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, ar@cythelia.fr, 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, ar@cythelia.fr, 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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CYTHELIA sas Editeur : Alain Ricaud Rédaction : Mamadou Kane 12 / 17

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