Encadrants : Laurent Coubret & Pierre-Philippe Crépin -
Eiffel Investment Group
Face à l’essor du solaire photovoltaïque (PV) et au développement rapide des systèmes de stockage par batteries (BESS), les acteurs du secteur de l’énergie doivent arbitrer entre différents modèles d’investissement. Faut-il développer un actif PV seul, un système de stockage indépendant, ou bien combiner les deux dans un système co-localisé ? Ce projet vise à identifier et comparer les facteurs économiques déterminants (« winning factors ») des trois grandes configurations d’actifs énergétiques : (i) le PV seul, (ii) le BESS seul et (iii) la co-localisation PV + BESS.
L’analyse s'appuiera sur des indicateurs économiques clés : LCOE (Levelized Cost of Energy), LCOS (Levelized Cost of Storage), revenus liés à l’autoconsommation ou à la vente sur le marché, temps de retour sur investissement (ROI), ou encore valorisation des services rendus au réseau (arbitrage, réponse à la demande, etc.).
Ces facteurs seront étudiés selon deux échelles de déploiement :
Distributed : installations résidentielles ou commerciales de petite taille, où l’objectif principal est souvent l’autoconsommation et la réduction de la facture d’électricité.
Utility scale : projets à grande échelle raccordés au réseau, orientés vers la production pour le marché et la fourniture de services systèmes.
Le projet explorera notamment :
Les coûts fixes et variables associés à chaque configuration, et leur impact sur la rentabilité à long terme ;
Les opportunités de revenus (énergie vendue, arbitrage prix, capacité, incitations réglementaires) ;
Les effets de mutualisation (infrastructure, raccordement, O&M) dans les systèmes co-localisés ;
Les facteurs contextuels : réglementation, fiscalité, topologie du réseau, structure tarifaire.
Quantifier les coûts et revenus potentiels des différentes configurations.
Formuler des recommandations économiques pour des développeurs, investisseurs ou collectivités.
Comparaison des LCOE / LCOS entre les trois types d’actifs
Étude du profil de revenus : autoconsommation vs vente sur le marché (day-ahead, intraday, capacité)
Arbitrage économique via le stockage (peak shaving, time-shifting)
Impact des aides, subventions, et cadres réglementaires (net metering, feed-in tariffs, etc.)
Effets d’échelle : économies d’échelle dans les projets utility scale, mais coûts unitaires plus élevés dans le résidentiel