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.

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).

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

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

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

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.

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.

- 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]