1. Les panneaux en silicium amorphe à couche mince de Uni-Solar peuvent être collés sur des supports courbés ou souples.
Cette année, à Fribourg, le salon Intersolar 2007 a mis l’accent sur le solaire photovoltaïque. Quant au solaire thermique, il évolue vers de plus grandes puissances et vers des offres combinées chauffage ECS.
Autant les solutions solaires thermiques semblent avoir atteint une sorte de palier technologique, autant de nombreuses incertitudes techniques et économiques pèsent encore sur le solaire photovoltaïque. Aujourd’hui, l’immense majorité des systèmes photovoltaïques disponibles font appel au silicium mono ou polycristallin. Cette technique représente probablement plus de 90 % du marché actuel. Pourtant, nous traversons une période de pénurie mondiale de silicium. L’industrie des microprocesseurs, qui utilise exactement la même matière de base, ne cesse d’accroître ses besoins. Cette insuffisance dure depuis trois à quatre ans déjà et pousse les prix du photovoltaïque à base de silicium mono et polycristallin à la hausse. Elle génère parfois une véritable pénurie de modules, qui pèse sur la croissance du marché. Dans ce contexte, les industriels recherchent des solutions différentes, toutes présentées sur le salon Intersolar 2007 de Fribourg (Allemagne). Si aucune technique dominante n’émerge aujourd’hui, la visite du salon permet de mettre en évidence atouts et limites des diverses techniques disponibles.
Photovoltaïque : le silicium amorphe en couches minces
La première stratégie visible consiste à utiliser moins de silicium. Deux pistes sont possibles : l’utilisation du silicium amorphe, aussi appelé silicium en couches minces (thin-film, noté a-Si) et l’illumination du silicium cristallin. Le silicium est dit amorphe, s’il n’est pas chimiquement dopé à l’aide de bore et de phosphore. La technologie à couche mince (thin-film) désigne un type de cellule obtenu par diffusion d’une couche mince de silicium amorphe (a-Si non dopé) sur un substrat de verre ou sur une matière souple. Le rendement du silicium en couche mince plafonne entre 9 et 12 %, contre 12 à 25 % pour les cellules cristallines. Mais ces cellules perdent environ 0,4 % de rendement par °C d’élévation de leur température, contre 0,2 % pour le a-Si. Par convention, la puissance nominale des panneaux est donnée pour une illumination idéale et une température de surface de 25°C. Si la température monte à 50°C, par exemple, le rendement d’un panneau Si amorphe est de 2 % environ, contre 5 % en moyenne pour un panneau cristallin.
Cellules cristallines et Si amorphes ne sont pas non plus logées à la même enseigne face aux effets d’un ombrage partiel. Dans le cas de Si amorphe, seule la zone ombragée d’un panneau voit sa production chuter. Dans le cas du silicium cristallin, le rendement total du module est celui de sa cellule la moins productive. Un ombrage partiel réduit donc la production de l’ensemble d’un module cristallin. De même, la sensibilité est supérieure en silicium amorphe pour des valeurs de luminosité faible, c’est-à-dire inférieure à 200 W/m² environ. De plus, la lumière par temps couvert est plus diffuse et plus riche en longueurs d’ondes bleues entre 400 nm et 500 nm, une partie du spectre dans laquelle la sensibilité du silicium amorphe est meilleure. À puissance égale, les panneaux en silicium amorphe affichent donc une production moyenne annuelle supérieure à celle des panneaux en silicium cristallin. Leur rendement réduit signifie toutefois que la surface nécessaire pour atteindre une puissance donnée, est 2 à 2,5 fois plus importante que dans le cas de panneaux cristallin. Les industriels spécialisés dans la couverture métallique et le bardage ont donc développé des solutions qui tirent parti des grandes surfaces de toitures et de murs des bâtiments tertiaires (voir encadré). Des fabricants de textiles pour le bâtiment proposent également des toiles recouvertes de capteurs photovoltaïques en couches minces. La seconde stratégie d’économie visible à Intersolar était l’illumination des cellules en silicium. En concentrant la lumière sur une cellule à l’aide d’une lentille, on accroît son illumination et donc son rendement de transformation.
Illuminer les cellules photovoltaïques pour accroître le rendement
Deux exemples étaient exposés à Fribourg. L’institut de recherche Fraunhofer ISE a créé une entreprise, Concentrix Solar GmbH, spécialement pour commercialiser ce procédé. Déposée sous la marque Flatcon, cette technique utilise des lentilles pour focaliser la lumière du soleil sur des capteurs silicium traditionnels. Avec un ratio de concentration de 500, les cellules atteignent un rendement de 22,7 %. Avec un récent développement technique de cellules triples couches, l’efficacité atteint 35 %. Concentrix Solar estime que les panneaux réalisés avec cette technologie atteindront des rendements de 25 à 28 %. Sharp présentait un système proche, construit également à base de lentilles de Fresnel, pour lequel il revendique un rendement de plus de 30 %. Ce système, disponible en petite quantité pour des chantiers expérimentaux, devrait être largement commercialisé en Europe dès le début 2008. Le panneau devient plus épais et plus cher mais, à quantité égale de silicium, il produit trois fois plus d’électricité. C’est également un moyen de produire une quantité d’énergie importante, même si l’on dispose d’une surface réduite.
La troisième stratégie poursuivie pour surmonter la pénurie de silicium, plus radicale, mais aussi plus incertaine, consiste à renoncer complètement au silicium, au profit d’autres composants. De nombreuses matières et alliages sont en concurrence. Leurs rendements sont dans l’ensemble inférieurs à ceux du silicium cristallin et leur durée de vie plus courte. Certains alliages contiennent des métaux – cadmium ou plomb – dont l’utilisation est découragée par l’Union européenne. First Solar, une entreprise américaine, termine la construction, à Francfort-sur-Oder, d’une usine de cellules à base de Cadmium Telluride (CdTe) dotée d’une capacité de production annuelle de 100 MW, au prix d’un investissement de 115 millions d’euros. L’institut de recherche Fraunhofer ISE développe des cellules « organiques », dont le rendement n’est pour l’instant que de 3 à 5 %, mais devrait croître jusqu’à 8 %. L’avantage de cette technologie est qu’elle permet de fabriquer des cellules parfaitement flexibles et de grandes dimensions. Le groupe Bosch, parent de Buderus, Junkers, elm leblanc et Geminox, et le chimiste BASF ont annoncé lors d’Intersolar 2007, un partenariat destiné à mettre au point une nouvelle génération de cellules solaires photovoltaïques organiques, dont les coûts de production seraient significativement inférieurs à ceux du silicium, à puissance équivalente. Ils n’étaient pas très diserts quand aux détails : prix, quantités, etc. Affirmant simplement que le marché du photovoltaïque aurait atteint 8 milliards d’euros dans le monde en 2006, qu’il devrait croître de 20 % par an, au moins jusqu’en 2020 et qu’ils entendent bien jouer un rôle actif dans ce secteur.
Solaire thermique : vers le chauffage et les installations de grande puissance
L’industrie allemande, leader du solaire thermique en Europe et sans doute dans le monde, a le sentiment d’avoir pratiquement saturé son marché domestique de la production d’eau chaude sanitaire. Pour continuer sa croissance, elle mise sur le développement du chauffage solaire en Allemagne, sur de nouveaux marchés en Europe et dans le monde et sur de nouvelles applications de l’énergie solaire thermique, notamment en industrie.
Par conséquent, beaucoup de capteurs solaires tubulaires et de nouveaux capteurs plans de grandes dimensions étaient exposés à Intersolar.
Les principaux spécialistes des tubes sous vide sont notamment l’autrichien AMK, les allemands Schott, Megasun et Paradigma. Consolar proposait de nouveaux capteurs thermiques tubulaires sous vide Tubo 12 CPC. Les tubes sont montés sur un miroir réflecteur métallique pour maximiser leur rendement et raccordés par le bas, ce qui empêche tout dépôt de condensat. Côtés panneaux plans, plusieurs industriels, dont Roth, Wolf, Tisun (Teufel & Schwarz) et Wagner, proposaient des collecteurs de grandes dimensions, dont la surface utile unitaire dépasse les 5 m². Chez Wagner, les collecteurs de la gamme LBM affichent 6,7 m² (LBM 67) et 10,1 m² (LB100) de surface totale. Tisun proposait une gamme de capteurs dont la surface unitaire varie de 3 à 18 m², ainsi que des capteurs « sur mesure », comme Acova
le fait pour ses radiateurs.
Ce qui semble être pour l’heure, la seule offre de capteurs solaires thermiques sur mesure en Europe.
