Organisée par Enerplan, sur deux jours, l’université de l’Autoconsommation a été l’occasion mardi 21 septembre de dévoiler une étude menée par Yannick Perez, professeur d’économie de l’énergie et de la mobilité au Laboratoire de Génie industriel de Centrale Supelec – Paris Saclay. Cette étude consacrée au photovoltaïque et la mobilité va participer à l’élaboration de la vision solaire 2030 que le syndicat va forger dans les prochaines semaines. Le verdict est tombé : les résultats sont époustouflants. Le blog de Tecsol vous les dévoile !
Les villes sont devenues le centre des efforts mondiaux d’atténuation du changement climatique car elles sont responsables de 60 à 70 % des émissions de CO2 liées à l’énergie. Alors que le monde est de plus en plus urbanisé, il est crucial d’identifier des voies rentables pour décarboner et améliorer la résilience des villes afin d’assurer le bien-être de ses habitants (Kobashi et al., 2021).
Le modèle
Dans ce rapport de recherches, il a été exploré le concept de « métropoles solaires avec mobilité électrique individuelle ». Il comprend donc des systèmes intégrés de panneaux solaires photovoltaïques sur les toits des villes (PV solaire) et des véhicules électriques individuels (VE) pour fournir de l’électricité aux citadins. L’augmentation des énergies renouvelables et la pénétration des véhicules électriques créent de nouvelles opportunités pour décarboner conjointement les systèmes énergétiques et la mobilité individuelle. Ainsi lorsqu’il est couplé au solaire PV, le VE peut être chargé avec de l’électricité sans CO2. En outre, les véhicules électriques peuvent être utilisés pour le stockage de l’électricité solaire photovoltaïque qui deviendra utilisable dans un appartement résidentiel et/ou pourra être revendue aux réseaux électriques.
« Nous avons réalisé une étude sur les trois plus grandes villes de France, Paris, Lyon Marseille. Nous avons estimé la surface disponible sur les toits des trois villes pour 2030. Nous avons modélisé 6 scénarios différents, « PV uniquement » en 2019, « PV uniquement en 2030 » et « PV+EV en 2030 » (avec et sans cas tarif d’achat garanti). Pour ce faire nous avons utilisé le modèle de simulation « System Advisor » version 2020.11 .29 du US National Renewable Energy Laboratory. Les variables d’entrée de notre modèle comprennent les données météorologiques, les spécifications du système électrique local, les pertes du système, les coûts, les modes de financement et les incitations économiques. Les variables de sortie sont les demandes annuelles en énergies, mensuelles et horaires, Le cout Moyen Pondérer de la production Électrique (LCOE), la Valeur Actualisée Nette des investissements (VAN), les temps de retour sur investissement, etc. Nous avons bien sûr également calculé l’économie de CO2. Enfin le modèle étant en Open source et les données utilisées publiques, nous espérons que ce premier travail pourra être généralisé sur d’autres métropoles » précise Yannick Perez, professeur d’économie de l’énergie et de la mobilité au Laboratoire de Génie industriel de Centrale Supelec – Paris Saclay.
Principaux résultats : 80 % de couverture des besoins pour Marseille !
Le modèle montre que si en 2030 : 50% des toits des métropoles, en excluant la couverture des parkings, sont équipés de PV, 50% des voitures individuelles sont des VE, et que les VE utilisent 26 kWh de leur capacité couplée au PV celui induit pour Marseille des résultats « époustouflants » s’enthousiasme Richard Loyen, délégué général d’Enerplan, marseillais d’adoption.
• Une économie de 1,2 million de tonnes d’émissions d’équivalent CO2 (56 %) par an.
• une production de 11,2 TWh des 13,9 TWh demandés annuellement à Marseille (80 % de couverture des besoins).
• un investissement avec une période de retour de 2,2 ans, un LCOE de 0,029 €/kWh et une VAN de 15,4 milliards d’euros sans tarif de rachat.
Pour Lyon ;
• Une économie de 878 400 tonnes d’émissions d’équivalent CO2 (50 %) par an.
• une production de 4,6 TWh sur les 8,6 TWh demandés annuellement à Lyon (53 %).
• un investissement avec une période de retour de 2,2 ans, un LCOE de 0,029 €/kWh et une VAN de 6.3 milliards d’euros sans tarif de rachat.
Pour Paris :
• Une économie de 2,8 millions de tonnes d’émissions d’équivalent CO2 (48 %) par an.
• une production de 14,9 TWh sur les 31,1 TWh de la demande annuelle à Paris (39 % de couverture des besoins).
• un investissement avec une période de retour de 2,3 ans, un LCOE de 0,030 €/kWh et une VAN de 20 milliards d’euros sans tarif de rachat.
Défis/limites de l’étude
« Nous avons dû pour des raisons de faisabilité de poser des hypothèses réductrices concernant un certain nombre de points qui ne sont pas modélisables dans le cadre de notre étude » poursuit Yannick Pérez. Ces limites illustrent du coup les défis à surmonter pour mettre en œuvre ces solutions :
-        Des défis comportementaux (l’acceptation par l’utilisateur ; la conformité du comportement réel de l’utilisateur (modèles de conduite et de charge) ;
-        Des défis technologiques (quel sera l’impact d’autres technologies émergentes dans les réseaux de distribution électriques (pompes à chaleur / stockage stationnaire / développement de la climatisation…) ;
-        Des défis stratégiques (comment mettre en place une coopération entre les différents acteurs de la synergie PV+EV ?; comment accompagner l’effet du couplage PV+EV dans un réseau de distribution sur la demande d’énergie résiduelle et l’impact sur les revenus des services publics ? Quels tarifs réseaux pour faciliter le synergie EV-PV ?) ;
-        Des défis de standardisation (l’absence d’une interface bâtiment-VE normalisée ; le manque de sensibilisation/connaissance des solutions V2H ; gestion de data…) ;
-        et enfin des contraintes légales et réglementaires à simplifier pour permettre la diffusion des EVs et du PV dans les villes.
Encadré
Quelles implications politiques ?
• Des politiques combinées pour aider à la diffusion des PV+EV seraient souhaitables.
• L’expansion PV+EV entraînera une évolution de la demande pour les services publics d’électricité et une réflexion sur la tarification prenant en compte cette situation doit être étudiée.
• Les politiques de pénétration des VE à Paris, Marseille et Lyon devraient être renforcées et accompagnées. Une planification au niveau des métropoles devrait être mise en œuvre pour accompagner le couplage PV+EV et installer des bornes de recharges publiques complémentaires lorsque ces solutions ne seront pas possibles.
