Grâce à une nouvelle méthodologie basée sur la valeur actuelle nette découplée (DNPV), une équipe de recherche allemande a découvert que les systèmes photovoltaïques résidentiels n'étaient pas économiquement viables dans la plupart des conditions de marché au début de 2023. Bien que la baisse des prix des modules ait considérablement amélioré la rentabilité du système au cours des derniers mois, plusieurs facteurs d'influence qui évoluent au fil du temps peuvent encore avoir un impact sur les revenus.
Image : Benjamin Jopen, Unsplash
Des chercheurs de l'université allemande RheinMain ont mené des recherches pour évaluer la viabilité économique des systèmes photovoltaïques résidentiels dans les conditions actuelles du marché allemand et ont constaté que la rentabilité devient un défi dans la plupart des conditions.
« La principale motivation de l'étude était que les recherches antérieures sur la viabilité économique des systèmes photovoltaïques résidentiels avaient tendance à être méthodologiquement discutables d'un point de vue financier », a déclaré l'auteur principal de la recherche, Carlo Kraemer. magazine pv« Par exemple, la méthode traditionnelle de la valeur actuelle nette (VAN) est souvent utilisée, mais sans détermination appropriée des taux d’actualisation ajustés au risque. Par conséquent, les risques ne sont pas correctement pris en compte dans l’évaluation. De plus, la méthode de la VAN présente des faiblesses méthodologiques fondamentales. »
Les scientifiques ont adopté la méthode de la valeur actuelle nette découplée (DNPV), qui permet, selon eux, d’évaluer les investissements photovoltaïques avec autoconsommation en tenant compte des risques inhérents. « De cette manière, la méthode aide non seulement les investisseurs à évaluer correctement les investissements individuels, mais peut également aider les décideurs politiques à élaborer des mesures de politique énergétique judicieuses, en connaissant les implications de ces mesures pour les investisseurs individuels », a expliqué Kraemer.
Dans l'étude « Utilisation du DNPV pour déterminer la viabilité économique des systèmes photovoltaïques résidentiels en Allemagne : l'investissement en vaut-il encore la peine ? », récemment publiée dans pour les énergies renouvelables, les universitaires ont expliqué que l’approche DNPV proposée intègre systématiquement le risque de quantité et de prix et capture le risque de prix de l’électricité grâce à des techniques de tarification des options.
Ils ont présenté une étude de cas pour un système de 10 kW déployé à Francfort avec un angle d'inclinaison de 30 degrés et un azimut de 0 degré. Le réseau est rémunéré pour l'injection de l'excédent d'énergie dans le réseau. Ils ont pris en compte un investissement initial de 1,737 1,874 € (0.39 0.082 $)/kW, les coûts de maintenance et d'assurance, ainsi que les coûts de remplacement des composants. Le prix de l'énergie a été supposé être de XNUMX €/kWh et le tarif de rachat de XNUMX €/kWh
Les flux de trésorerie sont ajustés par les primes d'assurance synthétiques pour tenir compte du risque, puis actualisés à l'aide d'un taux sans risque, conformément aux normes DNPV. Le système PV a été supposé avoir une part d'autoconsommation de 16 %.
« L’idée de base de la méthode DNPV est de capturer le risque des flux de trésorerie sous la forme de primes de risque synthétiques (c’est-à-dire le coût du risque) », expliquent les chercheurs. « Cela dissocie le risque de la prise en compte de la valeur temporelle de l’argent et, après déduction du coût du risque, les flux de trésorerie résultants peuvent être actualisés au taux sans risque. »
L'analyse a montré que le système de 10 kW a atteint un DNPV négatif de -1,664 XNUMX €.
« Cela reflète la situation au début de l’année 2023 », a déclaré M. Kraemers. « Cela montre qu’à cette époque, malgré les prix élevés de l’électricité, une petite installation photovoltaïque résidentielle typique n’était pas économiquement avantageuse, principalement en raison des coûts d’investissement élevés. Cependant, l’étude montre également que l’avantage dépend d’un certain nombre de facteurs d’influence qui peuvent évoluer au fil du temps. Il s’agit notamment des coûts d’investissement, des prix de l’électricité et de la volatilité, mais aussi de la taille de l’installation par rapport à votre propre consommation d’électricité. »
Selon M. Kraemer, la rentabilité a déjà été partiellement rétablie, car les coûts d’investissement ont considérablement diminué au cours de l’année dernière. Néanmoins, la rentabilité dépend toujours des subventions de l’État via le tarif de rachat. « Dans ce contexte, il est important que la modification de la loi EEG prévue par le gouvernement fédéral en 2025 soit conçue avec prudence afin de ne pas compromettre à nouveau la rentabilité retrouvée », a-t-il ajouté. « Les discussions actuelles donnent parfois l’impression que les responsables politiques pensent que l’avantage économique ne réside que dans des prix d’électricité élevés, ce qui n’est pas le cas. Par conséquent, si nous ne voulons pas mettre en péril l’expansion rapide du photovoltaïque en Allemagne, il faut procéder à un ajustement prudent. »
Kraemer a également reconnu que les déclarations sur la rentabilité des petites installations ne peuvent pas être généralisées. « Comme mentionné ci-dessus, la rentabilité a déjà augmenté en Allemagne en raison de la baisse des coûts d’investissement », a-t-il souligné. « En outre, la viabilité économique dépend de divers paramètres spécifiques à chaque région. Outre les coûts d’investissement et les prix de l’électricité déjà mentionnés ci-dessus, le rendement de l’installation dépend bien sûr de la région et a une influence significative sur la valeur économique. Par conséquent, tous ces paramètres doivent être pris en compte dans l’évaluation et fournir ensuite un résultat très individuel. »
Selon Kraemer, la volatilité ne devrait pas diminuer de manière significative à long terme et la situation actuelle pourrait empirer si les gouvernements réduisent les subventions publiques pour les systèmes photovoltaïques avec autoconsommation sans tenir compte de l’impact financier. « L’idée générale selon laquelle ces systèmes doivent être économiquement viables en période de prix élevés de l’électricité n’est pas correcte », conclut-il. « Il faut adopter une vision beaucoup plus nuancée et faire preuve de prudence lors de l’adaptation des subventions publiques. »
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Source à partir de magazine pv
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