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Intersolar 2008 : l’explosion des techniques photovoltaïques

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Intersolar 2008 : l’explosion des techniques photovoltaïques

Le photovoltaïque en grandes installations intégrées, en logements collectifs et en tertiaire, est la nouvelle frontière technique et commerciale.

Cette nouvelle édition du salon de Munich montre une très nette orientation vers les installations de grande puissance, en thermique comme en photovoltaïque.

Le développement de l’énergie solaire dépend beaucoup de sa rentabilité qui, en un an, s’est améliorée au rythme de la hausse du prix pétrole. Du 28 juin 2007 au 27 juin 2008, le baril de pétrole est passé de 69 $ à 142,26 $ ! Une explosion qui rend caduques les calculs effectués en 2007 par l’Ademe, basés sur un prix du baril à 40 $. Ce mouvement de hausse continue du fioul a dopé l’industrie du solaire thermique et photovoltaïque, pourtant déjà en suractivité. Les deux tiers de la surface d’exposition du salon étaient consacrés au photovoltaïque, contre un tiers seulement au solaire thermique. Pourtant, le rendement de conversion de l’énergie solaire par le photovoltaïque est nettement moins bon que celui auquel parviennent les solutions solaires thermiques. Le rendement nominal de conversion des meilleurs panneaux photovoltaïques approche les 17 % alors que celui des panneaux thermiques se situe aux alentours de 75 % et dépasse 90 % avec des capteurs tubulaires sous vide. En toute logique, priorité devrait être donnée au solaire thermique.

Économiser le silicium

Mais, grâce à des contrats à long terme avec des tarifs d’achat de l’électricité très attractifs, la plupart des pays d’Europe soutiennent le développement du photovoltaïque de manière bien plus généreuse que pour le solaire thermique. Cela dit, la situation n’est pas totalement positive. Il existe un frein majeur à l’expansion du marché mondial du photovoltaïque : la pénurie de silicium. La raréfaction de la principale matière première des cellules crée un goulot d’étranglement dans la production de panneaux photovoltaïques. Dans les allées d’Intersolar, on croisait des entreprises de vente de solutions photovoltaïques clé en main, à la recherche de panneaux. Ce n’est pas tant qu’elles craignent d’en manquer pour leurs installations déjà signées, mais le rythme de leur expansion est freiné par la pénurie ambiante. De leur côté, les fabricants annonçaient à Intersolar des calendriers difficiles. Si un intégrateur passe commande en juin 2008 d’une quantité significative de panneaux photovoltaïques, (par exemple, 3 MW) il ne sera pas livré avant le printemps 2009. La solution consiste à se tourner vers des fournisseurs asiatiques tels que les taïwanais Adema, Motech Solar, Topco Scientific, Green Energy Technology ou Delsolar de qualité égale à celle des standards européens. D’ailleurs, l’offre photovoltaïque Bleu Ciel d’EDF repose sur des panneaux importés… de Chine ! L’entreprise n’avait guère d’autre choix, les deux fabricants français – Tenesol, filiale à égalité de Total et d’EDF et Photowatt qui appartient à un groupe canadien – sont petits à l’échelle du développement actuel du marché et n’auraient pu fournir les quantités dont EDF a besoin. Pour faire face, les industriels agissent dans plusieurs directions. Ils s’attachent en priorité à augmenter leur capacité de production. L’usine Tenesol de Toulouse triple sa capacité et passe de 15 à 50 MW. Photowatt ajoute 75 MW d’ici 2009. Ce qui double sa capacité de production.

Arrivée des techniques à couches

La deuxième direction prise par les fabricants consiste à utiliser moins ou plus du tout de silicium pour la fabrication de leurs panneaux. Cela se traduit par deux développements. Le premier consiste à booster la technologie silicium. Si on « éclaire » davantage une cellule photovoltaïque classique en silicium mono ou polycristallin, elle produit plus d’électricité. Cette « concentration » permet, à surface de silicium égale, d’augmenter la production ou bien, à production constante, de réduire la surface de silicium. Cette technologie débouche pour la première fois sur une petite dizaine de solutions de concentration présentées, quatre étant réellement commercialisées. Ainsi le module photovoltaïque M40 l’espagnol Sol3g comporte un rang de lentilles de Fresnel qui concentrent la lumière sur des cellules qui atteignent un rendement de 31 %, le module ayant un rendement de 24 %, contre 12 à 15 % pour des modules traditionnels. Selon l’industriel, le module M40 est également moins sensible à la température. Au-delà de 25 °C, son rendement ne baisse que de 0,085 % K, contre 0,430 % K pour des modules ­polycristallins classiques. L’indien Silicon CPV, l’allemand Archimedes Solar et le taïwannais Delsolar présentaient également des solutions de concentration disponibles à la vente.

L’autre développement possible est le film mince (thin film). Cette technologie permet à la fois de réaliser des panneaux de plus grande surface et de coller les panneaux photovoltaïques sur des membranes souples, capables d’épouser la courbe d’une toiture, par exemple. La majorité des films minces commercialement disponibles aujourd’hui font appel au silicium en micro-granulats, de l’ordre de 10 et 100 µm d’épaisseur, déposés sur un substrat en alliages métalliques. Un grand nombre d’industriels développe cependant d’autres formulations, sans silicium, pour leurs films minces. Il en existe une douzaine environ (Si, CIGS…) dont certaines déjà commercialisées. Le rendement nominal des panneaux à film mince demeure pour l’instant inférieur de 5 à 10 points à celui des panneaux de silicium cristallins classiques. Mais ils sont nettement moins sensibles à l’élévation de température. Alwitra est l’un des principaux utilisateurs de cette technologie, avec Derbisolar, Best Solar, Applied Materials, Flexcell et, bientôt, l’autrichien Intico.

Le marché asiatique, la Chine en particulier, utilise avant tout des tubes sous vide, tandis que l’Europe préfère les panneaux plans. Les collecteurs tubulaires sous vide (Evacuated Tube Collectors) présentent pourtant des atouts intéressants (température élevée, forte compacité pour une puissance importante et souplesse d’installation). En effet, comme les réflecteurs sont incorporés aux tubes, il n’est pas nécessaire de respecter une pente de 30 %. Les tubes se posent même à la verticale, le long des façades le cas échéant.

Tubes sous vide : de multiples atouts

La présence du vide dans les tubes réduit les déperditions de chaleur. En Europe, le suisse AMK, l’irlandais du Nord Thermomax, les allemands Paradigma ou Viessmann proposent des tubes sous vide depuis plusieurs années. Paradigma commercialise des installations de chauffage solaire de grande puissance à base de tubes sous vide depuis 2006. Il estime que cette source de chaleur rencontre un intérêt de plus en plus important pour le chauffage en collectif et en tertiaire, la production de grandes quantités d’eau chaude, le fonctionnement de machines à absorption pour le froid et la production de chaleur basse température pour process industriel. Ses tubes sont capables de produire de la chaleur jusqu’à une température de 130 °C. En novembre dernier, Paradigma a installé le plus grand système de collecteurs sous vide mondial sur le toit de l’entreprise Festo AG à Esslingen-Berkheim en Allemagne. La surface de capteurs de 1 330 m² fournit une puissance de pointe de 1,2 MW, une puissance nominale de 650 kW, garantit le production de 500 mWh de chaleur dans l’année, assure le rafraîchissement de 27 000 m² de bureaux en été et contribue au chauffage en hiver. Dans son offre AquaSystem, ­Paradigma associe ses tubes sous vide, de l’eau non-glycolée en guise de fluide caloporteur et le contrôleur solaire hydraulique et électronique SystaSolar Aqua pour constituer une solution complète. Une circulation d’eau à basse température assure la protection contre le gel en hiver. Ce qui consomme entre 2 et 4 % de la quantité de chaleur produite annuelle par le système, mais permet de se passer de glycol et de fonctionner à l’eau pure dans un circuit qui peut être alimentaire en production d’ECS et raccordé à un circuit de chauffage, sans échangeur à plaques. L’absence de glycol élimine les problèmes qui peuvent survenir à la faveur de la stagnation du fluide en cas d’arrêt de l’installation et réduit le volume de stockage nécessaire.

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