intéressés montent un projet en proposant un prix de rachat
du kWh, le projet sélectionné faisant ensuite l’objet d’un contrat au prix issu de l'offre.
La majorité des analystes pensent que le régime des appels d’offre n’est pas un régime
viable en raison de l’esprit de concurrence malsaine qu’il génère (les monteurs de projets cherchent
plus souvent à proposer des solutions économiques que des solutions techniquement performantes).
Elle s’accorde plus sur le fait que le régime des certificats verts soit le « système de demain » de
l’Union Européenne, car il représente un compromis équilibré entre l’intervention publique et les
mécanismes de marché. Seulement, la mise en place des certificats verts demande le respect de
certaines conditions qui sont loin d’être remplies :
•
•
•
•
Un degré important d’ouverture à la concurrence permettant de créer un véritable marché
des certificats.
Une fixation de quotas obligatoires photovoltaïques, assortis de sanctions en cas de nonrespect.
Un système de certification et de contrôle des échanges de certificat fiable, indépendant des
producteurs et compatible d’un Etat à l’autre.
Un renforcement de la capacité d’expertise de l’Etat ou du régulateur pour la fixation et le
contrôle d’objectifs qui doivent être cohérents avec l’état de l’art des technologies à un
moment donné.
Les systèmes de prix fixes ou tarifs de rachat compensatoires
Le système des tarifs de rachat compensatoires fonctionne actuellement dans plusieurs pays
de l'Union Européenne et notamment en Allemagne et en Espagne. Il se caractérise par un
remboursement élevé (effectué par les distributeurs d’électricité) du kWh photovoltaïque injecté
sur le réseau électrique, selon un tarif et une durée fixés par les Etats :
•
•
En Allemagne, le tarif de rachat est d’environ 0,55 euro/kWh pour une durée de 20 ans :
Puissance <30kWc
Puissance >30kWc
Installations au sol
45.70 c€ / kWh
45.70 c€ / kWh
Toit
57.40 c€ / kWh
55.00 c€ / kWh
Façade
62.40 c€ / kWh
60.00 c€ / kWh
En Espagne, le tarif de rachat proposé également sur 20 ans, est composé d’un « bonus
écologique » en plus du tarif de rachat pratiqué pour tout producteur (révisé tous les 4 ans) :
Bonus écologique
Tarif de rachat
Puissance <5kWc
Puissance >5kWc
36 c€ / kWh
18 c€ / kWh
36 c€ + 4c€ / kWh
18 c€ + 4c€ / kWh
Tarif de rachat
conventionnel
Figure 11 : Tarifs de rachat pratiqués en Allemagne et en Espagne
Il est important de souligner que les tarifs de rachat ne sont pas financés par des apports
publics, mais par l’intermédiaire d’un prélèvement sur chaque facture d’électricité. Un tel
mécanisme de financement évite donc toute subvention du secteur public et n’exige aucun effort
financier de la part des producteurs et distributeurs.
Système d’aide adéquat
Parmi les trois systèmes d’aides que nous venons de présenter, l’aide à
l’investissement et le soutien direct des prix semblent être les mécanismes à même de
pouvoir garantir un développement du photovoltaïque :
•
L’aide à l’investissement reste et (restera sûrement) primordiale pour lever la
barrière de l’investissement photovoltaïque.
• En parallèle, le soutien direct des prix garantit aux producteurs une bonne
rentabilité. La mise en place d’un marché des certificats verts constitue l’hypothèse
la plus séduisante à moyen/long terme, puisqu’elle permet la création d’un marché
favorisant la concurrence et les interactions entre pays. Mais à court terme, le tarif
de rachat compensatoire parait être le seul système approprié permettant d’attirer
l’investisseur.
Les systèmes d’appels d’offre paraissent réservés à des cas très particuliers et en
quantité limitée. Les réductions fiscales sont appréciables mais ne peuvent à elles
seules garantir un développement du photovoltaïque.
III- 2ème élément : Un cadre réglementaire favorable au
développement du photovoltaïque
Le deuxième élément de réussite d’un programme photovoltaïque est d’établir un cadre réglementaire clair et
précis laissant aux producteurs une visibilité suffisante pour assumer les risques liés à l’investissement d’une
installation photovoltaïque. L’Allemagne l’a très bien compris : Elle a adopté le 1er Avril 2000, une loi sur la priorité
des Energies Renouvelables (Loi Erneuerbare-Energien-Gesetz4) consistant à :
•
•
•
•
•
Garantir un prix élevé de remboursement du kWh photovoltaïque produit sur une période de 20 ans.
Introduire au-delà de cette période une dégressivité progressive et modulable en fonction des résultats effectifs
de production, de telle sorte que, dans tous les cas, le risque financier lié à la durée d’amortissement soit
raisonnable pour les investisseurs.
Actualiser à la baisse le prix de départ des nouveaux contrats afin de tenir compte des progrès technologiques
des installations photovoltaïques.
Raccorder prioritairement au réseau électrique les installations photovoltaïques.
Simplifier les procédures d’installations pour éviter la complexité et la lourdeur des procédures
administratives, le manque de coordination entre les administrations concernées, l’absence ou la lourdeur des
voies de recours en cas de difficultés…
Le succès de cette loi a été si important que d’autres pays comme l’Espagne ont mis en place des lois
équivalentes. Les chiffres sont d’ailleurs nettement en faveur d’un tel cadre réglementaire, comme en témoigne le
tableau suivant :
4
Visible en Annexe E-1.
Prix d’achat kWh
(c€ / kWh)
Aides à l’investissement
Puissance installée à
la fin 2004
France
15
- Crédit d’impôt de 40%
- Subventions à l’investissement
9 MWc
Allemagne
50
Pays
-Prêts bonifiés
- Subventions de certaines régions
- Loi EEG
360 MWc
Figure 12 : Comparaison des politiques allemande et française
2ème partie :
Eléments technico-économiques pour la
réalisation d’une analyse de faisabilité
Sénégalaise
Dans le cadre d’une étude de faisabilité du photovoltaïque raccordé réseau, trois aspects
paraissent pertinents à examiner :
•
Le premier, l’aspect réglementaire, vise à étudier le cadre réglementaire actuel, la
concordance entre le projet et ce cadre, et si nécessaire les dispositions et les
aménagements à mettre en œuvre pour la réussite de l’entreprise.
• Le second, l’aspect technique, consiste, à travers des études de dimensionnement et de
coûts, à définir des gammes de puissance photovoltaïques pour la réalisation de projets
raccordés réseau.
• Le troisième, l’aspect économique, permet d’étudier la rentabilité des projets
photovoltaïques.
Au début de ce document, nous avons entrevu que le contexte Sénégalais était favorable à
l’implantation du photovoltaïque raccordé réseau, de par un ensoleillement important mais aussi
de par une législation appropriée puisqu’une stratégie de relance des énergies renouvelables a été
proposée. Il reste donc à étudier plus profondément les aspects technico-économiques et les
orientations à adopter pour assurer un développement de la filière. Phase que nous allons entamer
dans cette partie en énonçant:
•
•
•
Les technologies à privilégier pour le photovoltaïque raccordé réseau.
Les gammes de puissance photovoltaïques que nous avons retenues pour notre étude.
Les éléments d’analyse économique considérés dans notre étude de faisabilité.
Technologies et architectures du photovoltaïque
raccordé réseau
La connexion d’un générateur photovoltaïque au réseau électrique ne peut être réalisée sans
se conformer aux normes en vigueur et aux meilleures pratiques de l’état de l’art. Une installation
doit en effet :
•
•
•
Remplir les conditions techniques de raccordement au réseau électrique par la mise en place
de dispositifs de protection, de découplage, de sectionnement et de comptage standardisés
et reconnus.
Ne pas perturber le comportement du réseau électrique.
Fournir une énergie de qualité par l’utilisation de composants et d’une architecture
photovoltaïque adaptés aux contexte et besoins locaux.
Dans le cadre de notre analyse, notre intérêt s’est porté sur l’étude des composants et des
configurations du photovoltaïque raccordé réseau. Un référentiel réglementaire et normatif est
également disponible en Annexe D, répertoriant les conditions techniques et les normes à respecter
lors d’une connexion au réseau électrique.
I- Technologie des modules photovoltaïques
Il existe plusieurs technologies de modules, dont deux actuellement très bien appropriées
pour les installations connectées réseau : les siliciums mono et poly-cristallins.
Type de cellules
Rendement des cellules solaires
théorique
En laboratoire commercialisées
Silicium monocristallin
Silicium multi
cristallin
Arséniure de
Gallium(GaAS)
Silicium amorphe(ASi)
Sélénium de cuivre
Indium-Gallium
(GLGS)
Tellure de Cadmium
(CdTe)
Silicium cristallin en
couche mince
27%
24,7%
14 à 16%
27%
19,8%
12 à 14%
25%
13%
6 à 8%
25%
13%
6 à 8%
27,5%
18,2%
10 à 12 %
28,5%
16%
8%
27%
16,4%
9 à 11 %
Domaines d’application
Modules de grandes dimensions
espace (satellite)
Systèmes de concentrateur,
espace
Appareil faible puissance,
production embarquée
Appareils de faible puissance,
module de grandes dimensions
Figure 13 : Technologies des modules photovoltaïques
Les cellules mono et poly-cristallines
sont à ce jour très employées dans le
domaine photovoltaïque car elles
offrent un rapport « rendements de
conversion/ prix » acceptable.
Mais compte tenu des progrès
observés sur les modules de couches
minces, les silicium amorphe,
séleniure de cuivre et autres, auront
vraisemblablement un rôle non
négligeable à jouer dans l’avenir du
photovoltaïque.
II- Technologies de l’onduleur
Dans les applications photovoltaïques raccordées réseau, deux types d’onduleurs sont
utilisés, chacun se distinguant selon son mode de fonctionnement, sa technologie d’électronique de
puissance, ses spécificités techniques, et son coût.
A- Premier type : L’onduleur assisté
L’onduleur assisté possède la particularité de ne fonctionner qu’en présence du réseau. Il
fait appel à la technologie thyristor, ce qui le rend bon marché et robuste, mais ne lui permet pas de
générer un signal de grande qualité.
Principe de fonctionnement :
L’onduleur à thyristor est piloté par le réseau électrique : Les commutateurs5 qui le
composent, s’enclenchent et se déclenchent seulement lorsque la sinusoïde du réseau passe par 0,
ce qui permet d’obtenir un signal rectangulaire (ou trapézoïdal) déphasé contenant beaucoup
d’harmoniques. La connexion au réseau est effectuée à travers un transformateur 50 Hz qui génère
des pertes relativement importantes, et d’un filtre atténuant les harmoniques :
Le réseau fournit un signal sinusoïdal VLI qui va
permettre de piloter l’onduleur :
Onduleur à thyristors
Lorsque la sinusoïde du réseau passe par 0, les
commutateurs s’enclenchent et se déclenchent,
générant un signal rectangulaire (ou trapézoïdal)
Transformateur 50Hz et déphasé d’un angle 180°- α avec le réseau :
filtre pour atténuer les
harmoniques
L’onduleur à thyristors délivre un signal qu’il faudra amplifier
par l’intermédiaire d’un transformateur 50Hz et filtrer pour
atténuer les harmoniques.
Ce signal est ensuite amplifié par l’intermédiaire
d’un transformateur 50Hz, puis filtré.
Figure 14 : Principe de fonctionnement de l’onduleur assisté
5
Un onduleur est constitué d’un ensemble de commutateurs ou « interrupteurs » qui s’enclenchent et se déclenchent
successivement pour générer un courant alternatif.
Applications :
La technologie thyristor dans les applications photovoltaïques raccordées réseau est de
moins en moins utilisée, mais elle n'a pas complètement disparu. Elle a notamment été utilisée pour
des puissances de 20 à 500 kWc dans le programme allemand "1000 Dächer Program".
B- Deuxième type : L’onduleur autonome
L’onduleur autonome possède la particularité d’être commandé par des signaux de
référence internes. Il fait appel aux nouvelles technologies d’électronique de puissance, fiables et
performantes :
•
•
•
•
La technologie des thyristors à coupure ou GTO (Gate Turn-off Thyristor).
La technologie des transistors de puissance bipolaires.
La technologie MOSFET.
La technologie IGBT (Insular Gate Bipolar Transistor).
Il existe deux grandes catégories d’onduleurs autonomes, utilisant la technique de la
Modulation par Largeur d’Impulsion6 :
•
•
L’onduleur autonome à transformation Basse Fréquence.
L’onduleur autonome à transformation Haute Fréquence.
Principe de fonctionnement de l’onduleur autonome Basse Fréquence
L’onduleur autonome Basse Fréquence n’est pas piloté par le réseau : Contrairement à
l’onduleur assisté, il permet de commuter la puissance plusieurs fois par période, reconstituant, par
l’intermédiaire de la Modulation par Largeur d’Impulsion, un signal sinusoïdal de qualité supérieur
au signal de l’onduleur assisté (harmoniques et déphasage). La connexion au réseau est effectuée à
travers un transformateur 50 Hz qui génère des pertes relativement importantes, et d’un filtre
atténuant les harmoniques :
Le fait que les commutateurs de l’onduleur BF
s’enclenchent et se déclenchent plusieurs fois
par période, permet de générer une suite
d’impulsions de largeur variable, reconstituant
un signal sinusoïdal de référence:
Onduleur à Modulation
de Largeur d’Impulsion
Basse Fréquence
Transformateur 50Hz et
filtre pour atténuer les
harmoniques
L’onduleur autonome Basse Fréquence délivre un signal qu’il
faudra amplifier par l’intermédiaire d’un transformateur 50Hz et Ce signal est ensuite amplifié par
filtrer pour atténuer les harmoniques.
l’intermédiaire d’un transformateur 50Hz,
puis filtré
Figure 15 : Principe de fonctionnement de l’onduleur autonome Basse Fréquence
6
La technique de la Modulation de Largeur d’Impulsion (MLI) permet de reconstituer, par l’intermédiaire d’une suite
d’impulsions brèves de largeur variable, un signal sinusoïdal de qualité.
Principe de fonctionnement de l’onduleur autonome haute fréquence :
L’onduleur autonome Haute Fréquence se distingue du précédent car il utilise un
transformateur Haute Fréquence peu encombrant et diminuant considérablement les pertes de
puissances. Le principe est similaire à celui de l’onduleur Basse Fréquence : Il consiste à construire
un onduleur de l’ordre de 10 à 100 kHz et d’introduire un transformateur HF, qui possède
intrinsèquement de bien meilleures performances qu’un transformateur BF :
Comme pour l’onduleur BF, l’onduleur HF
va fournir une suite d’impulsions de largeur
variables, reconstituant un signal sinusoïdal
de référence, amplifié, redressé et filtré, pour
donner naissance à deux demies sinusoïdes
de même signe :
Redresseur et filtre
Onduleur à Modulation
de Largeur d’Impulsion
Haute Fréquence
Transformateur HF
Il convient ensuite d’alterner ces demies
sinusoïdes à travers un pont de quatre
thyristors, pour obtenir un signal sinusoïdal
Pont de thyristors
L’onduleur autonome Basse Fréquence délivre un signal qu’il
faudra amplifier par l’intermédiaire d’un transformateur 50Hz et
filtrer pour atténuer les harmoniques.
Figure 16 : Principe de fonctionnement de l’onduleur autonome Haute Fréquence
Applications
Les onduleurs autonomes sont maintenant très répandus en Europe. Ils sont utilisés dans la
majorité des programmes photovoltaïques raccordés réseau européens, notamment pour les
installations de petite puissance (il existe en effet une forte représentation sur le marché du solaire
des onduleurs de 1kW à 2kW).
Toutefois l’onduleur Haute Fréquence, bien que très attrayant, possède un système de
commutation plus complexe.
Tableau récapitulatif
Si nous essayons de récapituler les différentes technologies d’onduleurs mises en œuvre,
nous obtenons le tableau suivant :
Technologie
Onduleur
assisté
Onduleur
autonome
Thyristor
-GTO
-MOSFET
-IGBT
Onduleur BF
Forme du
signal
Avantages
Inconvénients
Signal
rectangulaire ou
trapézoïdal
Onduleur HF
Signal
sinusoïdal
-Bon marché
-Simple
-Robuste
-Signal
contenant
beaucoup
d’harmonique
Dépend de la
technologie
Basse
Fréquence ou
Haute
Fréquence
employée
-Perte de
puissance
importante
III- Architectures photovoltaïques raccordées réseau
A l’heure actuelle, il existe trois architectures principales pour un onduleur photovoltaïque
connecté au réseau :
•
•
•
L’architecture à onduleur centralisé.
L’architecture à onduleurs « string ».
L’architecture à onduleurs « master/slave ».
A- Architecture à onduleur centralisé
L’architecture à onduleur centralisé consiste à raccorder directement les branches de
modules constituant un champ photovoltaïque à un ou plusieurs onduleurs centraux :
•
Dans le cas d’un onduleur central unique, le champ est directement connecté à l’onduleur.
•
Dans le cas de plusieurs onduleurs centraux, le champ photovoltaïque est divisé en sous
champs disposant d’onduleurs propres, connectés en parallèle sur le réseau.
Figure
Figure 17 : Architecture à un onduleur
centralisé
Figure 18 : Architecture à plusieurs onduleurs
centralisés
Cette architecture permet une séparation claire entre les parties continues et alternatives de
l’installation ainsi qu’une maintenance simplifiée. Ses principaux inconvénients résident dans
l’influence importante des ombrages partiels sur la recherche du MPPT7 et dans les pertes
considérables de productible qu’engendre une panne d’onduleur.
B- Architecture à onduleurs « string »
L’architecture à onduleurs « string », consiste à monter un onduleur sur chaque branche de
modules photovoltaïques d’une installation, les différents onduleurs étant connectés en parallèle sur
le réseau :
Figure 19 : Architecture à onduleurs « string »
Ce concept, qui tend à devenir un standard en Allemagne dans les systèmes domestiques de
moyenne puissance, possède plusieurs avantages. Il permet en effet de simplifier le câblage de la
partie continu de l’installation photovoltaïque et facilite l’accès et le contrôle des onduleurs. De
plus, lorsqu’un onduleur est défaillant, l’installation continue de fonctionner par l’intermédiaire des
autres onduleurs…
7
Maximum Power Point Tracker
C- Architecture à onduleurs « master/slave »
L’architecture à onduleurs « master/slave » consiste à connecter le champ photovoltaïque à
un ensemble d’onduleurs couplés l’un à l’autre par une relation de « maître/esclave » : L’onduleur
« master », est sollicité en permanence pour convertir l’énergie photovoltaïque, alors que les
onduleurs « slave » n’entrent en action qu’au moment où la puissance délivrée par le champ n’est
plus adaptée au travail de l’onduleur « master » :
Figure 20 : Architecture à onduleurs centralisés en « master/slave »
Ce concept permet d’optimiser le nombre d’onduleurs en service en fonction de la
puissance appelée, car chaque onduleur travaille à un niveau de puissance pour lequel son
rendement est le plus élevé. L’inconvénient majeur est que l’onduleur « master » est toujours
fortement sollicité, accroissant ainsi son risque de panne.
Gammes de puissances photovoltaïques retenues
Le lancement d’une activité photovoltaïque raccordée réseau au Sénégal dépend
essentiellement des puissances photovoltaïques à développer. Une installation doit en effet
convenir pour un type d’application, un utilisateur et une tension de raccordement adaptées au
marché de l’électricité Sénégalais.
Dans le cadre de notre analyse, nous avons donc défini des gammes photovoltaïques.
Chaque gamme regroupe un ensemble d’installations (d’une puissance, d’un productible, d’un
équipement, d’une tension de raccordement et d’un coût spécifique donnés) déterminées à partir :
•
•
D’une étude de dimensionnement consistant à établir un référentiel (non exhaustif)
d’installations et d’équipements photovoltaïques disponibles sur le marché (modules et
onduleurs), calculer un productible moyen fourni au réseau électrique et proposer pour
chaque installation étudiée, une configuration « champ photovoltaïque/ onduleur ».
D’une étude de coût des différentes installations.
I- Etude de dimensionnement
A- Problématique de dimensionnement
Le dimensionnement d’une installation photovoltaïque raccordée réseau ne répond pas à la
même problématique qu’une installation autonome. Dans le deuxième cas, il faut souvent
déterminer un optimum technico-économique entre couverture des besoins énergétiques de
l’utilisateur et coûts d’investissement, alors que dans le premier il s’agit plutôt de produire le
maximum d’électricité au meilleur coût possible, sans préoccupation de charges à satisfaire.
Dans le cas du photovoltaïque connecté réseau, le dimensionnement revient donc à
déterminer une puissance à développer, non pas selon un besoin à couvrir, mais selon le
productible qu’offrira une configuration « champ/onduleur » :
Démarche de dimensionnement
« systèmes autonomes » :
Démarche de dimensionnement
« systèmes connectés réseau » :
Analyse des besoins utilisateur
à satisfaire
Choix des puissances crêtes à
étudier et listing des composants
photovoltaïques à utiliser
Détermination de la
puissance crête à
installer
Détermination de la
capacité du parc
batterie
Calcul d’un
productible moyen que
l’on va fournir au
réseau
Détermination d’une
configuration
« champ/onduleur » au
rendement élevé
Figure 21:
21: Comparaison des méthodes de dimensionnement
B- Choix des puissances crêtes à étudier.
Pour choisir les puissances crêtes à étudier, nous avons établi un état des lieux des
installations photovoltaïques dans le monde. Ainsi nous nous sommes rendu compte que les
puissances des installations variaient de 1 kWc à 10 MWc récemment pour le « Bavaria
Solarpark ».
Dans notre cas, nous avons donc décidé de balayer des puissances allant de 1 kWc à 5MWc
(soit au total 25 installations), car nous estimons que les puissances supérieures à cette dernière
sont encore au stade expérimental…
C- Composants
photovoltaïques
dimensionnement.
utilisés
pour
l’étude
de
Pour l’étude de dimensionnement, un référentiel8 de données techniques de modules
photovoltaïques et d’onduleurs présents sur le marché mondial a été établi. L’intérêt de ce
référentiel est double puisqu’il permet à la fois :
•
•
De quantifier les pertes de productible au niveau des installations en utilisant les données
techniques de rendement des onduleurs et de perte de rendement des modules
photovoltaïques.
De trouver une configuration adéquate « champ/onduleur » pour chaque installation en
utilisant les caractéristiques de tension et de courant maximales des onduleurs et des
modules.
D- Calcul de productible photovoltaïque
La première hypothèse lors du dimensionnement d’une installation photovoltaïque consiste
à admettre que l’énergie journalière fournie par une installation photovoltaïque est égale, à un
coefficient correctif K près, à l’énergie journalière moyenne délivrée par le soleil.
Il existe en effet plusieurs paramètres influençant la quantité d’énergie produite par un
générateur photovoltaïque, qu’il est nécessaire de prendre en compte, pour calculer au mieux
l’énergie nette disponible à l’entrée du réseau électrique. Le paramètre incontournable est le
gisement solaire du lieu d’implantation, les autres sont énoncés dans les lignes qui suivent…
Premier paramètre : L’adaptabilité des modules.
Lorsque que l’on connecte des modules photovoltaïques en parallèle et en série, ceux-ci
peuvent connaître des pertes d’adaptabilité Pa que nous estimerons à 3.5%.
Deuxième paramètre : Les pertes dues à une température de jonction élevée.
Tout semi-conducteur constitué d’une jonction P-N voit ses performances se dégrader
quand sa température de jonction augmente. Le silicium ne déroge pas à cette règle puisqu’une
cellule photovoltaïque mal ventilée ou soumise à de fortes températures verra ses performances se
dégrader.
8
Référentiel présent en Annexe A.
Dans notre cas, il convient donc de quantifier cette dégradation : Nous savons par définition
qu’une puissance crête s’obtient pour un ensoleillement E de 1000W/m² et pour une température de
jonction de 25°C. S’il n’est pas incohérent, dans notre cas, de considérer un ensoleillement de
1000W/m² (en raison d’un fort ensoleillement au Sénégal), il est illusoire d’admettre que la
température de jonction n’excédera pas les 25°C (en raison des hautes températures ambiantes
Sénégalaises). Elle est en effet plus élevée comme en témoigne le calcul qui suit :
T jonction = Tambiante + E.k .
k est une variable dépendant de la vitesse du vent moyen annuel µ ( considéré à 1m/s), et de
la température ambiante Tambiante (considérée à 24.2°C) :
k = 0.0138(1 + 0.031.Tambiante )(
. 1 − 0.042µ )
.
où
T jonction = 47.34°C
En considérant une perte de puissance des cellules photovoltaïques de 0.45% par °C de
différence avec la température de jonction, on obtient donc une perte de rendement Pt de :
Pt = 0.45.(T jonction − Tambiante )
Pt = 10.1%
Troisième paramètre : Les pertes dues à l’onduleur
Les pertes dues à l’onduleur sont au nombre de deux :
•
•
La première Pmpp, due à la recherche du point maximal de puissance délivrée par le
module, est estimée à 1.5%
La seconde Pond, due au rendement de l’onduleur est obtenue sur une moyenne des
rendements de tous les onduleurs sélectionnés et vaut 7.5%.
Quatrième paramètre : Les pertes de compteur
Les pertes liées au compteur d’électricité Pce sont estimées à 3%.
Cinquième paramètre : Les pertes de câblage
Les pertes d’énergie dans le câblage Pca sont estimées à 2%.
Déduction du paramètre K
Une fois définies toutes les sources de pertes, il est possible de déterminer le
coefficient correctif K, à appliquer sur la chaîne de conversion photovoltaïque :
Energie E disponible aux
conditions STC
Pertes dues à l’adaptabilité
des modules
Ka = 1 – Pa =
96.5%
Kt = 1 – Pt =
89.9%
Kmpp = 1- Pmmp =
98.5%
Kond = 1 – Pond =
92.5%
Kce = 1 – Pce =
97.0%
Kca = 1 – Pca =
98.0%
K=
0.752
Pertes dues à la
température de jonction
Pertes dues à
l’adaptation au MPP
Pertes onduleur
Pertes compteur
Pertes câblage
Energie K.E disponible à
l’entrée du réseau
E- Détermination d’une configuration « champ PV/onduleur » pour
chaque installation
La détermination de configurations « champ photovoltaïque/onduleur » a pour but de
proposer pour chaque puissance considérée, une installation qui valorise au mieux sa production
énergétique. Il est en effet important de respecter certaines contraintes de dimensionnement pour
obtenir des générateurs performants, contraintes que nous avons estimé au nombre de 3…
Première contrainte : Une puissance d’onduleur comprise entre 0.7 fois et 1.2 fois la
puissance crête du champ
Une étude de la Deutsch Gesellschaft für Sonnenenergie à montré que le ratio entre la
puissance de l’onduleur Po et la puissance du champ photovoltaïque Pc doit être compris entre des
valeurs de 0.7 et 1.2 :
0.7 <
Po
< 1.2
Pc
Deuxième contrainte : Une adéquation « champ/onduleu r » au niveau des paramètres
de courant et de tension
Dans le cas d’une connexion pure, il existe une interaction forte entre le champ
photovoltaïque et l’onduleur. Les deux équipements sont en effet directement connectés l’un à
l’autre si bien que les caractéristiques de sortie du champ doivent être adaptées aux caractéristiques
d’entrée de l’onduleur :
•
La tension maximale admissible par l’onduleur doit être au moins égale à la tension
maximale fournie par le champ photovoltaïque, sous peine d’endommager le matériel.
Cette tension UOnd max est fonction du nombre de modules nSmax à placer en série et de la
tension maximale de circuit ouvert UCO(Module20°C) du module, obtenue des conditions
minimales de température (estimées à 20°C au Sénégal)9 :
U Ond max = n S max .U CO ( Module 20°C )
•
L’intensité maximale admissible par l’onduleur doit être au moins égale à l’intensité
maximale fournie par le champ, sous peine d’endommager le matériel.
Cette intensité IOnd max est fonction du nombre de modules nSmin à placer en parallèle et de
l’intensité maximale de court-circuit ICC(Module60°C) du module, obtenue dans des conditions
maximale de températures10 :
I Ond max = n S min .I CC ( Module 60°C )
•
La tension minimale de déclenchement de l’onduleur doit être au plus égale à la tension
minimale fournie par le champ, sous peine de ne pas optimiser la production
photovoltaïque.
Cette tension UOnd min est fonction du nombre de modules nSmin à placer en série et de la
tension minimale de circuit ouvert UCO(Module60°C) du module, obtenue dans des conditions
maximales de température (estimées à 60°C au Sénégal) :
U Ond min = n S min .U CO ( Module 60°C )
Troisième contrainte : Un coefficient de performance PR > 0.7
9
On rappelle que la tension d’un module diminue avec la température et que la tension d’un champ photovoltaïque
augmente selon le nombre de modules en série (voir Annexe F-1).
10
On rappelle que l’intensité d’un module augmente avec la température et que l’intensité d’un champ photovoltaïque
augmente selon le nombre de modules en parallèle (voir Annexe F-1).
Le coefficient de performance PR a été introduit pour caractériser le fonctionnement des
générateurs photovoltaïques quelles que soient les applications envisagées. Il permet de déterminer
les performances d’un système en calculant le rapport entre la productivité Yf réelle d’une
installation et la productivité Yr de référence de cette même installation dans les conditions STC11 :
PR =
Yf
Yr
où
Yf =
Energie réellement fournie par l ' installation Euse
=
Puissance crête de l ' installation
Pc
Yr =
Irradiation quotidienne dans le plan des mod ules Gi
=
Irradiation conditions STC
G
Dans le cadre de notre étude de dimensionnement, nous avons considéré un PR minimum de 0.7.
F- Exemple de dimensionnement
Pour illustrer les hypothèses qui viennent d’être énoncées, nous allons étudier le
dimensionnement d’une installation de 5 kWc.
Ce dimensionnement s’est réalisé à l’aide d’un modèle Excel que nous avons créé. Il
consiste dans un premier temps à sélectionner les onduleurs du référentiel présent en Annexe A-1,
vérifiant la première contrainte, c’est-à-dire une puissance d’onduleur comprise entre 3.6 kWc et 6
kWc. Ces onduleurs sont au nombre de 7 :
Référence
Conergy WR4600
Siemens SITOP solar 4000
Kyocera KC 5,4i
Total Energie Total Solar 4500
Conergy WR5900
MasterVolt QS6400
Plage de tension en entrée
Min MPP
Vco max
(V)
(V)
150
500
200
675
100
450
350
750
200
675
150
500
100
450
Puissance
nominale
(kW)
3,8
4,3
4,8
4,8
4,9
5
5,5
Courant max
d'entrée
0,7Pc < Pond Pond < 1,2Pc
(A)
29,4
VRAI
VRAI
20
VRAI
VRAI
23
VRAI
VRAI
10,2
VRAI
VRAI
20
VRAI
VRAI
35,8
VRAI
VRAI
37
VRAI
VRAI
Figure 22 : Panel d’onduleurs adaptés à une puissance de 5 kWc
Ensuite, une configuration « champ PV/Onduleur » doit être choisie en respectant :
•
•
•
Une tension minimale de sortie du champ oscillant entre 100 et 350V selon les cas.
Une tension maximale d’entrée pour l’onduleur de 450 à 750V selon les cas.
Un courant maximal d’entrée pour l’onduleur de 20 à 35.8A selon les cas.
En considérant un module de 100Wc délivrant une tension maximale de 22V, une intensité
maximale de 6.4A et une tension minimale de 15V, nous obtenons pour chaque onduleur un
nombre donné de modules à brancher en parallèle et en série :
11
Les conditions STC considèrent une irradiation de 1000W/m² , une température de jonction de 25°C et un spectre
solaire AM 1.5.
Tension de Intensité de
court circuit
circuit
Puissance (Wc) ouvert (V)
(A)
100 Wc (12V)
21,6
6,2
Tension
maximale à
20 °C
22,00
Tension
minimale à
60 °C
15,00
Intensité
maximale à
60 °C
6,417
A partir des caractéristiques du module de 100Wc, il est possible de connecter
pour chacun des onduleurs, un nombre donné de modules. Ainsi l’onduleur
Conergy WR 4600 permet d’accepter 4 branches de 22 modules en série…
Référence
Conergy WR4600
Kyocera KC 5,4i
Conergy WR5900
MasterVolt QS6400
Nbre max de modules Nbre min de modules Nbre max de modules
admis par l'onduleur en admis par l'onduleur en admis par l'onduleur en
série
série
parallèle
22
10
4
30
14
3
20
7
3
34
24
1
30
14
3
22
10
5
20
7
5
Figure 23 : Choix de l’onduleur 5 kWc
A partir de ce dernier tableau, nous pouvons choisir une configuration « champ/onduleur »
adéquate : Le Siemens SITOP Solar 4600 permet une configuration de champ de 2 branches de 25
modules, ce qui convient parfaitement puisque nous devons installer 50 modules. De plus, le ratio
de performance est supérieur à 0.7, ce qui valide notre troisième contrainte de dimensionnement :
Validation du Ratio de Performance
PR > 0,7 ?
OUI
car PR = Es. Gstc / (Pc. Gi) = Yf / Yr =
0,75
II- Etude de coûts des installations retenues
A- Hypothèses de coûts de notre l’étude
Dans le but de calculer un coût spécifique pour chacune de nos gammes de puissance et de
proposer une analyse économique de qualité, nous avons réalisé une étude de coûts de nos
installations.
Cette analyse de coûts prend en compte la tendance de prix des installations
photovoltaïques raccordées réseau, qui veut que le coût spécifique12 d’une installation baisse selon
la puissance installée :
Cette tendance de prix s’explique en
grande partie par le fait que les prix des
onduleurs baissent selon la puissance
développée et que le prix des modules baisse
selon la quantité achetée…
Figure 24 : Coût spécifique des installations photovoltaïques en fonction de la puissance développée
Dans notre étude, nous avons estimé les coûts d’investissement d’une installation
photovoltaïque au nombre de quatre :
•
•
•
•
Les coûts liés aux équipements principaux (champ photovoltaïque et onduleur).
Les coûts liés aux équipements connexes (connexion réseau, mise à la terre, câblage).
Les coûts liés à la planification, aux études d’ingénierie et au montage de l’installation.
Les coûts annexes, qui regroupent les dépenses annexes (comme par exemple l’achat d’un
transformateur Haute Tension dans le cas des installations de forte puissance), mais aussi
une marge d’erreur que nous ne pouvons éviter.
Coûts liés aux équipements principaux
Le coût du champ photovoltaïque est déterminé à partir d’un référentiel de prix
d’installations allemandes (disponible en Annexe B-1) de puissances oscillant entre 1 kWc et 5
MWc : Ce référentiel permet de dégager une tendance de prix des installations photovoltaïques, qui
à un coefficient Km près, permet de déterminer les courbes de prix présumés des champs
photovoltaïques (méthode de calcul expliquée en Annexe B-3) :
12
Le coût spécifique est le coût d’une installation par Watt crête installé. Il s’exprime en €/Wc.
Equation de courbe correspondante :
y = a’.Pc² + b’.Pc + c’ avec :
y = d’.Pc3 + e’.Pc² + f’.Pc + g’ avec :
a’= 0,005112598, b’= 3,373264612
c’= 0,801350574
d’= 9,78612x10-9, e’= -0,000230338
f’= 3,487413545, g’=1,139172042
Figure 25 : Courbes de coûts du champ photovoltaïque
Le coût des onduleurs est déterminé à partir d’un référentiel de « prix distributeurs »
d’onduleurs (disponible en Annexe B-2) de puissance oscillant entre 1,1 et 317,5 kWc. Ce
référentiel nous donne les courbes des prix des onduleurs en fonction de leur puissance à un
coefficient M près, correspondant à la marge des distributeurs. En établissant une correction sur ce
coefficient, nous obtenons les courbes de prix suivantes :
y = a’’.Pc + b’’ avec :
y = d’’.Pc3 + e’’.Pc² + f’’.Pc+g’’ avec :
a’’= 458,8050
b’’= 114,3395
d’’= 0,0007, e’’= -0,8174
f’’= 431,2691, g’’= 4932,6247
Figure 26 : Courbes de coûts des onduleurs
Coûts liés aux équipements connexes
Les coûts liés aux équipements connexes ont été moyennés à partir de données de la
littérature photovoltaïque. Ils sont estimés à :
•
•
0.25 €/Wc pour les équipements de connexion réseau, mise à la terre…
0.06 €/Wc pour le câblage.
Coûts annexes
Les coûts annexes ont été moyennés à partir de retours d’expérience de projets
photovoltaïques :
•
•
•
Les coûts de planification et d’ingénierie, sont estimés à 3%.
Les coûts de montage de l’installation, sont estimés à 5%.
Les coûts annexes liés par exemple au coût d’un transformateur, sont estimés à 5%.
Surcoût lié à la taxe de transport et de transit
Même si nous considérons que les installations photovoltaïques raccordées réseau seront
exonérées de taxes, nous considérons un surcoût de 7% sur l’investissement, lié aux coûts de
transport et de transit.
B- Illustration et validation de nos hypothèses de coûts
Une fois les hypothèses de coûts définies, les coûts d’investissements des installations
étudiées (de 1 kWc à 5 MWc) ont été déterminés. Une installation de 5 kWc aura donc un coût
d’investissement de 26700€, comme en témoigne l’exemple suivant :
Paramètres de l'installation
Unité
Type de connexion
Puissance de l'installation
Productible
kWc
kWh/j
Coûts d'investissement
Prix de référence
Connexion pure
5
20,479
cout unitaire HT
Equipements principaux
Champ PV
Onduleur
Sous-total :
Equipements connexes
Connexion Réseau et mise à la terre
Cablage
Sous-total :
Autres
Planification et Ingénierie
Montage
Autre
Sous-total :
Total :
€/Wc
€/Wc
0,25
0,06
Module
Onduleur
Régulateur
€/Wc
€/Wc
€/A
HT
4,2
0,68
4,74
Montant HT
Montant TTC
17,795 k€
2,362 k€
20,158 k€
19,041 k€
2,528 k€
21,569 k€
71,3
9,5
80,8
1,250 k€
0,300 k€
1,550 k€
1,338 k€
0,321 k€
1,659 k€
5,0
1,2
6,2
0,749 k€
1,248 k€
1,248 k€
3,244 k€
0,801 k€
1,335 k€
1,335 k€
3,471 k€
3,0
5,0
5,0
13,0
24,952 k€
26,698 k€
100,0
TTC
4,49
0,73
4,24
%du total
Figure 27 : Analyse de coûts d’une installation de 5 kWc
Nous remarquons que cette structure de coûts est comparable à celle éditée par la Deutsch
Gesellschaft für Sonnenenergie, validant ainsi nos hypothèses :
Figure 28 : Comparaison de notre structure de coût avec la littérature photovoltaïque
III- Gammes photovoltaïques retenues
Le dimensionnement et l’étude de coûts de nos 25 installations étant réalisés (résultats
visibles en Annexe C-3), des gammes de puissance photovoltaïques furent définies, selon une
application, une tension de raccordement et un coût spécifique donnés. Les gammes ainsi retenues
sont au nombre de 2, chacune étant divisée en deux autres sous gammes :
•
La première gamme, dite gamme « Basse Tension », regroupe les installations d’une
puissance comprise entre 1 et 500 kWc13 :
Une sous gamme pourra être proposée aux particuliers.
Elle regroupe des puissances inférieures à 5 kWc et
possède un coût spécifique de 5.75 €/Wc :
Coût installation TTC
(k€)
Pc installation
Coût du
(kWc) TT : 7 %,TVA : 0 % Wc (€)
1
6,283
6,28
1,5
8,838
5,89
2
11,453
5,73
2,5
14,070
5,63
3
16,578
5,53
3,5
19,202
5,49
4
21,773
5,44
4,5
24,403
5,42
5
26,698
5,34
•
13
Une sous gamme pourra être proposée aux industriels et
petits producteurs. Elle regroupe des puissances
comprises entre 5 et 500 kWc et possède un coût
spécifique de 5.25 €/Wc :
(k€)
Pc installation
Coût du
(kWc) TT : 7 %,TVA : 0 % Wc (€)
10
52,725
5,27
15
79,067
5,27
20
105,723
5,29
25
132,512
5,30
50
263,269
5,27
75
393,675
5,25
100
528,223
5,28
200
1027,670
5,14
300
1565,158
5,22
500
2580,296
5,16
Figure 29 : Coûts spécifiques des gammes
gammes Basse Tension
La deuxième gamme, dite gamme « Moyenne Tension », regroupe les installations d’une
puissance comprise entre 500 kWc et 5 MWc. Les deux sous gammes seront proposées aux
producteurs :
A noter que les installations de puissance supérieure à 200 kWc pourront être connecté au réseau Haute Tension.
La sous gamme regroupant des puissances comprises
entre 500 kWc et 2 MWc possède un coût spécifique de
4.75 €/Wc :
La sous gamme regroupant des puissances comprises
entre 2 MWc et 5 MWc possède un coût spécifique de
4.25 €/Wc :
(k€)
Pc installation
Coût du
(kWc) TT : 7 %,TVA : 0 % Wc (€)
500
2580,296
5,16
1000
4,77
4768,031
1500
4,58
6869,571
9040,297
2000
4,52
(k€)
Pc installation
Coût du
(kWc) TT : 7 %,TVA : 0 % Wc (€)
2000
9040,297
4,52
3000
12890,414
4,30
4000
16390,596
4,10
19613,059
5000
3,92
Figure 30 : Coûts spécifiques des gammes Moyenne Tension
Méthodologie employée pour l’analyse économique
L’économie des énergies renouvelables et notamment photovoltaïque a fait l’objet à travers son existence, de
plusieurs études et propositions de soutien ayant pour but de faciliter sa pénétration sur le marché et de pallier à son
principal inconvénient : Son coût d’investissement élevé.
Ainsi plusieurs personnes comme Jacques Percebois, Jo Neyens ou encore Bernard Chabot ont développé
certaines méthodes et scénarios pour promouvoir ces moyens de production d’électricité, schémas dont nous nous
sommes inspirés pour guider notre étude économique.
Notre analyse qui reste néanmoins « personnelle » dans les hypothèses et considérations économiques, s’est
menée en deux étapes :
•
•
La première étape consistait à déterminer le coût de production du kWh photovoltaïque à long terme, afin de
le confronter aux coûts de productions du parc SENELEC.
La deuxième étape consistait à étudier la rentabilité des gammes photovoltaïques définies préalablement (voir
partie précédente), et définir les conditions favorables au développement d’un programme photovoltaïque
connecté réseau.
I- Hypothèses économiques de l’étude
A- Durée d’observation économique n
La durée d’observation économique n d’un projet est la durée
sur laquelle l’économiste désire mener son étude économique. Dans
notre cas, cette durée est selon les cas, égale à :
•
•
La durée de vie probable du champ photovoltaïque, c’est-àdire 30 ans.
La durée d’un programme de promotion photovoltaïque, c’est-àdire 20 ans.
B- Hypothèses sur l’inflation i
Nos calculs économiques sont réalisés en Euros constants, c’est-à-dire déduction faite de
l’inflation.
C- Hypothèses sur le taux d’actualisation t
•
Le taux d’actualisation est le taux utilisé pour convertir des coûts et des avantages futurs en
valeurs actuelles. Il est fixé à partir des parts moyennes respectives de financement par
fonds propres et emprunts et de leurs taux d’intérêts moyens réels.
Dans notre cas, nous prendrons le taux d’actualisation égal à 10%.
II- Paramètres économiques utilisés
A- Prise en compte de l’actualisation
L’actualisation est un mécanisme qui permet de comparer deux flux monétaires intervenant
à deux époques distinctes. En d’autres mots, l’actualisation permet de comparer à l’instant présent
des quantités de biens ou de services qui apparaissent dans le futur à des horizons temporels
différents, ce qui est bien appréciable pour prendre des décisions dans le présent sur des
investissements futurs.
Pour ce faire, l’actualisation s’appuie sur deux paramètres clé :
•
Le premier, la Valeur Actuelle VA nous dit qu’un bien X, intervenant à l’année j, aura
comme valeur monétaire actuelle VA(X,j) :
VA( X , j ) =
•
X
(1 + t ) − j
où t est le taux d’actualisation considéré
Le deuxième, le Coefficient d’actualisation Ka, nous permet de poser, dans l’hypothèse
qu’une même valeur X intervienne durant n années, que la somme S des Valeurs Actuelles
de chacune de ces valeurs annuelles sera :
n
n
n =1
i =1
S = ∑ VA( X ) =∑
n
X
X
=
∑
i
(1 + t )
i =1 Ka (t , n)
où Ka (t , n) =
t
1 − (1 + t ) − n
Le facteur Ka est très « pratique ». Il permet de manipuler les flux monétaires d’une
manière simple puisque une seule valeur de Ka regroupe en fait l’actualisation sur n années
d’un flux monétaire…
B- L’utilisation de cash-flows constants
Un cash-flow CF représente un flux annuel de trésorerie regroupant à la fois les Recettes et les Dépenses
annuelles liées à l’exploitation d’une installation photovoltaïque :
CF = Re cettes − Dépenses
Ces cash-flows se présentent sur une durée d’observation économique n, correspondant généralement à la
durée de vie estimée du projet.
La notion de cash-flow constant consiste à assigner une valeur de recettes et de dépenses constante durant
toute la durée d’observation économique n d’un projet, ce qui permet, dans le cadre d’une étude, de ne manipuler
qu’une valeur de cash-flow :
On cherche à passer d’un Cash-flow
variable à un Cash-flow constant sur
toute la durée d’observation économique
25
Cash-flow variable
Equivalent Cash-flow constant
20
15
10
5
0
0
5
Palier 1
10
Palier 2
Palier 3
15
Palier 4
20
Palier 5
Figure 31 : Passage d’un cashcash-flow variable à un cashcash-flow constant (1)
Pour se faire, il convient de trouver une valeur équivalente Xeq constante sur toute la durée
d’observation économique n pour chacun des paliers (notés de 1 à 5 dans l’exemple ci-dessus) du
cash-flow, en appliquant le raisonnement suivant :
« Un palier i sur sa « période d’action » [i, j] à
la même efficacité économique qu’un palier de même
valeur Xj sur la période [0, j] auquel on retranche
l’effet d’un palier Xi sur la période [0 ,i].»
Palier i
Sa valeur équivalente Xieq sur la période [0,
n] est définie par l’égalité des 2 Valeurs Actuelles de Xi
et Xieq :
VA( X i ) =
i
j
Xi
Xi
X i eq
−
= VA( X ieq ) =
Ka (t , j ) Ka (t , i)
Ka (t , n)
n
Figure 32 : Passage d’un cashcash-flow variable à un cashcash-flow constant (2)
Ainsi le palier 1 sur la période [0,3 ans] a comme valeur X1eq sur la période [0,20 ans] :
 1
1  Ka (t ,20)
 =
X 1eq = Ka (t ,20). X 1 .
−
.X 1
 Ka (t ,3) Ka (t ,0)  Ka (t ,3)
De même, le palier 2 sur la période [4,7 ans] a comme valeur X2eq sur la période [0, 20
ans] :
 1
1 

X 2eq = Ka (t ,20). X 2 .
−
 Ka (t ,7) Ka (t ,3) 
Cette démarche, en sommant la valeur équivalente de chacun des paliers, se généralise par
l’expression :
X eq =
n


Ka (t , n)
1
1

. X 1 + Ka (t , n).∑ Xi.
−
Ka (t , fin de palier 1)
i=2
 Ka (t , fin de palier i) Ka (t , fin de palier i − 1) 
E- Utilisation de la Valeur Actuelle Nette VAN
La Valeur Actuelle Nette VAN est un paramètre qui permet de juger de la rentabilité d’un
projet. Elle représente la somme des cash-flows annuels actualisés sur la durée d’observation
économique d’un projet :
VAN = − I +
CF
Ka (t , n)
Un projet sera donc rentable si sa VAN est supérieure à zéro et non rentable si sa VAN est
inférieure à zéro…
II- Détermination du coût
photovoltaïque à long terme
de
production
du
kWh
Le coût de production d’un produit est le coût relatif à l’ensemble de la vie de ce produit pour un usage donné.
Dans le cas du photovoltaïque, il correspond donc au prix de revient du kWh d’électricité produit, prenant ainsi en
charge les coûts initiaux de construction et les charges futures pour entretenir cette installation.
A- La formule utilisée : celle du Coût Global Actualisé ou CGA
Le coût de production du kWh photovoltaïque se calcule à partir de la formule du Coût Global Actualisé, qui
par définition est le ratio entre la somme des dépenses actualisées relatives à un projet de l’année 0 à l’année n, et la
somme des productions, actualisées elles aussi de l’année 1 à l’année n :


 ∑ Investissements + ∑ Dépenses annuelles relatives au projet 
CGA = 

Pr oductions énergétiques
∑

 Actualisés


B- Application à notre étude
Dans notre cas, la formule utilisée14 consiste à :
•
•
Ramener le coût de production à long terme à un coût de production annuel équivalent.
Ramener les dépenses d’investissement initiales I à des dépenses annuelles XI constantes :
X I = I .Ka (t , n)
•
Majorer les dépenses d’Exploitation/Maintenance Dem à 2% pour y inclure le renouvellement des
composants :
Dem = I .Kem
14
Formule inspirée de la « méthode Chabot ».
•
Considérer une production énergétique annuelle Ea moyenne.
Ce qui permet d’établir l’expression du CGA employée dans nos
calculs :
n
CGA =
I + ∑ CFannuels
1
n
∑ Ea
≈
I .Ka (t , n) + I .Kem
Ea
1
Remarque
En prenant en compte les dépenses de renouvellement des composants et en évaluant au plus juste les
dépenses d’Exploitation/Maintenance, on se rend compte nos « hypothèses simplificatrices » sont
chohérentes :
En considérant un renouvellement de
l’onduleur tous les 10 ans
En
considérant
des
dépenses
d’Exploitation/Maintenance annuelles à
1% de l’investissement (ce qui équivaut
à260€/an)
En
ramenant
les
dépenses
de
renouvellement
et
d’Exploitation/
Maintenance à un Cash Flow constant
Nous obtenons un CGA de 42c€/kWh
comparable à celui de la méthode Chabot
III- Etude de la rentabilité des gammes photovoltaïques
La notion de rentabilité d’un investissement, même si elle recèle de nombreuses ambiguïtés (comme en
témoigne la multiplicité des critères pour l’évaluer…), se conçoit bien, intuitivement par le calcul du Temps de Retour.
Ce paramètre, que nous avons décidé de privilégier dans cette étude, est en effet assez « parlant » puisqu’il
permet de déterminer le moment à partir duquel les dépenses relatives à un projet seront égales aux revenus que ce
même projet a généré. Et de surcroît, c’est un paramètre fiable si l’on utilise la démarche d’actualisation.
A- La formule utilisée : Celle du Temps de Retour Actualisé ou TRA
Mathématiquement, le Temps de Retour Actualisé représente la durée d’exploitation minimale d’un projet
permettant d’obtenir une VAN nulle, en tenant compte de la démarche d’actualisation. Il est défini par la relation :
TRA
VAN = − I + ∑
i =1
CFi
=0
(1 + t ) TRA
B- Application à notre étude
Dans notre cas, un cash-flow CFc constant est considéré, ce qui permet d’écrire :
CFC
=0
Ka (t , TRA)
CFC
t
=
Ka (t , TRA) =
I
(1 + t ) −TRA
ln(1 − tI
)
CFC
TRA = −
ln(1 + t )
VAN = − I +
Dans ce cash-flow constant, sont inclues :
•
Les recettes Rec, liées à la revente de l’électricité produite par l’installation. Ces recettes dépendent du Tarif
de Rachat TR fixé, et de la production annuelle photovoltaïque Ea :
Re c = TR . EA
•
Les dépenses Dem d’Exploitation et d’Entretien/Maintenance, liées à l’entretien annuel des installations et au
renouvellement des composants.
Dem = I .Kem
•
Les dépenses Das d’Assurance, liées aux frais annuels assurant l’installation. Ces frais d’Assurance peuvent
couvrir les risques d’arrêt de la production du parc, les dégâts matériels par un effet étranger ou un vol :
Das = I .Kas
•
Les dépenses Dges de Gestion et d’Administration, liées aux dépenses de téléphone, de surveillance aux
dépenses, aux frais de personnel administratif. Ces frais interviennent notamment pour les grosses
installations mais par souci de garder les mêmes hypothèses, nous les avons aussi intégré pour les petites
installations.
Dges = Pc.Kges
•
Les dépenses Dimp liées à l’impôt sur le revenu, car une installation photovoltaïque génère des revenus,
imposables à 25% :
Dimp = 25%.(CFi – Amortissement Installation – Amortissement Prêt)
Remarque
La valeur du prêt est incluse dans les dépenses d’investissement, en actualisant les annuités du prêt et en
les ajoutant à la valeur de fonds propres engagés :
I = FP + ∑ Annuités du prêt
actualisées
Cela pour une raison simple. Si nous considérons le cas contraire, notre VAN serait immédiatement
positive et notre temps de retour égal à zéro
Résumé des paramètres pris en compte
Coût de production
Dépenses
d’investissement
X I = I .Ka (t , n )
Dépenses
d’exploitation
Maintenance
Dem = I .Kem
Rentabilité des gammes photovoltaïques
Dépenses
I = FP + ∑ Annuités du prêt
d’investissement
actu
Dépenses
d’exploitation
Maintenance
Dépenses
d’assurance
Dépenses
de gestion
Dépenses liées
aux impôts
Recettes
Dem = I .Kem
Das = I .Kas
Dges = Pc.Kges
Dimp = 25%.(CFi − Amort inst )
Re c = TR . EA
3ème partie : Faisabilité d’un programme
photovoltaïque raccordé réseau au
Sénégal
La faisabilité du photovoltaïque raccordé réseau au Sénégal, dépend essentiellement de
l’intérêt que porteraient l’investisseur, le distributeur et l’Etat à un programme photovoltaïque. Or
dans le contexte sénégalais actuel, cet intérêt n’est pas direct car :
•
•
Du côté de l’investisseur et du distributeur/producteur, l’aspect « coût-efficacitépuissance » prime souvent sur la « conscience écologique ».
Du côté de l’Etat, les budgets ne sont pas forcément dédiés au développement d’une telle
activité.
Par conséquent, nous en déduisons que le développement du photovoltaïque raccordé
réseau au Sénégal est conditionné par :
•
•
Le besoin de paraître aux yeux des investisseurs, aussi rentable que possible, en levant
l’obstacle qui empêche sa pénétration sur le marché : Son coût d’investissement élevé.
Le besoin de trouver des aides permettant de lever cette barrière et pesant peu sur le
budget de l’Etat.
Dans cette troisième partie, nous avons donc essayé de mener une analyse économique
prenant en compte ces besoins : Cette dernière ne se limite pas à une comparaison des coûts de
production des différentes filières énergétiques puisqu’elle tente aussi de dégager des voies de
développement et de réflexion…
Situation du photovoltaïque vis-à-vis des autres moyens
de production sénégalais
Lorsque l’on cherche à développer une nouvelle filière (que ce soit dans le domaine
énergétique ou dans un autre domaine), il est souvent nécessaire de comparer économiquement la
nouvelle solution aux solutions déjà existantes. Dans notre étude, nous avons donc jugé important
de confronter le coût de production du kWh photovoltaïque (ou CGA) aux coûts des autres moyen
de production présents au Sénégal (gaz, vapeur et thermique).
I- Coûts de production du photovoltaïque raccordé
Les coûts de production du photovoltaïque raccordé réseau demeurent relativement élevés
par rapport aux moyens de productions conventionnels présents au Sénégal :
Installations <25kWc
0,70
Système sénégalais t=8%
Turbine a Gaz
Turbine à Vapeur
Diesel
0,60
CGA (E/kWh)
0,50
0,40
0,30
0,20
0,10
0,00
0
5
10
Puissance (kWc) 15
20
25
Coût de production HT du kWh photovoltaïque raccordé (Puissance <25kWc) pour
des frais annuels d'E/M de
2
%
une durée d'observation de
30
ans
une taxe de transport/transit de
7
%
un taux d'actualisation de
10
%
Installations >25kWc
0,60
Turbine à gaz
Turbine à Vapeur
Diesel
0,50
CGA (E/kWh)
0,40
0,30
0,20
Pour un taux d’actualisation
de
10%,
une
durée
d’observation de 30 ans et
des dépenses d’Entretien/
Maintenance de 2%, les
coûts de production baissent
en fonction de la puissance
des installations puisqu’ils
sont de 53 c€/kWh pour une
installation de 1 kWc et de
33 c€/kWh pour une
installation de 5 MWc.
Ils restent ainsi supérieurs
aux coûts de production des
centrales thermiques, à gaz
et à vapeur (9c€/kWh pour
la centrale à gaz).
0,10
0,00
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Puissance (kWc)
3500
4000
4500
5000
Coût de production HT du kWh photovoltaïque raccordé (Puissance >25kWc) pour
des frais annuels d'E/M de
2
%
30
ans
une taxe de transport/transit de
7
%
10
%
Figure 33 : Coûts de production du photovoltaïque raccordé réseau au Sénégal
II- Remarques
Plusieurs remarques peuvent être faites sur les données de ces deux graphiques :
La première remarque, d’ordre technique, est que nous retrouvons 4
CGA bien marqués, rappelant les 4 gammes de puissance que nous
avions préalablement choisies lors de l’analyse des coûts :
•
•
•
•
Une gamme Pc<5kWc.
Une gamme 5kWc<Pc<500kWc.
Une gamme 500kWc<Pc<2MWc.
Une gamme 2MWc<Pc<5MWc.
La deuxième remarque, d’ordre économique, est que les CGA
obtenus restent élevés, même dans un contexte sénégalais favorable
(des points de vue ensoleillement et exonération de taxes sur les
matériels énergétiques) :
•
•
Pour les petites installations, nous obtenons un CGA qui
dépasse les 50 c€/kWh.
Pour les très grandes installations, nous obtenons un CGA
qui dépasse les 30 c€/kWh.
La troisième remarque, également d’ordre économique, est que ces
coûts de production correspondent aux coûts de rachat minimums,
acceptables pour rendre une installation rentable :
•
•
Pour une installation de 1kWc, l’électricité produite doit être
revendue au prix minimum de 53 c€/kWh.
Pour une installation de 5MWc, l’électricité produite doit
être revendue au prix minimum de 33 c€/kWh..
Puissance
(kWc)
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
10
15
20
25
50
75
100
200
300
500
1000
1500
2000
3000
4000
5000
CGA système sénégalais (€/kWh)
Sensibilité à t (en %) :
8
12
10
0,54
0,62
0,71
0,46
0,53
0,61
0,43
0,57
0,50
0,42
0,55
0,48
0,41
0,54
0,47
0,40
0,53
0,47
0,40
0,53
0,46
0,40
0,46
0,52
0,39
0,46
0,52
0,39
0,51
0,45
0,38
0,44
0,51
0,38
0,44
0,51
0,38
0,51
0,45
0,39
0,45
0,51
0,38
0,44
0,51
0,38
0,51
0,44
0,38
0,45
0,51
0,37
0,43
0,50
0,38
0,44
0,50
0,38
0,44
0,50
0,35
0,40
0,46
0,33
0,39
0,44
0,33
0,38
0,44
0,31
0,36
0,41
0,30
0,35
0,40
0,29
0,33
0,38
Figure 34 : Remarque sur les coûts de production calculés
Dans la logique économique actuelle, ces différentes remarques ne jouent pas en faveur du
photovoltaïque raccordé réseau car :
•
•
Le photovoltaïque ne présente pas les coûts de productions les plus bas du marché.
Le photovoltaïque ne permet pas de fixer un tarif de rachat suffisamment élevé pour que le
producteur rentabilise son installation et suffisamment bas pour que l’exploitant (incarné
par la SENELEC) rachète l’électricité.
En conséquence, il semble nécessaire de mettre en place des mécanismes de soutien qui
rendraient attrayant l’investissement photovoltaïque…
La nécessité de soutiens financiers, mais quelle
configuration adopter ?
A la lumière d’une analyse des avantages et inconvénients des systèmes d’aide instaurés en
Europe , nous avons décidé pour le cas du Sénégal d’explorer les mécanismes d’aides suivants :
15
•
•
•
La subvention.
Le prêt bonifié.
Le tarif de rachat compensatoire.
Nous avons volontairement exclu les certificats verts, car la mise en place d’un tel système
ne peut se faire rapidement, en tout cas pas dans des délais compatibles avec les objectifs
ambitieux que nous désirons à court terme...
I- Cas de la subvention
La subvention, désormais bien connue au Sénégal dans les projets photovoltaïques, permet
de réduire les coûts d’investissement. Elle présente les avantages de s‘appliquer immédiatement,
d’être relativement sûre et de pouvoir faire appel aux fonds environnementaux comme :
•
•
Le Mécanisme de Développement Propre qui permet aux entités des secteurs public et privé
des Pays Industrialisés de développer dans les Pays Emergents, des activités réduisant les
émissions de gaz à effet de serre pour acquérir des crédits en retour (ces crédits pouvant
ensuite être utilisés par les parties engagées pour réduire leurs propres émissions ou
vendues sur le marché libre).
Le Fond pour l’Environnement Mondial (GEF en anglais) qui, depuis 1991, octroie des
subventions aux Pays en Développement pour des projets respectueux de l'environnement.
Mais la subvention comporte aussi quelques inconvénients puisqu’elle :
•
•
Rend dépendant des budgets alloués par l’Etat ou les Organismes financeurs.
Possède un impact maximal sur ces mêmes budgets qui ne peuvent être réutilisés.
De plus, une subvention seule peut difficilement rentabiliser un projet photovoltaïque,
puisque pour une installation de 5 MWc (qui correspond à notre plus grande installation
disponible), un tarif de rachat de 10 c€/kWh (supérieur au coût de production de la turbine à gaz), il
faudrait une subvention sur l’investissement de 71% pour obtenir une VAN positive (ce qui
demanderait des budgets colossaux à mettre en place dans le cadre d’un programme
photovoltaïque) :
15
Voir la partie sur « L’analyse de programmes photovoltaïques raccordés réseau européens ».
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Recettes
E/M
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
747,478
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
166,711
Dépenses
Gestion Assurance
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
50,000
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
39,226
Total
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
255,937
Impôt sur revenu
Amort.
Annuel
1961,306
1765,175
1588,658
1429,792
1286,813
1158,132
1042,318
938,087
844,278
759,850
683,865
683,865
683,865
683,865
683,865
683,865
683,865
683,865
683,865
683,865
VAN positive signifiant que le projet est rentable
Cash flow
annuel
actualisé
/ -5 491,657
367,441
491,541 / 446,856
318,408
858,982 / 709,903
274,279
809,950 / 608,527
234,563
765,820 / 523,066
198,818
726,104 / 450,853
166,648
690,359 / 389,690
137,694
658,189 / 337,755
111,636
629,236 / 293,543
88,184
603,178 / 255,806
67,077
579,725 / 223,509
48,081
558,619 / 195,792
48,081
539,622 / 171,940
48,081
539,622 / 156,309
48,081
539,622 / 142,099
48,081
539,622 / 129,181
48,081
539,622 / 117,438
48,081
539,622 / 106,761
48,081
539,622 / 97,056
48,081
539,622 / 88,233
48,081
539,622 / 80,211
VAN :
32,873
Figure 35 : Cash-flow d’une installation de 5 MWc subventionnée à 71%
II- Cas du prêt bonifié
Le prêt bonifié, même s’il connaît la même finalité que la subvention, possède l’avantage de
moins peser sur les ressources de l’Etat ou des Organismes financeurs puisque l’argent prêté aux
investisseurs est récupéré intégralement. Mais, tout comme la subvention, il est insuffisant pour
monter un programme photovoltaïque car le problème du coût de production élevé du
photovoltaïque se fera toujours sentir.
La conclusion à tirer est qu’il faut combiner plusieurs aides, l’une devant lever la barrière
de l’investissement et l’autre permettant d’assurer une bonne rentabilité. Un tarif de rachat élevé du
kWh photovoltaïque semble donc de rigueur…
III- Solution privilégiée : Le prêt bonifié et le tarif de rachat
compensatoire
Notre préoccupation majeure pour déterminer un régime d’aide adéquat, était de satisfaire
les trois parties impliquées dans un programme photovoltaïque raccordé réseau :
•
•
•
L’investisseur qui doit être confiant dans son investissement.
L’Etat, en minimisant l’impact d’un programme photovoltaïque sur son budget.
Le distributeur qui doit proposer des tarifs de rachats attrayants sans pour autant nuire à son
chiffre d’affaire .
C’est pourquoi, nous conseillons la combinaison d’aides suivante :
•
•
Dans le but de minimiser les dépenses publiques, les apports à « fonds perdus » et de
favoriser un régime d’aide viable à long terme, nous avons décidé de privilégier la solution
du prêt bonifié à la subvention directe.
Dans le but d’améliorer la rentabilité d’un projet et d’attirer la confiance de l’investisseur,
s’ajoute à ces prêts bonifiés, un tarif de rachat élevé pour chaque kWh d’électricité que le
système photovoltaïque fournit au réseau public. Ce remboursement se décline sous la
forme d’un tarif de rachat spécifique au photovoltaïque, qui ne pèse pas sur les dépenses de
l’Etat et des distributeurs d’énergie, puisqu’il peut être financé par un prélèvement sur la
facture d’électricité des usagers (dans une certaine proportion bien sûr).
Ce tarif de rachat, tout comme le prêt bonifié seraient proposés pour des périodes assez
longues dans l’optique d’offrir une certaine « sérénité » au candidat investisseur.
La nécessité d’un cadre réglementaire précis
La mise en place d’un programme photovoltaïque et d’un cadre réglementaire précis
trouvent leurs fondements du côté de l’Europe mais aussi du Sénégal :
•
•
L’expérience européenne et le contraste entre l’Allemagne (qui a mis en place la loi sur les
Energies Renouvelables EEG), et la France (qui ne veut pas parachever de cadre précis)
sont trop saisissants, pour affirmer qu’un développement du photovoltaïque s’opère d’une
manière décousue, sans cadre précis.
L’expérience de 25 années de photovoltaïque autonome au Sénégal pousse à rompre avec
la logique de projets (un projet en remplace un autre, qui démarre avec les mêmes
handicaps). Un pays ne se développe pas avec des projets juxtaposés mais à partir de
politiques et programmes répondant à des priorités nationales.
Une politique appropriée accordant une plus grande attention au photovoltaïque devrait
donc être mise en place. Une loi inspirée de la loi EEG allemande (disponible en Annexe E-1),
offrant aux investisseurs une visibilité suffisante pour assumer les risques inhérents à un projet
photovoltaïque, pourrait être instaurée. Elle aurait pour axes principaux :
•
•
•
•
•
Le raccordement prioritaire des installations photovoltaïques au réseau électrique.
Le rachat, le transport et la rémunération systématiques des kWh photovoltaïques produits.
Le principe de guichet unique, permettant d’avoir un unique interlocuteur chargé de
coordonner les différents services administratifs et techniques.
La définition des responsabilités de chacune des parties concernées (producteur et
distributeur) en matière de coûts de raccordement, de travaux mais aussi en matière de
responsabilités civiles (voir Annexe E-3).
La définition des procédures de raccordement (voir Annexe E-2).
Etude de cas sénégalaise
Dans un souci d’illustrer et de crédibiliser les propositions que nous venons de formuler,
nous présentons la simulation d’un programme photovoltaïque prévoyant d’installer une puissance
de 1MWc par an sur une durée de 10 ans16.
Dans un premier temps, cette simulation consiste à fixer des tarifs de rachat favorisant un
développement photovoltaïque. Dans un second, elle permet de calculer les budgets à débloquer
pour atteindre un objectif de 10MWc installés sur 10 ans.
I- Hypothèses de l’étude de cas
A- Hypothèses sur les tarifs de rachat
Les hypothèses sur les tarifs de rachats se limitent à la durée de rémunération du tarif
puisqu’un des principes de cette simulation est de déterminer ces tarifs de rachat.
Nous estimerons cette durée à 20 ans avant de réaliser une étude de sensibilité sur ce
paramètre.
B- Hypothèses sur les prêts bonifiés
Les hypothèses sur les prêts bonifiés reposent sur :
•
•
•
La durée du prêt, estimée à 20 ans (même durée que le tarif de rachat) avec une période
moratoire de 2 ans.
Le taux d’intérêt, estimé à 6% (une étude de sensibilité sera effectué sur cette hypothèse).
Les fonds propres engagés, compris entre 25 et 50%. En dessous de 25%, nous estimons
que le prêt est trop élevé. Au dessus de 50%, nous estimons qu’un producteur n’investira
pas dans le photovoltaïque en raison des coûts d’investissement élevés.
Ces hypothèses peuvent paraître arbitraires mais pourtant elles nous semblent cohérentes :
Si l’on se met dans l’hypothèse que l’Etat Sénégalais bénéficie d’un prêt de la Banque Mondiale à
un taux concessionnel de 0.75% remboursable sur 30 ans, on peut imaginer la création de lignes de
financement auprès de banques. Ces dernières accorderaient alors aux investisseurs
photovoltaïques des prêts à un taux d’intérêt de 6% sur 20 ans, avec une période moratoire de 2
ans, hypothèses qui satisferaient à la fois les investisseurs, l’Etat et les banques puisque :
•
•
16
Les banques bénéficieraient de fonds conséquents.
L’état et les banques dégageraient une plus value sur le taux d’intérêt puisqu’ils se
partageraient les 5.25% d’intérêt en supplément.
Prédictions du document « Stratégie Nationale de Développement des Energies Renouvelables pour la Lutte contre
la Pauvreté » rédigé sous la tutelle du Ministère de l’Energie.
•
L’investisseur se trouve dans une situation confortable puisqu’il bénéficie d’une période
satisfaisante pour rembourser son emprunt.
C- Hypothèses économiques
Les hypothèses économiques concernent :
•
•
•
Un taux d’actualisation fixé à 10%.
Une durée d’observation économique fixée à 20 ans, pour la simple et bonne raison que la
durée du tarif de rachat est de 20 ans et que l’évolution des tarifs de rachat conventionnels
n’est pas connue à un horizon de temps supérieur (La CRSE indexe elle-même les tarifs de
rachat tous les 4 ans).
Un temps de retour de 15 ans, estimé à partir des temps de retour observés dans les projets
énergétiques au Sénégal.
D- Hypothèses sur les frais annuels
Les hypothèses sur les frais annuels concernent :
•
Les dépenses d’Entretien/Maintenance et d’Assurance qui varient selon la gamme de
puissance considérée :
E/M (%)
Assurances (%)
•
•
Pc = 5kWc
2
0,5
Gamme de Puissance
5kWc < Pc = 500kWc
500kWc < Pc = 2MWc
1,5
1
0,4
0,3
2MWc < Pc = 5MWc
0,85
0,2
Les dépenses de Gestion, fixes et estimées à 10€ du kWc.
L’impôt sur le revenu, qui selon la loi sénégalaise se monte à 25% des revenus annuels
(déduction faite de l’amortissement des installations).
Récapitulatif des hypothèses
Hypothèses
Durée du tarif de rachat
Durée du prêt
Taux d’intérêt du prêt
Fonds propres engagés
Taux d’actualisation
Durée d’observation économique
Temps de retour
Dépenses d’Entretien/Maintenance
Dépenses d’Assurance
Dépenses de Gestion
Impôt sur le revenu
Valeur associée
20 ans
20 ans
6%
Entre 25 et 50%
10%
20 ans
15 ans
≤ 5 kWc : 2 ; ≤ 500 kWc : 1.5 ; ≤ 2 MWc : 1 ; ≤ 5 MWc : 0.85
≤ 5 kWc : 0.5 ; ≤ 500 kWc : 0.4 ; ≤ 2 MWc : 0.3 ; ≤ 5 MWc : 0.2
10 €/Wc
25%
II- Détermination des tarifs de rachats
Les tarifs de rachat proposés sont dérivés d’un calcul détaillé de temps de retour : A partir
d’un pourcentage de fonds propres engagés (compris entre 25 et 50%) et de plusieurs tarifs de
rachat (compris entre 35 et 60 c€/kWh), les temps de retour pour chaque gamme de puissance ont
été déterminés, permettant ainsi de distinguer les tarifs de rachats donnant un temps de retour
maximum de 15 ans.
A- Cas de la gamme Basse Tension
Pour la sous gamme de puissance inférieure à 5 kWc, les tarifs de rachat générant un temps
de retour maximum de 15 ans doivent être supérieurs à 50 c€/kWh :
Tarif de rachat
(€/kWh)
0,35
0,4
0,45
0,5
0,55
0,6
0,65
0
40,4
20,8
15,4
12,5
10,5
9,2
8,1
5
NR
22,5
16,3
13,1
11,0
9,5
8,4
10
NR
24,7
17,3
13,7
11,4
9,9
8,7
15
NR
27,5
18,4
14,3
11,9
10,2
9,0
20
NR
31,3
19,6
15,1
12,4
10,6
9,3
Fonds propres (en %)
25
30
NR
NR
37,6
55,9
21,0
22,7
15,9
16,7
13,0
13,5
11,0
11,5
9,6
10,0
35
NR
NR
24,7
17,7
14,1
11,9
10,3
40
NR
NR
27,2
18,7
14,8
12,4
10,7
45
NR
NR
30,6
19,9
15,5
12,9
11,1
50
NR
NR
35,7
21,3
16,3
13,4
11,5
60,0
0.35
0.4
50,0
0.45
Temps de retour Actualisé (ans)
0.5
0.55
40,0
0.6
30,0
20,0
10,0
Zone de sélection
0,0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Fonds propres (%)
Temps de retour actualisé pour divers tarifs de rachat pour
une puissance installée de
2
kWc
un coût d'Investissement de
11,453
k€
une durée du tarif de rachat de
20
ans
des dépenses d'E/Mde
2
%
10
un taux d'intérêt "emprunt" de
6
%
une durée de l'emprunt de
20
ans
des dépenses d'Assurance de
0,5
%
%
Figure 36 : Détermination du tarif de rachat pour la gamme de puissance inférieure à 5 kWc
50
Pour la sous gamme de puissance comprise entre 5 kWc et 500 kWc, les tarifs de rachat
générant un temps de retour maximum de 15 ans doivent être supérieurs à 50 c€/kWh :
Tarif de rachat
(€/kWh)
0,35
0,4
0,45
0,5
0,55
0,6
0,65
0
21,1
15,3
12,2
10,3
8,9
7,8
7,0
5
22,9
16,1
12,8
10,7
9,2
8,1
7,2
10
25,2
17,1
13,4
11,1
9,5
8,4
7,5
15
28,1
18,2
14,0
11,6
9,9
8,7
7,7
20
32,3
19,4
14,7
12,1
10,3
9,0
8,0
25
30
39,6
NR
20,8
22,4
15,5
16,3
12,6
13,1
10,6
11,0
9,3
9,6
8,2
8,5
35
NR
24,3
17,2
13,7
11,5
9,9
8,7
40
NR
26,8
18,2
14,3
11,9
10,2
9,0
50
NR
34,6
20,6
15,7
12,9
11,0
9,6
45
NR
29,9
19,3
15,0
12,4
10,6
9,3
45,0
0.35
0.4
40,0
0.45
35,0
0.5
0.55
30,0
0.6
25,0
20,0
15,0
10,0
5,0
Zone de sélection
0,0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Fonds propres (%)
75
un coût d'Investissement de
kWc
393,675
k€
20
ans
1,5
%
10
%
6
%
20
ans
0,4
%
Figure 37 : Détermination du tarif de rachat pour la gamme de puissance comprise entre 5 et 500 kWc
Un premier tarif de rachat peut être déterminé pour la gamme Basse Tension : La valeur de
50 c€/kWh semble appropriée car :
•
•
Dans le premier cas, un temps de retour de 15 ans peut être obtenu pour un pourcentage de
fonds propres de 25% (et donc un pourcentage de prêts verts de 75%).
Dans le second cas, le temps de retour est inférieur à 15 ans pour toutes les valeurs de fonds
propres que nous avons décidé de considérer (entre 25 et 50%).
B- Cas de la gamme Moyenne Tension
Pour la sous gamme de puissance comprise entre 500 kWc et 2 MWc, les tarifs de rachat
générant un temps de retour de 15 ans doivent être supérieurs à 40 c€/kWh :
Tarif de rachat
(€/kWh) 0
0,35 14,8
0,4 11,7
0,45 9,8
0,5 8,4
0,55 7,4
0,6 6,6
0,65 6,0
5
15,6
12,2
10,2
8,7
7,6
6,8
6,1
10
16,5
12,8
10,5
9,0
7,9
7,0
6,3
15
17,5
13,4
11,0
9,3
8,1
7,2
6,5
20
18,6
14,0
11,4
9,7
8,4
7,4
6,7
25
30
19,9
21,4
14,7
15,4
11,9
12,3
10,0
10,4
8,7
9,0
7,7
7,9
6,9
7,1
35
23,1
16,2
12,9
10,7
9,3
8,2
7,3
40
25,1
17,1
13,4
11,1
9,6
8,4
7,5
45
27,7
18,1
14,0
11,5
9,9
8,7
7,7
50
31,3
19,2
14,6
12,0
10,2
8,9
7,9
35,0
0.35
0.4
30,0
0.45
0.5
25,0
0.55
0.6
20,0
15,0
10,0
5,0
Zone de sélection
0,0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Fonds propres (%)
1000
kWc
un coût d'Investissement de 4768,031 k€
20
ans
1
%
10
6
%
20
ans
0,3
%
%
Figure 38 : Détermination du tarif de rachat pour la gamme de puissance comprise entre 500 kWc et
MWc
2
Pour la sous gamme de puissance comprise entre 2 MWc et 5 MWc, les tarifs de rachat
générant un temps de retour de 15 ans doivent être supérieurs à 35 c€/kWh :
Tarif de rachat
(€/kWh) 0
0,35 10,4
0,4 8,6
0,45 7,3
0,5 6,4
0,55 5,7
0,6 5,1
0,65 4,7
5
10,8
8,9
7,6
6,6
5,9
5,3
4,8
10
11,2
9,2
7,8
6,8
6,0
5,4
4,9
15
11,7
9,5
8,1
7,0
6,2
5,6
5,0
20
12,2
9,9
8,3
7,2
6,4
5,7
5,2
25
30
12,7
13,3
10,2
10,6
8,6
8,9
7,4
7,7
6,6
6,7
5,9
6,0
5,3
5,4
35
13,9
11,0
9,2
7,9
6,9
6,2
5,6
40
14,5
11,4
9,5
8,1
7,1
6,3
5,7
45
15,2
11,8
9,8
8,4
7,3
6,5
5,9
50
15,9
12,3
10,1
8,6
7,5
6,7
6,0
18,0
0.35
0.4
16,0
0.45
14,0
0.5
0.55
12,0
0.6
10,0
8,0
6,0
4,0
Zone de sélection
2,0
0,0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Fonds propres (%)
5000
kWc
un coût d'Investissement de 19613,059 k€
20
ans
0,85
%
10
%
6
%
20
ans
0,2
%
Figure 39 : Détermination du tarif de rachat pour la gamme de puissance comprise entre 2 et 5 MWc
Un deuxième tarif de rachat peut être déterminé pour la gamme Moyenne Tension : La
valeur de 40 c€/kWh semble appropriée car :
•
•
Dans le premier cas, un temps de retour de 15 ans peut être obtenu pour un pourcentage de
fonds propres de 25% (et donc un pourcentage de prêts verts de 75%).
Dans le second cas, le temps de retour est inférieur à 15 ans pour toutes les valeurs de fonds
propres que nous avons décidé de considérer.
III- Influence du taux d’intérêt sur le temps de retour
Le choix d’un taux d’intérêt sur les prêts verts de 6% est discutable dans la mesure où les
emprunts peuvent se négocier pour des taux d’intérêt moindres ou plus élevés. Dans le but de
proposer une analyse de qualité, une étude de sensibilité sur le taux d’intérêt a été réalisée.
Les résultats montrent que ce dernier influence de façon non négligeable les temps de retour
des installations quelle que soit la gamme considérée :
•
Pour les gammes Basse Tension , nous observons un impact maximal de 2 ans et demi :
25,0
5<Pc<500kWc
Pc<5kWc
Temps de retour actualisé (an)
20,0
15,0
Pour la gamme Basse
Tension, l’influence du taux
d’intérêt s’élève à 2.5 ans
pour un taux d’intérêt situé
entre 6 et 7%
10,0
5,0
0,0
0
1
2
3
4
5
Intérêt prêt vert (%)
6
7
8
9
Temps de Retour Actualisé en fonction d'un tarif de rachat pour
un tx d'actualisation
10
%
20
ans
un tarif de rachat de
0,5 €/kWh
un % de fonds propres de
25
%
Figure 40 : Influence du taux d’intérêt sur le temps de retour des gammes Basse Tension
Pour les gammes Moyenne Tension, nous obtenons un impact maximal de 3 ans :
30,0
2000<Pc<5000kW c
25,0
Temps de retour actualisé (an)
•
500<Pc<2000kW c
20,0
15,0
Pour la gamme Moyenne
Tension, l’influence du
taux d’intérêt s’élève à 3
ans pour un taux d’intérêt
situé entre 7 et 8%
10,0
5,0
0,0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Intérêt prêt vert (%)
Temps de Retour Actualisé en fonction d'un tarif de rachat pour
un tx d'actualisation
10
%
20
ans
un tarif de rachat de
0,4 €/kWh
un % de fonds propres de
25
%
Figure 41 : Influence du taux d’intérêt sur le temps de retour des gammes Moyenne Tension
IV- Influence de la durée du tarif de rachat compensatoire
sur le temps de retour
Il est difficile de réaliser une étude de sensibilité sur la durée du tarif de rachat
compensatoire dans la mesure où il est impossible de prévoir les tarifs de rachat que la SENELEC
pratiquera à un horizon de temps de 5, 10, voire 20 ans : Nous connaissons en effet le tarif de
rachat qui sera pratiqué pour les installations photovoltaïques à un horizon de temps que nous
imposons dans le cadre d’un programme, mais nous ne pouvons deviner les tarifs de rachat que la
SENELEC voudra bien pratiquer après cette période.
Nous avons donc fait l’hypothèse qu’après la période du tarif de rachat compensatoire, la
SENELEC rachètera l’électricité produite par une installation photovoltaïque à 10c€/kWh.
La durée d’observation économique est toujours de 20 ans pour éviter de remettre en cause
tous nos calculs effectués précédemment :
•
Pour la gamme Basse Tension, nous obtenons une influence maximale sur le temps de
retour de 9.7 ans si la durée du tarif de rachat n’est que de 10 ans :
Figure 42 : Influence de la durée du tarif de rachat sur le temps de retour des gammes Basse Tension
•
Pour la gamme Moyenne Tension, nous obtenons une influence maximale sur le temps de
retour de 12.2 ans si la durée du tarif de rachat n’est que de 10 ans :
Figure 43 : Influence de la durée du tarif de rachat sur le temps de retour des gammes Moyenne Tension
V- Financement des tarifs de rachat
Pour conclure cette étude de cas, les budgets à mettre en œuvre pour le financement des
tarifs de rachat compensatoires ont été déterminés. Ils sont calculés pour :
•
•
•
Des tarifs de rachat de 40 et 50 c€/kWh.
Une durée de tarif de rachat de 20 ans.
Une puissance installée de 1 MWc par an sur 10 ans.
Ainsi, si 1 MWc d’installations Moyenne Tension sont installées chaque année (tarif de
rachat de 40 c€/kWh), il faudra débourser sur les 20 ans de durée du tarif : 598000 euros, soit 5.980
millions pour financer les 10 MWc.
De même, si 1 MWc d’installations Basse Tension sont installées chaque année (tarif de
rachat de 50 c€/kWh), il faudra débourser sur les 20 ans de durée du tarif : 747000 euros, soit 7.470
millions pour financer les 10 MWc.
Si la solution d’un prélèvement sur la facture de chaque usager est adoptée pour financer
ces tarifs de rachat, il faudra retirer sur chaque MWh consommé :
•
•
Une somme de 0.52 €/MWh dans le cas d’un tarif de rachat de 40 c€/kWh. Ce qui équivaut
à une augmentation des factures d’électricité de 0.5%.
Une somme de 0.65 €/MWh dans le cas d’un tarif de rachat de 40 c€/kWh. Ce qui équivaut
à une augmentation des factures d’électricité de 0.6%.
Bilan
Pour finir, nous répétons les points clé de notre étude de cas :
• L’Etat doit mettre en place une loi privilégiant le photovoltaïque.
• Notre programme est basé sur l’emploi de deux mécanismes d’aide. Le premier, le
prêt bonifié, d’une durée de 20 ans et d’un taux d’intérêt de 6% permet de lever la
barrière de l’investissement photovoltaïque. Le second, le tarif de rachat
compensatoire permet de couvrir les coûts de production des installations et les
dépenses considérées précédemment.
• Les pourcentages de fonds propres engagés doivent être situés entre 25 et 50%.
• Deux tarifs de rachat sont proposés permettant un temps de retour maximum de 15
ans : Un tarif de 50 c€/kWh pour la gamme Basse Tension et un tarif de 40 c€/kWh
pour la gamme Moyenne Tension.
• Une puissance installée chaque année de 1 MWc sur une période de 10 ans.
Bibliographie
MOINE Gérard
L’électricité solaire photovoltaïque – Principes – Applications.
Transénergie.
Wilson Helen Rose
Photovoltaic systems.
Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems, 1995, 510 p.
Kane Mamadou, Ricaud Alain
Les onduleurs pour systèmes photovoltaïques.
Cythelia, Juillet 2001, 49 p.
Ricaud Alain
Systèmes photovoltaïques.
Cythelia, 2002, 69 p.
Boulanger Pascal
Guide de rédaction du cahier des charges techniques des générateurs photovoltaïques connectés
au réseau.
Editions Ademe, 2003, 72 p.
Chauvin Pascal
L’insertion des énergies renouvelables dans un système électrique.
EDF Services Corses, 2003, 72 p.
Klara D.
Protection des installations de production raccordées à un réseau de distribution.
EDF, 2001, 70 p.
EDF
Accès au réseau Basse Tension pour les installations photovoltaïques.
EDF GDF Services, 2003, 77 p.
SENELEC
Plan directeur production transport 2000-2015.
SENELEC, 2000, 75 p.
Chabot Bernard
La méthode TEC d’analyse économique – Présentation générale.
ADEME, 2004, 26 p.
Neyens Jo, Nijs Johan
Vers un programme de « 15 000 toits photovoltaïques ».
IMEC, 2003, 32 p.
Borni Marie, Coulton Alexandre, Lyndorff Anne, Paoli Aurélie
Systèmes d’incitation financière aux énergies renouvelables.
Ecole Nationale des Ponts et Chaussées, 2003, 42 p.
République du Sénégal, Ministère de l’Energie
Stratégie Nationale de Développement des Energies Renouvelables pour la Lutte contre la
Pauvreté.
2005, 60 p.
Sokona Youba , Sarr Sécou , Wade Salimata
Sub-Regional “Energy Access” Study of West Africa.
G lobal Network On Energy For Sustainable Developpement, 2004, 58 p.
Cochet Yves
Stratégie et moyens de développement de l’efficacité énergétique et des sources d’énergie
renouvelables en France.
2000, 154 p.
Journal Officiel de la République du Sénégal.
24 Avril 1998.
Et de nombreux sites internet, parmi lesquels :
www.donauer-solar.de
www.wagner-solartechnik.de
www.solarbuzz.com
www.pvresources.com
www.industcards.com/solar-germany
www.izf.net
www.energetik.de
www.idae.es
www.deutsche-energie-agentur.de
ANNEXES
Tables des Annexes
Annexe A : Référentiel technique de l’étude
1
Annexe A-1 : Référentiel des onduleurs utilisés ............................................................................ 2
Annexe A-2 : Référentiel des modules utilisés .............................................................................. 3
Annexe B : Référentiel économique de l’étude
4
Annexe B-1 : Référentiel de prix des installations allemandes...................................................... 5
Annexe B-2 : Référentiel de « prix distributeurs » des onduleurs ................................................. 6
Annexe B-3 : Calcul des courbes de prix des composants photovoltaïques .................................. 7
Annexe C : Référentiel sur les études de dimensionnement et de coûts / Modèle Excel utilisé.... 9
Annexe C-1 : Paramètres d’origine utilisés pour le dimensionnement ........................................ 10
Annexe C-2: Modèle Excel utilisé pour notre étude .................................................................... 11
Annexe C-3 : Synthèse des études de dimensionnement et de coûts ........................................... 14
Annexe D : Référentiel réglementaire et normatif du photovoltaïque raccordé réseau 16
Annexe D-1 : Conditions techniques pour le raccordement des générateurs photovoltaïques au
réseau électrique ............................................................................................................................. 1
Annexe D-2 : Prescriptions relatives à l’exploitation d’une installation électrique....................... 1
Annexe D-3 : Référentiel normatif des générateurs photovoltaïques raccordés réseau................. 4
Annexe E : Loi, procédures standards et contrat de raccordement
7
Annexe E-1 : Loi sur la priorité aux énergies renouvelables (Loi Ernneuerbare-Energien-Gesetz)
........................................................................................................................................................ 1
Annexe E-2 : Procédures standards de raccordement d’une installation photovoltaïque raccordée
réseau.............................................................................................................................................. 8
Annexe E-3 : Contrat de raccordement entre producteur et gestionnaire de réseau ...................... 9
Annexe F : Eléments techniques sur les cellules photovoltaïques et sur les onduleurs
12
Annexe F-1 : Comportement d’une cellule photovoltaïque ........................................................... 1
Annexe F-2 : Cahier des charges d’un onduleur raccordé réseau .................................................. 2
Année 2004-2005
Annexes
Année 2004-2005
Annexes
Annexe A : Référentiel technique de
l’étude
Annexes
1
Annexe A-1 : Référentiel des onduleurs utilisés
Type d'onduleur
1
Référence
Sunny Boy 700
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
Fronius Sunrise Micro
MasterVolt QS1200
Fronius Sunrise Mini
Sunny Boy 1100E
Siemens SITOP solar T 1100
Conergy WR1700
Kyocera KC 1,8i
MasterVolt QS2000
Sunny Boy 1700E
Fronius IG 20
Conergy WR2300
Total Energie Gridfit 1900
Sunny Boy 2500
Total Energie Gridfit 2200
Sunny Boy 2800I
Conergy WR3300
MasterVolt QS3200
Sunny Boy 3000
Kyocera KC 3,6i
Conergy WR4600
Kyocera KC 5,4i
Conergy WR5900
MasterVolt QS6400
Siemens SINVERT solar 20
SolarMax 20
SolarMax 30
SolarMax 40
Fronius IG 400
SolarMax 45
Conergy IPG 40K
Fronius IG 500
SolarMax 50C
Conergy IPG 60K
Conergy IPG 80K
SolarMax 80 C
Conergy IPG 100K
Xantrex GT100E
SolarMax 100 C
Conergy IPG 280K
SolarMax 300C
Plage de tension en entrée
Min MPP
Voc max
(V)
(V)
75
150
100
200
125
250
120
350
100
450
120
350
139
400
200
675
150
500
200
550
100
450
100
450
139
400
150
500
150
500
180
400
200
675
224
600
125
400
200
675
224
600
150
500
100
450
268
600
200
675
150
450
350
750
150
500
200
675
100
450
350
750
200
675
150
500
100
450
450
800
450
900
450
900
450
880
450
900
210
530
450
880
450
900
493
965
210
530
430
900
450
880
493
965
450
880
493
965
430
900
450
880
493
965
330
600
430
900
450
880
450
880
493
965
450
880
430
900
Puissance
PV max
(kWc)
0,64
0,84
1
1,1
1,2
1,17
1,5
1,4
2
1,8
2,25
2,1
2,2
2,7
2,7
2,6
2,6
3,45
3,06
2,5
3,75
3,6
3,6
4,1
3,8
4,5
4,2
5,5
5,2
6,75
6
6
6,7
7,2
22
24
33
31
40
42
40
45
40
52
52,6
70
60
85
80
84,2
105
100
105
105,3
150
210
280
320
400
Puissance
nom AC
(kW)
0,46
0,6
0,7
0,75
0,9
1
1
1,1
1,3
1,5
1,5
1,6
1,65
1,8
1,8
2
2,2
2,3
2,5
2,5
2,6
2,6
3
3
3,5
4
4,5
4,6
4,6
5,2
20 (kVA)
20
25
30 (kVA)
29,95
32
40 (kVA)
35
36
40
50
60 (kVA)
54
80 (kVA)
72
80
100 (kVA)
90
100
100
150 (kVA)
200 (kVA)
250
300 (kVA)
300
Puissance
nom DC (kW)
0,51
0,67
0,78
0,83
0,95
1,1
1,1
1,2
1,4
1,6
1,6
1,7
1,8
1,9
2
2,1
2,2
2,4
2,5
2,5
2,7
2,7
2,8
2,8
3,2
3,2
3,5
3,8
4,3
4,8
4,8
4,9
5
5,5
18,5
21,3
26,6
27,5
31,9
34,2
37
37,2
38,1
42,8
52,6
56
57,4
75
76,2
84,2
93
94,7
105
105,3
140
185
264,6
270,0
317,5
Puissance
max DC
(W)
0,51
0,67
0,78
0,89
1,1
1,17
1,21
1,63
1,95
1,8
2,17
2,7
3
2,88
2,95
3,2
3,9
4,46
5,85
5,43
5,9
Courant max
d'entrée
(A)
6,8
6,7
6,2
7
7
7
10
6
10,8
6,5
8
12
12,6
14,3
14,3
7,8
10
12
9,1
10
13,5
19
13
12
16
16
11,5
29,4
20
23
10,2
20
35,8
37
33
45
63
65
75
164
85
78
81
205
120
150
122
175
162
180
220
203
319
225
305
440
568
700
600
rdt
Annexes
(%)
90,0
90,0
90,0
90,0
95,0
91,0
92
92,5
92,0
93
93
94
92
92
92,0
92
93
93
90
93
93,0
92,0
93,0
93,5
93,5
93,5
95
92,0
93,5
93,5
94,5
93,5
92,0
94
92,5
94
94
92,5
94
93,5
92,5
94
94,5
93,5
95
92,5
94
92,5
94,5
95
92,5
95
94,5
95
92,5
92,5
94,5
92,5
94,5
2
Annexe A-2 : Référentiel des modules utilisés
Type de module
Puissance (Wc)
100 Wc (12V)
100 Wc (24V)
110 Wc (12V)
110 Wc (24V)
123 Wc (12V)
125 Wc (12V)
125 Wc (24V)
150 Wc (12V)
150 Wc (24V)
160 Wc (24V)
165 Wc (12V)
165 Wc (24V)
167 Wc (12V)
175 Wc (12V)
175 Wc (24V)
200 Wc (24V)
230 Wc (12V)
230 Wc (24V)
8
Tension
nominale
(V)
12
24
12
24
12
12
24
12
24
24
12
24
12
12
24
24
12
24
Tension de Intensité de Tension de Intensité de
circuit
court circuit puissance puissance Facteur de
forme
ouvert (V)
(A)
max (V)
max (A)
21,6
6,2
17,2
5,8
0,75
43,2
3,1
34
2,95
0,75
21,8
6,8
17,4
6,3
0,74
43,6
3,4
35
3,15
0,74
21,9
7,6
17,6
7
0,74
22,1
7,5
17,6
7,1
0,75
32,3
5,1
25,9
4,8
0,76
23
9,9
17,8
8,42
0,66
42,6
5,1
33
4,55
0,69
44,2
4,8
35,1
4,55
0,75
21,6
10,2
17,2
9,6
0,75
43,2
5,1
34,4
24
0,75
28,9
8
23,2
7,2
0,72
21,7
10,6
17,5
10
0,76
43,4
5,3
35
5
0,76
36,6
8,2
27,8
7,19
0,67
21,8
14,4
17,45
13,2
0,73
43,6
7,2
34,9
6,6
0,73
Référence
Photowatt PW1000
Photowatt PW1000
Photowatt PW1100
Photowatt PW1100
Photowatt PW6-123
BP Solar BP3125
Photowatt PW1250
Helios H1540-2
Shell Solar Plus 150
BP Solar BP3160
Photowatt PW1650
Photowatt PW1650
Kyocera KC167G-2
Photowatt PW1750
Photowatt PW1750
Photowatt PW6-230
Photowatt PW6-230
Annexes
3
Annexe B : Référentiel économique de
l’étude
Annexes
4
Annexe B-1 : Référentiel de prix des installations
allemandes
La tendance des prix des installations allemande a été obtenue par l’intermédiaire d’une
recherche internet sur les sites www.solar-germany.com, www.bp.com et www.photonmagazine.com:
Puissance de
l'installation
(kW)
1
1,3
2
3
6
24
30
36
493
736
936
1400
1800
4000
5000
Tendance prix
Allemagne (k€)
6
8,1
10
15,6
30,5
121
150
170
2800
3200
4400
6800
8200
16000
19000
Annexes
5
Annexe B-2 : Référentiel de « prix distributeurs » des
onduleurs
Les prix des onduleurs ont été obtenus à partir de plusieurs catalogues de distributeurs
parmi lesquels Akku Solar, AG Solar, Techno Sun :
Puissance
nominale
Tendance prix
continue (kW) distributeur (€)
0,51
877
1,1
959
1,8
1206
1,9
1508
2,4
1589
2,7
1693
2,8
1726
3,2
2110
3,8
2372
4,8
2744
5
2773
18,5
18610
27,5
21730
37
26030
75
38450
93
43970
185
67542
270
79718
317,5
86619
Annexes
6
Annexe B-3 : Calcul des courbes de prix des
composants photovoltaïques
I- Détermination du coût des champs photovoltaïques
Comme il a déjà été dit dans ce document, le coût des champs photovoltaïques est
déterminé à partir d’un référentiel de prix d’installations allemandes. Le coût d’un champ
photovoltaïque d’une certaine puissance crête est en effet égal, à un coefficient Km près, aux coûts
d’investissement d’une installation de même puissance.
A l’origine (c’est-à-dire pour une puissance de 1 kWc), le coefficient Km est fixé pour un
coût de référence de module de 4.2 €/Wc et un coût de référence d’installation de 6 €/Wc17 :
Km0 =
4.2
≈ 0.7
6
Cela signifie que le champ photovoltaïque représente 70% de l’investissement de
l’installation et que le coût du champ photovoltaïque vaut :
Coût du champ PVPc =1kWc = Pc.Km0
Pour des puissances inférieures à 25 kWc, nous avons observé que le prix des installations
variait selon une courbe polynomiale de type y = a.Pc² + b.Pc + c. Le coût du champ
photovoltaïque sera alors de :
Coût du champ PVPc <25kWc = (a.Pc ² + b.Pc + c ).Km0
Coût du champ PVPc <25kWc = a '.Pc ² + b'.Pc + c'
où
a’= 0,005112598, b’= 3,373264612, c’= 0,801350574
Enfin, pour des puissances supérieures à 25 kWc, nous avons observé que le prix des
installations variait selon une courbe polynomiale de type y = d.Pc 3 + e.Pc ² + f.Pc + g, ce qui
permet de fixer le coût du champ photovoltaïque à :
 d .25 3 + e.25² + f .25 + g 
Coût du champ PVPc > 25kWc = (d .Pc 3 + e.Pc ² + f .Pc + g ).

 (a.25² + b.25 + c ).Km0 
Coût du champ PVPc >25kWc = d '.Pc 3 + e'.Pc ² + f '.Pc + g
où
17
Km1
d’= 9,78612x10-9, e’= -0,000230338, f’= 3,487413545, g’=1,139172042
Données du site www.solarbuzz.com et de notre référentiel de prix
Annexes
7
II- Détermination du coût des onduleurs
Le coût des onduleurs est déterminé de la même façon, à partir du référentiel de « prix
distributeurs » et des données du site www.solarbuzz.com. Ce référentiel nous donne en effet le
prix des onduleurs à un coefficient M près, ce qui nous permet de fixer :
Coût de l ' onduleurP <5 kW = (a ' '.Pc + b' ')
où
a’’= 458,8050 ; b’’= 114,3395
Coût de l ' onduleurP >25kW = d ' '.Pc 3 + e' '.Pc ² + f ' '.Pc + g
où
d’’= 0,0007, e’’= -0,8174, f’’= 431,2691, g’’= 4932,6247
Annexes
8
Annexe C : Référentiel sur les études de
dimensionnement et de coûts / Modèle
Excel utilisé
Annexes
9
Annexe C-1 : Paramètres d’origine utilisés pour le
dimensionnement
Données concernant le lieu du projet
Nom du site
Latitude du site
Longitude du site
Inclinaison du champ PV
Orientation du champ PV p/r à l'azimut
Perturbations nuageuses
°N
°E
°
°
Données
Dakar-Yoff
14,7
17,5
Région sans grande période nuageuse
Données météorologiques du lieu
Mois
janvier
février
mars
avril
mai
juin
juillet
août
septembre
octobre
novembre
décembre
Moyenne annuelle Gi
Irradiation moyenne
mensuelle
(kWh/m²/j)
4 675,00
5 360,00
6 234,00
6 698,00
6 245,00
5 873,00
5 292,00
4 873,00
5 360,00
5 338,00
5 117,00
4 280,00
5 469,62
Température moyenne
mensuelle
(°C)
21,2
20,9
21,0
21,6
22,8
25,6
26,9
27,4
27,4
28,1
25,5
22,0
Température moyenne
mensuelle
(°C)
21,2
20,9
21,0
21,6
22,8
25,6
26,9
27,4
27,4
28,1
25,5
22,0
Ti
24,2
Annexes
10
Annexe C-2: Modèle Excel utilisé pour notre étude
Toute notre étude de faisabilité s’est appuyée sur un modèle Excel que nous avons créé
pour l’occasion. Ce modèle permettait à la fois de dimensionner, d’étudier les coûts et la rentabilité
d’une installation.
I- Détermination d’une configuration « champ/onduleur »
La détermination d’une configuration « champ/onduleur » est réalisée en :
•
Fixant une puissance crête à étudier et un type de module :
Paramètres du système
Configuration du système PV
Gamme de puissance de l'installation
Module PV
Puissance crète du module
Tension nominale du module
Tension de circuit ouvert
Intensité de court-circuit
Tension de puissance max
Intensité de puissance max
Données
Wc
Connexion pure
Wc
100 Wc (12V)
Notation
5000
V
V
I
V
I
Pc
(Voir données modules)
Pcm
12
21,6
6,2
17,2
5,8
Tn
Tco
Icc
Tmpp
Impp
92,5
ξond
Tubulaire
Onduleur
Rendement moyen de l'onduleur
•
%
Activant une macro qui va sélectionner les onduleurs vérifiant les contraintes de
dimensionnement énoncées dans la partie dimensionnement de ce document :
Référence
Conergy WR4600
Kyocera KC 5,4i
Conergy WR5900
MasterVolt QS6400
-
Puissance
Nombre
Nombre
nominale DC minimum de maximum de
(W)
modules série modules série
3,8
10
22
4,3
14
30
4,8
7
20
4,8
24
34
4,9
14
30
5
10
22
5,5
7
20
-
Nombre
maximum de
branches
4
3
3
1
3
5
5
-
Annexes
11
•
Choisissant un onduleur permettant une configuration standard de modules (adéquation du
nombre de modules en série et en parallèle avec les paramètres d’entrée de l’onduleur) et
possédant un ratio de performance supérieur à 0.7…
II- Etude de coûts
L’étude de coûts est réalisée à partir d’une feuille Excel faisant appel aux paramètres et
hypothèses concernant les coûts des modules et des onduleurs. Il suffit de fixer une puissance crête
à étudier, les taxes à prendre en compte, les coûts des BOS (Balance System Cost) pour obtenir les
coûts d’investissement :
Taxe sur transport et transit
%
7
Unité
Type de connexion
Productible
kWc
kWh/j
Coûts d'investissement
Connexion pure
5
20,479
Equipements principaux
Champ PV
Onduleur
Sous-total :
Autres
Planification et Ingénierie
Montage
Autre
Sous-total :
Total :
€/Wc
€/Wc
%
0
Prix de référence
cout unitaire HT
Equipements connexes
Connexion Réseau et mise à la terre
Cablage
Sous-total :
TVA considérée
0,25
0,06
Module
Onduleur
Régulateur
€/Wc
€/Wc
€/A
HT
4,2
0,68
4,74
Montant HT
Montant TTC
17,795 k€
2,362 k€
20,158 k€
19,041 k€
2,528 k€
21,569 k€
71,3
9,5
80,8
1,250 k€
0,300 k€
1,550 k€
1,338 k€
0,321 k€
1,659 k€
5,0
1,2
6,2
0,749 k€
1,248 k€
1,248 k€
3,244 k€
0,801 k€
1,335 k€
1,335 k€
3,471 k€
3,0
5,0
5,0
13,0
24,952 k€
26,698 k€
100,0
TTC
4,49
0,73
4,24
% du total
Ces opérations ont été effectuées pour 25 installations, et sont résumées dans l’annexe
suivante
Annexes
12
III- Analyse économique
L’analyse économique est réalisée à partir d’un cash-flow déroulé sur 20 ans, incluant les
paramètres de recettes et de dépenses énoncés dans la partie « Méthodologie employée pour
l’analyse économique ». Pour chaque puissance étudiée, il est en effet possible de déterminer la
VAN d’un projet en fonction d’un pourcentage de fonds propres engagés, et d’un tarif de rachat du
kWh photovoltaïque :
Unité
Type de connexion
Productible
Connexion pure
2
8,192
kWc
kWh/j
Paramètres financiers
Taux d'actualisation réel
Durée d'observation économique
Coûts du projet
Coût d'investissement
Fonds propres
k€
%/k€
Emprunt
Montant
Taux d'intérêt nominal / réel
Durée du crédit
Nombre d'échéances / an
Report d'investissement
% / k€
%
an
an
Frais annuels
Exploitation et maintenance
Assurance
Gestion
Impôt sur le revenu
Taux d'amortissement régressif
Recettes
Prix de rachat du kWh
Durée du tarif de rachat
Perte de rendement des modules durant le temps
10
20
%
ans
%
%
€/kWc
%
€/kWh
an
%/an
50
50
6
Inflation
Ka(t,n)
11,453
/ 5,726
/
/
20
1
2
2
0,5
10
25
10
0,65
20
0
0
0,1175
%
-
Pourcentage de fonds propres
engagés à fixer
5,726
6,0
Assurances (%)
1ere
0,5
Expl/Maint (%)
1ere
2
Gamme de Puissance
2eme
3eme
0,4
0,3
2eme
1,5
3eme
1
4eme
0,2
4eme
0,85
Tarif de rachat à fixer
Annexes
13
VAN
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Recettes
E/M
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
1,943
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
0,229
Dépenses
Gestion Assurance
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,020
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
0,057
Total
Interêt
Prêt
Capital
Total
Impôt sur revenu
Amort.
Annuel
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,306
0,344
0,344
0,344
0,332
0,321
0,308
0,295
0,281
0,266
0,250
0,234
0,216
0,197
0,177
0,156
0,134
0,110
0,085
0,058
0,030
0,000
0,000
0,185
0,196
0,208
0,221
0,234
0,248
0,263
0,279
0,295
0,313
0,332
0,352
0,373
0,395
0,419
0,444
0,471
0,499
0,344
0,344
0,529
0,529
0,529
0,529
0,529
0,529
0,529
0,529
0,529
0,529
0,529
0,529
0,529
0,529
0,529
0,529
0,529
0,529
1,145
1,031
0,928
0,835
0,751
0,676
0,609
0,548
0,493
0,444
0,399
0,399
0,399
0,399
0,399
0,399
0,399
0,399
0,399
0,399
Obtention de la VAN du projet
Cash flow
annuel
actualisé
/
-5,726
-0,037
1,294 /
1,176
-0,066
1,256 /
1,038
-0,091
1,043 /
0,783
-0,117
1,017 /
0,694
-0,141
0,991 /
0,615
-0,163
0,967 /
0,546
-0,183
0,945 /
0,485
-0,202
0,925 /
0,431
-0,220
0,906 /
0,384
-0,236
0,889 /
0,343
-0,251
0,872 /
0,306
-0,255
0,857 /
0,273
-0,260
0,853 /
0,247
-0,265
0,848 /
0,223
-0,270
0,843 /
0,202
-0,276
0,838 /
0,182
-0,282
0,832 /
0,165
-0,288
0,826 /
0,149
-0,295
0,820 /
0,134
-0,302
0,813 /
0,121
VAN :
2,772
CF constant :
Annexe C-3 : Synthèse des études de dimensionnement
et de coûts
Annexes
14
Coûts Installations types
Connexion pure
Pc installation
(kWc)
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
10
15
20
25
50
75
100
200
300
500
1000
1500
2000
3000
4000
5000
Champ
Coût associé
HT (k€)
2,49
4,18
5,87
7,57
9,27
10,97
12,67
14,38
16,08
17,80
35,05
52,55
70,31
88,18
174,94
261,40
347,59
689,49
1026,90
1688,48
3268,00
4747,03
6132,90
8654,56
10891,69
12903,02
Onduleur
P nominale DC
(kW)
0,51
1,1
1,6
2,2
2,8
3,2
3,8
4,3
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
4,9
52,6
105,3
52,6
52,6
270,0
270,0
270,0 4
270,0 4
270,0 4
270,0 4
Nbre
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
3
4
5
10
15
2
2
6
10
4
5
2
3
4
5
Type correspondant
Sunny Boy 700
Sunny Boy 1100E
Sunny Boy 3000
Conergy WR4600
SolarMax 50C
SolarMax 100 C
SolarMax 50C
SolarMax 50C
SolarMax 300C
SolarMax 300C
SolarMax 300C
SolarMax 300C
Conn réseau
Cablage
Autres
Coût associé Coût associé Coût associé Coût associé
HT (k€)
HT (k€)
HT (k€)
HT (k€)
0,35
0,125
0,030
0,447
0,62
0,250
0,060
0,763
0,85
0,375
0,090
1,074
1,12
0,500
0,120
1,391
1,40
0,625
0,150
1,709
1,58
0,750
0,180
2,014
1,86
0,875
0,210
2,333
1,000
2,09
0,240
2,645
1,125
2,36
0,270
2,965
1,250
2,36
0,300
3,244
2,500
4,72
0,600
6,406
3,750
7,09
0,900
9,606
5,000
9,45
1,200
12,845
6,250
11,81
1,500
16,100
12,500
23,62
3,000
31,986
18,750
35,44
4,500
47,830
25,000
50,90
6,000
64,177
50,000
84,10
12,000
124,857
152,71
75,000
18,000
190,159
125,000
254,51
30,000
313,494
250,000
298,81
60,000
579,294
375,000
373,51
90,000
834,621
500,000
597,62
120,000
1098,354
750,000
896,43
180,000
1566,125
1195,24
1000,000
240,000
1991,381
1494,05
1250,000
300,000
2382,895
Coût
(k€)
Coût du
installation HT
TT : 7 %,TVA : 0 % Wc (€)
(k€)
3,440
3,681
7,36
5,872
6,283
6,28
8,260
8,838
5,89
10,703
11,453
5,73
13,150
14,070
5,63
15,494
16,578
5,53
17,946
19,202
5,49
21,773
20,349
5,44
24,403
22,807
5,42
26,698
24,952
5,34
52,725
49,276
5,27
79,067
73,894
5,27
105,723
98,806
5,29
132,512
123,843
5,30
263,269
246,046
5,27
393,675
367,921
5,25
528,223
493,666
5,28
1027,670
960,440
5,14
1462,764
1565,158
5,22
2580,296
2411,492
5,16
4768,031
4456,104
4,77
6869,571
6420,160
4,58
9040,297
8448,876
4,52
12890,414
12047,116
4,30
15318,314
16390,596
4,10
18329,962
19613,059
3,92
Annexes
15
Annexe D : Référentiel réglementaire et
normatif du photovoltaïque raccordé
réseau
Annexes
16
Annexe D-1 : Conditions techniques pour le
raccordement des générateurs photovoltaïques au
réseau électrique
Au niveau du principe, les contraintes à respecter lors d’un raccordement au réseau sont
liées à la sécurité des utilisateurs, du public et des travailleurs, l’innocuité vis-à-vis du réseau
électrique et l’intégration à la construction.
I- Prescriptions relatives à une installation électrique
raccordée réseau
A- Règles générales d’une installation électrique
Les règles générales d’une installation électrique sont :
•
•
•
•
D’éviter les contacts directs et indirects avec des pièces du générateur sous tension.
D’éviter d’alimenter un défaut ou de laisser sous tension un ouvrage en défaut.
De permettre les déclenchements et ré-enclenchements manuels du générateur.
D’éviter d’alimenter les équipements de l’installation à une tension ou fréquence anormale.
Ceci passe notamment, par la mise en œuvre des dispositifs suivants :
•
•
•
•
•
Mise en place d’obstacles physiques sur toutes les parties actives du générateur.
Mise en place de signalisations adéquates.
Mise en place d’organes de protection adaptés : disjoncteurs industriels, domestiques ou
Dispositifs Différentiels à courant Résiduel (DDR) au départ de chaque branche à protéger,
y compris celle de l’onduleur.
Mise en place de dispositifs de sectionnement pendant les interventions de maintenance
(adaptés au courant continu en amont de l’onduleur, et adaptés au courant alternatif en
sortie de l’onduleur).
Mise en place de dispositifs de protection vis-à-vis du courant de plus forte intensité et
compatibles avec les temps de commutation normalisés.
B- Protection de découplage
La protection de découplage doit permettre que :
•
Les machines de production ne soient couplées au réseau public de distribution que si celuici est en service et sans défaut.
Annexes
1
•
•
•
•
Les défauts HTA à la terre soient détectés.
Les défauts entre phases pour la HTA et entre conducteurs pour la BT soient détectés
Les risques de faux couplage soient détectés.
Les défauts sur le réseau HTB amont soient détectés.
Selon la puissance des installations connectées au réseau, la fonction de protection de
découplage pourra donc être :
•
•
Intégrée à l’onduleur, pour les petites sources de production d’électricité équipées d’un
onduleur de puissance inférieure à 5 kVA. Il est en effet admis que cette fonction de
protection de découplage soit assurée par un sectionneur automatique (généralement intégré
dans l’onduleur). Seule la norme allemande DIN VDE 0126 est aujourd’hui reconnue. Mais
souvent, pour atteindre une sécurité maximale, deux dispositifs indépendants sont placés en
série avec pour chacun un organe de déconnexion. Ce dispositif surveille constamment la
qualité du réseau par mesure de tension, de fréquence et d'impédance. La conception
redondante et un test quotidien automatique de chaque protection rendent le fonctionnement
sûr. En effet, les organes de déconnexion du réseau (relais et transistors) sont testés
automatiquement avant chaque mise en route de l'onduleur (au moins une fois par jour). Au
cas où l'un des tests échoue (relais collé, transistor défectueux...), la procédure est
recommencée depuis le début. Si le test échoue de nouveau, les onduleurs sont mis hors
service automatiquement et ne peuvent être remis en service que par un personnel
compétent.
Externe à l’onduleur, pour les installations d’une puissance supérieure à 5 kVA. La fonction
de protection de découplage est alors assurée par des relais de mesure indépendants à
l’onduleur.
Trois types de protections sont actuellement reconnus pour les générateurs photovoltaïques
raccordés au réseau public, dont les paramètres principaux sont résumés dans le tableau suivant :
Découplage des
générateurs PV
Critères de la
fonction de
découplage
Pc<5kVA
Introduction dans
l’onduleur
Tension < 85% de
230V instantanés
Tension >110% de
230V instantanés
Fréquence < 49.5Hz
instantanés
Fréquence > 50.5Hz
instantanés
Pc< 10kVA
Câblage avec relais
spécifique type 2.2
Tension < 85% de
230V instantanés
Tension >110% de
230V instantanés
Pc>10 kVA
Câblage avec relais
spécifique type 2.1
Tension < 85% de
230V instantanés
Tension >110% de
230V instantanés
Fréquence < 49.8Hz
instantanés
Fréquence > 50.2Hz
instantanés
C- Mise à la terre
Les règles de mise à la terre des générateurs sont établies selon des considérations de
sécurité des biens et des personnes. La règle générale est que le neutre ne doit pas être relié à la
terre dans l'installation du producteur tant que celle-ci est raccordée au réseau. Si l'installation
fonctionne en réseau séparé, un dispositif doit permettre d'asservir le couplage et la mise à la terre
du neutre. Toutefois, si le réseau électrique le permet, la connexion du neutre du réseau BT à la
Annexes
2
terre dans l'installation de production est possible, après accord du gestionnaire du réseau de
distribution.
Dans le cas d’un générateur photovoltaïque, en ce qui concerne le champ, on prendra donc
les dispositions suivantes :
•
•
•
•
Une mise à la terre commune de la carcasse métallique des modules (si existante), ainsi que
des structures de support.
Une compatibilité des régimes de neutre entre l’amont et l’aval de l’onduleur en fonction
des régimes de neutre mis en place, c’est-à-dire la mise en place de transformateurs
d’isolement et de Dispositifs Différentiels à courant Résiduel adaptés ou de Contrôleurs
Permanents d’Isolement (CPI), selon les régimes de neutre.
Pour les installations (domestiques ou collectives) dont on ne connaît pas précisément le
plan de câblage, il conviendra de s’assurer de la bonne mise à la terre du générateur coté
consommation.
On s’assurera sur plan ou par une mesure, de la qualité de la mise à la terre et de la
compatibilité des dispositifs de protections retenus.
D- Protection contre la foudre
Pour se protéger contre la foudre, il est recommandé de mettre en place les dispositions
suivantes :
•
•
•
•
•
•
•
Une protection spécifique sur les autres lignes extérieures (téléphone…).
Une interconnexion des masses par conducteur cuivre 25 mm2 et une mise à la terre des
masses unique.
Une interconnexion avec dispositifs d’écoulement du courant lors d’impacts directs (si
existant) : descente de paratonnerre, fils tendus, etc.).
Un contrôleur permanent d’isolement (généralement intégré à l’onduleur).
Une liaison champ photovoltaïque/onduleur renforcée.
Un câblage champ photovoltaïque flottant, c’est-à-dire non relié à la terre.
Une limitation des surfaces offertes des boucles de câblage au rayonnement
électromagnétique. Le câblage joue en effet un rôle majeur dans la protection contre les
surtensions et surintensités liées à la foudre. Il convient de limiter autant que possible les
boucles de câblage (conducteur de phase, de protection ou masse) :
Annexes
3
Mauvais câblage car il y a une boucle induite
entre polarités.
•
Bon câblage car il y a une limitation des aires
de boucle induite.
Un ensemble de parafoudres de 2 à 5 kA :
Parafoudres bipolaires sur circuit courant continu (type
varistances à oxyde de zinc avec déconnexion thermique
intégrée, entre polarités et terre) au plus près des modules (si la
distance champ PV - onduleur > 10 m) et en entrée de l’onduleur
Parafoudres sur circuit
alternatif (type
modulaires pour
régime TT à fort
pouvoir d’écoulement
sur réseau de
distribution) entre
phases et terre en
sortie courant
alternatif d’onduleur et
au tableau de
distribution de
l’installation intérieure
(optionnel).
E- Risques d’incendies
Ce paragraphe couvre principalement les risques d’incendies liés à l’échauffement des
circuits consécutif à l’apparition d’une surintensité. Chaque source de surintensité, liée
principalement à l’apparition d’un court circuit, doit être protégée par :
•
•
•
L’emploi de sections de conducteurs adaptées.
L’emploi de protections de surintensité adaptées (fusibles ou disjoncteurs, en fonction des
sections de conducteurs).
La mise en place au plus près des sources de surintensités.
Dans le cas d’un générateur photovoltaïque, on prendra les dispositions suivantes :
•
•
Du coté courant continu, on utilisera des câbles doublement isolés et on mettra en place des
dispositifs contre les court circuits du champ photovoltaïque, les court circuits du parc de
stockage.
Du coté courant alternatif, on mettra en place des dispositifs contre les court circuits en
sortie d’onduleur (il est nécessaire de connaître la puissance de court-circuit et la réponse en
Annexes
4
courant de court-circuit de l’onduleur) et contre les court circuits du réseau (il est nécessaire
de connaître la puissance de court circuit du réseau).
III- Prescriptions relatives à l’intégration au bâti
En matière d’intégration architecturale, plusieurs règles sont à respecter en matière de :
•
•
•
•
•
Prévention au risque sismique.
Protection des travailleurs pour l’hygiène, la sécurité et les conditions de travail notamment
dans les cas de mise en œuvre de courant électrique
Sécurité contre l’incendie.
Solidité d’une construction (résistance aux chocs…)
D’intégration dans une façade (étanchéité, éléments porteurs, qualité acoustique…)
Selon l’intégration au bâti choisie, la pose d’une installation photovoltaïque doit prendre en
compte certains problèmes.
A- Pour la pose en toiture-terrasse
B- Pour la pose par-dessus la couverture classique
Annexes
5
C- Pour la pose en couverture intégrée
Annexes
6
Annexe D-2 : Prescriptions relatives à l’exploitation
d’une installation électrique
Les prescriptions relatives à l’exploitation concernent notamment la protection et la non
perturbation du réseau électrique. Il existe en effet des normes qui fixent les conditions de
découplage et de caractéristiques du courant nécessaires à protéger le réseau.
I- Au niveau des caractéristiques du courant
Les caractéristiques du courant doivent être maintenues dans des limites spécifiées pour ne
pas altérer le réseau électrique. Les perturbations émises par les installations de production sur le
réseau doivent donc rester dans les limites ci-dessous :
•
Les intensités maximales en régime permanent : l'augmentation des courants en régime
permanent dans les différents éléments du réseau suite au raccordement ne doit pas
entraîner un dépassement des limites maximales admissibles. Cette contrainte doit être
vérifiée pour des conditions de production maximale et pour une consommation minimale.
•
La tension et la fréquence : La tension du système photovoltaïque doit être compatible avec
celle du réseau électrique. Les impacts de tensions et de fréquence ne doivent pas dépasser
les écarts suivants en régime permanent et lors du couplage/découplage :
Ecart au point de livraison
Ecart en tension
Ecart en fréquence
Ecart en phase
A-coup de tension lors du
couplage
•
Machines synchrones
±10%
±0.1Hz
±10°
5% en moins de 0.5s
Machines asynchrones
6%
Les harmoniques : Les faibles niveaux d’harmoniques de courant et de tension sont
souhaitables car les niveaux élevés d’harmoniques augmentent les possibilités d’effets
défavorables aux équipements raccordés. En général, les valeurs limites des harmoniques de
tension et de courant sont :
Distorsion
harmonique
totale
Maximum pour
chaque
harmonique
Tension
5%
Courant
2%
1%
Annexes
1
•
Les fluctuations de tension : Une installation de production génère des à-coups de tension
lorsque sont transformateur est mis sous tension, lorsqu’elle se couple et lorsque sa
puissance varie. Ce phénomène est acceptable lorsqu’il est ponctuel mais gênant lorsqu’il
est fréquent car il provoque un papillotement. Des limites de fréquence et d’amplitude
doivent être inférieures ou égales aux valeurs de la courbe suivante :
•
La transmission tarifaire : Un producteur peut perturber les signaux tarifaires du
gestionnaire de réseau. Un contrôle est donc nécessaire sur l’installation. Si le résultat est
mauvais, le producteur peut équiper sa centrale d’un filtre actif série, d’un circuit bouchon
passif ou raccorder sa centrale sur un jeu de barres HTA spécial « producteurs ».
II- Au niveau des puissances réactives
Les installations de production raccordées en basse tension, doivent selon leur puissance,
fournir ou absorber une puissance réactive égale à :
Puissance
nominale
Puissance
réactive à
fournir
Puissance
réactive à
absorber
Pn <1 MW
Pn > 10 MW
0.4 Pn
1 MW< Pn < 10
MW
0.1 Pn
0
0
0.2 Pn
> 0.6 Pn
Pour les machines asynchrones, des bancs de condensateurs doivent être installés chez le
producteur ou au poste source. Si l'installation de production comporte des génératrices
asynchrones, l'auto-alimentation et la fourniture de puissance réactive se font à l'aide de batteries
Annexes
2
de condensateurs. La puissance réactive fournie à la demande du gestionnaire de réseau par les
batteries de condensateur associées aux génératrices ne pourra pas excéder 0,4 de leur puissance
nominale apparente. Ces batteries peuvent être installées, après concertation, chez le producteur ou
dans le poste HTB/HTA sur lequel est raccordée l'installation.
Annexes
3
Annexe D-3 : Référentiel normatif des générateurs
photovoltaïques raccordés réseau
I- Référentiel normatif spécifique à l’industrie photovoltaïque
Norme
Description
Protection des surtensions pour les systèmes photovoltaïques : guide
Paramètres caractéristiques des systèmes photovoltaïques autonomes
Systèmes photovoltaïques terrestres : définitions et guide
Systèmes photovoltaïques –conditionneurs de puissance : méthode de mesure du
rendement
IEC 61724 Ed 1.0 Suivi des performances des systèmes photovoltaïques –guide pour la mesure l’acquisition
et l’échange des données
IEC 61725 Ed 1.0 Expression analytique des profils solaires journaliers
IEC 61727 Ed. 1.0 Systèmes photovoltaïques –caractéristique de l’interface avec le réseau
IEC 61829 Ed 1.0 Systèmes photovoltaïques en silicium cristallin -mesure sur site des courbes IV
IEC61836 1 &2
Systèmes à énergie solaire photovoltaïque Termes et symboles parties 1&2
IEC/ PAS 62111
Spécifications techniques pour l’emploi des énergies renouvelables pour l’électrification
Ed 1.0
rurale décentralisée
IEC 61173 Ed1.0
IEC 61194 Ed1.0
IEC 61277 Ed 1.0
IEC 61683
IEC 61427
IEC 61723
IEC 62078
IEC 62109
IEC 61124
IEC61721 Ed. 1.0
IEC 61701 Ed 1.0
IEC 61646
IEC 61345
IEC 61215
IEC 60904
IEC 60904
IEC 60904
IEC 60904
IEC 60904
IEC 60904
Batteries et cellules secondaires pour systèmes à énergie solaire photovoltaïque –
recommandations générales et méthodes de test
Guide de sécurité pour les systèmes photovoltaïques raccordés au réseau montés sur les
bâtiments
Programme de certification et d’accréditation pour les composants et les systèmes
photovoltaïques : guide pour une qualité totale
Sécurité électrique des onduleurs statiques et des chargeurs de batteries à usage
photovoltaïque
Systèmes photovoltaïque autonomes : qualification de la conception et homologation
Résistance d’un module photovoltaïque à une détérioration par impact accidentel
Test de corrosion en brouillard sain des modules photovoltaïques
Modules photovoltaïques à couches minces pour usage terrestre : qualification de la
conception et homologation
Test UV pour modules photovoltaïques
modules photovoltaïque en silicium cristallin : qualification de la conception et
homologation
Dispositif photovoltaïque partie 10: mesure de la non linéarité
Dispositifs photovoltaïques partie 9. : exigences de performances des simulateurs
Dispositifs photovoltaïque partie 8 : mesure de la réponse spectrale d’un dispositif
photovoltaïque
Dispositifs photovoltaïque partie 7 : calcul de l’erreur de mismatch introduite dans le test
des dispositifs photovoltaïques
Dispositifs photovoltaïque partie 6 : exigence pour les modules de référence premier
amendement
Dispositifs photovoltaïque partie 4 : détermination de la température équivalente pour la
Annexes
4
IEC 60904
IEC 60904
IEC 60904
IEC 60891
mesure de la tension de circuit ouvert
Dispositifs photovoltaïque partie 3 : principe de la mesure des dispositifs photovoltaïques
par référence aux données de l’ensoleillement spectral
Dispositifs photovoltaïque partie 2 : exigences pour les cellules solaires de référence
premier amendement
Dispositifs photovoltaïque partie 2 :mesure des courbes courant tension caractéristiques
des dispositifs photovoltaïques
Procédures de correction de température et d’ensoleillement des courbes IVcaractéristiques des dispositifs photovoltaïques amendement 1
II- Référentiel normatif spécifique au raccordement d’une
installation au réseau Basse Tension
Norme générique
NFC 15100
NFC EN 50091
CEI 947.1&2
NFC 61.410
NFC 61.420
UTE C 15104
NFC 53.228
NFC 42.810
NFC 42.810
NFC 54.100
NFC 58.311
IEC 60529
Description
Installations électriques basse tension
Alimentation sans interruption : prescriptions générales de sécurité
Les disjoncteurs industriels
Disjoncteurs domestiques
Disjoncteurs différentiels à courant résiduel
Méthode simplifiée pour la détermination des sections des conducteurs et choix des
dispositifs de protection
Convertisseur à semi-conducteur (onduleur ASI)
Procédures d’essai des redresseurs
Alimentation sans interruption de puissance nominale inférieure à 3 kVA
Condensateurs shunts de puissance non auto générateurs destinés à être utilisés sur des
réseaux à courant alternatif de tension non assignée inférieure à 660 V
Procédure d’essai de type des ensembles redresseurs chargeurs batteries
Degrés de protection
III- Référentiel normatif de protection du réseau
Norme
EN 50160
IEC 60255
VDE DIN 0126
NF EN 50160
CEI 61000
NF EN 50081
NF EN 50091.2
NF EN 60555
NF EN 61038
NF EN 61547
NF EN 60269
NF EN 60521
Description
Compatibilité électromagnétique (EMC) Général
Relais électriques
Dispositif de découplage automatique pour les générateurs photovoltaïques de puissance
nominale inférieure ou égale à 4.6 kW et branchement monophasé au réseau public à
basse tension à l’aide d’un onduleur
Caractéristiques de la tension fournie par les réseaux publics de distribution
Compatibilité électromagnétique : généralités
Normes génériques d’émission pour environnements résidentiels , commerciaux ou
résidentiels
Exigences CEM pour ASI
Définition des harmoniques , inter harmoniques et flicker
Exigences CEM pour relais temporels de contrôle de charge ou de tarification
Exigences CEM pour équipements de protection foudre
Exigences CEM pour fusibles basse tension
Exigences CEM pour Wattmètres alternatifs
Annexes
5
IV- Référentiel normatif de protection contre la foudre
Norme générique
NFC 15100
NFC 15100.44
NFC 1510053
NFC 15100.54
NFC 1510060
NFC 17100
NFC 17102
NFC 61740
IEC 61173
IEC 61024.1.1
IEC 61312.1
IEC 61622
IEC 61643.12
IEC 60364
Description
Installations électriques basse tension
Protection contre les surtensions
Surintensités et surtensions
Mise à la terre
Vérification et protection des installations
Protection des structures contre la foudre
Protection des structures et des zones ouvertes contre la foudre par
paratonnerre à dispositif d’ancrage
Parafoudre pour installation basse tension
Protection de surtension pour générateurs photovoltaïques
Protection des structures contre la foudre : choix de niveau de
protection
Protection contre l’impulsion électromagnétique générée par la
foudre
Evaluation des risques de dommages liés à la foudre
Guide d’installation des parafoudres basse tension
Installation électrique des bâtiments
Annexes
6
Annexe E : Loi, procédures standards
et contrat de raccordement
Annexes
7
Annexe E-1 : Loi sur la priorité aux énergies
renouvelables (Loi Ernneuerbare-Energien-Gesetz)
Article premier
Objectif de la loi
La présente loi a pour objectif, dans l'intérêt de la protection du climat et de l'environnement, de
permettre un développement durable de l'approvisionnement en énergie, et d'accroître nettement la
part des énergies renouvelables dans l'approvisionnement en électricité, de façon à au moins
doubler la part des énergies renouvelables dans la consommation énergétique totale d'ici l'an 2010,
conformément aux objectifs de l'Union européenne et de la République Fédérale d'Allemagne.
Article deux
Domaine d'application
(1) La présente loi régit l'achat et la rémunération de l'électricité produite exclusivement à partir
des énergies hydraulique, éolienne, solaire rayonnante, géothermique, des gaz de digestion des
décharges et des stations d'épuration, du gaz de mine ou de la biomasse dans le champ
d'application de la présente loi ou dans la zone économique exclusive allemande, par des
entreprises de fourniture d'électricité exploitant des réseaux destinés à l'alimentation générale
(exploitants de réseau). Le ministère fédéral de l'Environnement, de la Protection de la nature et
de la Sécurité nucléaire est habilité, en concertation avec le ministère fédéral de l'Alimentation,
de l'Agriculture et des Forêts et le ministère fédéral de l'Economie et de la Technologie, à
définir par un décret, soumis à l'approbation du Bundestag allemand, les substances et les
procédés techniques pour lesquels la biomasse entre dans le champ d'application de la loi, et les
spécifications environnementales à respecter.
(2) La loi ne couvre pas l'électricité
1. produite dans les centrales hydrauliques, les installations à gaz de digestion des décharges ou
des stations d'épuration d'une puissance électrique installée supérieure à 5 mégawatts, ou dans
des centrales dans lesquelles l'électricité est produite à partir de la biomasse, avec une
puissance installée supérieure à 20 mégawatts, ni
2. celle produite par des installations détenues à plus de 25 pour cent par la République Fédérale
d'Allemagne ou un Land allemand, ni
Annexes
1
3. celle produite par des centrales solaires rayonnantes et d'une puissance électrique installée de
plus de cinq mégawatts. Dans la mesure où les centrales solaires rayonnantes ne sont pas
implantées à côté de ou sur des installations destinées en premier lieu à d'autres fins que la
production d'électricité à partir du rayonnement solaire, la limite de puissance est fixée à 1100
kilowatts.
(3) Les nouvelles installations sont les installations mises en service après le 1er avril 2000. Les
installations réactivées ou rénovées sont considérées comme de nouvelles installations dès lors
qu'elles ont été rénovées dans leurs éléments essentiels. La rénovation essentielle est établie dès
lors que les coûts de rénovation atteignent au moins 50 pour cent des coûts d'investissement
d'une installation neuve équivalente complète. Les anciennes installations sont celles mises en
service avant le 1er avril 2000.
Article 3
Obligation d'achat et de rémunération
(1) Les exploitants de réseau sont dans l'obligation de connecter à leur réseau les installations de
production électrique définies à l'article 2, d'acheter prioritairement toute l'électricité produite
par ces installations, et de rémunérer cette électricité fournie au réseau conformément aux
dispositions des articles 4 à 8 de la présente loi. Cette obligation s'impose à l'exploitant de
réseau dont les installations techniques appropriées sont les plus proches de l'installation de
production électrique. Un réseau est considéré comme techniquement approprié même si l'achat
de l'électricité, nonobstant la priorité définie à la première phrase, n'est possible que par une
extension économiquement raisonnable du réseau; dans ce cas, l'exploitant du réseau est
contraint d'entreprendre sans délai l'extension de son réseau, sur requête du producteur
souhaitant vendre son électricité. Dans la mesure où cela est rendu nécessaire pour la
planification de l'exploitant de réseau ou du producteur, et pour la détermination du caractère
approprié du réseau, les informations sur le réseau et les informations sur l’installation doivent
être présentées.
(2) L'exploitant du réseau de transport a l'obligation d'acheter et de rémunérer la quantité d'énergie
acceptée par l'exploitant du réseau local aux conditions définies aux articles 4 à 8. S'il n'existe
pas de réseau de transport dans le périmètre du réseau local qui souhaite ventre son électricité,
l'obligation d'achat et de rémunération stipulée à la première phrase incombe au réseau de
transport le plus proche sur le territoire allemand.
Article 4
Rémunération de l'électricité produite à partir d'installations hydrauliques, à gaz de
décharge, à gaz de mine ou à gaz de digestion des stations d'épuration.
Pour l'électricité produite à partir d'installations hydrauliques, à gaz de décharge, à gaz de mine ou à gaz de digestion
des stations d'épuration, la rémunération s'élève au moins à 15 pfennigs par kilowattheure. Pour les installations d'une
puissance électrique supérieure à 500 kilowatts, ce taux ne s'applique que pour la fraction de l'électricité produite, sur
une année de décompte, correspondant au rapport entre 500 kilowatts et la puissance de l'installation; la puissance de
l'installation est mesurée en moyenne annuelle, calculée à partir des puissances électriques efficaces moyennes
mesurées chaque mois. Le prix pour le reste de l'électricité produite s'élève au moins à 13 pfennigs par kilowattheure.
Annexes
2
Article 5
Rémunération de l'électricité produite à partir de la biomasse
(1) Pour l'électricité produite à partir de la biomasse, la rémunération:
1.
pour les installations ayant une puissance électrique installée inférieure ou égale à
500 kilowatts, est au moins de 20 pfennigs par kilowattheure;
2. pour les installations ayant une puissance électrique installée inférieure ou égale à 5
mégawatts, est au moins de 18 pfennigs par kilowattheure, et
3. pour les installations ayant une puissance électrique installée supérieure à 5 mégawatts, est
au moins de 17 pfennigs par kilowattheure; ce taux ne s'applique toutefois qu'à partir du
jour de l'entrée en vigueur du décret prévu à l'article 2, paragraphe 1, deuxième phrase.
L'article 4, première partie de la deuxième phrase, s'applique en conséquence.
(2) Les rémunérations minimales prévues au paragraphe 1 diminuent d'un point de pourcentage par
an à partir du 1er janvier 2002 pour les installations nouvelles à ces dates; les montants sont
arrondis à un chiffre après la virgule.
Article 6
Rémunération de l'électricité d'origine géothermique
Pour l'électricité d'origine géothermique,
1. pour les installations ayant une puissance électrique installée inférieure ou égale à 20
mégawatts, la rémunération est au moins de 17,5 pfennigs par kilowattheure, et
2. pour les installations ayant une puissance électrique installée supérieure à 20 mégawatts, la
rémunération est au moins de 14 pfennigs par kilowattheure.
L'article 4, première partie de la deuxième phrase, s'applique en conséquence.
Article 7
Rémunération de l'électricité d'origine éolienne
(1) Pour l'électricité produite à partir d'énergie éolienne, la rémunération s'élève au moins à 17,8
pfennigs par kilowattheure pendant cinq ans à compter de la mise en service. Ensuite, pour les
installations ayant produit 150 pour cent du rendement calculé pour l'installation de référence
(rendement de référence) conformément à l'annexe à la présente loi, la rémunération s'élève au
moins à 12,1 pfennigs par kilowattheure. Pour les autres installations, la durée d'application du
taux initial est prolongée de deux mois pour chaque écart de 3/4 de point de pourcentage entre
Annexes
3
leur rendement et 150 pour cent du rendement de référence. Dans la mesure où l'électricité est
produite dans des installations situées à une distance minimale de trois milles nautiques au delà
de la ligne de base servant à la délimitation des eaux territoriales, et si ces installations sont
entrées en service avant le 31 décembre 2006, le délai prévu à la phrase 1 et la période prévue à
la phrase 2 sont portés à neuf ans.
(2) Pour les installations anciennes, on considère que la date d'entrée en service, au sens de la
première phrase du premier alinéa, est le 1er avril 2000. Pour ces installations, le délai au sens
des phrases 1 à 3 du premier alinéa est réduit de la moitié du temps d'exploitation des
installations avant le 1er avril 2000; Toutefois, ce délai court pour au moins quatre ans à
compter du 1er avril 2000. Dans la mesure où aucune courbe caractéristique de puissance n'a
été calculée pour ces installations, on peut lui substituer un calcul effectué, sur la base des
documents de définition de type des installations, par une institution habilitée au sens de
l'annexe à la présente loi.
(3) Les rémunérations minimales prévues à l'alinéa 1 diminuent d'un point et demi de pourcentage
par an à partir du 1er janvier 2002 pour les installations nouvelles mises en service à partir de
ces dates ; les montants sont arrondis à un chiffre après la virgule.
(4) Le ministère fédéral de l'Economie et de la Technologie est habilité à définir par décret les
modes de calcul du rendement de référence aux fins de l'application de l'alinéa 1.
Article 8
Rémunération pour l'électricité produite à partir de l'énergie solaire rayonnante
(1) Pour l'électricité produite à partir du rayonnement solaire, la rémunération est au moins de 99
pfennigs par kilowattheure. La rémunération minimale diminue de 5 points de pourcentage par
an à partir de 1er janvier 2002 pour les nouvelles installations mises en service à partir de ces
dates; les montants sont arrondis à un chiffre après la virgule.
(2) L'obligation de rémunération définie à l'alinéa 1 ne s'applique pas aux installations à énergie
photovoltaïque entrées en service après le 31 décembre de l'année suivant celle au cours de
laquelle les installations à énergie photovoltaïque rémunérées conformément à la présente loi
auront atteint une puissance installée totale de 350 mégawatts. Avant extinction de l'obligation
de rémunération selon l'alinéa 1, le Bundestag allemand adoptera dans le cadre de la présente
loi une réglementation de rémunération pour la connexion au réseau, destinée à garantir une
exploitation économique, en tenant compte du recul des coûts permis d'ici là par l'évolution
technologique des installations.
Article 9
Dispositions communes
(1) Les rémunérations minimales prévues par les articles 4 à 8 doivent être versées pendant une
durée de 20 ans pour les installations nouvellement mises en service, indépendamment de
l'année de mise en service, dans la mesure où il ne s'agit pas d'installations de production
Annexes
4
d'électricité hydraulique. Pour les installations mise en service avant l'entrée en vigueur de la
présente loi, on considère qu'elles ont été mises en service en l'an 2000.
(2) Si l'électricité produite par plusieurs installations est décomptée par une institution de mesure
commune, le calcul du niveau des rémunérations différenciées se fait sur la base des puissances
efficaces maximales de chaque installation. Dès lors qu'il s'agit d'électricité provenant de
plusieurs installations éoliennes, par dérogation à la première phrase, les valeurs cumulées de
ces installations seront prises en compte pour le calcul.
Article 10
Coûts liés au réseau
(1) Les coûts nécessités par la connexion des installations, conformément à l'article 2, au point
techniquement et économiquement le plus favorable de connexion au réseau, sont à la charge
des exploitants des installations. La connexion doit être réalisée conformément aux spécificités
techniques requises pour chaque cas particulier par l'exploitant du réseau, et conformément aux
dispositions de l'article 16 de la loi du 24 avril 1998 régissant le secteur de l'énergie (Journal
officiel fédéral volume I p.730). L'exploitant de l'installation peut faire effectuer la connexion
par l'exploitant du réseau ou par un tiers compétent.
(2) Les coûts engendrés par une extension du réseau d'approvisionnement général, rendue
nécessaires uniquement par le besoin de connexion de nouvelles installations, en respect de
l'article 2, pour permettre la prise en charge et le transport de l'électricité apportée au réseau,
sont à la charge de l'exploitant du réseau dont l'extension est devenue nécessaire. L'exploitant
doit présenter de manière détaillée les investissements concrets nécessaires en faisant apparaître
leurs coûts. Les exploitants de réseaux peuvent intégrer la part de coûts qui leur incombe dans
le calcul de la rémunération qu’ils facturent pour l'utilisation du réseau.
(3) Pour régler les différents, une agence de règlement des litiges, à laquelle participent les
opérateurs concernés, est créée auprès du ministère fédéral de l'Economie et de la Technologie.
Article 11
Règles de péréquation à l'échelon fédéral
(1) Les exploitants des réseaux de transport sont dans l'obligation de comptabiliser les différents
volumes d'énergie qu'ils doivent acheter en vertu de l'article 3 et les rémunérations y-afférentes,
et à les répartir par péréquation conformément à l'alinéa 2.
(2) Les exploitants de réseaux de transport calculent chaque année avant le 31 mars la quantité
d'énergie qu'ils ont achetée au cours de l'année précédente en respect des dispositions de
l'article 3, ainsi que la part de ces quantités dans le volume total d'énergie qu'ils ont fourni,
directement ou indirectement par le truchement de réseaux secondaires, aux utilisateurs finaux.
Les exploitants de réseaux qui ont du acheter des quantités supérieures à la moyenne ainsi
déterminée, peuvent faire valoir face aux autres exploitants de réseaux une obligation d'achat et
de rémunération conformément aux articles 3 à 8, jusqu'à ce que ces autres exploitants de
réseaux aient également acheté une quantité d'énergie qui corresponde à cette moyenne.
Annexes
5
(3) Des acomptes mensuels sont versés en fonction des quantités et des rémunérations
compensatoires prévisibles.
(4) Les entreprises de fourniture d'électricité qui alimentent en électricité les utilisateurs finaux
sont dans l'obligation d'acheter et de rémunérer la part d'électricité résultant des dispositions de
l'alinéa 2 auprès de l'exploitant du réseau de transport régulièrement en charge de leur
approvisionnement électrique. La première phrase ne s'applique pas aux entreprises de
fourniture d'électricité qui, par rapport à la quantité totale d'énergie qu'elles fournissent,
fournissent au moins à hauteur de 50% de l'électricité au sens de l'article 2, alinéa 1, en
application des dispositions de l'alinéa 2. La part d'électricité devant être achetée en vertu de la
première phrase est déterminée par rapport à la quantité d'électricité fournie par l'entreprise de
fourniture d'électricité, et doit être déterminée de telle sorte qu’il revienne à chaque entreprise
de fourniture d’électricité une part relative similaire. Le volume de l’obligation d’achat (la part)
se mesure d’après le rapport entre la quantité totale d’électricité apportée au réseau en vertu de
l’article 3 et la quantité totale d’électricité vendue aux utilisateurs finaux, dont on aura déduit la
quantité d’électricité livrée par les entreprises de fourniture d’électricité au sens de la phrase 2.
La rémunération selon la phrase 1 est calculée à partir de la moyenne des rémunérations versées
par l’ensemble des exploitants de réseau par kilowattheure au cours du trimestre écoulé.
L’électricité achetée en respect de la phrase 1 ne peut pas être vendue en dessous de la
rémunération payée aux termes de la phrase 5, dans la mesure où elle est commercialisée
comme une électricité au sens de l’article 2 ou une électricité comparable.
(5) Chaque exploitant de réseau a l’obligation de remettre en temps utiles aux autres exploitants de
réseaux les informations nécessaires aux décomptes prévus aux alinéas 1 et 2. Chaque
exploitant de réseau peut demander que les autres fassent vérifier leurs indications par un
commissaire aux comptes ou par un expert comptable assermenté désigné d’un commun
accord. Si les exploitants ne parviennent pas à un commun accord, c’est le président du tribunal
régional supérieur compétent pour le siège de l’exploitant de réseau ayant droit à une
compensation qui désigne un commissaire aux comptes ou un expert comptable assermenté.
Article 12
Rapport d’expérience
Le ministère fédéral de l’Economie et de la Technologie, en concertation avec le ministère fédéral
de l’Environnement, de la Protection de la nature et de la Sécurité nucléaire, ainsi qu’avec le
ministère fédéral de l’Alimentation, de l’Agriculture et des Forêts, doit rendre compte au
Bundestag allemand, avant le trente juin de l’année suivant l’entrée en vigueur de la présente loi,
puis tous les deux ans, de l’état de commercialisation et de l’évolution des coûts des installations
de production d’électricité au sens de l’article 2, et le cas échéant, tous les deux ans à partir du 1er
janvier 2002, proposer un ajustement du montant des rémunérations en vertu des articles 4 à 8 et
des taux de dégression répondant aux évolutions technologiques et commerciales pour les
nouvelles installations, ainsi qu’une prolongation de la période retenue pour le calcul du rendement
d’une centrale éolienne conformément à l’annexe, en fonction des expériences faites sur les
périodes de calcul définies aux termes de cette loi.
Annexe
Annexes
6
1. L’installation de référence est une centrale éolienne d’un type particulier pour laquelle, selon sa
courbe caractéristique de puissance mesurée par une institution dûment habilitée, on calcule sur
un site de référence un rendement du niveau du rendement de référence.
2. Le rendement de référence est la quantité d’électricité définie pour chaque type de centrale
éolienne, en fonction de la hauteur du moyeu, que ce type de centrale produirait théoriquement
si elle était implantée sur le site de référence, sur la base d’une courbe caractéristique de
puissance mesurée sur cinq années d’exploitation.
3. Le type d’une centrale éolienne est déterminé par la désignation de type, l’aire du cercle décrit
par le rotor, la puissance nominale et la hauteur du moyeu selon les indications du constructeur.
4. Le site de référence est un site déterminé par une distribution selon la loi de Rayleigh avec une
vitesse de vent moyenne de 5,5 mètres par seconde à une hauteur de 30 mètres au dessus du sol,
pour un profil d’élévation logarithmique et une longueur de rugosité de 0,1 mètre.
5. La courbe caractéristique de puissance est le rapport calculé pour chaque type de centrale
éolienne entre la vitesse du vent et la puissance délivrée indépendamment de la hauteur du
moyeu. La courbe caractéristique de puissance est calculée selon la procédure unifiée
conformément aux directives techniques pour les installations à énergie éolienne, révision 13,
version du 1er janvier 2000, publiée par la Fördergesellschaft Windenergie E.V. (FGW) dont le
siège est à Hambourg, ou la directive technique Power Performance Measurement Procedure,
version 1, de septembre 1997, du réseau des instituts de mesure européens (MEASNET) dont le
siège est à Bruxelles, en Belgique. Dans la mesure où la courbe caractéristique de puissance a
été calculée selon une méthode comparable avant le 1er janvier 2000, celle-ci peut être prise en
compte au lieu de la courbe caractéristique de puissance mesurée selon la phrase 2, dès lors
qu’après le 31 décembre 2001 on ne commence plus de construction d’installations du type
auquel elle s’applique dans le domaine d’application de la présente loi.
6. Pour mesurer les courbes caractéristiques de puissance et calculer les rendements de référence
des différents types d’installation sur le site de référence, sont habilitées aux fins de la présente
loi les institutions accréditées pour la mesure des courbes caractéristiques de puissance
conformément à la directive technique sur les critères généraux d’exploitation de laboratoires
de contrôle (DIN EN 45001), édition mai 1990. Le ministère fédéral de l’Economie et de la
Technologie publie la liste de ces institutions sous forme d’avis dans le Bulletin fédéral des
annonces légales obligatoires.
Annexes
7
Annexe E-2 : Procédures standards de raccordement
d’une installation photovoltaïque raccordée réseau
La mise en place d’une centrale photovoltaïque demande de suivre une procédure prédéfinie
consistant à remplir des conditions techniques, financières et contractuelles. Le producteur doit en
effet :
• S’assurer de la faisabilité technique de son installation.
• Demander des subventions.
• Obtenir des contrats de raccordement et de rachat.
Selon les pays, les procédures pour les installations de petite puissance sont plus ou moins
complexes, notamment en ce qui concerne les contrats de raccordement et d’achat, mais suivent
une trame et une chronologie commune :
Annexes
8
Annexe E-3 : Contrat de raccordement entre
producteur et gestionnaire de réseau
Le contrat de raccordement entre producteur et gestionnaire de réseau fixe les engagements
de chaque partie en matière de :
•
•
•
Responsabilités
Limites de propriétés.
Travaux, de raccordement.
I- Responsabilités de chaque partie
Lorsqu’une partie est reconnue responsable vis-à-vis de l’autre, elle est tenue de réparer
pécuniairement l’ensemble des dommages causés à l’autre partie dans la limite du préjudice réellement
subi.
Chaque partie est responsable à l'égard de l'autre dans les conditions de droit commun, en cas de
mauvaise exécution ou de non-exécution de ses obligations contractuelles.
II- Limites de propriétés de chaque partie
La limite de propriété des ouvrages et le point de livraison sont situés aux bornes de sortie
en aval de l’appareil général de commande et de protection du producteur :
•
•
En aval de cette limite, les ouvrages sont propriété du producteur.
En amont de cette limite, les ouvrages sont propriété du distributeur.
III- Modalités financières
Les modalités financières d’un raccordement d’une installation photovoltaïque au réseau
suivent certaines règles, découlant à la fois des responsabilités et de l’implication des gestionnaires
du réseau et des producteurs :
•
•
Le distributeur prend alors à sa charge les prestations communes (fourniture, location et
pose de certains équipements) qui lui permettent d’assurer son service.
Le producteur prend quant à lui à sa charge les prestations spécifiques au raccordement
réseau.
Annexes
9
Les exploitants des installations prennent à leur charge les coûts de connexion des
installations techniquement et économiquement le plus favorable ainsi que les coûts d’installation
des dispositifs de mesure nécessaires pour enregistrer le travail électrique fourni et reçu. Si le
gestionnaire de réseau attribue un autre point de raccordement aux installations, il est tenu de
prendre à sa charge les coûts supplémentaires qui en découlent. L’exploitant de l’installation peut
confier la connexion de l’installation au réseau ainsi que la mise en place et le fonctionnement des
dispositifs de mesure au gestionnaire de réseau ou à un tiers compétent. Sont à la charge du
gestionnaire se trouvant dans l’obligation de développer son réseau, les frais engendrés par une
extension du réseau rendus nécessaires du seul fait du raccordement, de la réactivation, de
l’agrandissement ou de toute autre modernisation des installations produisant de l’électricité. Ce
gestionnaire de réseau doit donner le détail de la nature et du coût des investissements
concrètement nécessaires. Il est autorisé à répercuter les coûts qui lui incombent dans le calcul du
montant facturé pour l’utilisation du réseau.
IV- Modalités en matière de travaux réalisés sur les ouvrages
de raccordement
Les travaux sur les ouvrages de raccordement intégrés à la concession sont placés sous
maîtrise d'ouvrage du distributeur qui décide des modalités de réalisation des travaux. Lorsque le
distributeur réalise les travaux, il les facture au producteur.
Lorsque le distributeur confie au producteur la réalisation de certains travaux d’ordre nonélectrique, le distributeur ne peut les mettre à la charge financière du producteur.
V- Modalités en matière de travaux réalisés sur l’installation
intérieure
Les travaux de modification de l’Installation intérieure nécessaires au raccordement de
l’installation de production sont placés sous maîtrise d'ouvrage du producteur et réalisés à ses frais.
D’une façon générale, le distributeur n’intervient pas dans la définition, les choix techniques et
la construction des installations situées en aval du point de livraison. Cependant, les ouvrages doivent
respecter les textes et normes.
Tous les appareils et boîtiers du branchement et, le cas échéant, de la protection de découplage
de type externe sont réglés par le distributeur et rendus inaccessibles aux tiers par pose de scellés.
Le producteur assure l’exploitation, l’entretien de ses équipements et de son installation
intérieure et dispose d'un droit de manœuvre sur le disjoncteur de branchement.
VI- Modalités en matière de travaux lors de modifications de
caractéristiques d’une installation déjà raccordée au réseau
Annexes
10
Lorsque le distributeur doit réaliser des travaux sur les ouvrages de raccordement du fait de
modifications apportées par le producteur à son installation de production, chaque partie prend à sa
charge le montant des travaux lui incombant, conformément à l'application des dispositions légales et
réglementaires en vigueur au moment de la demande.
Les conditions de réalisation des travaux susvisés ainsi que toutes les modalités techniques et
financières font l'objet d'un avenant, sur lequel sont précisées les modifications apportées au dispositif
initial, ainsi que, le cas échéant, les conditions nouvelles d’exploitation des installations.
En cas de désaccord sur les dispositions à intégrer à cet avenant, le distributeur proposera au
producteur la rédaction d’un contrat de raccordement, accès et exploitation annulant et remplaçant le
contrat précédent. Si le producteur refuse de signer le nouveau contrat, le distributeur pourra résilier son
contrat. En conséquence, l’injection au réseau sera interrompue, jusqu’à la signature de ce nouveau
contrat.
Annexes
11
Annexe F : Eléments techniques sur les
cellules photovoltaïques et sur les
onduleurs
Annexes
12
Annexe F-1 : Caractéristique IU d’une cellule
photovoltaïque
Selon la disposition des modules, l’ensoleillement et la température ambiante, un champ
photovoltaïque va fournir des valeurs de tension et de courant spécifiques :
L’intensité va augmenter selon
l’ensoleillement
La tension va diminuer selon la température
ambiante
Les intensités s’ajoutent lorsque l’on met
plusieurs modules en parallèle
Les tensions s’ajoutent lorsque l’on met
plusieurs modules en série
Annexes
1
Annexe F-2 : Cahier des charges d’un onduleur raccordé réseau
Les onduleurs pour applications raccordées réseau remplissent souvent le cahier des charges
suivant :
•
Une bonne synchronisation avec le réseau, ce qui inclue de délivrer un signal proche de la
sinusoïde, un déphasage faible et peu d’harmoniques par rapport à la phase du réseau, de faibles
perturbations électromagnétiques.
•
Un déclenchement automatique en cas de coupure du réseau et une qualité de courant qui
correspond aux valeurs maximales admissibles pour le réseau.
•
Une isolation galvanique entre le champ et le réseau.
•
Un rendement de conversion du courant photovoltaïque le plus élevé possible sur la plage de
tension la plus large possible :
On remarque que la courbe de rendement de « l’onduleur
vert » monte très vite pour une puissance fournie par le
module faible et garde un bon rendement pour une
puissance délivrée par le module élevée, ce qui représente
la courbe d’un bon onduleur
•
Une recherche du point de puissance maximum délivrée par le module (appelée MPPT). Celleci consiste à maximiser l’énergie fournie par le module photovoltaïque en adaptant l’impédance
d’entrée de l’onduleur afin d’optimiser, à chaque instant, le produit P = U.I sur la
caractéristique du champ PV :
I
L’onduleur va rechercher à se
rapprocher de cette courbe
U
•
Une plage d’entrée en tension importante car elle conditionne le nombre de panneaux à
connecter en série dans le champ.
•
Un bon comportement à puissance maximale car certains appareils se déconnectent alors que
d’autres continuent de fonctionner en limitant la puissance.
Annexes
2

Etude de faisabilité technico-économique de la filière

Transcription

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