Systeme Photovoltaique [PDF]

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SOLAIRE PHOTOVOLTAIQUE INES Education

Sommaire

INTRODUCTION page 1 1 Cellules et modules photovoltaïques page 2 1.1 Principe de l'effet photovoltaïque page 3 1.2 Réponse spectrale des cellules photovoltaïques page 4 1.3 Les différentes technologies de cellules photovoltaïques page 5 1.4 Rendement des différentes technologies photovoltaïques page 6 1.5 Le Matériau silicium page 7 1.6 La fabrication des cellules photovoltaïques (A venir) page 8 1.7 Les modules photovoltaïques page 9 1.8 Influence de la température et du temps page 10 1.9 Les différentes applications du photovoltaïque page 11 1.10 Les convertisseurs page 12 1.11 Le stockage de l’énergie électrique page 13 2 Le dimensionnement des systèmes photovoltaïques page 14 2.1 Dimensionnement d'un système connecté au réseau page 15 2.2 Dimensionnement d'une installation photovoltaïque pour un site autonome page 16 2.3 Dimensionnement d'une installation photovoltaïque pour pompage de l’eau page 17 3 Aspect économique du photovoltaïque page 18 3.1 Le coût des installations photovoltaïque page 18 3.2 Evolution du coût du photovoltaïque page 19 3.3 Prix de revient du kWh photovoltaïque page 20 3.4 Perspective future sur le prix de revient du kWh photovoltaïque page 21 3.5 Adéquation entre demande d’énergie électrique et production d’énergie PV page 22 4 Etat du marché photovoltaïque page 23 4.1 La production de cellules photovoltaïques dans le monde page 23 4.2 Répartition géographique de la production de cellules photovoltaïques page 24 4.3 Technologie des cellules photovoltaïques page 25 4.4 Fournisseurs de cellules photovoltaïques page 26 4.5 Répartition géographique des installations systèmes PV dans le monde page 27 4.6 Applications des systèmes photovoltaïques page 28 4.7 Installations photovoltaïques cumulées en Europe et par habitant page 29 4.8 Coût des modules et des systèmes photovoltaïques page 30 5 Analyse du cycle de vie page 31 5.1 Les besoins en matériaux de base pour la fabrication des cellules PV page 32 5.2 Les besoins en énergie pour la fabrication des modules photovoltaïques page 33 5.3 Risques sur la santé et sécurité lors de la fabrication page 34 5.4 Risques durant la vie des modules photovoltaïques page 35 5.5 Le recyclage des modules photovoltaïques page 36 5.6 Synthèse sur l’analyse du cycle de vie du photovoltaïque page 37

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INTRODUCTION

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L’énergie solaire reçu par la terre est de 1,75.1017 joules par seconde ou encore 1,5.1018 kWh par an. La consommation mondiale d’énergie en l’an 2000 est de 10 Gtep ou 1.1014 kWh (1 Tep = 11 620 kWh), soit 15 000 fois moins que l’énergie solaire reçu par la terre hors atmosphère en un an (et 10 000 fois que celle reçue au sol). L’irradiance solaire moyenne hors atmosphère est 1 367 W/m2. En tenant compte de l’alternance jour nuit, de la latitude, de l’altitude et des conditions climatiques, l’irradiance solaire varie de zéro à environ 1000 W/m2 au niveau du sol. En moyenne sur l’année, l’irradiance sur terre est de 188 W/m2 (1 650 kWh/m² par an) et elle varie de 85 à 290 W/m2 (750 à 2550 kWh/m2 par an). Energie incidente à la surface de la terre en kWh/m² par an :

(source : Gregor Czisch, ISET, Kassel, Germany) Sous les latitudes moyennes telles que celle de la France, l’énergie incidente est d'environ 1 000 kWh/m² par an sur un plan horizontal. L’énergie lumineuse reçue sur la surface de la France (550 000 km²) par an correspond à 200 fois sa consommation annuelle en énergie (250 Mtep). La surface des bâtiments en France (10 600 km², source IFEN) reçoit 4 fois en énergie lumineuse l’équivalent du besoin en énergie de la France. Il y a donc un potentiel énorme même s’il serait inconcevable de recouvrir tous les toits de la France de capteurs solaires. L’énergie solaire est la seule énergie renouvelable dont le potentiel pourrait, sur la base d’un calcul théorique, couvrir tous les besoins énergétiques de la planète. L’énergie solaire est considérée comme inépuisable (encore 5 milliards d’année), elle n’a que peu d’impacts négatifs sur l’environnement et elle est disponible partout sur la terre. Le potentiel énergétique moyen récupérable est en général bien connu en tout point de la surface du globe et en fonction de l’époque de l’année. La disponibilité de l’énergie solaire est variable dans le temps, c’est une énergie intermittente. Elle dépend des cycles jour/nuit et été/hiver ainsi que de la météorologie, ce dernier facteur rend sa disponibilité

aléatoire à cours terme. Pour contrer cet inconvénient, il existe différentes solutions comme le stockage sur quelques jours, le foisonnement entre différentes sources solaires (géographique) ou différentes sources d’énergies renouvelables (multiénergie), ou encore l’utilisation d’une énergie d’appoint conventionnelle disponible en permanence, en général fossile. Ces systèmes sont appelés systèmes hybrides. L’énergie solaire utilise de la surface, environ 10 m² pour une puissance électrique de 1kW. Cette surface peut être facilement intégré au bâti, en toiture ou en façade, et donc diminuer le coût propre du bâti. Les différentes utilisations de l’énergie solaire sont les suivantes : Utilisation passive de l’énergie solaire : Il s’agit principalement d’utiliser directement l’énergie lumineuse à travers des ouvertures vitrées dans les bâtiments pour les besoins en éclairage de jour et de chauffage. Associé à une bonne isolation extérieure et à l’inertie thermique des murs, une conception architecturale adéquate permet une réduction importante du besoin en énergie du bâti. Utilisation active de l’énergie solaire : Dans un système actif, des capteurs solaires thermiques utilisent l’énergie solaire pour produire l’eau chaude sanitaire de l’habitat ainsi que dans certains cas le chauffage. Ces systèmes sont associés à un accumulateur d’eau chaude pour l’ECS et à un stockage pour le chauffage (hydraulique ou plancher solaire direct dit PSD), ces deux systèmes sont parfois combinés. Ces systèmes peuvent couvrir de 30 à 70 % des besoins thermiques : un appoint est donc nécessaire. Conversion thermodynamique de l’énergie solaire en électricité : En concentrant les rayons du soleil par un disque parabolique, un capteur cylindro-parabolique ou un système de miroirs, il est possible d’atteindre une température suffisamment éleveée pour générer de l’électricité via une turbine et un alternateur. Le prix de revient du kWh électrique devient intéressant (environ deux fois moindre que celui du photovoltaïque) pour de grandes installations, ce système est difficilement applicable pour de petites installations et son intégration dans le bâti n’est pas évidente. Conversion photovoltaïque de l’énergie solaire : L’effet photovoltaïque permet de convertir directement l’énergie lumineuse du soleil en électricité grâce à des semi-conducteurs. Bien que cette filière énergétique soit largement minoritaire dans les bilans énergétiques mondial, européen et français, son taux de croissance (30 à 60% par an) et la chute des coûts de production (voir le taux d'apprentissage ci après au chapitre 3.2) qui accompagne son développement depuis quelques années présage un potentiel de développement très élevé pour l’avenir.

1 Cellules et modules photovoltaïques

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HISTORIQUE : Le terme photovoltaïque provient de photo qui signifie lumière, et de voltaïque qui signifie électricité, désignant donc la production d’électricité à partir de lumière. L’effet photovoltaïque a été découvert par Antoine Becquerel en 1839, Einstein expliqua ce phénomène en 1912 (et obtint le prix Nobel de physique sur ses travaux en 1921). En 1954, trois chercheur américains (Charpin, Pearson et Price) des laboratoires BELL mirent au point la

première cellule photovoltaïque au silicium avec un rendement de 4%. D’abord une curiosité de laboratoire, les cellules photovoltaïques virent leur première application pour obtenir de l’énergie électrique pour un satellite Vanguard en 1958. Une première maison alimentée par des cellules photovoltaïque fut construite par l'université de Delaware aux états Unis en 1973. En 1983, l'australien Hans Tholstrup construit le "Quiet Achiever", première voiture alimentée par énergie photovoltaïque parcourant une distance de 4 000 km en Australie.

1.1 Principe de l'effet photovoltaïque

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La cellule photovoltaïque, élément de base du capteur, est composée d’un matériau semi conducteur qui de par ses caractéristiques, permet de capter l’énergie des photons composant la lumière. Dans un matériau conducteur, la bande de valence et la bande de conduction se confondent, ce qui fait que les électrons peuvent circuler facilement dans le réseau cristallin du matériau conducteur. Dans un matériau isolant, au contraire, la bande de valence et la bande de conduction sont séparées par ce qu’on appelle la bande interdite. Cette bande nécessite beaucoup d’énergie aux électrons pour qu’ils puissent passer dans la bande de conduction, de l’ordre d’une dizaine d’électronvolt (ou eV). Dans un semi conducteur, la largueur de la bande interdite est plus faible, de l’ordre de 0,5 à 2 eV, cette énergie de transition d’une bande à l’autre est l’énergie de gap notée Eg. L’intérêt est de pouvoir utiliser l’énergie des photons de la lumière du soleil pour faire passer les électrons de la bande de valence à la bande de conduction, ce qui en contre partie, crée un trou dans la bande de valence.

(Source Photopiles solaires de A .Ricaud, p109) L’énergie des photons, fonction de la longueur d'onde de la lumière, doit être supérieue ou égal à l’énergie de gap Eg. Energie de gap pour différent semi conducteur à la température de 300°K (27°C) :

Mais les paires d’électrons trous créées par les photons ont tendance à se recombiner très rapidement. Pour ralentir ce phénomène et permettre leur récupération vers les électrodes, un champ électrique est créé par une

jonction PN.

Il s’agit d’introduire des « impuretés » dans le réseau cristallin du semi conducteur qui est le plus souvent du silicium. Le silicium à 4 électrons dans sa bande de valence, ce qui lui permet par les liaisons de covalence de garder une structure cristalline. L’ajout d’impuretés (quelque ppm) ayant 5 électrons dans la bande de valence (phosphore par exemple) se substituant au silicium, ajoute des électrons faiblement liés dans la structure cristalline, créant un semi conducteur dopé N. De même, l’ajout d’impuretés ayant 3 électrons dans la bande de valence (bore par exemple) se substituant au silicium enlève des électrons, donc ajoute des « trous » dans la structure cristalline, créant un semi conducteur dopé N. La juxtaposition de ces deux semi conducteur dopés N et P crée une jonction PN avec une différence de potentiel aux bornes de laquelle il est possible de récupérer les électrons délogés par des photons ayant suffisamment d’énergie. Electriquement, la cellule photovoltaïque, ou « photopile », se comporte donc comme une diode de grande dimension

1.2 Réponse spectrale des cellules photovoltaïques

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Suivant l'énergie de gap Eg du semi-conducteur, les photons ayant une énergie inférieure à Eg ne pourront pas être utilisés, et seront donc convertis en chaleur. Les photons ayant une énergie supérieure à Eg pourront eux déloger un électron utile, mais l’énergie excédentaire sera perdue elle aussi. C’est ce que montre le schéma suivant :

(Source REE n°5 de mai 1998) Ce schéma montre l’exploitation du spectre solaire hors atmosphère par une photopile au silicium. La zone A correspond à l’énergie perdue par les photons non absorbés (environ 23,5 %). La zone B correspond à l’excès d’énergie, non utilisée, par les photons d’énergie supérieur à Eg (environ 33 %). A ces pertes, s’ajoute celle du facteur de forme, de la réflexion, de la surface des collecteurs … pour en final descendre à 10 – 15 %. La figure suivante montre les spectres d’absorption ainsi que la longueur d’onde de coupure correspondant à l’énergie de la bande interdite, pour différents matériaux ( c-Si, a-Si, Cds, CdTe, GaAs, InP Cu2S, CuInSe2) à la température de 300°K, soit 23°C.

(Source Photopiles solaires de A.Ricaud, p199) La courbe ci-dessous montre l’évolution du rendement ? en fonction de l’énergie de gap Eg pour différents semi conducteurs, en fonction de la température. Le rendement est défini comme le rapport entre la puissance électrique fournie par une certaine surface de cellules et le flux d’énergie solaire reçu par la même surface en conditions AM0 (spectre solaire hors atmosphère).

(Source REE n°5 de mai 1998) Ci-dessous, la courbe de réponse spectrale de l’œil humain (référence aux unités visuelles)

et ci dessus les courbes de réponse spectrales (voir la source pour les conditions) de différents type de jonction utilisées pour l'effet photovoltaïque.

(source : http://www.pvmeas.com/solarcellspectralresponse.pdf )

Les différentes courbes de réponse spectrale données ci-dessus le sont pour une source lumineuse de spectre unitaire. Or le spectre solaire, en première approximation, s'apparente plutôt au spectre d'émission du corps noir de température 5 900 °K. Le soleil émet donc un spectre dans des longueurs d'onde de 290 à 770 nanomètres qui comprend les rayons ultraviolets, les couleurs de l'arc-en-ciel et les rayons infrarouges. L’atmosphère terrestre joue le rôle de filtre et ne laisse passer qu’une partie de ce spectre.

Courbe représentant l’opacité de l’atmosphère terrestre au rayonnement électromagnétique. De ce spectre, notre œil ne perçoit qu'une partie (de 380 à 700 nanomètres) : celle comprenant les couleurs de l'arc en ciel (du rouge au violet, en passant par l'orange, le jaune, le vert, le bleu et l’indigo). L’atmosphère terrestre est fort heureusement peu opaque dans la bande perçue par l’œil humain. Voir ci après le spectre du soleil :

La courbe ci-dessus montre le spectre du corps noir à la température de 5 900 °K, le spectre du rayonnement solaire hors de l’atmosphère ainsi que celui au niveau de la mer avec les raies d’absorption de certains constituants de l’atmosphère comme la vapeur d’eau, l’oxygène et l’ozone. Lors de sa traversée de l’atmosphère, le rayonnement solaire direct est affaibli par absorption et diffusion sur les molécules gazeuses et les particules atmosphériques. Cet affaiblissement du rayonnement (extinction) est fonction du nombre de ces particules et molécules et également de la longueur du trajet parcouru par les photons (trajet plus long au coucher du soleil qu’à midi solaire notamment). Pour caractériser cet affaiblissement dans le domaine de l’énergie solaire, l’acronyme AM est utilisé (AM pour Air Mass ou masse d’air optique). L'extinction unitaire AM1 représente l’extinction du rayonnement extraterrestre ayant traversé verticalement une atmosphère jusqu’à un point situé au niveau de la mer, pour une pression atmosphérique de 1 013 mbar.

Les courbes ci-dessus représentent le spectre solaire pour différentes valeurs de Air Mass, noté AM. Courbe 1: AM0, courbe 2: AM1, courbe 3: AM1.5 et courbe 4: AM2. L'indice après AM représente le nombre d'atmosphère traversé, AM0 est donc le spectre solaire hors atmosphère, AM2 est le spectre solaire ayant traversé 2 épaisseurs d'atmosphère (hauteur de 30° du soleil au dessus de l'horizon) Note, les modules photovoltaïques sont caractérisés sous une irradiation de 1 000 W/m² avec un spectre solaire AM1,5 , une température de 25°C et une vitesse de 1m/s pour le vent.

1.3 Les différentes technologies de cellules photovoltaïques

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Deux grands familles de technologies existent actuellement : la première à base de silicium cristallin comprenant le mono et le multi cristallin, couvre de l'ordre de 85% de la production mondiale. La deuxième famille , celle des couches minces, comprend les cellules au silicium amorphe, polycristallin ou microcristallin ; au tellure de cadmium,au cuivre indium sélénium, et à l’arséniure de gallium En outre, d'autres technologies sont en cours d'expérimentation comme les cellules organiques, polymères ou à base de fullerènes. Le Silicium mono cristallin (mono c-Si) : la technologie mono cristalline est coûteuse car elle nécessite des barres de silicium pur. Son rendement est le plus élevé (14 à 16%). Ce qui a l’avantage de réduire la taille des modules pour une même puissance, chose utile lorsqu’un gain de place est nécessaire. Le silicium multi cristallin (multi c-Si) : la technologie multi cristalline est obtenue par la refonte de chute de cristaux de silicium de l’industrie électronique et elle nécessite 2 à 3 fois moins d'énergie que la technologie précédente. Son rendement un peu moindre (12 à 14 %) mais son coût est plus avantageux, ce qui permet à cette technologie de dominer actuellement le marché. Le silicium en ruban (EFG) : Cette technique permet de s’affranchir des lingots et de la perte de silicium lors de la découpe. Il s’agit de cristalliser du silicium fondu (quelques dizaines de micromètre) sur un ruban souple. La consommation de silicium est divisée par deux (8 g par Wc contre 16 g par Wc). Une solution, EFG (Edge

defined film Fed Growth), est testée de longue date et industrialisée par certains fabricants (RWE et Evergreen). Les couches minces Les principales filières couches minces sont le Silicium amorphe (Sia) - utilisé depuis de longues années, dans les montres et calculatrices notamment-, le CdTe (hétéro jonction cadmium telluride, sulfure de cadmium), le CIS (hétéro jonction de disélénure cuivre indium/ sulfure de cadmium).. La fabrication se réalise en automatique, avec tunnels pour les dépôts divers de couches et connexions par laser. Elle est adaptée aux grosses productions. Ces premières technologies ouvrent actuellement d’autres voies, sans que l’on sache laquelle dominera Le silicium amorphe (a-Si) : Matériau composé de silicium hydrogéné (état non-cristallin) déposé sur un substrat de verre. D'un rendement moins bon que le cristallin (5-7%), le silicium amorphe est souvent appliqué à des appareils de petite puissance (calculatrices, lampes ou horodateurs), mais des firmes comme Solarex, Phototronix, Canon ou Fortum proposent des modules de taille équivalente à celle des modules cristallins. Sanyo a mis au point une technologie de silicium amorphe sur une couche de silicium mono cristallin (technologie HIT) dont les rendements sont supérieurs à celui du silicium mono cristallin (rendement de l'ordre de 19%). Le silicium poly cristallin (Poly c-Si) ou micro cristallin (? c-Si) : Il s’agit de déposer une couche mince (de l'ordre de 10 micromètres) sur un substrat de verre ou de céramique. Cette technologie, essentiellement développée par la société américaine Astropower (USA), est encore à l'étape de production pilote. Le tellurure de cadmium (CdTe) : ou encore appelé hétéro jonction cadmium telluride, sulfure de cadmium. Composé poly cristallin déposé sur substrat de verre. Les premières cellules ont été développées en 1972. Il y a quelques années, cette technologie semblait être la plus adaptée pour les couches minces. Mais les problèmes de coût et de toxicité posés par le cadmium ont pesé lourdement sur son développement, utilisation de 7g/m² de cadmium (une batterie NiCd de taille standart en contient 10g). Le diséléniure de cuivre et indium (CIS ou CIGS) : matériau composé de diséléniure de cuivre et d'indium combiné avec du sulfure de cadmium. Cette technologie de couches minces, qui permet d'atteindre des épaisseurs inférieures au micromètre, est présente aujourd'hui dans de nombreux projets industriels. L’arséniure de gallium (GaAs) : Matériau mono-cristallin combiné avec différents matériaux. Les cellules photovoltaïques en couches minces qui intégrent cette technologie sont caractérisées par un haut rendement mais leur coût étant encore très élevé, leur utilisation reste cantonnée à des applications très spécifiques comme le domaine spatial. Les matériaux organiques (TiO2) : Ces cellules inventées en 1991 par le chimiste suisse Michael Graeztel sont composées d’une poudre de cristaux TiO2 associée à un électrolyte et à un colorant qui absorbe la lumière. Cette technologie en est encore au stade expérimental. Le rendement est moyen et la stabilité à long terme est mauvaise, mais sa fabrication est en théorie plus facile que les autres cellules, et la matière première est bon marché. La recherche améliore d’années en année les technologies existantes, par exemple : - réduction de l’épaisseur de la coupe des lingots de silicium - amélioration du rendement d’un lingot par traitement de surface - technologie CIS avec des matériaux moins nobles, mais travaille aussi sur de nouveaux semi-conducteurs, des cellules à 2 ou 3 jonctions, des systèmes à concentrateur …

1.4 Rendement des différentes technologies photovoltaïques

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Beaucoup de recherches sont effectuées sur la technologie des cellules photovoltaïques pour en améliorer le rendement et en diminuer les coûts. Pour augmenter les rendements, la tendance est aux couches tandem Si amorphe, Si microcristallin et aux multicouches associant deux semi-conducteurs de sensibilité spectrale complémentaire. Rendement de différentes technologies de cellules PV en laboratoire :

(Source NREL) Voici un exemple d’évolution entre la recherche sur les cellules PV et la commercialisation :

(Source : www.oja-services.nl/iea-pvps) Le rendement des cellules en laboratoire est en constante amélioration, entraînant vers le haut le rendement des modules photovoltaïques. A la vue du graphe ci-dessus, le décalage entre le rendement des cellules de laboratoire et celui des modules commercialisés est constant. On en déduit que l’évolution du rendement suivant le chapitre

précédent est valable pour les modules en productions. Rendement des modules PV pour les différentes technologies les plus matures en 2002 :

(http://web.univ-pau.fr/~scholle/ecosystemes/4-pv/41-pri/41-pg-fr.htm) [1] (Source : Photopiles Solaires de Alain Ricaud, Presses Polytechniques et Universitaires romandes) [2] (Source Observ’er n° 154 et 149) [3] (Source www.cse.ucsc.edu/~tara/ugradSummerResearch01/dawn_hettelsater.pdf) Avantages, inconvénients et perspectives des différentes technologies photovoltaïques :

(Source /www.pvresources.com/index_photovoltaic.php)

1.5 Le Matériau silicium

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Le matériau le plus utilisé pour la fabrication de cellules photovoltaïques (plus de 85% du marché mondial en 2006) est le silicium. Le matériau de départ (le sable) revient à 0,1 $/kg. Il permet d’obtenir du silicium métallurgique (MG-Si) pur à 99% (10 000 ppm) à un coût d'environ 1 $/kg. L’industrie de l’électronique utilise ce silicium comme base en le purifiant à mieux que 1 ppm pour obtenir du silicium de qualité électronique (EG-Si). Le procédé est très énergétivore (150 kWh/kg), son coût est de environ 100 $/kg. Le silicium pour l’industrie photovoltaïque provient des chutes de l’industrie électronique (têtes et queues de lingots) quasiment gratuite, source qui devient depuis peu insuffisante. Le silicium requis pour produire des cellules photovoltaïques n’a pas besoin de la pureté du silicium pour l’électronique, d’où l’idée de fabriquer du silicium de qualité solaire (SG-Si) à un coût de production inférieur à 10 $/kg. En effet, l’industrie du photovoltaïque annonce en même temps développer des techniques qui utiliseront à terme deux à cinquante fois moins de matière. Le besoin en silicium est d'environ 18 grammes par watt crête dans les technologies courantes actuelles En 2001, pour 4200 tonnes de silicium cristallin utilisées, seulement 2 200 t provenaient des rebuts de l’industrie des semi-conducteurs. La crise de cette dernière en 2001 permettait de trouver du Si de qualité électronique à prix cassé (25 à 30 €/kg). Les chutes de silicium de l’industrie électronique sont refondues pour créer des lingots de silicium, mono cristallin ou multi cristallin. Le tirage des lingots de silicium mono cristallin est très énergétivore . Son coût est de 250 $/kg. Le moulage de lingots multi cristallin est plus simple et moins cher, mais donne de moins bons résultats. Les lingots sont sciés en tranche de 200 à 300 microns, par des scies à fil coupant 2 000 cellules à la fois (la société Photowatt, basée en France, est la seule à pouvoir atteindre une épaisseur record de 200 micromètres contre 250 à 350 chez ses concurrents).La perte en silicium est de l’ordre de 50%. La taille des lingots et cellules augmente, les 10x10cm initiaux passent à 15x15 et 20x20cm. Les nombreuses manipulations nécessaires de cellules ultra minces, les importantes quantités de silicium utilisées condamnent à terme pour les très grosses unités de production futures, ce mode de fabrication, pourtant fiable et performant.

1.7 Les modules photovoltaïques

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Les modules photovoltaïques sont constitués en général de 36 ou 72 cellules photovoltaïques, connectées en série et colées entre une plaque de verre et une couche tedlar, enserrées dans un châssis en aluminium.La tension en générale délivrée par un module est de 12 ou 24 volts (parfois 18 volts), fonction du nombre de cellules en séries. L’intensité est fonction de la surface des cellules photovoltaïques. En fait, un module photovoltaïque composé de 36 cellules est dit 12 volts du fait que sa tension d'utisation normale de sortie , l'ordre de 17 à 18 volts, permet de charger une batterie acide-plomb de 12 volts dont la tension en fin de charge est de environ 14,5 volts auquel il faut ajouter 2 volts pour faire fonctionner le régulateur de charge. En fonction du besoin en puissance et en énergie, le système photovoltaïque est dimensionné avec un certain nombre de modules PV. La puissance d’un module (ou d’une installation photovoltaïque) est définie par sa puissance crête suivant les conditions standards, exprimée en « watt crête » ou Wc : sa définition est la

puissance délivrée par ce module sur une charge optimale sous un éclairement perpendiculaire de 1 kW/m² (spectre AM1,5) avec une température de cellules de 25°C. Les fabricants offrent généralement une garantie de performances de 20 ans sur 80% de la puissance nominale. Avantages de l’énergie solaire photovoltaïque : - Source d'énergie gratuite (le soleil) - Pas de gaz polluant, ni de bruit - Entretien minimal pour un bon fonctionnement - Pas de parties mobiles, peu d’usure dans le temps - Systèmes modulaires fonction du besoin, faciles à monter - Autonomie Inconvénients de l’énergie solaire photovoltaïque : - Technologie à ces débuts, encore peu diffusée, donc chère - Energivore à la fabrication - Production non continue d’énergie (jour/nuit, été/hiver), énergie intermittente - Intégration au bâti (forme, couleur) Ce qui caractérise un module photovoltaïque - Sa puissance crête (suivant les conditions standards) - Son rendement - Sa surface - Sa tension (12V, 24V), son courant et le MPPT (Maximum Power Point Tracking) - Le TUC ou température d’utilisation de cellule. Le TUC correspond à la température qu’atteint une cellule encapsulée dans un module soumis à une irradiation de 800 W/m², à une température ambiante de 20°C, une inclinaison de 45°, un vent de 1m/s et en circuit ouvert. Plus le TUC est important, plus la température des cellules est élevée.

1.8 Influence de la température et du temps

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Chaque technologie possède un coefficient de température, c'est-à-dire, une variation de la puissance délivrée par le module en fonction de la température.

Graphe montrant l'influence de la température sur le rendement des cellules photovoltaïque Ces coefficients sont résumés dans le tableau suivant :

(Source: Programme PV avril 2003, rapport de synthèse 2002, Office Fédéral de l’énergie Suisse) Un module délivre moins d’énergie lorsqu’il est soumis à une température ambiante élevée et à un éclairement important (le TUC permet de déterminer la température de cellule en fonction de l'éclairement), sauf pour la cellule Graeztel qui elle a un coefficient positif (source : www.sta.com.au/webcontent4.htm). Dégradation des performances des modules photovoltaïque Les différents fabricants de modules photovoltaïques garantissent une puissance en watt crête minimum après un certain nombre d’années d’utilisation (20 ou 25 ans en général). Une étude a été effectuée par le laboratoire LEEE-TISO (University of Applied Sciences of Southern Switzerland, DCT via Trevano, 6952 Canobbio) sur un système de 10,7 kW de puissance nominale installé en 1983. Les 288 modules de technologie silicium mono cristallin installés fournissaient une puissance électrique de 9,8 KW sous les conditions standard de mesure, soit 34 Wc par module. En 2002, 252 modules fournissaient une puissance électrique de 8,3 kW sous les conditions standard de mesure ou encore 32,9 Wc par module, soit une dégradation de 3,2% en 21 ans.

1.9 Les différentes applications du photovoltaïque

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Il existe un marché public intérieur (montres, horloges, calculettes, gadgets divers) et extérieur (lampes de jardin, alarmes, applications) qui représente moins de 10% du marché actuel de croissance faible. – Le segment professionnel isolé (puissance de 1Wc à 10 kWc) : signalisation, télécommunication, environnement, mesure à distance …Ce secteur représente 14% des ventes en 2000, marché en croissance de 15% C’est typiquement pour des applications autonomes dans les télécommunications, la signalisation maritime et la sécurité routière que ce marché se développe. Une grande fiabilité est demandée pour ce secteur stable et solvable. Le prix n’est en général pas le critère déterminant, ce qui compte est le service rendu. – Le segment des centrales solaires sur réseau (puissance > 100 kWc) : Il concerne principalement des acteurs importants, opérateurs nationaux de l’énergie électrique ou non,. L’évolution de se segment dépend de la politique nationale en matière de tarif d’achat du courant produit, et a donc été aléatoire ces dernières années.. La production centralisée de plusieurs mégawatts permet par économie d’échelle de faire baisser les coûts des modules photovoltaïques, mais l’énergie électrique reste encore chère. En outre l’intégration dans le paysage de grandes surfaces de capteurs PV, est une contrainte qui peut être forte suivant le site. - Segment de l’habitat isolé (puissance de 1 kWc à 10 kWc) : Eclairage, irrigation, dispensaire (réfrigérateur), communication … Ce segment concerne tous les sites éloignés d’un réseau électrique et où un besoin en éclairage, pompage, froid … se fait sentir. Ce marché concerne principalement les pays en voie de développement, peu solvable, où 2 milliards d’individus n’ont pas accès à l’électricité. Un marché existe dans les pays développés pour les sites isolés tel que refuges, gîtes ou fermes qui sont loin du réseau électrique. Le coût de construction d’une ligne basse tension est approximativement de 20 000 €/km, ce qui justifie des solutions telle que le solaire photovoltaïque. Un système photovoltaïque autonome est conçu pour fonctionner sans apport d’énergie autre que l’énergie solaire, pour un capteur photovoltaïque qui lui est dimensionné suivant les besoins et la ressource solaire.Comme l’énergie électrique n’est pas forcément utilisée au moment où elle est produite lorsqu’il y a du soleil, un système de stockage de l’énergie par batterie est nécessaire pour la nuit ou les journées sans soleil. En général, ces systèmes sont dimensionnés pour les conditions les plus défavorables (hivers) avec un certain nombre de jours d’autonomie sans soleil, ne garantissant donc pas une autonomie totale. Pour pallier ce défaut, il existe une solution avec les systèmes hybrides. Les systèmes hybrides combinent deux sources d’énergies, le photovoltaïque et une autre qui peut être un générateur diesel, une turbine hydraulique, un générateur à biomasse ou autre. Ceci dans le but d'assurer une alimentation en énergie électrique constante et continue tout au long de la journée et de l’année en s’affranchissant de l’ensoleillement. Ces systèmes sont prévus, le plus souvent, pour des sites isolés, avec éventuellement un stockage de l’énergie par batterie pour plus de souplesse. - Segment du Photovoltaïque connecté au réseau (puissance de 1 kW c à quelques centaines de kWc ) : toitures, façades privées ou publiques,… Ce segment représente 53% des ventes en 2000 (10% en 1996), et un marché en forte croissance (70% par an). Marché inexistant il y a quasiment 10 ans, le photovoltaïque intégré sur les toitures ou en façades des bâtiments est apparu comme une des solutions au protocole de Kyoto. Ce segment se développe dans les pays à conscience écologique et où la législation pratique une tarification avantageuse face à un coût encore élevé. On peut distinguer deux systèmes : * Les systèmes simples raccordés au réseau. Les systèmes photovoltaïques raccordés au réseau permettent de produire de l’énergie électrique et de l’injecter

sur le réseau électrique (avec ou sans option d’utilisation partielle de l’énergie pour les besoins propres du site). Le réseau se comporte en fait comme un grand réservoir qui absorbe cette énergie. En contrepartie, la nuit, lorsqu’il n’y a plus de production, le réseau joue son rôle habituel de fournisseur en énergie électrique. L’avantage de ce système est de ne pas nécessiter de batteries de stockage, diminuant ainsi le coût de l’installation. Par contre, la production électrique risque de ne pas être en phase avec les réels besoins en énergie de la majorité de consommateurs. Ce sera donc au réseau électrique de compenser ce décalage. Un inconvénient, nécessaire pour des raisons d'intervention sur le réseau électrique, est l'arrêt de la production d'énergie électrique vers le réseau électrique lorsqu'une coupure de celui-ci se produit. * Les systèmes sécurisés raccordés au réseau. Les systèmes photovoltaïques sécurisés raccordés au réseau sont identiques aux systèmes précédents et comportent de plus une batterie. Une fois celle-ci chargée, le système réinjecte l’énergie électrique sur le réseau. La batterie n’est présente que par sécurité : au cas où une coupure du réseau électrique se produirait, celle-ci permettrait d’alimenter l’habitat pendant un certain temps. Ce genre de système, plus onéreux du fait de l'utilisation de batteries, est intéressant lorsque le réseau électrique est peu fiable ou lorsque que l'alimentation d'une partie d'une installation électrique est impérative.(exemples : alimentation de services de base, activités de santé, systèmes de refroidissement,…). En conclusion, la plus forte croissance du marché photovoltaïque se situe là où il y a conjonction entre un besoin énergétique et une volonté de diminuer l’impact sur l’environnement (fin de l’ère du pétrole, effet de serre, sécurité nucléaire et gestion des déchets). Actuellement, le surcoût de la filière photovoltaïque est flagrant, un certain nombre de pays, dont en premier l’Allemagne et le Japon, ont des programmes toits solaires avec aides, subventions et tarifs avantageux pour stimuler cette filière et faire descendre les coûts.

1.10 Les convertisseurs

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Le convertisseur est nécessaire pour convertir le courant continu issu des modules photovoltaïques en courant alternatif pour sa réinjection dans le réseau ou pour les besoins dans un site isolé, quoique ce ne soit pas toujours nécessaire suivant les applications. Celui-ci doit avoir certaines caractéristiques comme suivre le point de transfert maximum de puissance (MPPT), avoir un rendement de conversion le plus élevé possible et un coût le plus bas possible. Le convertisseur se présente sous la forme d’un boîtier métallique, muni d’un radiateur ou d’un ventilateur. Il doit être placé sur un support vertical et dans un espace ventilé. Il n’émet que peu de parasites électromagnétiques (aspect normatif) et ne génère quasiment aucun bruit. Afin de limiter les pertes dans le câblage, il doit être placé le plus près possible des modules photovoltaïques.

Onduleur SMA Pour des raisons de sécurité, l’onduleur s’arrête automatiquement de fonctionner lorsque le réseau est mis hors tension (coupure de courant de cause accidentelle ou pour travaux). C’est ce qu’on appelle « la protection de découplage » qui permet de supprimer tout risque d’électrocution lorsque des techniciens font une opération de maintenance sur le réseau. Lors du raccordement au réseau, EDF (ou la régie), vérifiera que l’onduleur respecte la norme DIN VDE 0126 qui encadre la protection de découplage. Comme tout composant électronique, l’onduleur a une durée de vie limitée. Ainsi il faut prévoir de le changer tous les 8 à 15 ans. Rendement et coût des convertisseurs suivant la source : Photovoltaics, An Energy Ressource fot the European Union, Community Research EUR 200015

1.11 Le stockage de l’énergie électrique

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Différents moyens de stockage de l’électricité Le stockage passe le plus souvent par une forme d’énergie intermédiaire (gravitaire, compression, chimique, cinétique, thermique …) issue par conversion de l’électricité de base produite . Cette énergie intermédiaire est par la suite convertie en énergie électrique suivant les besoins de l’utilisateur. Voici différentes énergies intermédiaires de stockage (sources, techniques de l’ingénieur « Stockage d’électricité dans les systèmes électriques », référence D4030, données de 1998) : -Gravitaire dans un système de pompage -Thermique dans un système de chaleur latente ou sensible -Pression dans un système compression d’air -Chimique dans un système d’accumulateurs électrochimiques -Chimique dans un système de stockage par électrolyse/hydrogène/pile à combustible -Cinétique dans système à volant d’inertie -Electromagnétique dans un système à courant permanent dans une bobine supraconductrice -Electrostatique dans un système à super condensateur Tableau comparatif de ces différentes énergies intermédiaires :

(Source : Technique de l’ingénieur) Parmi toutes ces énergies intermédiaires, certaines sont technologiquement matures comme le pompage hydraulique (gravitaire), les batteries d’accumulateurs électrochimiques (chimique) et les supercondensateurs (électrostatique). D’autres sont à l’état de prototype plus ou moins avancé comme la compression d’air (pression). Le stockage par électrolyse de l’eau et pile à combustible sont dans le domaine de la recherche.tout comme le stockage de la chaleur (thermique), le volant d’inertie (cinétique) et le courant permanent dans une bobine supraconductrice (électromagnétique) . Le tableau ci-après présente brièvement les différents moyens de stockage ainsi que leurs avantages et inconvénients :

(Source JCH-INES-2003) Pour un site isolé, la rétention de la charge en énergie intermédiaire doit être suffisamment grande pour l’application et le type d’énergie renouvelable. En effet, l’application nécessite de l’énergie durant la nuit alors que l’énergie renouvelable est le solaire photovoltaïque, d’où le besoin d’une rétention quotidienne, voire plus si l’on considère les intempéries (plusieurs jours d’autonomie sans soleil avec risque de non couverture des besoins si la période d’intempéries est plus grande, une solution est l'utilisation d’une énergie d’appoint comme un groupe électrogène). En prenant le cas de la petite hydroélectricité avec une rivière à sec l’été et un besoin permanent sur l’année, la rétention de la charge devra alors être saisonnière. Actuellement, le seul stockage couramment utilisé est le stockage par batteries par sa simplicité d’utilisation (avec le pompage turbinage). Ce stockage est adapté pour des capacités d’énergie assez faible (