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Les dossiers de
La Lettre du Solaire Mars 2013 / Vol 3 N°3
Publiés par CYTHELIA sas,
La Maison ZEN, 350 route de la Traverse, F-73 000 Montagnole
Tel+ 33(0)4 79 25 31 75 Fax+ 33(0)4 79 25 33 09
Editeur: Alain Ricaud, [email protected], Rédaction : Mamadou Kane ________________________________________________________________________________________________________
CYTHELIA sas Editeur : Alain Ricaud Rédaction : Mamadou Kane 1 / 17
Sommaire
Technologies ............................................... 2
Editorial ......................................................... 2 Le décollage des couches minces retardé ............ 2 Technologie économe sud-africaine ................... 3 Course aux rendements soutenue........................ 3 Nouvelle dimension pour le PV.......................... 4 Solar Impulse en vol intercontinental ................. 5 Tour du monde d’un catamaran solaire ............... 6 PV…sous-marin ! .............................................. 6 Le Solaire, 3ème énergie renouvelable ............... 6 Croissance du marché des onduleurs .................. 6 Stockage indispensable à la croissance ............... 7 Solaire thermique pour centrale à charbon .......... 7 Boom des systèmes solaires hybrides ................. 7 Diffusion de nouveaux systèmes isolés ............... 8 CSP compétitif en zone MENA.......................... 8 EPFL : Nouveau record ....................................10 Onduleurs améliorés .........................................10 Guide d’installation pour SHS en Afrique du Sud
.........................................................................11 Progrès technique et révolution solaire ..............13 Sécuriser la production des EnR ........................14 Valorisation du potentiel du CPV en 2013 .........15 Films minces à la poursuite du silicium .............15
Les dossiers de
La Lettre du Solaire Mars 2013 / Vol 3 N°3
Publiés par CYTHELIA sas,
La Maison ZEN, 350 route de la Traverse, F-73 000 Montagnole
Tel+ 33(0)4 79 25 31 75 Fax+ 33(0)4 79 25 33 09
Editeur: Alain Ricaud, [email protected], Rédaction : Mamadou Kane ________________________________________________________________________________________________________
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Technologies Editorial
Le décollage des couches minces
retardé La répartition des ventes par technologie montre que
le silicium cristallin domine encore largement en 2012.
Dans un contexte de demande soutenue et de très forte concurrence, différents types de produit ont vu le jour
sur la base des technologies couches minces.
Globalement, ces technologies permettent de
développer des produits plus économes et différenciés
(notamment par le type de substrat) mais pour l’instant
proposant des rendements plus faibles. L’attractivité
de ces produits restant importante, après la bulle
chinoise « volume-prix » du cristallin, l’augmentation
du poids relatif des couches minces devrait se
confirmer dans les prochaines années, ce qui porterait
leur part de marché à plus de 14% du marché global
dont 5% pour le CIGS en 2015 (Fig 1). Figure 1 : Production mondiale de modules par technologie
(2005-2015)
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Productions annuelles par technologie en MW (2005-2015)
mc-Si
standard sc-Si
sc-Si VHE
a-Si:H / µc-Si
CdTe
CIGS
La Figure 2 montre sur une échelle Log/Log,
l'évolution historique du prix des modules de puissance
en monnaie constante, en fonction du volume des
ventes cumulées. En faisant certaines hypothèses, le
comportement passé permet d'élaborer les tendances
du futur. La formule classique de Verdoorn est utilisée: Ln (P1/P0)= (Ln a/ Ln 2). Ln (V0 /V1) où a est le
coefficient d'apprentissage, Pn le prix de vente unitaire
et Vn le volume des ventes cumulées de l’année n.
Outre les nombreux accidents de parcours, nous avons
constaté dans le photovoltaïque un coefficient
d'apprentissage de 0.82 dans la production des
modules au silicium cristallin et de 0.79 dans la
production des modules en couches minces au CdTe.
2010
2015
2010
2015
0.10
1.00
10.00
100 1 000 10 000 100 000 1 000 000
Production cumulée (MWc)
Prix des modules PV 1993-2020 (€/Wc)
Prix de gros c-Si (€/Wc)
Prix de gros Th-Film (€/Wc)
Figure 2: Courbes d’apprentissage comparées du prix des modules au silicium cristallin et des modules en couches
minces (Source Cythelia 2012)
La saturation de la baisse des prix du cristallin
pendant la période 2003-2007 correspond à une
demande croissante confrontée à une offre en silicium
limitée - la fameuse crise du silicium qui a duré 4 ans.
Elle a permis à l’acteur First Solar de faire une percée
spectaculaire sur le marché avec de bonnes marges.
Le parallélisme des deux courbes prouve que les
technologies en silicium cristallin et en films minces
ont des coefficients d’apprentissage assez voisin, mais
le décalage en ordonnée, que les premières ont un coût
intrinsèque plus élevé. Typiquement, si les volumes cumulés étaient égaux, il y aurait eu un écart de 0.9 €
/Wc en 2010.
Ce mois-ci, la société First Solar a rapporté avoir
battu un nouveau record pour le rendement des
cellules CdTe, à 18.7% confirmé par le laboratoire du
DoE, le NREL. Ce résultat montre que le potentiel du CdTe ne s’arrête pas à 15,9%, et que les progrès
réalisés pour cette cellule devraient améliorer les
performances de leurs modules commerciaux. La
société a annoncé que sa ligne de fabrication
principale a produit des modules à 13.1% de
rendement durant le dernier trimestre 2012, contre
12.6% pour la même période de l’an passé.
En rendement le CdTe fait donc jeu égal avec le CIGS
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de Solar Frontier, quoique comme nous l’avons
toujours dit, l’avantage final du rendement ira au
CIGS et celui des coûts au CdTe. Au-delà de 2030, il
reste le problème de la rareté du Telurium, de l’Indium
et du Gallium.
AR
Technologie économe sud-africaine
Util Labs a développé un système baptisé LVSS (pour
low voltage smart system) qui permet la gestion en
temps réel de la totalité du réseau basse tension à partir de la salle de contrôle d’un distributeur d’une façon
sure et rentable tout à fait inédite. Les systèmes
traditionnels disponibles chez les distributeurs ne le
permettaient pas dans un environnement de basse
tension. Le LVSS peut déplacer la charge de pointe et,
si nécessaire, sauvegarder la charge de base par la
promotion d’un comportement des consommateurs qui
tend à favoriser le recours à d’autres sources d’énergie
comme le gaz, l’énergie solaire, le charbon, etc. Il
veille à ce que la responsabilité pour l’utilisation
économe de l’électricité (tout en conservant le même
style de vie) est transférée au consommateur. Les consommateurs du secteur résidentiel se voient offrir
un équipement appelé EDDI qui leur donne les
consommations instantanée et cumulée en temps réel.
Cela augmente leur sensibilisation à l’utilisation de
l’électricité et leur permet de prendre des décisions
d’économies d’énergie non pénalisantes en toute
conscience. L’expérience a montré qu’avec un tel
système, les consommateurs adoptent rapidement un
comportement d’économies d’énergie et réalisent
l’importance d’avoir des appareils économes. Le
système permet également de détecter les appareils défectueux chez eux, réduisant la probabilité d’une
surconsommation et de conditions d’insécurité
potentielle. EDDI peut être utilisé comme outil de
communication par le distributeur pour envoyer aussi
bien des alertes au client que des messages groupés ou
individuels. En complément à l’initiative EDDI, une
interface web appelée console de consommation du
client (CCC). Disponible uniquement pour les clients
EDDI, elle donne un historique de la consommation
d’électricité et permet au consommateur d’estimer avec
précision ses efforts d’économies d’énergie visant à
réduire sa facture. La CCC offre également aux clients
les outils nécessaires pour calculer leur consommation
d’eau et leur empreinte carbone liée à la consommation
d’électricité. L’étude schématisée sur le graphique ci-
dessus illustre les résultats de 400 ménages clients
EDDI (distribués à partir de la semaine 6 – la semaine
1 étant la première semaine de Février 2011) par
rapport à un groupe témoin de 1 600 résidences non
EDDI. Le graphique montre une économie d’énergie
certaine, qui dépasse les 10% en semaine 12 et 13.
Source esi-africa.com, le 27/03/2012
Course aux rendements soutenue C’est de nouveau la saison des annonces sur les records
de rendements de conversion. Les acronymes actuels
de l’industrie solaire s’apparentent à des ingrédients :
Zebra, Pluto, CIGS, GaAs ou HIT. Depuis le début de
l’année, de nouvelles performances ont été annoncées,
couvrant tout le spectre des technologies de cellules
solaires : film-mince (CIGS, CdTe, etc.), c-Si,
nouvelles combinaisons dont plusieurs incluent des
matières polymères / plastiques et même parfois des
nano-matériaux. Ces dernières semaines, de nouvelles
performances ont été annoncées.
Le centre ISC Konstanz annonce 21%, avec un
potentiel de 24%, soit un gain de 19 à 22% depuis l’été
dernier. La cellule Zebra monocristalline de type n
(Cz), de dimension 156 X 156 mm2 utilise un contact
arrière interdigital (en anglais IBC), ce qui signifie une
métallisation de la face arrière plutôt que la face avant, ce qui permet de réduire la zone d’ombrage. IMEC et
ses partenaires ont récemment avancé un rendement de
23% pour une cellule IBC mais de plus petite taille (2
X 2 cm2). Une équipe allemande qui travaille sur la
même technologie annonce, quant à elle, un saut
qualitatif important, à 20%. Le procédé Zebra est
présenté comme « une nouvelle combinaison
intelligente de procédés individuels qui sont déjà
introduits dans les productions de masse », ce qui
permet de l’intégrer dans des unités de production
standard. Silfab SpA va aider les producteurs de modules et cellules de mettre à niveau leurs lignes pour
recevoir ces nouvelles technologies, qui seront
certainement présentées lors des prochains ateliers et
conférences.
SoloPower, pour sa part a annoncé la mise au point
d’un module CIGS flexible à 13.5% de rendement d’ouverture, confirmé par le NREL. Les cellules ont été
fabriquées dans l’usine de San José du fabricant, ce qui
permet à son PDG, Tim Harris d’affirmer que « le
système est déjà en place ». Le directeur technique de
SoloPower, Mustafa Pinarbasi, attribue cette
amélioration de 2 points (de 11.2% à 13.4%) à « des
procédés nouveaux » non spécifiés, implantés dans les
lignes de productions et présentés comme « des
sources confirmées d’amélioration dès cette année ».
La société poursuit les travaux de construction d’une
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nouvelle usine à Portland, Oregon, avec l’objectif d’y
débuter une production de 400 MW avant la fin de
cette année, avec 450 emplois à la clé.
Suntech affirme que sa nouvelle technologie de cellule
Pluto atteint un rendement de 20.3%, avec des wafers monocristallins standards de type p. La R&D effectuée
par l’université de Nouvelles Galles du Sud, confirmée
par l’institut de recherche sur l’énergie solaire de
Singapour, marque une avancée importante entre les
19% atteints vers la mi-2009 et les 21% déjà annoncés
par la compagnie d’ici 6 à 12 mois. La clé pour
atteindre ce rendement serait l’incorporation de
« caractéristiques similaires » à celles de la cellule
record PERL (pour passivated emitter and rear locally
diffused), y compris la réduction de l’interface métal /
silicium à l’arrière de la cellule Pluto tout en maintenant la bonne passivation de la surface qui n’est
pas en contact. Une autre transformation clé est le
procédé dit de « peaufinage (tweaking) » qui réduit
l’usage de hautes températures et permet des procédés
de haute efficacité pour les wafers commerciaux
ordinaires.
Le mois passé, Alta Devices a fait irruption avec sa
cellule GaAs à 23.5% de rendement, là aussi confirmé
par le NREL. Le GaAs et les matériaux « à composants
semi-conducteurs » liés offrent une performance
unique pour les hautes températures et l’éclairement
ambiant par rapport au silicium ou aux autres
technologies solaires de films minces. Les cellules
proposées sont également significativement plus fines,
environ 1 m grâce à des méthodes de coupe devenues courantes chez les fabricants. Elles sont aussi flexibles,
ce qui permet de les utiliser pour des applications
spécifiques, notamment le BIPV. La société affirme
avoir fait « des progrès substantiels » pour la construction d’une ligne pilote utilisant un équipement
la plupart du temps « off-the-shelf », avec des procédés
brevetés et qu’elle programme une production à grande
échelle en recherchant des partenariats et un plus grand
site de production.
Panasonic cible une version améliorée de sa technologie hétérojonction à couche mince intrinsèque
(HIT) à environ 22% vers la fin de cette année. L’été
dernier, la cellule HIT a dépassé le rendement record
de SunPower, avec environ 19% (avec même des
rapports à 20% sur le terrain) mais la compagnie, qui a
déjà présenté des cellules à 24%, serait prête à
commercialiser des cellules à 22%, fabriquées sur ses
lignes en Malaisie. L’usine, qui devrait avoir des coûts
de production inférieurs de 10% aux coûts habituels, va
démarrer avec 300 MW de capacité de production,
augmentant la capacité de production globale de Panasonic de 50%, à 900 MW.
Source James Montgomery, REW.com, le 26/03/2012
Nouvelle dimension pour le PV
Des programmes de recherche intenses partout dans le
monde visent l’amélioration des performances des
cellules PV et la baisse des coûts depuis des années.
Mais peu d’investigations ont été faites sur la meilleure
façon de disposer ces cellules, qui sont typiquement
mises à plat en toiture ou sur d’autres surfaces, ou
parfois fixées sur des structures motorisées qui
permettent un suivi du mouvement du soleil.
Aujourd’hui, une équipe de chercheurs du MIT met en
avant une approche différente : construire des cubes ou des tours qui permettent des configurations
tridimensionnelles. A leur surprise, ce type de
structures permet d’obtenir, pour une surface
équivalente, entre 2 et 20 fois plus de puissance que
des panneaux mis à plat ! Le meilleur résultat a été
obtenu pour les endroits où l’amélioration est la plus
recherchée : des sites loin de l’équateur, en période
d’hiver et par temps couvert. Les nouvelles
découvertes, basées autant sur des simulations sur
ordinateur que sur des tests de terrain, ont été publiées
dans le journal Energy and Environmental Science. Ce
concept pourrait devenir une clé importante de l’avenir du PV, selon Jeffrey Grossman, professeur en
ingénierie électrique au MIT. Les chercheurs ont
d’abord utilisé un algorithme pour simuler une grande
variété de configurations, avant de développer un
logiciel analytique capable de tester toutes les
configurations possibles pour une large fourchette de
latitudes, saisons et climats. Ensuite, pour confirmer
les modèles, ils ont construit et testé, pendant plusieurs
semaines 3 différentes configurations de cellules sur le
toit du MIT. Même si le coût de ce système 3D est plus
élevé que celui de panneaux ordinaires mis à plat, ce surcoût est en grande partie compensé par une
puissance disponible plus élevée et plus uniforme
durant la journée, à travers les saisons de l’année et en
cas de passages de nuages ou d’ombrages. Ces
améliorations permettent également une meilleure
prédiction de la puissance, point important pour la
connexion au réseau par rapport aux systèmes
habituels. L’explication scientifique fondamentale de
ce progrès sur la puissance disponible et sa plus grande
uniformité est le fait que les structures 3D verticales
collectent plus de lumière en début et fin de journée et
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en hiver, quand le soleil est près de l’horizon, selon le
co-auteur de l’article, Marco Bernardi du MIT. Selon
Grossman, c’est le bon moment pour une telle
découverte, parce que les cellules solaires sont
devenues moins chères que les structures, câbles et
installations qui les accompagnent. Comme le coût des
cellules continue de baisser plus vite que celui de ces
équipements, l’avantage comparatif de ces systèmes
3D va augmenter d’autant. Même il y a dix ans, cette
approche n’aurait pas été économiquement justifiée,
parce que les modules coûtaient trop cher. Mais maintenant, le coût des cellules au silicium est une
fraction du coût total, une tendance qui va se confirmer
à court terme. Actuellement, jusqu’à 65% du coût de
l’électricité solaire PV est attribué à l’installation, les
permis d’occuper et autres composants que les cellules
elles-mêmes. Bien que les simulations des chercheurs
aient montré le plus grand avantage à utiliser des
configurations plus complexes comme les cubes où
chaque face est recouverte, la construction de tels
dispositifs reste compliquée, ajoute Nicola Feralis, un
autre membre de l’équipe de recherche. Les algorithmes peuvent également servir à optimiser et
simplifier les configurations sans perte d’énergie. Cette
optimisation permet de gagner 10 à 15% de plus, une
différence éclipsée par l’amélioration globale apportée
par le dispositif par rapport à une structure
conventionnelle. L’équipe a analysé sur la même
période les résultats des différents cubes, simples et
complexes, sur la toiture du laboratoire. Au début, les
chercheurs ont été stressés par près de 15 jours de
mauvais temps ; l’analyse des informations collectées
durant cette période a permis de beaucoup apprendre sur la réaction du dispositif en temps couvert et de
confirmer l’amélioration notable par rapport aux
systèmes conventionnels de panneaux à plat. Pour un
dispositif en forme de tour, le plus élevé testé par
l’équipe, l’idée était de simuler une tour qui pourrait
être expédiée à plat, ensuite dépliée sur site. Un tel
dispositif pourrait servir de station de charge de
véhicules sur un parking. Des modules individuels de
ce type ont également été modélisés. La prochaine
étape sera d’étudier une série de tours, pour estimer
l’effet d’ombrage d’une tour sur les autres à différents
moments de la journée. En général, les structures 3D pourraient avoir un grand avantage pour tous les
endroits à espace limité, comme les toitures ou les
espaces urbains. Elles pourraient également être
utilisées pour des applications à grande échelle, comme
les fermes solaires, une fois que les effets d’ombrages
auront été minimisés. Jusqu’ici, peu de recherches ont
été faites sur ce sujet, ce qui devrait rapidement
changer.
Source David Chandler, MIT, le 26/03/2012
Solar Impulse en vol intercontinental
Dans la nuit de jeudi à vendredi 25 mai 2012, à 01H28
locales l’avion solaire suisse Solar Impulse a atterri à
l’aéroport de Barajas, à Madrid, première étape de son
premier vol intercontinental de Payerne (Suisse) vers le
Maroc, avant un tour du monde prévu en 2014. Après
un décollage jeudi à 06H24 GMT, en retard de près de
deux heures sur le programme en raison du brouillard, l’appareil a à peu près récupéré les horaires prévus en
début d’après midi et effectué son parcours de 2000 km
en près de 17 heures de vol. A son arrivée à Barajas, le
pilote, André Borschberg, un des fondateurs du
projet, est sorti de la cabine en souriant mais épuisé et
sans doute heureux de sentir la terre ferme sous ses
pieds, a indiqué le site internet du projet. Le vol s’est
très bien passé, a ajouté le pilote qui a rendu hommage
aux prévisions des équipes météorologiques. L’avion,
qui n’utilise aucun carburant, a franchi la frontière
espagnole jeudi en fin d’après midi, après 10 heures de vol, survolant à haute altitude l’est de la chaîne des
Pyrénées, principal obstacle sur sa route. Il a changé sa
route initiale vers l’est pour éviter une zone de
perturbations. Solar Impulse était en avance sur son
plan de vol et a dû attendre dans la zone de Torrejon la
fin du trafic traditionnel sur l’aéroport de Madrid
Barrajas, a précisé à l’AFP le service de presse de
l’organisation. Il a tourné pendant près de trois heures
à 3600 mètres d’altitude avant d’avoir le feu vert pour
se poser vendredi à l’aéroport de Madrid. L’appareil
avait commencé sa montée vers 9000 m à 13H20
(11H20 GMT), quelques 40 minutes en avance sur son plan de vol. Le vol était suivi depuis le centre de
contrôle établi sur l’aéroport militaire de Payerne
(ouest de la Suisse) d’où Solar Impulse a décollé jeudi
matin. André Borschberg a répondu régulièrement en
direct à des télévisions ou des radios. « J’ai passé les
premières heures à créer un environnement de vie dans
cet espace restreint en prévision d’un vol de près de 20
heures », a-t-il dit, soulignant sa confiance
extraordinairement forte dans cette technologie qui
permet de voler jour et nuit. L’avion est mû par quatre
moteurs électriques, d’une puissance de 10 ch chacun, alimentés par 12000 cellules photoélectriques couvrant
son immense aile. L’énergie est stockée dans des
batteries, ce qui permet à l’avion de voler la nuit. Solar
Impulse a l’envergure d’un Airbus A340 (63.4 mètres)
mais ne pèse que 1600 kg, soit le poids d’un voiture
moyenne. Toute la première partie du vol s’est
déroulée autour de 3000 mètres d’altitude, ce qui
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permet de ne pas recourir à l’oxygène embarqué, limité
pour des raisons de poids. Ce vol par étapes est
nécessaire car l’appareil n’est pas assez spacieux pour
permettre un trajet plus long. L’escale à Madrid
permettra également de procéder à des vérifications
techniques avant le départ pour le Maroc, prévu au plus
tôt lundi. L’explorateur et autre co-fondateur du projet,
Bertrand Piccard, prendra ensuite le relais pour
emmener l’appareil par dessus le détroit de Gibraltar
vers sa destination finale, Rabat. Ce vol, qui traversera
pour la première fois la Méditerranée, doit servir d’ultime répétition avant le tour du monde en 2014, ont
expliqué les organisateurs. Le périple permettra
également à l’équipe de tester l’appareil dans le cadre
du trafic aérien international et des grands aéroports.
Sept années de travail ont été nécessaires à une équipe
de 70 personnes et de 80 partenaires pour construire cet
avion en fibre de carbone. La construction d’un
deuxième appareil, destiné à effectuer le tour du monde
sans carburant en 2014, a déjà débuté. L’appareil sera
plus grand, aura un poste de pilotage plus spacieux
mais aussi de nouvelles batteries et de nouveaux moteurs. L’avion doit être prêt en 2013 pour un
premier vol d’essai la même année.
Source AFP, le 25/05/ 2012
Tour du monde d’un catamaran
solaire Le catamaran PlanetSolar vient de boucler le premier
tour du monde d’un bateau solaire. Parti le 27
septembre 2010 de Monaco, l’équipage de 4 marins est
arrivé le 4 mai dans la Principauté après un périple de
plus de 58 000 km. Avec ses 537 m² de panneaux
solaires au rendement de 18.8%, le MS Tûranor
PlanetSolar dispose d’un mode de propulsion
silencieux et propre qui a réalisé cet exploit grâce à
l’énergie PV. Dépendant de l’ensoleillement, le catamaran de 31 mètres de long a bénéficié des
prévisions de Météo France Toulouse.
Source Enviro2B, le 09/05/2012
PV…sous-marin ! Les scientifiques de la division Electronique et
technologie du laboratoire naval US (NRL), ont testé,
en situation de plongée sous-marine, des cellules
solaires à large bande interdite capables de produire
suffisamment d’énergie pour faire fonctionner des
capteurs électroniques à 9 mètres de profondeur. Les
systèmes sous-marins autonomes et les capteurs des
plateformes sont sérieusement handicapés par le
manque d’autonomes des sources d’énergie. A ce jour, ces systèmes doivent compter sur des sources on-shore,
batteries ou énergie solaire, sur plateforme en surface.
Les tentatives d’utiliser l’électricité solaire n’ont connu
qu’un succès limité, principalement à cause de la faible
pénétration du rayonnement solaire et de l’optimisation
des cellules pour un spectre solaire terrestre non
entravé. « Le recours à des systèmes sous-marins
autonomes a notablement augmenté », souligne Phillip
Jenkins, chef de la section Imagerie & Détecteurs du
laboratoire. « Bien que l’eau absorbe la lumière du
soleil, le défi technique est de développer une cellule
solaire qui peut convertir efficacement ces photons
sous-marins en électricité ». Même si dans l’absolu,
l’intensité du rayonnement solaire est plus faible sous
l’eau, la bande spectrale étroite permet un rendement
de conversion élevé si la cellule solaire est bien
adaptée à la gamme de longueur d’onde. Les tentatives
précédentes pour faire fonctionner des cellules solaires sous-marine ont porté sur des cellules c-Si et plus
récemment, sur des cellules en a-Si. Les cellules en
GaInP sont bien adaptées pour des applications sous-
marines. Elles ont un bon rendement quantique entre
400 et 700 nm (spectre visible) et un courant
d’obscurité faible intrinsèquement, caractéristique
essentielle pour une haute efficacité en condition de
faible luminosité. Le spectre solaire filtré par l’eau est
dévié vers sa partie bleue/verte pour laquelle la cellule
à large bande interdite comme le GaInP fonctionne
beaucoup mieux qu’une cellule classique, remarque Jenkins. Les résultats préliminaires à une profondeur
maximale de 9.1 mètres montrent une puissance de
sortie 7 W/m2, assez pour démontrer qu’il y a une
énergie solaire utile à des profondeurs qu’on rencontre
couramment dans les zones littorales. Ce laboratoire de
la marine américaine conduit un large programme de
recherche scientifique et technologique et de pointe
multidisciplinaire. Il dispose d’un effectif total de près
de 2500 personnes, est situé au sud-ouest de
Washington avec toutefois d’autres sites majeurs au
Centre spatial Stennis, dans le Mississippi, et à Monterey, en Californie.
Source US Naval Research Laboratory, le 07/06/2012
Le Solaire, 3ème énergie renouvelable Selon le dernier rapport publié par l’Association
Européenne de l’Industrie Photovoltaïque (EPIA) que
rapporte EDF ENR, l’énergie photovoltaïque est
devenu la 3ème énergie renouvelable la plus utilisée au
monde, derrière l’hydraulique et l’éolien. Le taux de
raccord de panneaux photovoltaïques a augmenté de
38.8% en Europe entre 2010 et 2011. En Europe,
l’Allemagne et l’Italie représentent 60% de la
croissance du marché mondial sur l’année 2011.
Longtemps numéro 1 du PV en Europe (7.3 GW installés en 2011), l’Allemagne a perdu sa place de
leader au profit de l’Italie avec 9.3 GW installés en
2011. En 2011, l’Europe cumule 75% des nouvelles
capacités du marché du photovoltaïque mondial. Hors
Europe, la Chine est devenue le leader de l’énergie
solaire avec 2.2 GW de puissance installée, suivie par
les Etats-Unis avec 1.9 GW. Source Enviro2B, 0le 4/06/12
Croissance du marché des onduleurs Le marché global des onduleurs dans le secteur des
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énergies renouvelables devrait doubler à près de 20
milliards US$, selon l’analyste Pike Research. Ce
marché se situait autour de 7.2 milliards US$ en 2011.
Le cabinet prévoit que l’Europe va rester le premier
marché avec 43% des capacités installées, tirée par les
onduleurs solaires PV. Dans le même temps, la région
Asie Pacifique aura installé 72 GW d’onduleurs et
l’Amérique du Nord 66 GW. Toutefois, Pike met en
garde les fabricants d’onduleurs. L’analyste Dexter
Gauntlett souligne que les effets néfastes de la baisse
des prix des modules solaires PV avaient affecté « tout le monde sauf les fabricants les plus efficaces ». Pour
éviter un semblable sort, les entreprises devront
accroître leur fonctionnalité, réduire les coûts et se
distinguer de la concurrence.
Source Kelvin Ross, PEI, le 18/07/2012
Stockage indispensable à la
croissance Plus de recherche est absolument nécessaire pour
découvrir de nouvelles façons d’exploiter la puissance
du soleil, le stockage de l’énergie solaire promettant de
révolutionner les énergies renouvelables dans le monde
moderne, selon GlobalData, qui indique dans un récent
rapport, que le stockage de l’énergie solaire allait
augmenter l’efficacité du réseau, éliminer le gaspillage d’énergie et augmenter la fiabilité de l’énergie solaire.
La nature intermittente de l’énergie solaire est un
problème continuel que les opérateurs essayent de
résoudre par diverses innovations depuis des années.
Une centrale à grande échelle par exemple, alimente le
réseau aussi longtemps qu’il y a du soleil, s’arrêtant
dès que la lumière du soleil disparaît au crépuscule.
L’incapacité à stocker cette énergie solaire pour une
utilisation ultérieure est un problème majeur dans les
pays tels que l’Allemagne, où l’excès d’énergie solaire
produit au moment de l’ensoleillement maximal n’est pas complètement utilisé. La génération à partir de
sources d’énergie solaire varie également tout au long
de l’année, ce qui signifie que l’alimentation pourrait
être menacée par les variations climatiques. Les pistes
couramment évoquées pour les innovations
comprennent l’adaptation des processus impliqués dans
la production d’énergie thermique pour les capacités de
production de solaire et d’autres sources intermittentes
renouvelables. Il est essentiel d’avoir un système de
stockage à grande échelle à long terme qui permet de
stocker l’énergie excédentaire générée, pour une
utilisation pendant les périodes de production insuffisante. Cependant, le coût élevé de l’utilisation
d’un grand nombre de batteries est une barrière à cette
technologie. Plusieurs techniques de stockage sont
actuellement évaluées, mais pour l’heure, aucune
solution de stockage à grande échelle et à long terme
n’est commercialement viable. Le stockage par
pompage hydroélectrique, la technologie la plus
populaire, équipe 95% des systèmes actuels de
stockage solaires, mais il est difficile à mettre en œuvre
dans tous les endroits. La commercialisation de
systèmes de stockage à grande échelle permettrait à un
pays comme l’Allemagne, producteur excédentaire
d’énergie solaire, d’atteindre l’autonomie énergétique.
De gros investissements sont à attendre dans le
domaine du stockage mais les résultats ont prendre un
certain temps. Au cours du premier trimestre de 2012,
plus de 162 brevets ont été délivrés aux États-Unis
pour des inventions liées à l’énergie solaire, dont deux
seulement étaient liés à des méthodes de stockage.
Toutefois, le rythme croissant de brevets délivrés chaque année aux États-Unis par United States Patent
and Trademark Office (USPTO) laisse voir que la
recherche et l’innovation dans l’énergie solaire vont
s’accélérer.
Source ESI-Africa, le 19/07/2012
Solaire thermique pour centrale à
charbon La société Alinta a annoncé, lors d’une récente réunion
d’hommes d’affaires à Port Augusta, dans le sud
australien, son projet de convertir ses deux centrales au
charbon en centrales solaires thermiques. Selon le PDG
de la société, Jeff Dimery, les centrales de Playford et
Northen situées à Port Augusta, ont été choisies pour
être fermées en raison de leurs très fortes émissions et des incertitudes au sujet de leur viabilité dans le cadre
de la tarification du carbone. Cette annonce a surpris
de nombreux observateurs. « Je pensais que la société
choisirait la solution la plus rentable, le gaz », a
déclaré Shaun Davidson, un des participants. « Il
semble que leurs plans à long terme ou à court terme
ne comprennent pas de solutions gaz. Ils doivent avoir
fait l’hypothèse que le prix du gaz étant à la hausse,
que cette option est, au final, plus onéreuse ».
Source ABC Premium News, le 20/07/2012
Boom des systèmes solaires hybrides Les systèmes résidentiels combinés (resCHP) devraient connaître une croissance de 49% sur les dix prochaines
années, selon Pike Research dans son rapport
« Residential Combined Heat and Power ». Sont ainsi
qualifiés tous les petits systèmes distribués de
production d’électricité dont la chaleur, autrement
perdue, est récupérée pour d’autres usages. Le marché,
qui reste encore limité, devrait rapidement croître dans
les prochaines années. « En plus d’être plus efficaces
que l’électricité traditionnelle de réseau et plus facile à
construire que les systèmes classiques, les systèmes
resCHP ont l’avantage supplémentaire de produire de
l’énergie thermique qui peut être directement utilisée pour chauffer, convertie en électricité ou froid quand il
est couplé à un refroidisseur à adsorption », précise
Kerry-Ann Adamson. Selon le rapport, un des
moteurs importants de la croissance dans ce secteur au
cours de la prochaine décennie sera le marché volatil
de l’énergie, où les coûts résidentiels peuvent fluctuer
considérablement d’une saison à l’autre, combinés à
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l’augmentation des niveaux de pénurie de carburant
dans un certain nombre de pays. En outre, le
vieillissement des systèmes de transmission dans de
nombreux pays augmentera le nombre de coupures de
courant et de baisses de tension, témoin les pannes
généralisées cet été le long de la côte est des Etats-
Unis. La nature distribuée des systèmes resCHP les
rend moins vulnérables à des pannes sur le réseau
électrique centralisé. Une société comme Cogenra,
spécialisée dans le CPV, récupère la chaleur pour la
production d’eau chaude sur ses installations depuis peu. Elle envisage maintenant d’utiliser cette énergie
thermique de récupération pour le refroidissement
solaire. Une tendance qui devrait se généraliser.
Source Jennifer Runyon, REW.com, le 18/07/2112
Diffusion de nouveaux systèmes isolés
Les premiers systèmes PV mobiles hors réseau eKiss
(energy – Keep it simple & safe) et mini-eKiss
fabriqués par Antaris Solar à pénétrer le marché
africain ont été mis en service au Cameroun et ont
également suscité l’intérêt des organisations d’aide au
développement. Ces solutions mobiles ont déjà attiré
l’attention en Europe où ces systèmes fournissent entre
350 et 2000 W pour des applications agricoles, des
résidences secondaires ou de vacances ou en Afrique à
travers la diffusion de solutions isolées du réseau. « Nous nous efforçons actuellement d’étendre notre
réseau international de partenaires dans la
distribution afin d’être en mesure de répondre à la
demande », a déclaré Barton Shasha, directeur
d’Antaris Solar pour l’Afrique. Le système eKiss
fournit un approvisionnement énergétique sûr pour les
régions où aucun réseau électrique public fiable n’est
en place. « Cela signifie que eKiss est en mesure
d’apporter une contribution significative à
l’électrification en zones sous-développées », dit
Shasha. Les systèmes eKiss commandés au Cameroun sont vendus par les partenaires de la société en
Afrique, SAF Solaire Africa et Village 21. « Autant nos
partenaires que nos clients apprécient grandement la
robustesse, la performance et le haut degré de
convivialité des systèmes eKiss », ajoute Shasha. Le
système eKiss peut être utilisé pour remplacer ou
compléter des générateurs diesel conventionnels. Cela
lui permet de sauvegarder les usages vitaux tributaires
de l’alimentation en énergie, tels que les télécoms,
l’éducation, les systèmes de santé et les besoins
domestiques. Les systèmes eKiss se prêtent aussi
parfaitement à l’utilisation par les organismes d’aide au développement en raison du fait qu’ils peuvent être
alignés individuellement aux conditions locales et mis
en service sans avoir besoin de connaissances
techniques particulières. En plus d’offrir une option
intéressante pour un usage domestique, la boîte
portable mini-eKiss est également capable de servir de
base pour l’activité économique. Le mini-eKiss est
capable de charger jusqu’à dix téléphones mobiles
simultanément. « L’Afrique a des régions où les
réseaux de communications mobiles sont en service
malgré l’absence de réseau électrique. Utiliser eKiss
comme une mini-station de charge mobile publique est un modèle d’entreprise efficace dans ces zones et
favorise aussi l’expansion des télécommunications ».
Source esi-Africa, le 20/09/2012
CSP compétitif en zone MENA
Prototype système de dessalement en Arabie Saoudite.
Quand le plan solaire saoudien a été annoncé cet été, il
a retenu l’attention du monde du solaire CSP. En effet,
sur 41 GW solaires prévus en 2032, 25 GW doivent
être alimentés par la technologie CSP. Le KACARE
(King Abdullah City for Atomic and Renewable
Energy) avait également révélé à l’occasion que 12 à
17% de la capacité de génération électrique serait à
partir de CSP. Le premier appel d’offres pour 0.9 GW
est attendu pour le premier trimestre 2013 et le
deuxième, pour 1.2 GW pour la seconde moitié de
2014 ; la capacité minimale des unités sera d’environ 5 MW. Le programme à grande échelle de 100 milliards
US$ a permis de recueillir des offres de l’espagnol
Abengoa, des allemands Siemens et Novatec Solar, du
saoudien Acwa Power et de l’américain Solar Reserve
présent dans le royaume depuis début 2011. Un des
nouveaux entrants sur le marché solaire est Sky Fuel,
un fabricant de capteurs cylindro-paraboliques qui est
actuellement à la recherche des partenaires locaux pour
établir sa présence dans le royaume. « La société est en
pourparlers pour trouver un partenaire pour la
production locale de Sky Trough, un système éprouvé
d’énergie solaire thermique, et pour travailler avec les promoteurs de projets CSP à travers l’Arabie saoudite
et le Moyen-Orient », a déclaré le PDG de Sky Fuel,
Rick Le Blanc. Selon la firme américaine, le système
Trough Sky bénéficie des avantages dus à ses coûts de
fonctionnement et de maintenance très bas, grâce à
l’utilisation de miroirs ReflecTech incassables et d’une
faible consommation d’énergie auxiliaire du système
intégré de commande et contrôle. La compagnie
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émiratie Masdar qui commence à être présente ailleurs
que dans la région a également annoncé son intention
d’investir dans le plan solaire saoudien. « Nous
recherchons activement des partenariats en Arabie
Saoudite. Je ne peux pas dire combien maintenant, car
cela dépend du marché et du cadre réglementaire,
mais nous étudions sérieusement le marché saoudien »,
a déclaré Sultan Al Jaber, PDG de Masdar. Cette
transition du royaume vers solaire est loin d’être une
coïncidence ; il y a des enjeux importants derrière cet
intérêt soudain. Tout d’abord, la population de l’Arabie Saoudite va passer, selon les prévisions, de 28 millions
aujourd’hui à 31 millions puis 37 millions en 2015 et
2020, respectivement. Ensuite, la croissance de la
demande est estimée à 8% par an pour les prochaines
années. « Si la consommation saoudienne de pétrole
croît proportionnellement à la puissance de pointe, le
pays pourrait devenir un importateur net de pétrole
d’ici à 2030 », souligne Heidy Rehman, analyste chez
Citibank. Tout aussi cruciale est la sécheresse
structurelle du royaume. Pour obtenir de l’eau, il a
utilisé depuis plus de quarante ans les nappes souterraines. Toutefois, ces aquifères naturels se sont
rapidement épuisés, menaçant les 28 millions
d’habitants, ainsi que le développement industriel.
Selon le rapport sur le dessalement d’eau via des
énergies renouvelables, la Banque mondiale, la réserve
des eaux souterraines devrait diminuer dans presque
tous les pays de la région. « Cette baisse est en général
beaucoup plus forte que la baisse prévue des
précipitations en raison de la non-linéarité des
processus hydrologiques. En termes relatifs, les
changements les plus importants de la recharge des eaux souterraines (plus de 40%) sont prévus pour les
États du Golfe, Oman, Arabie Saoudite, Emirats
Arabes Unis », indique le rapport. La deuxième grande
source d’eau dans le royaume est l’eau de mer ; rendue
potable par la distillation flash multi-étape et le
dessalement par osmose inverse. La Saline Water
Conversion Corporation (SWCC) saoudienne exploite
actuellement 30 stations de dessalement qui produisent
3.5 millions de m³ d’eau potable par jour, fournissant
plus de 70% de l’eau utilisée dans les villes et une
partie non négligeable des besoins de l’industrie. Cette
forte dépendance vis-à-vis du dessalement a fait du royaume le premier producteur d’eau dessalée, avec
plus de 17% de la quantité mondiale. De plus, la
consommation d’eau par habitant est supérieure de
94% à la moyenne mondiale, selon les chiffres de
SWCC. En réalité, le royaume a investi 25 milliards
US$ en 80 ans dans le développement et l’exploitation
de technologies de dessalement. Et la société nationale
des eaux prévoit de dépenser 66.4 milliards US$ pour
les huit prochaines années dans des projets d’eau et de
traitement d’eau, dont 11 milliards US$ pour de
nouvelles centrales de dessalement. Aussi approprié que cela puisse être pour les environnements
désertiques, le dessalement est connu pour être un
processus coûteux en raison de sa forte consommation
d’énergie. Et puisque l’Arabie Saoudite cherche à
réduire l’usage domestique de pétrole et de gaz naturel
pour les dédier à l’exportation, avoir recours aux
combustibles fossiles pour les usines de dessalement
sera irréalisable à long terme. « En Arabie Saoudite,
actuellement, le dessalement requiert à lui seul de
brûler environ 1.5 millions de barils de pétrole brut
par jour. Comme la demande en eau continue de
croître rapidement, il en va de même pour la fraction
de la demande énergétique nationale consacrée à dessaler l’eau. Le statu quo n’est donc pas durable »,
affirme l’étude de la Banque mondiale. En
conséquence, la SWCC a décidé de faire fonctionner
graduellement les systèmes de dessalement à l’énergie
solaire ; et d’ici 2013 la première unité de dessalement
solaire du royaume, qui sera la plus grande du monde,
devrait entrer en service en Al-Khafji près de la
frontière koweïtienne. Entre 2013 et 2015, une
deuxième usine de dessalement solaire d’une capacité
de production de 300.000 m³ par jour sera construite, et
de 2016 à 2018, plusieurs autres seront construites dans tout le royaume. Le CSP sera alors exceptionnellement
bénéfique pour alimenter les futures usines de
dessalement du royaume, comme souligné par Acwa
Power lors du forum solaire où a été présentée
l’analyse de rentabilité des systèmes cylindro-
paraboliques. Hydrocarbures et soleil sont tous deux
abondants en Arabie Saoudite, une réalité qui a incité
Siemens et le Massachusetts Institute of Technology
(MIT) à proposer des solutions hybrides fossiles et CSP
solution, séparément. Une présentation par le MIT à la
Conférence sur les énergies renouvelables en Arabie Saoudite au début de cette année a décrit des centrales
hybrides CSP et fossiles comme l’option de production
d’énergie la plus appropriée. Cette application
permettrait, selon eux, de surmonter certaines des
lacunes du CSP grâce à l’amélioration de l’efficacité
via des températures plus élevées, et de surmonter les
difficultés et les coûts de stockage de l’énergie.
« Compte tenu des importantes ressources solaires en
Arabie Saoudite, du parc de production national à
base de gaz et de pétrole et des réserves de
combustibles fossiles, il est clair que l’hybridation des
deux sources de puissance à haut rendement « dispatchable » sans besoin de stockage, est une
solution économique optimale à faibles émissions de
carbone. Le système hybride est à la fois une option
pour la rénovation et une opportunité de déployer des
stratégies d’intégration innovantes telles que la
réforme solaire, turbines à gaz solarisées, cycles de
gaz CO2 supercritiques, ainsi que la prochaine
génération de sels fondus », ont expliqué les
chercheurs du MIT. Enfin, le CSP peut offrir de
nombreuses possibilités pour l’industrie locale de base
existant en Arabie Saoudite, comme le verre, l’aluminium, l’acier et le ciment qui sont quelques-uns
des principaux intrants pour les installations CSP et,
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par conséquent, la fabrication locale des équipements a
été identifié comme un élément clé d la stratégie à long
terme du royaume. Bien que diverses technologies
d’énergie alternatives soient à l’étude pour remplacer
les combustibles fossiles, le CSP jouera certainement
le plus grand rôle dans l’avenir énergétique de l’Arabie
saoudite.
Source Heba Hashem, CSP Today, le 21/09/2012
EPFL : Nouveau record
L'Institut de microtechnique de l'EPFL a dévoilé la
semaine dernière à Francfort des cellules
photovoltaïques « hybrides » affichant un rendement
de 21,4% sur des plaquettes de silicium standard.
A moyen terme, investir 2 000 CHF (soit 1 655€) seulement en capteurs photovoltaïques pourrait
largement suffire à fournir l'électricité nécessaire à la
consommation d'un ménage de 4 personnes. Telles sont
les perspectives que laissent imaginer les nouvelles
avancées réalisées à Neuchâtel par l'Institut de
microtechnique de l'EPFL, présentées lors de la
conférence photovoltaïque européenne PVSEC à
Francfort par l'équipe de Christophe Baillif (en photo),
directeur du Laboratoire de photovoltaïque (PVlab).
Spécialisé dans les cellules photovoltaïques à couche
mince, ce laboratoire s'intéresse depuis quelques
années à des technologies «hybrides», dites à
hétérojonction, destinées à augmenter le rendement des
capteurs. «Nous appliquons une couche infinitésimale
– un centième de micron – de silicium amorphe sur les
deux faces d'une plaquette de silicium cristallin », a
précisé Christophe Baillif.
Encore faut-il pour cela que l'interface entre les deux
types de silicium soit optimisée. C'est ce tour de force
qu'Antoine Descoeudres est parvenu à réaliser avec
l'équipe de Stephaan DeWolf. En choisissant pour base
la cellule cristalline la plus courante – et donc la moins
coûteuse – du marché (appelée «au silicium dopé p»), en soignant sa préparation et en améliorant le
processus d'application du silicium amorphe, les
chercheurs ont obtenu un rendement de 21,4%, jamais
atteint avec des substrats de ce type. Aujourd'hui, les
meilleures cellules monocristallines n'affichent qu'une
efficacité de 18-19% au maximum. La tension en
circuit ouvert qu'ils ont mesurée – 726 mV – constitue
elle aussi une première. Sur des plaquettes moins
conventionnelles, les chercheurs du PVLab ont même
dépassé la barre des 22%.
Ces résultats, qui ont été validés en Allemagne par le
Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme (ISE),
seront publiés prochainement dans la revue IEEE
Journals of photovoltaics.
Amener ces avancées jusqu'à un stade
d'industrialisation pourrait ne prendre que quelques
années. Ces recherches ont été financées en partie par
un mandat de l'entreprise Roth&Rau Switzerland, dont
la maison-mère, Meyer Burger, se lance déjà dans la
commercialisation de machines destinées à
l'assemblage de ces capteurs à hétérojonction. « D'ici
trois à cinq ans, nous pouvons espérer parvenir à des coûts de production de 100 à 120 CHF (80 à 99 €) par
mètre carré de capteurs, estime Stefan DeWolf. En
Suisse et avec nos rendements, une telle surface sera à
même de produire entre 200 et 300 kWh d'électricité
par année.»
Onduleurs améliorés Le leader mondial des onduleurs a présenté la nouvelle
version de son onduleur Sunny Central CP, mis à
niveau et objet de nouveau brevet. La nouvelle série a
été baptisée Sunny Central CP XT et dispose de deux
classes de puissance et une plage minimale de tension
continue prolongée. La ligne ainsi mise à niveau de
l’onduleur développe la technologie de la gamme primée Sunny Central et présente sept modèles allant
de 500 à 900 kVA. Semblable à la nouvelle ligne de
produits Sunny Central CP de la ligne américaine, le
Sunny Central CP XT offrira plus de 10% de capacité
de sortie nominale à température ambiante jusqu’à
25°C, offrant aux clients un onduleur de la classe du
mégawatt. Le Sunny Central CP XT est équipé d’un
boîtier robuste pour plein air et d’un système innovant
de gestion de la température OptiCool™ de SMA,
permettant un rendement durable et fiable, même à des
températures extrêmes. « Nos clients ont appris à
compter sur les onduleurs centraux de SMA en tant que solution de confiance indispensable pour les
systèmes PV d’envergure utilitaire », a déclaré Henry
Dziuba, PDG de SMA America et SMA Canada. « Le
Sunny Central CP XT portera de nouveau la
performance à l’échelle utilitaire à un niveau
supérieur tout en baissant le coût moyen actualisé de
l’énergie générée ». Les onduleurs Sunny Central CP
XT maximisent la production d’énergie tout en
réduisant les coûts des systèmes photovoltaïques
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d’échelle utilitaire et en offrant une meilleure gestion
du réseau complet et des plages de tension plus larges
pour une flexibilité accrue. Le Sunny Central CP XT,
simple d’installation, peut être combiné avec
souplesse, avec de nombreuses fonctionnalités, pour
obtenir des coûts de système réduits avec de meilleures
performances. L’ensemble de la ligne CP XT peut être
intégré au contrôleur Power Plant de SMA conçu pour
les petites et moyennes centrales. Les gammes de
500CP XT à 800CP XT peuvent être intégrées à la
plateforme MV Power de SMA, une solution clé en main à l’échelle utilitaire, qui comprend deux
onduleurs Sunny Central, un transformateur moyenne
tension, des armoires de connexion DC ou AC / DC en
option et un panneau de contrôle et d’alimentation pour
la distribution électrique pour les charges locales et
(éventuellement) des moteurs pour trackers au sol.
Source SAM-America.com et esi-Africa, le 24/10/2012
Guide d’installation pour SHS en
Afrique du Sud Beaucoup de pays sont à la veille d’un boom de
l’énergie solaire mais ont déjà du mal à y faire face, en
particulier les pays africains habitués à des systèmes
« alternatifs ». Des efforts sont faits au niveau des
gouvernements et des fournisseurs pour pallier le manque d’information et lutter contre le réflexe du
recours à la solution de facilité qui peut s’avérer
catastrophique pour l’image du solaire. Voici un
exemple des conseils issus d’un intégrateur sud-
africain confronté à une croissance de la demande
provenant de nouveaux clients très disparates. Cet
article se concentre sur les petits systèmes résidentiels
ou commerciaux.
Un élément important en ce moment de développement
mondial de l’industrie solaire est la confiance des
usagers potentiels quant à la possibilité d’installer et de
gérer un système solaire. En réalité, de nombreuses
études et enquêtes concluent que les usagers sont
confus par trop d’informations collectées dans les
magazines, les journaux, l’Internet, les publicités des
intégrateurs ou installateurs, etc. Tout d’abord, les
usagers doivent comprendre et décider de ce qu’ils veulent vraiment. En premier lieu, il faut éviter la
confusion habituelle entre capteur solaire thermique
(pour la production d’eau chaude par exemple) et
capteur PV pour la production d’électricité solaire ;
leur seule similitude est le besoin de soleil. Le système
thermique est fourni et installé par un plombier et le
système électrique par une société d’électricité ou
d’électronique. Certaines sociétés de plomberie offrent
bien des systèmes PV, mais souvent leur savoir-faire
dans ce domaine est limité, ce qui peut provoquer de
sérieux vices de forme. Le choix de l’installateur est donc important, le système PV devant être conçu pour
fonctionner pendant 25 ans pour amortir le coût
d’installation. Le rendement et l’efficacité sont des
paramètres importants. Il n’est pas recommandé
d’utiliser des composants bon marché qui doivent être
remplacés tous les 2 à 3 ans. Considérons une société
avec 5 à 10 ans d’expérience et qui est bien connue de
l’industrie avec des références positives et des clients
satisfaits. Tous les systèmes vont fonctionner pendant
un court terme ; mais ce sont uniquement les systèmes
conçus par de vrais professionnels qui fonctionneront
pendant 25 ans avec la production pour laquelle le
client a payé. Il est également vital de comprendre les
attentes du client :
1. Cherchez-vous un système isolé car connecter
votre ferme/résidence au réseau coûterait trop
cher ?
2. Cherchez-vous un système isolé pour
connecter un chalet ou une résidence secondaire
uniquement le week-end par exemple ?
3. Cherchez-vous un système solaire connecté au
réseau pour alimenter vos usages et vendre
l’excédent au réseau pour gagner de l’argent sur
la durée de vie du système ?
4. Voulez-vous un système solaire interactif avec le réseau qui garantit une sécurité énergétique ?
5. Voulez-vous juste un système de back-up
pour pallier une perte du réseau ?
6. Voulez-vous juste un petit système isolé pour
l’éclairage et la recharge de téléphone ?
7. Voulez-vous un petit système isolé pour l’éclairage, la recharge de téléphone, un frigo et
une TV avec décodeur ?
8. Voulez-vous démarrer une ferme solaire pour
vendre la production au distributeur local ?
Comme on peut le voir, il y a plusieurs variations
possibles et les systèmes pour y répondre sont très
différents. Un client qui sait ce qu’il veut fait gagner
beaucoup de temps à lui-même et à son fournisseur.
Cet article se concentre sur les petits systèmes
résidentiels ou commerciaux. Pour chaque demande, il
existe plusieurs systèmes et sous-systèmes à même de répondre, au moins partiellement. Plusieurs années
d’expérience sont nécessaires pour trouver le bon
système pour la bonne application. Trois systèmes sont
décortiqués dans la suite.
Système solaire isolé (stand-alone). Ce type de
système est utilisé en cas d’absence de réseau. Il est donc complètement indépendant du réseau et il n’a
aucune interaction avec lui. La taille du panneau, les
autres composants et la capacité du stockage sont
choisis en fonction de l’usage souhaité, des périodes
sans soleil et du climat ambiant. Le coût des systèmes
commence à partir de 25000 rands pour un système
relativement petit mais extensible. Ce type de système
n’a pas de limite et peut être installé partout. Il est
connu pour être extrêmement fiable et il offre une
bonne solution pour les pompes, les moteurs
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électriques pour les fermes, les frigos, les congélateurs,
etc. La Suisse en est un grand fournisseur.
Système connecté au réseau. C’est le système le plus
populaire en Europe. Il n’a pas de batterie ou de
système de stockage. Il n’a qu’une seule fonction. Il injecte dans le réseau le maximum d’énergie solaire
convertie à travers des onduleurs synchronisés
sinusoïdaux de haute qualité et économise ainsi le plus
d’énergie de réseau possible. Ce système ralentit, arrête
ou inverse le compteur électrique en fonction de
l’ensoleillement, de la charge présente et de la taille du
système installé. Si le système est bien équilibré, il est
possible d’avoir une facture vierge ou insignifiante.
C’est un système très populaire parce qu’il n’y a pas de
batteries à remplacer et qu’il coûte moins que son
équivalent « interactif avec le réseau » qui a un stockage de réserve (back-up). Pour les zones avec une
électricité stable et es coupures rares, c’est le système
idéal. Il est modulaire à souhait et existe pour des
applications pour une ou trois phases. Il est simple,
composé de panneaux solaires et d’onduleurs
sinusoïdaux synchronisés de haute qualité avec des
contrôleurs intégrés MPPT (traqueur de puissance
maximum pour maximiser l’efficacité des panneaux –
jusqu’à 30% de puissance de plus). Sans réseau de
référence le système ne peut pas fonctionner et s’arrête
donc automatiquement en cas de coupure pour
redémarrer également automatiquement quand le réseau revient. Ce système intelligent peut donc fournir
de précieuses informations : la tension PV, le courant
PV, la puissance instantanée générée, la puissance
journalière, etc. Ces informations peuvent être
transmises à un ordinateur, un iPad, un portable, un
téléphone via un réseau ou un satellite. Certains
logiciels de communication sont libres sur de
nombreux sites – comme celui de Sinetech – et d’autres
plus sophistiqués sont maintenant disponibles sur
Internet. La majorité des systèmes connectés au réseau
sont fabriqués en Allemagne et utilisent les technologies les plus récentes. L’Allemagne est
également le leader mondial pour les onduleurs.
Système interactif avec le réseau. Fondamentalement,
ce système est une combinaison des deux précédents et
comprend un banc de stockage et des contrôleurs
supplémentaires. Il peut fournir de l’énergie pour votre propre usage directement, injecter l’excédent à travers
votre compteur et arrêter ou inverser dans certain cas
ce dernier ; il peut également fournir une énergie de
secours en cas de rupture. En fonction de la taille de ce
système et des équipements à alimenter, il peut
apporter l’énergie nécessaire à toute une maison ou un
commerce ou seulement celle pour les équipements
considérés comme les plus critiques en cas de coupure.
Ce système est plus cher à cause de son stockage et des
contrôleurs supplémentaires. Typiquement, dépendant
du niveau de réserve du stockage, ce système peut coûter jusqu’à 50% de plus qu’un système équivalent
connecté au réseau. Toutefois, pour des zones avec des
coupures fréquentes (comme l’Afrique du Sud), ce
système entièrement automatique, silencieux et
sécurisé est une panacée. Il peut commencer à des
puissances PV relativement faibles qui peuvent être
augmentées selon les ressources financières jusqu’à
une autonomie totale par rapport au distributeur local.
La modularité limitée du stockage doit être prise en
compte pour ce système. La taille de la batterie doit en
effet être choisie au départ parce qu’il est difficile d’en
augmenter la taille plus tard sans installer un nouveau banc de stockage, car on ne peut pas mélanger
nouvelles en anciennes batteries. Ce genre de système
est principalement fabriqué aux Etats-Unis et est connu
pour sa fiabilité et sa robustesse et peut être installé
dans toute sorte d’environnement hostile.
Pour bien dimensionner un système solaire, un bon
fournisseur a besoin des informations suivantes :
1. Quelle est votre pointe de consommation à tout
moment ?
2. Quelle est votre consommation totale en kWh en
24 heures ?
3. Quelle autonomie désirez-vous ?
4. En combien de jours voulez-vous recharger votre
banc de stockage ?
Pour établir votre consommation de pointe, il
convient de définir les appareils qui doivent
fonctionner en même temps en cas de coupure (en
Watt, Voltampère ou Ampère, selon indication du
fabricant).
Pour établir votre consommation totale il fat
examiner sa facture d’électricité sur 12 mois, sommer
tous les kWh et diviser par 12 ; cela donne une
consommation moyenne et consolide les différences
entre été et hiver. Ensuite il faut diviser par 30.5 pour
avoir la moyenne journalière. (Des logiciels de calcul
existent, comme celui téléchargeable sur le site
www.sinetech.co.za qui donne également les
puissances de pointe). Il est parfois utile de considérer un système pré-calculé (kit solaire) mais dans ce cas il
convient d’adapter son mode de vie à la capacité du
système. Au contraire, la voie idéale est celle d’un
système conçu pour ses propres besoins et qui est
extensible avec les besoins.
Actuellement, Eskom, la compagnie publique sud-africaine offre trois mécanismes de FiT.
1. Parc solaire entre 5 et 75 MW.
Ces parcs requièrent approximativement 5 différents
types de permis (droits miniers, droits hydrauliques,
etc.) et une EIE préalable à la demande. Il peut en
coûter jusqu’à 100 millions rands pour obtenir ces
licences préliminaires et poser sa candidature à ce FiT.
La procédure peut prendre entre 2 et 3 ans. Une fois les
5 permis obtenus, il n’y a aucune garantie qu’Eskom
accordera la licence de producteur indépendant (IPP).
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Ce scénario est donc très risqué et va faire perdre
beaucoup d’argent à certains opérateurs.
2. Parcs solaires entre 1 et 5 MW (plafond 100 MW
global)
Ces parcs ont été homologués pour permettre à de
petits opérateurs d’émerger, mais ont également des
conditionnalités sur l’attribution des permis qui ne sont
pas sans risque pour les candidats.
3. Systèmes solaires expérimentaux entre 10 kW et 1
MW (avec un plafond de 10 MW global).
Après avoir toutes les conditions posées par Eskom et obtenu la licence, la compagnie publique paye à
l’opérateur 1.20 rd/kWh pendant 3 ans. Actuellement
seuls les systèmes isolés bénéficient de ces licences,
uniquement en autoproduction.
Pour établir le niveau d’autonomie, il convient de préciser à son fournisseur combien d’heures le système
doit fonctionner sans ensoleillement. Un générateur
d’appoint est loin d’être une mesure de sécurité
superflue « juste au cas où ». Chaque jour d’opération
sur le stockage peut doubler le coût du système.
Pour le nombre de jours pour la recharge, on cible en général entre 1 et 3 jours. Cela dépend entièrement
de l’énergie consommée les jours précédents. Pour
recharger le banc plus rapidement, le fournisseur doit
augmenter drastiquement le nombre de panneaux
solaires et de régulateurs, ce qui renchérit le coût du
système.
Une fois tous ces éléments mis à sa disposition, le
fournisseur établit un devis le plus précis possible,
organise une visite de site et met au point avec vous les
détails de l’installation. Cette conception détaillée est
payée à part, au cas où le client recule devant un coût
élevé par exemple.
Il est connu que les systèmes solaires PV restent
relativement chers même si le futur proche est très
prometteur. Les prix des panneaux ont chuté comme
jamais l’an passé. Les Etats-Unis ont surtaxé les
produits importés de Chine pour protéger leur propre
industrie. L’Europe est en train de faire de même. La
plupart des pays européens ont également notablement
allégé les subventions octroyées à travers des FiT. Les
marchés solaires en ont souffert instantanément et
aujourd’hui de nombreuses entreprises sont au bord de
la faillite. En Allemagne uniquement, leader mondial incontestable, 11 grands producteurs solaires sont
tombés en faillite en 2011 et d’autres suivront cette
année. Beaucoup de sociétés chinoises et taiwanaises
sont en grande difficulté et cherchent de nouveaux
marchés. Le prix des panneaux a atteint un niveau
historiquement bas. De nombreux panneaux de basse
qualité sont bradés et pourraient être importés en
Afrique du Sud. Comme ils se ressemblent beaucoup,
les usagers lambda n’y verront que du feu. La
meilleure façon d’y échapper est de privilégier les
fournisseurs ayant pignon sur rue depuis plus de 10
ans. La plupart des systèmes vont fonctionner pendant
1 ou 2 ans, au maximum 3 ans. Qu’arrivera-t-il en cas
de problème ? La plupart des fournisseurs offrent une
garantie de 5 à 10 ans sur le produit et entre 20 et 25 de
garantie sur la performance. Certains panneaux issus
d’Extrême-Orient ont perdu jusqu’à 25% de puissance
en 1 et ½. De nombreux fournisseurs se sont alors
défilés. En investissant actuellement dans un système
PV en Afrique du Sud, vous vous garantissez une
facture électrique d’environ 0.65 rd/kWh pour 25 ans.
Ne ratez pas cette fenêtre d’opportunité.
Source Herbert Teubner, Sinetech, octobre 2012
Progrès technique et révolution
solaire
Pendant des décennies, l’histoire de la technologie a
été dominée par l’informatique et les possibilités
qu’elle offre. La loi de Moore – selon laquelle le prix
de la puissance informatique baisse de 50% tous les 18
mois – a alimenté toute une gamme d’applications, des
fax à Facebook. Notre maîtrise du monde de la matière,
d’autre part, a avancé beaucoup plus lentement. Les sources d’énergie, en particulier, sont pratiquement
semblables à celles de la génération passée. Une des
sources les plus communes et abondantes d’énergie
renouvelable est l’énergie solaire. Elle alimente des
centrales solaires thermiques ou photovoltaïques à
travers des cellules assemblées en modules. Alors que
les bénéfices de ces sources sont bien connus, la
technologie a souvent été vue comme onéreuse et non
viable du point de vue économique. « Au milieu des
années 70, au sommet de la crise énergétique du
Moyen-Orient, les Etats-Unis ont commencé à parler de révolution solaire qui offrait l’espoir d’une énergie
bon marché illimitée. La révolution solaire, bien sûr,
s’est consumée quand la crise s’est achevée et que le
pétrole est redevenu relativement bon marché et
abondant », rappelle Trevor de Vries, de 3W
Power/AEG Power Solution. « L’énergie solaire est
retournée aux années 70 et n’a pas été bon marché.
Elle nécessitait des améliorations dans la fabrication
et les rendements des cellules. Cependant, depuis
1980, à chaque fois que la capacité installée a doublé,
les prix ont diminué de 22% », ajoute-t-il encore.
L’économie d’un système PV dépend non seulement du coût de conception et d’installation, mais aussi des
dépenses de maintenance et d’opération pour sa durée
de vie, habituellement entre 25 et 30 ans. La rentabilité
d’un tel système dépend également de l’ensoleillement
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du site, de l’usage de l’électricité et de la taille du
système. En comparaison des énergies fossiles comme
le charbon pour la génération d’électricité, le coût
initial de l’électricité solaire est significativement plus
élevé. « Cependant, si on évalue correctement le prix
de l’électricité au charbon, en tenant compte de la
santé globale, de l’environnement et d’autres coûts
imposés, nous sommes à quelques années du point où
l’électricité n’est pas seulement compétitive avec le
charbon mais est même moins chère. Alors que les
coûts de l’électricité n’ont jamais été aussi élevés, les systèmes solaires qui vont s’autofinancer dans
quelques années apparaissent de plus en plus comme
des solutions rentables. Si l’inflation du prix de
l’électricité se poursuit sur le même rythme, on sera au
milieu de la durée de vie de 25 ans des systèmes
actuels quand le solaire sera plus compétitif que le
conventionnel », fait remarquer de Vries. Du point de
vue des affaires également, les systèmes solaires sont
pertinents. Différents programmes d’incitations, crédits
d’impôts, rabais aident de nombreuses organisations,
des ONG aux entreprises, à transiter vers le solaire. De plus, comme pour les énergies renouvelables en
général, l’expansion de l’électricité solaire peut créer
de nouveaux emplois et promouvoir la croissance
économique.
Source Sarah Raymer, esi-Africa, le 22/11/2012
Sécuriser la production des EnR
© JiSIGN
Avec le développement des énergies renouvelables, les
travaux de recherche se multiplient pour améliorer les prévisions de production afin de faciliter l’intégration
de ces sources d’énergie. Exemple avec les projets
européens Anemos et SafeWind. Selon l’association
européenne de l’énergie éolienne (EWEA), en 2012, la
capacité éolienne installée en Europe a dépassé les
100000 MW, soit plus de 6.3% des besoins en
électricité. Déjà en 2011 au Danemark, l’énergie du
vent comptait pour 26% de la consommation
d’électricité, 15.9% en Espagne et 15.6% au Portugal.
Or, les experts estiment que lorsque la production
intermittente représente 30% de la puissance installée, des problèmes de sécurité du réseau peuvent survenir.
Outre le stockage de l’énergie, les « supergrids » et
l’adaptabilité de la demande, l’amélioration des
prévisions de production représentent un défi pour
l’intégration des sources d’énergie intermittentes. La
production d’un parc éolien dépend de la zone
géographique, du site d’implantation des éoliennes, de
la direction et de la vitesse du vent, du nombre
d’éoliennes… Un programme européen, Anemos, a été
lancé en 2002 afin de fédérer les différents savoir-faire
développés sur la prévision de production de l’éolien et
a permis de réduire les marges d’erreurs et de
développer un leadership européen dans le domaine.
Cette question est un véritable enjeu pour les
gestionnaires de réseau et les opérateurs. « Les travaux
sur les prévisions ont commencé il y a 25 ans, au
Danemark où étaient installées les premières fermes
éoliennes pour la production d’électricité. Depuis,
différents laboratoires ont développé des modèles de
prévision utilisés par les gestionnaires de réseau.
L’objectif d’Anemos était d’améliorer le degré de
précision des prévisions », explique Georges
Kariniotakis, coordinateur du projet et responsable du
groupe de travail sur les énergies renouvelables et systèmes électriques intelligents au Centre énergétique
et procédés de Mines Paritech. Ces travaux intéressent
les gestionnaires de réseau, mais aussi les opérateurs de
fermes éoliennes. Si en France, les tarifs de l’électricité
éolienne sont fixés par les pouvoirs publics (tarifs
d’achat), en Espagne ou au Danemark, les opérateurs
de l’éolien participent au marché de l’électricité et
doivent présenter chaque jour un plan de production à
J+1. En cas d’erreur de prévision, ils encourent des
pénalités qui, additionnées, peuvent peser sur la
rentabilité de l’installation. « Les prévisions facilitent
l’intégration à grande échelle et améliorent la compétitivité de l’énergie éolienne dans les réseaux
électriques et les marchés d’électricité », explique
Georges Kariniotakis.
Tous ces projets visent à améliorer la confiance des
prévisions. Le premier prototype de prévision Anemos, présenté en 2006, affichait une marge d’erreur des
prévisions à 24 heures pouvant osciller entre 12 et
17%, selon la complexité du terrain. Le programme de
recherche s’est poursuivi avec le projet Anemos Plus
(2008-2011), qui visait à optimiser les outils de
prédiction et leur intégration dans les outils des
gestionnaires de réseau et par là, la sécurité du réseau
électrique. La troisième étape s’est réalisée dans le
cadre du projet SafeWind (2008-2012) qui visait à
mieux prévoir la production éolienne dans les
situations météorologiques complexes, voire
exceptionnelles, du type tempête Klaus. Ces situations représentent potentiellement 10 à 15% des cas et
peuvent avoir de graves impacts sur le réseau si elles
ne sont pas anticipées. « Un ensemble d’outils a été
développé dans cet objectif. Par exemple nous avons
rassemblé les données de 2000 stations météo et de
150 fermes éoliennes pour obtenir un monitoring de la
situation météorologique et de la production éolienne
au niveau européen. Nous avons développé des
approches qui permettent de comparer ces mesures à
des prévisions et de détecter les situations anormales
(erreurs importantes, déviations) et leur propagation dans l’espace et dans le temps. Sur cette base on peut
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envoyer un signal ou une alarme, pour le très court
terme (quelques minutes à quelques heures) aux
gestionnaires de réseau », explique le chercheur.
Aujourd’hui, la marge d’erreur à 24 h pour une ferme
éolienne est proche de 10%. « C’est un effort continu.
Même s’il n’y aura jamais de prévision parfaite, les
améliorations des prévisions météorologiques,
l’intégration d’informations issues des instruments de
mesure comme les radars pour l’éolien offshore, et
d’autres pistes de recherche devraient encore
permettre d’améliorer le degré de confiance des prévisions ». A l’échelle nationale, la marge d’erreur
est plus faible : 3 à 4%. Il y a un effet de lissage : les
différentes productions disséminées sur le territoire
atténuent les irrégularités et les erreurs de prévisions
s’auto-annulent. La France, par exemple, bénéficie de
trois régimes de vent différents, au nord, à l’ouest et au
sud. Les travaux sur la prévision éolienne sont utiles
pour d’autres énergies renouvelables. « Ces avancées
constituent un accélérateur pour la prévision de la
production du photovoltaïque (PV). Mais cette source
d’énergie pose des défis supplémentaires : par exemple dans le cadre des réseaux de distribution ou des
systèmes insulaires avec une forte intégration PV,
l’échelle géographique est plus petite et les variations
de production sont plus rapides, par exemple lorsque
des nuages passent ». Face à cette problématique,
Mines ParisTech travaille aujourd’hui sur des solutions
avancées, qui seront évaluées dans le cadre des projets
démonstrateurs comme Nice Grid.
Source Sophie Fabrégat, Actu-Environnement.com, le 01/12/2012
Valorisation du potentiel du CPV en
2013 L’année 2012 a été celle du changement de l’industrie
et de la consolidation pour les sociétés de la filière
solaire PV à concentration (CPV), mais avec 44% de rendement (cellule à jonction) et plus de 33% en
conditions réelles (Amonix), 2013 pourrait voir cette
technologie réellement rivaliser avec le solaire PV.
Tandis que des sociétés telles que Green Volts et
Skyline Solar ont été incapables de rentabiliser le CPV
et ont fermé les portes, le potentiel de progrès pour
cette technologie reste cependant très important ; dans
les marchés en pleine croissance comme l’Amérique
latine et le Moyen Orient. Soitec est sur le point
d’ouvrir une nouvelle unité de production en Californie
et d’autres sociétés investissent temps et argent pour
développer projets et usines loin de leurs bases. Selon des études récentes, avec 27% du marché et des projets
de plus grande échelle, des volumes plus importants
permettront de baisser notablement les coûts des
systèmes CPV, en particulier avec la plus grande
standardisation. De nombreux défis demeurent
toutefois. Les compagnies peuvent-elles atteindre ces
objectifs de commercialisation et de bancabilité, alors
qu’elles font face au paradoxe de « l’œuf et de la
poule » ? En effet, obtenir des financements reste une
difficulté majeure, en particulier en Europe. Et
pourtant, développer des joint-ventures semble être une
des voies pour entrer dans de nouveaux marchés et
développer de nouveaux modèles d’affaires plus
durables. L’analyste PV Insider, spécialiste de cette
filière a élaboré un rapport intitulé « Nouvelles
directions pour le CPV en 2013 », un guide sur
l’environnement réglementaire pour les marchés les
plus porteurs. En 2013, plus de 79% des entreprises
interrogées souhaitent que l’industrie se focalise sur la
baisse des coûts. Le rapport examine, entre autres, les sujets suivants :
l’environnement réglementaire en Arabie
Saoudite, au Chili, a Maroc et en Chine, détaillant
les objectifs solaires et le chronogramme des
appels d’offres ;
les priorités de l’industrie et des compagnies
basées sur une étude réalisée par PV Insider.
Rapport : www.pv-insider.com/cpv-international/content.php
Source Leticia Thomas, le 14/12/2012
Films minces à la poursuite du
silicium Une vague de nouveaux records d’efficacité de cellules
solaires – avec une discrète surprise – mettent les
cellules en couches minces très près de leurs rivales au
silicium. Les derniers résultats (excepté pour Empa,
qui atteint une confirmation officielle des laboratoires
d’outre-mer) sont dans les tableaux mis à jour par le
NREL ou par le magazine Progress in Photovoltaics.
CdTe : 18.3%. Il y a un nouveau recordman pour cette
technologie, GE Research, un point au-dessus des
17.3% affiché par First Solar il y a un an. Dans un
monde où les gains d’efficacité se comptent en
centièmes, un point complet de gain est remarquable –
mais peut-être pas une vraie surprise. La société
pensait en achetant la technologie de PrimeStar qu’elle
« n’avait pas été explorée autant qu’il le fallait », selon
Anil Duggal, chef de la plateforme de recherche. Il y a trois ans, « nous faisions des cellules à 10% » dit-il ;
l’objectif interne est d’atteindre les 20% de rendement
actuels des cellules pc-Si. Pour l’heure, la société
précise juste que ces progrès ont été réalisés par des
améliorations sur les matériaux, la conception des
dispositifs et les procédés. GE Research teste
actuellement une ligne pilote et annonce un objectif
d’une cellule CdTe commerciale à 15%.
CIGS (sur polymère) : 20.4%. Le laboratoire fédéral
suisse pour les sciences et technologies des matériaux
(Empa) annonce ce record sur un substrat de feuilles de
polymère. Le record a été vérifié par l’ISE-Fraunhofer,
au même titre que le précédent record de la société à
18.7% il y a 20 mois. Ce nouveau record a été atteint
grâce à la modification des propriétés de croissance de
la couche de CIGS aux basses températures. Cette
nouvelle marque dépasse celle du NREL à 20.3% qui
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utilise un substrat de verre. Il se situe au niveau des
cellules pc-Si championnes. « Nous avons maintenant
– enfin – réussi à combler le fossé de rendement entre
cellules pc-Si et CIGS sur verre », a déclaré Ayodhya
Tiwari, chef du groupe de recherche d’Empa. La
prochaine étape, avec le partenaire Flisom (spin-off
recherche d’Empa), est le test sur des rouleaux
flexibles de grandes surfaces pour une production
industrielle rentable destinée à des usages de fermes
solaires, toitures, façades ou appareils électroniques
portables.
CIS : 19.7%. Solar Frontier a atteint ce record mesuré
par l’institut national japonais pour la science
internationale et la technologie (AIST), dépassant un
record établi à 18.6% depuis une décennie. Les
cellules, découpées sur un substrat de 30 X 30 cm (plutôt que fabriquées en petites surfaces
individuellement) ont été obtenues suivant un procédé
de pulvérisation puis « sélénisation » qui pourrait être
facilement transposé sur une production de masse ;
plutôt que le procédé de co-évaporation qui plafonne
actuellement 20.3%. La société vante aussi sa
technologie « sans cadmium » pour souligner son
caractère plus écologique par rapport aux autres
technologies de couches minces. Les modules
fabriqués par l’entreprise Kunitomo dépassent 13%
d’efficacité. Le tableau du NREL ne présente pas le
CIS en tant que technologie autonome de cellules solaires. Keith Emery, qui dirige le groupe de
caractérisation des performances des cellules et
modules, reconnaît qu’il y a un débat en cours dans les
milieux de la recherche pour savoir si le CIS devrait
être ajouté comme technologie autonome.
Cellule tandem organique: 12%. L’Allemand
Heliatek, annonce ce record atteint avec le concours de
l’université d’Ulm et du TU Dresden. Le record a été
mesuré par SGS, pour une cellule de taille standard de 1.1 cm2 qui couple deux matériaux absorbeurs brevetés
qui convertissent la lumière de différentes longueurs
d’onde, absorbant plus de photons améliorant ainsi les
performances. Ce record pour une cellule organique
équivaut, selon la société, à un rendement de 14-15%
de c-Si ou film mince (toutes deux actuellement autour
de 20% de rendement record). « Le choix d’Heliatek
est également clair en faveur des oligomères déposés
sous vide plutôt que pour des polymères imprimés », a
déclaré Martin Pfeiffer, co-fondateur de la société.
Cette technologie est en particulier utilisée pour les LED organiques. Cette technologie permet le dépôt de
couches superfines (inférieures à 5 nm), permettant de
superposer beaucoup de couches pour créer des
cellules tandem ou triple-jonction absorbant plus de
lumière. Heliatek, qui avait atteint un record de 10.7%
il y a tout juste neuf mois, cible 15% en 2015. Une
ligne de production interne de rouleaux a été lancée
pour tester les produits (une nouvelle ligne est à la
recherche d’un financement de 60 millions US$) avec
l’objectif de commercialiser les cellules à la fin de
l’année.
Mettre la barre toujours plus haut pour le rendement
représente la clé du développement des technologies
solaires nécessaire pour leur implantation durable. Il
est important de se souvenir, cependant, que ces
technologies doivent pouvoir être produites en quantité
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et de façon rentable, avec des performances au moins
égales à celles actuellement disponibles. Transposer
ces performances de cellules à des modules leur fait
perdre environ 10% dans le cas des cellules au
silicium ; pour les films minces, ce serait plutôt 20%
selon les tableaux d’analyse disponibles.
Les cellules en film mince peuvent atteindre des coûts
de fabrication comparativement compétitifs par rapport
aux cellules au silicium cristallin, mais leur efficacité
moindre doit être compensée soit du point de vue du
rendement (par exemple un meilleur taux de
dégradation), soit par une amélioration du BOS.
Source James Montgomery, REW.com, le 25/01/2013
Commentaire : Dans un contexte pourtant difficile, et
qui a vu ces derniers mois plusieurs acteurs européens
et américains être rachetés par des sociétés asiatiques,
la société suisse FLISOM, forte du rendement record
obtenu par son laboratoire-mère EMPA, a annoncé
avoir bouclé son troisième tour de table pour la
construction d’une ligne pilote de 15 MW pour la
fabrication de modules flexibles CIGS. Le principal investisseur est le plus gros conglomérat indien, TATA.
IL