LE SOLEIL POUR UN DEVELOPPEMENT DURABLE
Compétitivité de l'électricité photovoltaïque

Espoirs et réalités

Fabrizio CARLEVARO

Centre universitaire d'étude des problèmes de l'énergie et Département d'économétrie, Université de Genève

Franco ROMERIO

Centre universitaire d'étude des problèmes de l'énergie et Laboratoire d'économie appliquée, Université de Genève

(1995)


Résumé. Les auteurs estiment que le courant photovoltaïque deviendra compétitif au tournant du siècle grâce au progrès technique et à l'accroissement des ventes, et dans la mesure où l'on prendra en considération les coûts externes.
Zusammenfassung: Die Autoren sind der Meinung, dass dank dem technologischen Fortschritt und der Steigerung des Verkaufs der photovoltaïsche Strom um die Jahrhundertwende konkurrenzfähig wird. Um dieses Ziel zu erreichen müssen allerdings die externen Kosten in Betracht gezogen werden.
Summary: The authors estimate that, depending on the extent that external costs are taken into consideration, photovoltaic current will become competitive at the end of the century due to technical progress and increasing sales.

L'épreuve du feu du courant photovoltaïque (PV) s'effectue lorsqu'il entre en compétition avec celui fourni par le réseau. Le cas le plus intéressant est celui des installations situées sur le lieu de consommation, de petite ou moyenne dimension (jusqu'à 20 kW, respectivement entre 20 et 100 kW). Dans ce cas, le PV se substitue au courant fourni par le réseau et, lorsque la production est supérieure à la demande, il alimente le réseau. Il peut ainsi contribuer à écrêter les pointes et à diminuer la surcharge des lignes. Souvent, la compétitivité du PV est mesurée par rapport aux prix de vente de l'énergie électrique. Cette démarche biaise l'évaluation en défaveur du courant PV, car les prix de l'énergie électrique de réseau reflètent les coûts moyens de production, transport et distribution. En outre, ils ne possèdent pas un dimension temporelle suffisamment marquée, reflétant la rareté du courant aux moments de pointe. Ceci est dû au fait que les sociétés électriques ne sont pas confrontées à un marché concurrentiel mais jouissent, en général, d'une situation de monopole.

En fait, plutôt que les prix de vente, il faudrait prendre en considération les coûts marginaux de production, de transport et de distribution du courant fourni par le réseau, en les comparant au coût du PV. En prenant en considération les coûts marginaux, on évite en effet de comparer un projet d'investissement (le PV) à des investissements déjà réalisés dans le passé (les centrales qui alimentent le réseau). Autrement dit, il s'agit de comparer le coût de projets d'investissement alternatifs. Evidemment, dans ce calcul il faut internaliser les coûts externes. En outre, il faut tenir compte du profil du diagramme de charge et des variations temporelles de la production PV.

La pointe de fin de matinée, par exemple, peut être écrêtée avec le PV. Les pointes du soir doivent être couvertes par le réseau. Le PV peut apparaître économique pour couvrir une partie du prélèvement pendant les heures pleines. Vraisemblablement, il ne le sera pas pendant les heures creuses, lorsque la consommation est couverte par une production de bande à bas coût. Dans cette perspective, se pose le problème du stockage de la production PV, mais il faut reconnaître qu'on est loin de la réalisation de systèmes de stockage économiques.

En Amérique du Nord et en Europe, on pense que le PV de petite et moyenne dimension couplé au réseau, tout particulièrement le PV incorporé à l'enveloppe des bâtiments résidentiels et commerciaux, possède un potentiel de marché élevé. Aux EtatsUnis, l'EPA [1] cherche à le promouvoir dans le but de réduire à la fois la demande d'électricité de réseau et la pollution provoquée par les centrales thermiques fossiles (cf. Kern and Spiegel, 1993, pp. 77-82). En Allemagne, le programme "1000-Toits" a connu un succès inattendu avec des performances économiques satisfaisantes (cf. Bloss and Pfisterer, 1993, p. 47). En Suisse, au début de 1994 on comptait environ 600 installations PV couplées au réseau. La puissance de pointe installée était de 4 MWp et sa production en 1993 d'environ 3 GWh. Le groupe d'action "énergies renouvelables" d'Energie 2000 s'est fixé comme objectif d'atteindre une puissance maximale installée de 50 MWp en l'an 2000 (cf. Programme du Groupe d'action Energies renouvelables, 1992, pp. 25-27; Meier et Blum, 1994).

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Dans ce qui suit, nous examinerons plus en détail le problème de l'évaluation économique du PV en relation avec sa pénétration dans le marché. Notre analyse ne prendra pas en considération les réalisations PV dans des endroits isolés, comme par exemple dans les montagnes ou dans les villages reculés des pays en développement, car dans ces cas le PV est en compétition seulement avec la technologie des générateurs diesel (cf. Nations Unies, 1992b). Nous n'examinerons pas non plus les grandes centrales PV, qui jusqu'à présent ont été réalisées dans un but de R&D. Il suffira ici de rappeler que le coût de production de la centrale suisse du Mont Soleil, inaugurée en 1992, d'une puissance de 500 kW, est de 1.10 CHF/KWh (cf. Minder, 1992, p. 1013).

Pour évaluer la compétitivité du PV incorporé à l'enveloppe des bâtiments résidentiels et commerciaux, nous commencerons par présenter les méthodes d'évaluation du coût du PV, nous examinerons ensuite ses déterminants et fournirons quelques estimations de ce coût. Il convient de souligner que souvent l'on se trouve confronté à des estimations qui reflètent plutôt les objectifs des auteurs de ces estimations que les réalités économiques. Les partisans du solaire affichent ainsi des estimations très optimistes, tandis que ses détracteurs, des estimations très pessimistes. Or, si l'on veut tirer profit de l'expérience de l'énergie nucléaire, où, dans la plupart des cas, les coûts affichés se sont avérés dépourvus de signification économique, il faut faire preuve de réalisme et de transparence dans l'estimation des coûts du PV (cf. Romerio, 1994, p. 303-307).

Les perspectives d'évolution future des coûts du PV sont évaluées au moyen d'enquêtes auprès des producteurs de cellules, ou en utilisant des courbes statistiques d'expérience. La première approche se base sur des jugements d'ingénieurs. Elle possède l'avantage de prendre en considération les anticipations concernant la R&D, mais souvent elle fournit des estimations peu transparentes. La deuxième approche est illustrée par la "courbe d'expérience" du PV; dans un diagramme en échelles logarithmiques, on indique les coûts historiques en fonction des ventes cumulées:

 
Courbe d'expérience du PV: observations de la période 1978-1992 et extrapolations pour la période 1993-2005 selon un taux de pénétration du marché de 16% par année

Comme pour de nombreux biens de consommation durables, on constate que ces observations historiques se disposent approximativement le long d'une droite. Cette droite peut être utilisée pour effectuer des prévisions, en postulant un certain taux d'accroissement des ventes dans l'avenir. Il faut utiliser ces résultats avec prudence, car la méthode repose sur l'hypothèse implicite d'une simple prolongation des tendances observées dans le passé. En particulier, on suppose que l'effort de R&D reste constant. Dans le cas du PV, en outre, la forme de la courbe d'expérience envisagée est controversée (cf. Bloss and Pfisterer, 1993; Derrick et alii, 1993).

Le coût de l'électricité PV est déterminé en grande partie par le coût de l'investissement, qui est élevé comparativement àla puissance installée, et par les conditions d'ensoleillement et les autres facteurs climatiques, tel le brouillard, qui conditionnent la productivité de l'installation. En revanche, les coûts variables (entretien et réparations de l'installation) sont relativement faibles. Dans le passé, ce sont les facteurs suivants qui ont permis de diminuer le coût du PV

suite:
- les progrès techniques réalisés dans la conception des cellules et dans les processus de fabrication,
- les économies d'échelle dont bénéficie toute production de masse,
- l'augmentation du rendement énergétique des cellules PV.

A titre d'illustration, on relèvera que les coûts du PV sont passés, de 1982 à 1992, d'environ 17 à 5 $1992/Wp, la production de 6 à 60 MWp/an, et le rendement énergétique de 10% à 15%. En supposant un taux de pénétration du marché de 16% par année, et en extrapolant d'après la courbe d'expérience de la figure, on constate qu'il est peu probable que le coût descende au-dessous de 3 $/Wp avant l'an 2000 et au-dessous de 2.5 $/Wp avant l'an 2005. En fait, les auteurs de ces estimations pensent qu'avec la technique du silicium cristallin on ne réussira pas à obtenir des coûts au-dessous de 3 $/Wp. La technique des couches minces est plus prometteuse (cf. Derrick et alii, 1993, pp. fig 6-7 et 23-24). Bien que le rendement soit moindre par rapport aux cellules utilisant le silicium, cette technique permet de réaliser des économies au niveau des matières premières, et par là-même de contourner la contrainte de la disponibilité limitée de silicium cristallin à bas coût, fourni comme sous-produit de l'industrie électronique.

Le tableau 1 synthétise quelques prévisions concernant l'évolution des coûts du PV: elles se basent sur des jugements fournis par les fabricants:


Estimation des coûts de quelques technologies PV (dollar de 1992/Wp)
Sources: d'après R. Martens, R.J. van Overtraeten, 1993, W. Palz, 1992

Malheureusement, on n'explicite pas l'ensemble des hypothèses sur lesquelles sont basées ces prévisions. On constate que le silicium amorphe offre de meilleures perspectives par rapport au silicium cristallin. En ce qui concerne les systèmes à concentration, on se risque à avancer un chiffre extrêmement bas: 0.6 $/Wp à l'horizon 2000, mais leur utilisation est limitée aux régions à très fort ensoleillement.

Le tableau 2 fournit le coût d'un système PV doté de modules au silicium cristallin.


Estimations du coût total d'un système PV sans batteries (dollar de 1992/Wp)
Sources: d'après R. Martens, R.J. van Overtraeten, 1993, W. Palz, 1992
 Il convient de relever que si l'on incorpore le PV à l'enveloppe du bâtiment, on évite le coût du terrain, on réduit le coût des installations de support et on n'a pas à supporter le coût du transport pour le courant consommé sur place. On peut ainsi réaliser des économies de l'ordre de 0.4 - 0.7 $/Wp. On estime que pour atteindre la compétitivité, on doit réussir à réduire le coût jusqu'à 4 - 5 $/Wp à l'horizon 2000 (dans ce calcul on tient compte d'une marge de 50% représentant les coûts externes nets[2]).

En fait, de nombreuses études estiment que, dans la mesure où l'on prend en considération les coûts externes, le type de système PV sous revue deviendra compétitif au tournant du siècle. Hohmeyer a montré dans le cas de l'Allemagne qu'en augmentant le prix du marché du courant électrique du coût externe net, le PV atteint le seuil de la compétitivité en 2006 dans la variante "coût externe net faible", ou déjà en 1998 dans la variante "coût externe net élevé". Il fournit les chiffres suivants:

prix du courant électrique en 1998, 0.13US$1992 / KWh; prix du courant en 2006, 0.15 $/KWh; coûts externes nets 0.21 - 0.39 $/KWh.
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Il faut toutefois souligner que ces conclusions sont tirées d'une comparaison entre le coût du PV et le prix de marché du courant fourni par le réseau. Or, pour les raisons déjà mentionnées, la comparaison devrait s'effectuer à partir des coûts marginaux. Comme ces coûts marginaux sont supérieurs aux prix de vente de l'électricité, notamment aux heures de pointe, nous pouvons en conclure que le PV intégré à l'enveloppe du bâtiment ne devrait pas tarder à atteindre le seuil de la compétitivité si sa production coïncide avec la demande de pointe.

Au terme de ce survol sur le coût et le marché du PV, il nous reste à mettre en évidence les facteurs qui peuvent accélérer la diffusion de cette technologie dans l'avenir. En se référant à la courbe d'expérience, on peut mettre en évidence deux déterminants majeurs:

- le taux d'accroissement du volume des ventes qui commande la pénétration du marché et, partant, grâce aux économies d'échelle, permet de faire baisser le coût plus ou moins rapidement (ainsi, avec un taux de pénétration de 8% au lieu de 16%, le coût en l'an 2005 serait d'environ 0.5$/Wpplus élevé);
- le progrès technique dans le rendement des cellules et dans les processus de fabrication qui déplace vers le bas la courbe d'expérience et permet de faire baisser le coût du PV pour un même volume de ventes.
L'effort peut ainsi se diriger dans deux directions:
- encourager la pénétration du PV à travers les incitations économiques examinées dans l'article suivant du professeur Lesourd,
- stimuler le progrès technique à travers des subventions à la R&D comparables à celles qui sont consacrées à d'autres filières énergétiques.[3]
Last but not least, la diffusion du PV est liée à l'adoption d'un système de tarification de l'énergie électrique basé sur les coûts marginaux et l'internalisation des coûts externes de la production, du transport et de la distribution. Avec la promotion de la pénétration du marché et l'aide à la R&D, la tarification de l'énergie électrique au coût marginal et l'internalisation des coûts externes représente un facteur décisif pour l'avenir du PV. [4]
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1995: texte précédent

RÉFÉRENCES
The Yearbook of Renewable Energies 1992, a publication of EUROSOLAR and UNESCO, Bochum, Ponte Press, 1992.
Programme du Groupe d'action Energies renouvelables, Département fédéral des transports, des communications et de l'énergie, Liestal, décembre 1992.
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Notes:
1 US Environmental Protection Agency.
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2 Coûts externes nets: différence entre les coûts externes de la production conventionnelle et ceux de la production PV.
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3 Dans cette perspective, il convient de relever qu'en 1989, les pays membres de l'Agence internationale de l'énergie ont alloué 60% du budget pour la R&D à l'énergie nucléaire, 15% au charbon, pétrole et gaz, 19% à la transmission de l'énergie électrique, et seulement 6% aux énergies renouvelables (cf. World Development Report, 1992, p. 124).
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4 Nous remercions le Dr André Mermoud du Groupe de physique appliquée de l'Université de Genève pour ses remarques.
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