Quels sont les rendements, les produits-systèmes et les marchés du photovoltaïque ? Une chose est sûre : le secteur est en constante mutation.

Voici une série d’articles sur le photovoltaïque dans le bâtiment, considéré sous l’angle des évolutions réglementaires prévisibles. En effet, grâce à la Directive Européenne sur l’efficacité Energétique des bâtiments, nous approchons à grands pas de l’obligation de construire des Bâtiments à Energie Positive (Bepos).

 

Cette obligation sera effective en 2018 pour les bâtiments publics et en 2020 pour toute la construction neuve. Bepos signifie produire plus d’énergie sur site que le bâtiment en consomme durant l’année. Ce qui implique de distribuer l’énergie produite hors du bâtiment vers le quartier, la ville, etc.

 

Trois technologies existent pour produire de l’énergie sur site. Les micro-éoliennes, première possibilité, ne sont pas encore fiables, produisent du bruit et des vibrations et ne peuvent être déployées massivement pour l’instant. Deux autres technologies, largement éprouvées, sont cependant disponibles : le solaire thermique et le solaire photovoltaïque.

 

Le solaire thermique est une technologie efficace et éprouvée. Son rendement est nettement supérieur à celui du photovoltaïque. Avec le développement des bâtiments BEPOS, il faudra ré-apprendre à concevoir, installer et exploiter correctement des systèmes solaires thermiques. doc. PP

 

Solaire thermique

 

Le solaire thermique implique soit un stockage de chaleur saisonnier, soit la possibilité de verser la chaleur solaire produite dans un réseau de chauffage urbain basse température pour l’exporter hors du bâtiment. Il existe des expérimentations dans ces deux domaines. Depuis plus de 20 ans, l’ingénieur suisse Jenni s’est fait une spécialité du stockage de chaleur solaire annuel

 

Son approche repose sur la mise en place d’un ou de plusieurs énormes ballons – pensez en dizaines de m³ pour un petit collectif - au moment de la construction du bâtiment, alimentés par une toiture couverte de panneaux solaires thermiques. La conception et la construction de l’ensemble exigent une quasi-perfection.

 

Il possède d’ailleurs à son actif de nombreuses références en maison individuelle, en logements collectifs et en tertiaire, qui démontrent l'intérêt et la parfaite faisabilité de cette technique, simple, mais encombrante. Quant à exporter la chaleur solaire hors du bâtiment, il faut pour cela disposer d’un réseau de chaleur basse température, fonctionnant à des températures nettement inférieures 100 ou 110+C des réseaux d’eau surchauffés qui se développent en France. OU bien, il faut utiliser des capteurs solaires capables de produire des hautes températures. 

 

Il existe une expérimentation en ce sens à La Rochelle, une autre à Toulouse. Il s’agit de verser dans le réseau urbain, le surcroît de chaleur solaire en été pour contribuer à la production d’ECS dans d’autres bâtiments d’un quartier. Tout cela est naturellement soumis à l’existence d’un réseau de chauffage urbain, fonctionnant à des températures adaptées. Cette solution ne pourra donc être d’application générale.

 

Certaines technologies de solaire thermique sont susceptibles de produire des température de fluide élevées, supérieures à 100°C en régime d'exploitation nominale. Ce qui convient bien pour l'alimentation de réseaux de chauffage urbain. doc. PP

 

Les promesses du photovoltaïque

 

La solution la plus simple et la moins coûteuse pour produire de l'énergie sur site, auto-consommer et exporter le surplus, consiste à poser autant de photovoltaïque que possible sur les bâtiments neufs. L’exportation de l’énergie est facilitée par le fait que le réseau de distribution publique d’électricité existe partout en France ou presque. Equiper la toiture de panneaux photovoltaïques ne suffira pas pour couvrir et dépasser la consommation d'énergie annuelle d'un bâtiment.

 

Pour atteindre le Bepos, même en limitant sévèrement les consommations d’énergie du bâtiment, il faudra mettre à profit aussi les façades. Les architectes rechignent largement à poser des panneaux photovoltaïques en façade. Ils ont bien raison, les panneaux classiques ne sont pas faits pour ça et offrent une esthétique pas toujours attrayante si l’on doit en tapisser les façades de nos bâtiments.

 

Heureusement, de nouveaux types de panneaux apparaissent, avec des degrés de transparence et disponibles dans diverses couleurs. Ce sera l’objet d’un prochain article. Pour l’instant, Nous allons faisons un point sur les évolutions récentes du photovoltaïque, en commençant par un court rappel des fondamentaux.

 

Le photovoltaïque à base de silicium mono- ou polycristallin constitue plus de 90% du marché mondial aujourd'hui. doc. Solarwatt

 

Photovoltaïque : comment ça marche ?

 

La production d’électricité photovoltaïque commence dans une cellule. Les cellules sont rassemblées dans des panneaux ou modules. Entre une dizaine et plusieurs centaines ou milliers de panneaux sont ensuite installés sur un bâtiment pour constituer une centrale photovoltaïque à la mesure des besoins.

 

L’électricité produite par l’installation photovoltaïque est un courant continu. Pour le rendre utilisable, des onduleurs le transforment en courant alternatif exploitable par le réseau de distribution publique ou directement pour de l’autoconsommation dans le bâtiment.

 

Il existe une petite vingtaine de technologies de cellules photovoltaïques commercialisées. Mais commençons par une mauvaise nouvelle. La technologie CPV (Concentrated PhotoVoltaic), qui était développée notamment par le français Soitec et par le chinois Suncore, avait permis d’atteindre des rendements de cellules de 46% et des rendements de panneaux de 43,4%, certifiés par le Fraunhofer Institut ISE de Fribourg en Allemagne.

 

Le CPV (concentrated photovoltaics) ou photovoltaïque à concentration a été développé en France par Soitec, l'INES et le CEA/LETI. Une optique concentre les rayons du solaire sur de petites cellules PV pour maximiser leur illumination et leur rendement. doc. PP

 

Les déboires du CPV

 

Les deux principaux protagonistes du CPV, Soitec et Suncore, ont arrêté leurs unités de production et mis fin à cette activité. Le CPV, plus coûteux à fabriquer et à mettre en oeuvre, a été ruiné par la baisse continue du prix des panneaux photovoltaïques en silicium traditionnels.

 

Pourtant, 360 MW_c d’installations CPV sont raccordées au réseau dans le monde, dont deux champs de 60 et 80 MW_c construits à Golmud en Chine par Suncore, 44 MW_c bâtis par Soitec à Touwsrivier en Afrique du Sud et 30 MW_c installés à Alamosa (Colorado) par Amonix.

 

Le CPV consiste à concentrer la lumière du soleil sur une cellule PV à l’aide d’une optique relativement simple. Ce qui augmente son rendement et permet de réaliser des cellules à plusieurs couches et comportant jusqu’à 3 ou 4 jonctions électriques.

 

Après le renoncement de Soitec et de Suncore, il ne reste plus dans le monde qu’une poignée d’entreprises capables de fabriquer des cellules multijonctions pour le CPV : Azur Space (Allemagne), CESI (Italie), SolAero (USA), Microlink Devices (USA), Sharp (Japon), Solar Junction (USA), … A puissance égale, le CPV requiert environ 10 fois moins de surface que les panneaux à base de cellules en silicium.

 

Le suisse Insolight a repensé le CPV : l'optique est simplifiée, en matière plastique, le panneau est posé à plat sur une toiture terrasse ou sur une toiture à faible pente. doc. Insolight

 

Le CPV n’est pas tout à fait mort

 

C’est le principal argument qui incite le Frauhnofer Institut ISE et le CEA/LETI a poursuivre leurs recherches dans ce domaine. En tout état de cause, cette technologie ne sera pas disponible pour des bâtiments en 2018, sauf si la technologie de la start-up suisse Insolight s’avère payante.

 

Cette entreprise, soutenue par l’Ecole Polytechnique Fédérale de Lausanne (EPFL), a développé des panneaux solaires avec une surcouche optique à concentration pour lesquels, Insolight revendique un rendement de 36,4%, vérifié par l’inévitable institut Fraunhofer ISE. A titre de comparaison, le rendement des meilleurs panneaux au silicium se situe entre 18 et 22%.

 

Insolight utilise des cellules haut de gamme d’une surface de quelques mm², habituellement réservées aux équipements spatiaux et dont le rendement atteint 42%. Elle place au-dessus un fin système optique en plastique, plat et transparent, qui focalise le rayonnement solaire sur les mini-cellules.

 

Cette plaque optique est montée sur un cadre métallique et se déplace de quelques millimètres dans la journée pour maximiser la récupération de lumière. Le panneau est installé à l’horizontale et capture 100% du rayonnement solaire, quel que soit l’angle d’incidence. Le test en laboratoire est concluant. Insolight se lance en 2017 dans un field-test et espère commercialiser ses modules en 2018.

 

Le panneau CPV Insolight est fixe. Seule la partie optique se déplace de quelques millimètres dans la journée pour optimiser l'illumination.  doc. Insolight

 

 

Le silicium mono- et polycristallin dominent

 

En attendant, l’offre photovoltaïque largement disponible et à des prix sans cesse plus bas, ce sont les panneaux ou modules composés de cellules en silicium monocristallin ou polycristallin. Ils dominent le marché de la tête et des épaules. Les cellules monocristallines affichent un rendement supérieur aux cellules polycristallines, mais l’écart se resserre d’année en année.

 

Pour l’instant, les cellules silicium les plus efficaces, dont la performance a été vérifiée par un laboratoire indépendant, sont les Panasonic HIT monocristallines à jonction arrière qui affichent un rendement de 25,6% (avec une illumination de 1000 W/m² et une température de cellule de 25°C, conformément à la norme IEC 60904-3). Ce qui n’est plus très loin du rendement théorique maximal de 34% pour des cellules en silicium à simple jonction.

 

Les cellules HIT de Panasonic sont suivies par les cellules multicristallines de Trina Solar avec un rendement de 21,3%. Panasonic détient également le record de rendement des modules avec 23,8%. En ce qui concerne les modules composés de cellules multicristallines, le record est détenu par Hanwha Q Cell avec un rendement de 19,5%.

 

D’autres technologies sont en développement. Sharp, par exemple, a présenté un module de 968 cm² atteignant un rendement de 31,2% grâce à des cellules à couche mince InGaP/GaAs/InGaAs à triple jonction. C’est le premier module sans concentration qui dépasse un rendement de 30%. Notre prochain article portera sur les cellules et panneaux photovoltaïques à « couches minces » qui présentent bien des attraits.

Source : batirama.com / Pascal Poggi