Energie solaire

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Les chiffres du solaire

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Le solaire thermique . Centrale solaire à miroirs cylindro-paraboliques . Centrale solaire à tour . Le solaire photovoltaïque . Effet photovoltaïque



Energie solaire

Introduction
Le Soleil représente une source d'énergie considérable. Au niveau de la Terre l'énergie solaire reçue annuellement correspond à environ 7000 fois l'énergie consommée par l'humanité. Il s'agit d'une énergie lumineuse portée par les photons qui a pour origine les réactions de fusion nucléaire de l'hydrogène ayant lieu à l'intérieur du Soleil. Elle a le potentiel de couvrir largement nos besoins énergétiques, à condition de pouvoir la convertir efficacement et à faible coût. C'est tout l'enjeu du développement actuel des deux grandes voies d’utilisation de l’énergie solaire : la filière thermique et la filière photovoltaïque. La première utilise directement la chaleur du Soleil et la seconde, certainement la plus connue du grand public, convertit le rayonnement solaire en électricité.

Une heure de rayonnement solaire reçu par la Terre représente la consommation annuelle mondiale d'électricité

1 - L'énergie solaire thermique (présentation des deux filières de l'énergie solaire thermique qui sont : la filière de l'énergie solaire thermique à concentration, dite énergie solaire thermodynamique, et la filière de l'énergie solaire thermique basse température)
TEXTE D'INTRODUCTION
En 1878, lors de l'Exposition universelle qui se tient à Paris, Augustin Mouchot, professeur de mathématiques, présente un récepteur solaire de 20 m2 qui est récompensé par une médaille d'or. Cet ancien instituteur, devenu chercheur, était convaincu que les ressources en charbon allaient s'épuiser et que le soleil serait l’énergie de demain. Quatre ans plus tard, son associé, l'ingénieur Abel Pifre, utilise un concentrateur solaire de même type pour actionner une machine à vapeur permettant d’imprimer un journal. Aujourd'hui, à travers le monde, près de soixante-dix centrales solaires à concentration utilisent ce même principe pour chauffer et vaporiser un fluide qui fera tourner une turbine afin de produire de l'électricité. Depuis le début des années 2000, cette filière dite du solaire à concentration, appelée aussi filière du solaire thermodynamique, connaît un véritable essor au niveau international, sous l'impulsion notable de l'Espagne. La France a été pionnière dans les recherches menées sur le solaire à concentration. Le chimiste Félix Trombe démarre en 1949 la construction d’un four solaire à Mont-Louis, dans les Pyrénées-Orientales. Puis, il dirige à Font-Romeu la construction de son ''grand frère'', le four solaire d'Odeillo. Mis en service au début des années 70, ce four est toujours en activité et reste une référence mondiale. Ses 63 miroirs orientables et son miroir parabolique de 54 mètres de large et 40 mètres de haut permettent de concentrer 10 000 fois le rayonnement du Soleil et d'atteindre ainsi, en quelques secondes, des températures jusqu’à 3500°C simulant des conditions extrêmes utilisées pour l’étude de nouveaux matériaux et la production de carburants de synthèse. En 1979, le CNRS et EDF lancent à proximité d’Odeillo la construction de la centrale solaire à tour Thémis qui commence à produire de l'électricité à partir de 1983. Mais dans un contexte national privilégiant le nucléaire, Thémis est arrêtée trois ans plus tard. Le faible potentiel solaire de la métropole est aussi mis en avant pour justifier cette fermeture : les centrales solaires à concentration ne sont en effet rentables que dans les zones bénéficiant d’un fort ensoleillement direct, regroupées dans ce que l’on appelle la ceinture solaire. Cependant, même dans ces zones privilégiées, il arrive que des nuages passent au-dessus des centrales. Pour assurer une production d'électricité continue au cours de la journée, ces centrales brûlent, ponctuellement, des combustibles secondaires pour faire tourner leurs turbines : fioul, gaz naturel, bois. D’autre part, certaines fournissent de l'électricité après le coucher du Soleil grâce à de grands réservoirs de sels fondus conservant la chaleur pendant plusieurs heures. D'ici 10 ans, des solutions de stockage à base de céramiques réfractaires ou de matériaux à changement de phase sont également envisagées. A plus long terme, des centrales à concentration pourraient produire, non pas de l'électricité, mais des combustibles à base de dihydrogène alimentant les réservoirs de nos voitures. La question du stockage de l'énergie solaire ne se poserait plus : il suffirait de remplir d'immenses réservoirs de ces carburants solaires. Le stockage est également l'un des enjeux d'une autre filière, celle dite du solaire thermique basse température. Grâce à des capteurs généralement installés sur les toits, elle permet de fournir de l'eau chaude aux bâtiments pour leurs besoins domestiques et leur chauffage. C’est en 1891 que les premiers chauffe-eaux solaires ont été commercialisés aux États-Unis, avec succès. En 1941, plus de la moitié des maisons de Miami en étaient équipées. Mais l’arrivée de la guerre stoppa cette industrie qui ne redémarra jamais vraiment en raison de la baisse du tarif de l’électricité. En Europe, l’utilisation de l’énergie solaire thermique basse température s'est développée après les deux chocs pétroliers des années 70. Vingt ans plus tard, elle suscite un regain d'intérêt avec la prise de conscience de l'impact des énergies fossiles sur le climat. Depuis 2008, la filière rencontre à nouveau une crise liée en partie au contexte économique, mais aussi à une forte baisse des incitations financières des états. Une installation domestique d'eau chaude sanitaire solaire demande une certaine mise de fonds initiale de la part des ménages. Sa durée de vie est supérieure à 20 ans et, en France, le retour sur investissement est compris entre 6 et 12 ans. Dans d'autres pays, comme l’Allemagne ou la Pologne, ces installations sont plus vite rentabilisées, les prix de l'électricité et du gaz y étant plus élevés. Le Danemark a contourné cet obstacle économique en construisant une vingtaine de centrales solaires thermiques basse température qui alimentent des réseaux de chauffage urbain. L'avenir de la filière dépend également de la recherche et du développement de solutions de stockage inter-saisonnier, permettant de se chauffer l'hiver avec de la chaleur captée l'été. L’enjeu est important : en 2009, la consommation d’énergie liée au chauffage des bâtiments résidentiels et tertiaires représentait 25% de la consommation finale d’énergie de la France. Les prochaines décennies verront aussi l'essor d’applications industrielles issues du solaire thermique basse température et l'émergence d'installations dédiées à la production de froid. Depuis une vingtaine d'années, des capteurs solaires thermiques reliés à des climatiseurs rafraîchissent hôtels, aéroports, bureaux... De telles installations coûtent encore cher, mais les perspectives de marché sont grandes, notamment dans les pays du Sud.
Experts : Gilles Flamant - PROMES – Perpignan; Philippe Papillon – CEA INES - Grenoble

ANIMATION - Le solaire thermique à concentration à miroirs cylindroparaboliques
Fonctionnement d’une centrale solaire à miroirs cylindro-paraboliques
Une centrale solaire à concentration de type « miroirs cylindro-paraboliques » est constituée de rangées parallèles de longs miroirs creux rectangulaires. Les rangées sont généralement orientées nord-sud. Les miroirs basculent selon un axe est-ouest pour suivre la course du Soleil. Leur courbure permet de concentrer au maximum jusqu’à 100 fois les rayons du Soleil sur un tube longitudinal disposé tout le long de l’installation. A l'intérieur de ce tube circule un fluide caloporteur qui capte et transporte la chaleur. La température du fluide augmente progressivement jusqu'à atteindre environ 400°degrés Celsius. Le procédé est ensuite le même que pour d’autres types de centrales : la chaleur du fluide caloporteur est transmise à de l'eau, qui se vaporise, fait tourner une turbine entraînant un alternateur qui produit de l'électricité. Certaines centrales comportent également d'immenses réservoirs de sels fondus qui permettent de stocker la chaleur pendant plusieurs heures et donc de produire de l’électricité la nuit ou par temps couvert.
Expert : Gilles Flamant

ANIMATION - Le solaire thermique à concentration à tour
Fonctionnement d’une centrale solaire à tour
Une centrale solaire à concentration de type "tour solaire" est constituée d’une tour et d’un champ de miroirs légèrement concaves. Appelés héliostats, ces miroirs pivotent individuellement sur deux axes afin de suivre la course du Soleil et ainsi réfléchir les rayons solaires sur une zone située en haut de la tour. La concentration n'est donc pas linéaire, comme dans le cas des centrales à miroirs cylindro-paraboliques, mais ponctuelle. Elle est également beaucoup plus importante: le sommet de la tour reçoit ainsi environ jusqu’à 1000 fois plus de rayonnement qu'en l’absence d'héliostats. Un fluide caloporteur est amené au sommet de la tour où il circule et capte la chaleur. Il est ainsi chauffé jusqu'à une température d'environ 500 degrés Celsius, puis redescend vers un échangeur. Le procédé est ensuite le même que pour d’autres types de centrales : la chaleur du fluide caloporteur est transmise à de l'eau, qui se vaporise, fait tourner une turbine entraînant un alternateur qui produit de l'électricité. Certains systèmes, comme ceux à sels fondus par exemple, permettent de stocker la chaleur pendant plusieurs heures et donc de produire de l’électricité la nuit ou par temps couvert.
Expert : Gilles Flamant

DIAPORAMA - Présentation de neuf centrales solaires à concentration
Introduction du diaporama :
En 2013, plus de 90% des centrales solaires à concentration productrices d’électricité dans le monde étaient basées sur la technologie des concentrateurs cylindro-paraboliques, la première à avoir été commercialisée. La proportion de centrales solaires à concentration à tour devrait toutefois croître dans les décennies à venir : elles permettent d'atteindre des températures plus élevées (500°C contre 400°C pour les miroirs cylindro-paraboliques) et ont des potentialités de stockage de chaleur bien plus importantes. Variante de la technologie des concentrateurs cylindro-paraboliques, les centrales solaires à miroirs de Fresnel se développent également. La température atteinte est plus faible (300°C), mais leur technologie est plus abordable pour nombre de pays du Sud.
Photos du diaporama :
1 - Le complexe des 9 centrales à miroirs cylindro-paraboliques de SEGS (USA)
Le complexe de Solar electric generating systems (SEGS) est composé de 9 centrales cylindro-paraboliques mises en service entre 1984 et 1990 dans le désert de Mojave en Californie (États-Unis). En juin 2013, ce complexe, le plus vieux au monde, était toujours le plus puissant avec une capacité installée de 354 MW. Mis bout à bout ses plus de 900 000 miroirs et tubes récepteurs s'étendraient sur 370 km. Chaque année, environ 3 000 d'entre eux sont brisés par le vent. Miroirs, mais aussi tubes collecteurs, sont alors généralement remplacés par des technologies plus récentes, permettant ainsi aux centrales de rajeunir avec le temps. Un système automatique de lavage est régulièrement utilisé pour nettoyer la partie réfléchissante des miroirs des grains de sable qui les recouvrent et ainsi maintenir le rendement au plus haut. Sources : http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=28 http://social.csptoday.com/technology/csp-thermal-energy-storage-vital-utilities-and-grid-operators http://www.dii-eumena.com/fr/faq/technologies-et-couts.html
2 - La centrale à miroirs cylindro-paraboliques d'Andasol-1 (Espagne)
D'une puissance de 50 MW, Andasol-1 est la première centrale à miroirs cylindro-paraboliques mise en service en Europe, en 2008, dans le sud de l'Espagne. Ses 624 lignes de miroirs couvrent une surface de 51 ha, soit l’équivalent de 70 terrains de football. Andasol-1 est aussi la première centrale dans le monde dotée d'une capacité de stockage de la chaleur par sels fondus. Deux réservoirs de 36 m de diamètre sur 14 m de haut, contenant 28 000 tonnes de sels de nitrate liquides, permettent de pallier l'absence d'ensoleillement durant une durée maximale de 7,5 h. Deux autres centrales de 50 MW ont été mises en service sur le même site situé à 1 100 m d'altitude : Andasol-2 en 2009 et Andasol-3 en 2011. Sources : http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=3 http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=4 http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=117 http://www.estelasolar.eu/index.php?id=156
3 - La centrale à miroirs cylindro-paraboliques de Shams-1 (Émirats arabes unis)
A sa mise en service en mars 2013, Shams-1 est devenue la première centrale solaire à concentration en activité au Moyen-Orient, mais aussi la plus puissante dans le monde avec une capacité de 100 MW. Située dans l'émirat d'Abou Dabi aux Émirats arabes unis, co-exploitée par Total et le groupe industriel espagnol Abengoa, elle possède plus de 258 000 modules cylindro-paraboliques répartis sur 768 lignes de 150 m de long. Un système de refroidissement sec permet de condenser la vapeur d'eau après son passage dans les turbines, réduisant ainsi la consommation d'eau, un critère important dans cette région désertique. Shams-1 possède également deux brûleurs à gaz qui permettent de surchauffer la vapeur d'eau afin d’augmenter le rendement du cycle thermodynamique et donc la quantité d'électricité produite. Sept brûleurs plus petits permettent eux de réchauffer le fluide caloporteur constitué d'huile synthétique au démarrage matinal de la centrale et lors des épisodes nuageux. Sources : http://shamspower.ae/en/the-project/technology/overview/ http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=69
4 - La centrale solaire combinée à une centrale thermique classique d'Ain Beni Mathar (Maroc)
La centrale d'Ain Beni Mathar au Maroc est l'une des cinq centrales solaires hybrides au monde. Ses 56 lignes de concentrateurs cylindro-paraboliques fournissent une puissance de 20 MW qui sert à surchauffer, le jour, la vapeur d'eau produite par le cycle vapeur d’une centrale à gaz à cycle combiné d'une puissance de 450 MW. Contrairement aux autres centrales, l’énergie solaire n'est donc pas la ressource principale mais la ressource secondaire. Dans les prochaines années, le Maroc entend valoriser son potentiel solaire exceptionnel et ainsi réduire sa forte dépendance énergétique liée à de faibles réserves en hydrocarbures, tout en limitant ses émissions de gaz à effet de serre. Depuis mai 2003, une centrale à miroirs cylindro-paraboliques de 160 MW est en construction près de Ouarzazate, pour une mise en service en 2015. Une phase d'extension du site permettant de porter sa capacité totale à 500 MW est prévue d'ici à l'horizon 2020. Sources : http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=43 http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=270 http://www.solarpaces.org/News/Projects/Morocco.htm http://www.masen.org.ma/index.php?Id=42#/_ http://www.afd.fr/home/pays/mediterranee-et-moyen-orient/geo/maroc/projets-maroc/energie-maroc
5 - La future centrale solaire à miroirs de Fresnel de Llo (France)
En 2013, une centrale solaire de 9 MW est en projet à Llo dans les Pyrénées-Orientales (France). Basée sur la technologie des miroirs de Fresnel, elle est construite par l’entreprise française CNIM. Des miroirs légèrement concaves et rectangulaires, capables de pivoter autour d’un axe horizontal de façon à suivre la course du soleil, seront positionnés en parallèle sur 25 lignes de 340 m de long. Ces miroirs sont plus faciles et moins chers à fabriquer que les miroirs cylindro-paraboliques. La température atteinte par le fluide caloporteur est cependant plus basse : 300°C au maximum. Le fluide sera constitué d'eau afin d'éviter les problèmes de sécurité et d’environnement liés à l'utilisation d'huiles synthétiques (inflammables) et de sels fondus (corrosifs). Une autre centrale de démonstration pour cette technologie (12 MW prévus) est en projet en France. Elle sera construite par la société Solar Euromed à Alba Nova en Corse. Depuis 2012, deux centrales à miroirs de Fresnel délivrent déjà du courant électrique en Espagne et en Australie, pays qui a en outre programmé pour 2013 une nouvelle mise en service d’une centrale utilisant cette technologie. Sources : http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=266 http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/linear_fresnel.cfm
6 - La tour PS10 de Solnova (Espagne)
Érigée près de Séville dans le sud de l'Espagne, Planta Solar 10 (PS10) est la première centrale solaire à concentration à tour mise en service en Europe, en 2007. Elle est aussi la première centrale à tour à délivrer de l'électricité de manière commerciale. Ses 624 miroirs mobiles (héliostats) d'une surface de 120 m2 concentrent les rayons au sommet d'une tour de 115 m de haut, générant une puissance de 11 MW. Construite sur le même site, haute de 160 m et entourée de 1 255 héliostats, PS20 délivre une puissance de 20 MW depuis 2009. En 2010, trois centrales solaires à miroirs cylindro-paraboliques d'une puissance totale de 150 MW ont été mises en service à moins de 3 km de distance de ces deux tours, au sein du complexe solaire de Solnova. Sources : http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=38 http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=39 http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=21 http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=22 http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=25
7 - La tour Gemasolar (Espagne)
Mise en service en 2011 près de Séville, dotée d'une puissance de 20 MW, Gemasolar est la troisième et la plus récente des centrales à tour construites en Espagne. Ses 2 650 miroirs pivotants représentent une surface de 120 m2; ils concentrent le rayonnement solaire en haut d'une tour de 140 m où le fluide caloporteur, composé de sels fondus, peut atteindre une température de 560 °C. Gemasolar est la première centrale solaire au monde fournissant de l'électricité 24 h sur 24, sans utiliser d'autres sources d'énergies (gaz, fioul, charbon...), grâce à un réservoir de sels fondus qui permet de pallier l'absence de soleil pendant une durée maximale de 15 h. Ce fonctionnement 24 h sur 24 est cependant limité à l'été. Le reste de l'année, la centrale fonctionne environ 20 h par jour. Sources : http://www.estelasolar.eu/index.php?id=110 http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=40 http://www.apere.org/docnum/recherche/view_docnum.php?doc_filename=doc1414_Ren%203608_Gemasolar_tour_thermosolaire.pdf&num_doc=141
8 - Projet Ivanpah (trois tours en construction aux USA)
Depuis octobre 2010, trois centrales solaires à tour d'une puissance totale de 377 MW sont en construction sur le lac asséché d'Ivanpah, dans le désert de Mojave en Californie. Le site couvre plus de 1400 hectares. Les 170 000 miroirs orientables de 15 m2 sont officiellement en activité depuis février 2014. Sources : http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/project_detail.cfm/projectID=62 http://www.ivanpahsolar.com/
9 - Thémis, futur prototype d'une centrale à haut rendement (France) Construite à partir de 1979 dans les Pyrénées-Orientales, Thémis est le précurseur de la centrale solaire à tour espagnole Gemasolar. Elle est en effet la première centrale à tour dans le monde à avoir utilisé un sel fondu comme fluide caloporteur. Reliée au réseau électrique national depuis 1983, elle a été fermée trois ans plus tard, le pétrole étant redevenu bon marché et la France ayant fait le choix du nucléaire. Depuis 2004, avec le soutien de la région Languedoc-Roussillon et le département des Pyrénées-Orientales, le projet Pégase du CNRS lui redonne vie. En 2013, plus de 100 miroirs mobiles de 52 m² sont à nouveau opérationnels. Situé au sommet d'une tour de 105 m de haut, le récepteur solaire est en cours de construction. Sa conception a nécessité de nombreuses recherches, notamment en terme de choix de matériaux : le récepteur devra supporter des températures proches de 800°C et transférer de manière efficace la chaleur au fluide caloporteur constitué d'air comprimé. Une centrale à gaz sera aussi implantée sur le site. L'objectif de Pégase est en effet d'expérimenter un prototype de centrale d'une puissance totale de 1,8 MW, à haut rendement, hybridant une centrale solaire et une centrale à gaz. De l’air comprimé préchauffé à 800°C dans le récepteur solaire sera introduit dans la chambre de combustion d’une turbine à gaz, afin d'augmenter sa température jusqu'à 1000-1200 °C. Cette technologie ouvre la voie vers les cycles combinés qui permettent d’atteindre un rendement du cycle thermodynamique approchant 55 % contre 30-33 % actuellement.
Expert : Gilles Flamant - PROMES – Font Romeu-Odeillo

EN SAVOIR PLUS - Le stockage de chaleur associé au solaire thermodynamique
Le soleil chauffe le jour, mais les centrales solaires thermodynamiques doivent aussi fournir de l'électricité la nuit. Elles doivent également faire tourner leurs turbines par temps nuageux. Deux solutions sont envisagées d'ici 10 ans, fondées sur le stockage de la chaleur à haute température. La première solution utilise la capacité des matériaux à augmenter leur température sans changer d'état. La chaleur est alors stockée sous forme dite sensible. Actuellement plusieurs dizaines de centrales solaires thermodynamiques stockent ainsi la chaleur dans d'immenses réservoirs remplis de sels de nitrates qui peuvent rester liquides de 250 à 560°C. Ils permettent de pallier l'absence de Soleil pendant une durée maximale de 15h. Ce type de stockage ne sera toutefois pas viable à long terme : la production mondiale de sels de nitrates est trop faible pour répondre à l'accroissement prévu du nombre de centrales dans les années à venir. De plus, aucun autre liquide disponible en abondance, sans danger, non toxique, sans facteur de dépendance vis-à-vis de pays producteurs, ne peut remplacer ces sels. Les recherches s'orientent vers l'utilisation de solides, et notamment de céramiques fabriquées à partir de déchets industriels comme les cendres volantes d'incinérateurs et de centrales à charbon, des déchets métallurgiques ou amiantés. Alors que ces déchets sont abondants et actuellement sans utilité, ils peuvent, une fois transformés en céramiques, stocker la chaleur sous forme sensible jusqu’à 1100°C. Des tests industriels sont en cours pour déterminer leur efficacité une fois intégrés dans les réservoirs où circulent les fluides caloporteurs des centrales solaires, par exemple sous forme de plaques ondulées mesurant quelques centimètres d'épaisseur ou de structures en nids-d'abeilles. La seconde solution de stockage fait appel à la capacité des matériaux à changer d'état à une température donnée. Par exemple, lorsque les nitrates de potassium passent de l'état solide à l'état liquide vers 300°C, ils captent la chaleur de leur milieu ambiant. L'énergie, qui ne se perd pas, est alors stockée dans le liquide sous forme de chaleur dite latente. Quand ces sels redeviennent solides, la température du milieu environnant ayant baissé par exemple, ils restituent l'énergie sous forme de chaleur qui peut être captée par le liquide caloporteur. Différents matériaux (carbonates, nitrates, paraffines , sulfates...) sont actuellement testés dans les laboratoires mais aussi au niveau industriel. La quantité de matériaux est alors inférieure à celle nécessaire pour un stockage par chaleur sensible.
Expert : Xavier PY - PROMES – Perpignan

EN SAVOIR PLUS - La production de carburants solaires
Aujourd’hui, la concentration des rayons du soleil au sommet d’une centrale à tour en activité permet d'atteindre une température de 500°C. Mais au niveau recherche et développement, les chercheurs parviennent à des températures de 750-800°C et espèrent prochainement monter jusqu’à 900-1000°C. De telles températures permettent d'envisager de nouvelles applications et notamment de réaliser des réactions chimiques à très haute température et ainsi produire des combustibles à base de dihydrogène (H2). Capables de faire rouler nos véhicules sans émission de gaz à effet de serre, ni de particules polluantes, ces ''carburants solaires'' seraient fabriqués dans des réacteurs situés au sommet de centrales solaires à tour qui dans ce cas ne produiraient plus d'électricité. Différentes voies de fabrication sont envisagées dans des centrales solaires qui ne seraient donc plus thermodynamiques mais thermochimiques. Ces voies se distinguent par les précurseurs de base utilisés. Le premier précurseur considéré est le méthane (CH4), un hydrocarbure présent abondamment dans le gaz naturel et le biogaz issu de la fermentation de matières animales ou végétales. Des températures entre 1000 et 1500°C sont nécessaires pour en extraire le dihydrogène, mais aussi du carbone solide pouvant être valorisé dans la fabrication de pneus, piles, batteries... Le second précurseur est l’eau (H2O). L'utilisation de réactions intermédiaires à base d'oxydes métalliques permet aujourd'hui d'abaisser de 3000 à 1500°C la température requise pour casser la molécule. La troisième voie mobilise deux précurseurs : l'eau et le dioxyde de carbone (CO2). Portés à des températures proches de 1500°C, ils se transforment en ''syngaz'', un gaz composé de monoxyde de carbone (CO) et de dihydrogène (H2) pouvant facilement être transformé en méthanol (CH3OH) ou en d'autres carburants de synthèse (comme le diméthyl-éther, l’essence, le gazole, le kérosène) directement utilisables dans les moteurs des voitures actuelles. Cette voie permet également de recycler les émissions de CO2 de cimenteries, raffineries ou de centrales thermiques au charbon. Des recherches sont également menées pour utiliser la biomasse, comme le bois, pour fabriquer du syngaz dans des réacteurs solaires, à des températures autour de 800-1000°C.
Expert : Stéphane ABANADES PROMES-CNRS – Odeillo Font-Romeu

EN SAVOIR PLUS - Le solaire thermique basse température
Les capteurs solaires basse température utilisent à la fois le rayonnement solaire direct et le rayonnement solaire diffus. Ils permettent classiquement de fournir de l'eau chaude et de la chaleur, ou du froid, aux bâtiments logements. Dans les pays chauds, les panneaux de type ''moquette solaire'' suffisent généralement : l'eau y circule dans un réseau de tubes noirs parallèles et se réchauffe lentement. Dans les pays tempérés, ce sont les capteurs plans vitrés qui sont les plus utilisés. Piégé par la vitre supérieure, le rayonnement solaire chauffe par effet de serre un réseau de tubes métalliques qui transfère ensuite sa chaleur à un fluide caloporteur composé d'eau et d'antigel. Puis ce fluide, à la température maximale de sortie de 80°C/90°C, est dirigé vers un ballon dans lequel il transmet ses calories à l’eau en circulant dans un serpentin métallique interne. Le fluide caloporteur peut aussi être directement envoyé dans les dalles de planchers chauffants qui sont bien adaptées à la température de sortie du fluide et dont l’inertie est valorisée sous la forme d’un stockage de chaleur. Quant aux capteurs à tubes sous vide, ils atteignent des températures de l’ordre de 110°C. Plus performants mais aussi plus chers, ils sont davantage installés dans des bâtiments tertiaires aux besoins en chaleur plus grands : bureaux, hôpitaux, aéroports, hôtels... Ces capteurs peuvent en outre permettre de rafraîchir les bâtiments par des systèmes de climatisation convertissant la chaleur de l'eau en air froid. Contrairement au chauffage, il y a dans ce cas adéquation entre les périodes d'ensoleillement et les besoins.
Experte : Lingai LUO Laboratoire de Thermocinétique de Nantes (LTN)

EN SAVOIR PLUS - Le stockage de chaleur pour l'habitat
Selon les régions françaises, les capteurs solaires basse température couvrent entre 40 et 80 % des besoins en eau chaude et 25 à 60 % des besoins cumulés en eau chaude et chauffage. Afin de tendre vers une couverture solaire totale, des solutions de stockage de la chaleur sur plusieurs mois sont recherchées et testées sur des prototypes à différentes échelles dans les laboratoires. L'idée est de stocker le surplus d'énergie thermique produit en été pour le restituer pendant l'hiver, notamment pour le chauffage des bâtiments. Pour cela, les chercheurs s'orientent vers des procédés thermochimiques mettant en jeu des réactions réversibles qui, alternativement, absorbent de la chaleur (réactions dites endothermiques) puis la restituent (réactions dites exothermiques). Les réactions envisagées sont, l'été, des déshydratations et l’hiver des hydratations. Les réactifs peuvent être des solides ou des liquides. La durée de stockage est sans limite : il suffit de garder les composés déshydratés dans un réservoir et l'eau recondensée dans un autre. Lorsqu'ils sont remis en présence, plusieurs mois plus tard, la chaleur est alors restituée et permet de chauffer directement l'air de la maison ou d'alimenter en eau chaude un système de plancher chauffant. De l'eau chaude peut aussi être produite pour les besoins domestiques. De fortes contraintes dans le choix des réactifs existent : ils doivent être non toxiques, avec un faible impact environnemental et être bon marché. La densité énergétique est également un point crucial pour avoir des réservoirs de taille raisonnable, autour d'environ 5-10 m3. La conception de réacteurs performants et le développement de systèmes de chauffage permettant de valoriser au mieux la chaleur extraite du stockage sont également des axes de recherche.
Experts : Kevyn Johannes, CETHIL; Lingai Luo - Laboratoire de Thermocinétique de Nantes (LTN); Gwennyn Tanguy - INES
Source http://www.energies-renouvelables.org/f-solaire_thermique.asp

LES CHIFFRES-CLES DE L'ENERGIE SOLAIRE THERMIQUE
ces chiffres feront l’objet d’une présentation sous forme d’une infographie actuellement à l’étude

2 - L'énergie solaire photovoltaïque
TEXTE D'INTRODUCTION

En 1839 le physicien Edmond Becquerel découvre l’effet photovoltaïque. C’est ce phénomène qui est utilisé dans les cellules solaires photovoltaïques pour produire directement de l’électricité à partir du rayonnement du Soleil. En 1905, Albert Einstein en propose une explication théorique avec le concept de ''quanta d'énergie'' portés par des particules de lumière, baptisées plus tard photons. En 1954, les premières cellules photovoltaïques efficaces apparaissent dans les laboratoires Bell aux États-Unis. Quatre ans plus tard, elles sont utilisées pour alimenter un des deux émetteurs de Vanguard I le deuxième satellite américain lancé avec succès. Depuis, l'usage spatial de modules photovoltaïques, dotés des technologies les plus performantes, s'est imposé. Leur prix élevé est contrebalancé par des avantages indéniables : autonomie, efficacité et longévité. C’est en 1973, après le premier choc pétrolier, que la production à grande échelle d'électricité par des cellules photovoltaïques est envisagée comme une alternative à l'épuisement programmé des ressources fossiles. Les recherches se multiplient alors, avec pour objectifs d'augmenter le rendement des cellules et de faire baisser leur prix. Cette dynamique est rapidement freinée par le choix du nucléaire dans de nombreux pays, puis par le contre-choc pétrolier, les énergies fossiles redevenant bon marché dans les années 80. L’utilisation du photovoltaïque se limite à cette époque à des sites isolés : phares, balises maritimes, plates-formes pétrolières, antennes-relais, stations météorologiques, ou à des marchés de niche comme les calculatrices. Dans les années 90, dans un contexte marqué par l’irruption des préoccupations environnementales et climatiques, le Japon et l'Allemagne changent la donne en mettant en place des politiques volontaristes. L'instauration de tarifs d'achat de l'électricité d'origine photovoltaïque sera l'élément déclencheur de l'essor de la filière au début des années 2000. D'autres pays, comme la France en 2006, s'engagent dans cette voie. La machine industrielle est lancée. Entre 2000 et 2010, la production mondiale de panneaux est multipliée par 100. Le prix des panneaux à base de silicium cristallin, qui représentent 90% des ventes, baisse de façon spectaculaire par effet d'échelle. En parallèle, d'autres technologie se sont développées comme la filière des couches minces dont les rendements en modules industriels se situent entre 7 et 14% contre 14 et 20% pour des modules en silicium cristallin. Cette efficacité plus faible est contrebalancée par des coûts de production moindres, liés à des processus de fabrication plus simples : il suffit de déposer de fines couches de matériaux sur des substrats de verre et non de découper des lingots de silicium obtenus à très haute température. De nouvelles cellules, potentiellement encore moins chères, devraient apparaître sur le marché d'ici la fin de la décennie : les cellules organiques et les cellules à colorant. En 2013, leurs rendements records en laboratoire étaient respectivement de 12% et 14%. Elles peuvent être fabriquées par des dépôts à basse température et à pression ambiante, ce qui permet d'envisager des applications sur des supports flexibles en plastique. Mais des verrous technologiques sont encore à lever pour un passage à une production industrielle. Dans 10 ans, quelle sera la technologie gagnante dans cette course aux rendements et aux bas coûts ? Il pourrait y avoir autant de gagnants que de niches économiques : - panneaux en silicium et en couches minces pour équiper durablement les toits des bâtiments ; cellules multijonctions au rendement record de 44%, pour des usages spatiaux, et, dans des fermes solaires, en les couplant avec des optiques à concentration - cellules organiques ou à colorant, intégrées aux façades des bâtiments, aux abri-bus, ou utilisées pour recharger smartphones et tablettes. Outre cet essor du photovoltaïque dans notre quotidien, un changement majeur se profile d'ici 2020 : l'avènement de la parité réseau. Le prix de l’électricité solaire photovoltaïque sera alors identique au prix de l’électricité fournie par le réseau aux particuliers comme c’est partiellement le cas en Allemagne ou dans le sud de l’Italie. Les chercheurs travaillent déjà sur des cellules qui pourraient s’avérer encore plus efficaces en terme de rendement : cellules utilisant des cristaux photoniques, forêts de nanofils, boîtes quantiques... Un boom des concepts qui mobilise les laboratoires. Mais les chercheurs restent attentifs aux surcoûts engendrés, tout en s'investissant dans l’amélioration des technologies existantes en contact étroit avec l'industrie.
Expert : Daniel Lincot - IRDEP

ANIMATION - Le fonctionnement d’une cellule photovoltaïque
L’effet photovoltaïque est mis en œuvre dans les cellules photovoltaïques pour produire de l’électricité à partir du rayonnement solaire. Pour fabriquer les cellules photovoltaïques, on utilise des matériaux aux propriétés particulières : les semi-conducteurs. Et ceci pour deux raisons : - ils absorbent facilement la lumière - ils permettent de générer un champ électrique et une tension électrique. Ce champ électrique va être obtenu par la superposition de deux couches d’un semi-conducteur, en général du silicium, « dopées », c’est-à-dire dans lesquelles on a introduit des « éléments perturbateurs » appelés « impuretés », qui améliorent sa conductivité électrique. L’une des couches de silicium est ainsi dopée en atomes de phosphore. Le phosphore est un atome qui possède plus d'électrons sur sa périphérie que le silicium. L’un de ces électrons ne participe pas aux liaisons et est donc "libre" de se déplacer. Le dopage introduit dans cette couche des atomes susceptibles de libérer des électrons mobiles : on parle de couche N car la charge mobile est négative. L’autre couche du semi-conducteur est, quant à elle, dopée au bore, déficitaire en électrons. Le bore est un atome qui possède moins d'électrons sur sa périphérie que le silicium, il lui manque un électron pour la réalisation des liaisons. Le bore va donc capter un électron dans le reste du matériau. Cet électron laisse derrière lui un « trou d’électron », qui est mobile et de charge positive. Le dopage introduit dans cette couche des atomes susceptibles de libérer des trous mobiles : on parle de couche P car la charge mobile est positive. Les électrons et les trous se déplacent par diffusion dans ces deux couches. Au voisinage de leur interface, la diffusion entraîne une recombinaison entre les trous et les électrons : les électrons et les trous mobiles s’annihilent. Ce phénomène produit une zone non neutre électriquement d’atomes de phosphore, chargée positivement et une zone non neutre électriquement d’atomes de bore, chargée négativement. On obtient ainsi un champ électrique au sein du semi-conducteur et cette région est appelée jonction P-N. Ce champ électrique s’accompagne de l’apparition d’une différence de potentiel électrique entre la zone N et la zone P. Lorsque les rayons du soleil frappent une cellule photovoltaïque, sur laquelle on a disposé deux bornes, les photons de la lumière transmettent leur énergie aux électrons qui sont arrachés des atomes dans lesquels ils laissent des trous. Les électrons et les trous ainsi formés vont avoir tendance à se recombiner, mais lorsque le phénomène a lieu dans ou au voisinage de la jonction P-N, le champ électrique va au contraire contribuer à séparer les charges positives et négatives : les électrons sont repoussés vers la couche N, les trous vers la couche P. Les électrons cherchant à se combiner avec les trous sont alors obligés de passer par un circuit extérieur pour rejoindre les trous, créant ainsi un courant électrique continu qu’on appelle le photocourant. Les électrons sont délivrés sous la tension créée dans la jonction P-N, que l’on appelle la photo-tension. Le produit des deux correspond à la puissance électrique délivrée par la cellule qui convertit ainsi directement une partie de l’énergie lumineuse en énergie électrique. Le rapport entre l’énergie de la lumière et l’énergie électrique est appelé le rendement de conversion de la cellule.
Expert : Daniel Lincot

DIAPORAMA - Présentation de la diversité des applications de l'énergie solaire photovoltaïque
Introduction du diaporama :
Les applications de l'énergie solaire photovoltaïque sont très diverses.
On distingue les applications autonomes (non raccordées à un réseau) et les installations raccordées à un réseau.
Les applications autonomes sont apparues les premières : le photovolaïque est alors utilisé comme source d'énergie pour les satellites artificiels, comme alimentation d'appareils portables (calculettes, montres, ordinateurs) ou d'installations isolées (balises maritimes, signalisation routière, horodateurs, refuges en montagne).
Quant aux installations raccordées au réseau, elles sont de trois types : soit elles font partie d'un bâtiment (maison individuelle, immeuble d'habitation ou de bureaux, bâtiment agricole), soit elles sont intégrées à une structure (parking, mur anti-bruit), soit ce sont des parcs photovolaïques dont la production est exclusivement destinée à l’alimentation directe du réseau électrique.
Ce diaporama présente quelques-unes de ces applications.
Photos du diaporama :
1 - Panneaux solaires photovoltaïques intégrés aux balcons dans un ensemble d’immeubles écologiques à Helsinki, (Finlande).
En raison du faible angle d’incidence des rayons du soleil dans les pays nordiques, il est plus rentable de placer des panneaux solaires sur les façades sud des immeubles plutôt que sur les toits. L’intégration des panneaux solaires au bâti est également une solution pour répondre aux critiques sur l’esthétique des panneaux solaires.
© Wikimedia Commons/Photo Pöllö
2 - La Halle Pajol à Paris, dans le 18° arrondissement (France).
Inaugurée en 2013, La Halle Pajol est la première centrale solaire photovoltaïque urbaine en France. Son toit est équipé de 3 500 m2 de panneaux solaires photovoltaïques produisant 390 MWh/an d’électricité ainsi que de 200 m2 de panneaux solaires thermiques permettant le chauffage de l’eau sanitaire de l’auberge de jeunesse hébergée dans la halle.
La halle Pajol est un des éléments de la ZAC Pajol, projet de réhabilitation des friches ferroviaires de la SNCF, dans le quartier La Chapelle.
© Marc Verhille / Mairie de Paris
3 - Parking  avec un toit équipé de panneaux photovoltaïques, Université d’Arizona (Etats Unis).
 © Wikimedia Commons/Photo Kevin Dooley
4 - Mur anti-bruit le long d’une autoroute à Freising (Allemagne).
Cet équipement mis en service en 2003, le plus important de ce type au monde, a une capacité de production électrique de 500 kWc.
© Wikimedia Commons/Photo Isofoton.es
5 - Hangar agricole à Rieupeyroux dans le département de la Lozère (France).
La toiture photovoltaïque de ce bâtiment d’élevage situé à 800m d’altitude fait partie d’un regroupement de 77 éleveurs de veaux d’appellation "Veau d’Aveyron et du Ségala" qui ont mutualisé 30 000 m2 de toiture pour produire de l’électricité. La puissance installée est de à 3,2MW.
© CNRS Images/ Marcel Dalaise
6 - Générateur solaire Amonix 7700 en Californie (Etats Unis).
Amonix 7700,  générateur solaire photovoltaïque à concentration, est constitué de centaines de lentilles. Chaque lentille concentre la lumière du Soleil environ 500 fois au sein de cellules photovoltaïques multijonctions. Les générateurs solaires photovoltaïques à concentration utilisent soit des lentilles optiques, soit des miroirs sphériques. Plutôt destinés aux régions sèches et ensoleillées, ces générateurs offrent un rendement supérieur aux systèmes photovoltaïques classiques. En août 2013 la société Amonix annonçait ainsi un record de rendement proche de 36%.
© Wikimedia Commons/Photo Mbudzi
7 - Ferme solaire du plateau de la Colle des Mées dans les Alpes-de-Haute-Provence (France).
Cette centrale photovoltaïque inaugurée en 2011, une des plus grandes de France, s’étend sur 66 hectares et est composée de plus de 110 000 modules solaires. Sa capacité est de 31 MWc. Cette ferme solaire permet d’alimenter en électricité 12 000 foyers. Les terres occupées par la centrale sont ensemencées au printemps de plantes mellifères afin de contribuer à la préservation des abeilles et à une agriculture biologique. La reconversion du site en terres agricoles en fin de vie et le recyclage des panneaux ont également été prévus.
© Wikimedia Commons/Photo C. Pinatel de Salvator
8 - Centrale photovoltaïque de Toul-Rosières en Meurthe-et-Moselle (France).
La centrale photovoltaïque de Toul-Rosières est la plus grande centrale solaire photovoltaïque de France. Elle est située près de Nancy, sur l'ancienne base aérienne 136 de l'armée de l'air française dont le terrain a été  entièrement dépollué et une partie du site reboisée. 120 hectares sont couverts de panneaux photovoltaïques à couche mince pour une puissance de 135 MWc, soit l'électricité nécessaire pour alimenter une ville de 60 000 habitants.
Cette centrale géante a été mise en service progressivement à partir de mai 2012.
© Photo Emile Pol/SIPA
9 - Centrale photovoltaïque à faible concentration Sevilla, à Sanlúcar la Mayor (Espagne).
Cette centrale couvre 30 hectares et comprend une surface de  5 913 m2 de panneaux photovoltaïques. La capacité électrique installée culmine à 1,2 MW et génère 2,1 GWh par an.
© Wikimedia Commons/Photo afloresm
10 - Centrale photovoltaïque à concentration Mildura, dans l’état de Victoria (Australie).
Cette centrale est la plus grande centrale photovoltaïque à concentration (CPV) construite en Australie. Elle a été inaugurée en juillet 2013 et produit 1,5 MW. Cette centrale de démonstration doit servir à tester la faisabilité économique de la technologie CPV à héliostats paraboliques.
© Photo Solar Systems-Silex
11 - L'Altersonne, bateau-mouche solaire à Hambourg (Allemagne).
© Wikimedia Commons/Photo KMJs
12 - Avion solaire Sunseeker en vol au-dessus du désert californien en 2005 (Etats Unis).
© Wikimedia Commons/Photo Ccoonnrraadd
13 - Voiture solaire de la marque Mercedes-Benz  construite en 1985 pour la course  réservée aux véhicules solaires reliant le lac de Constance au Lac de Genève. Musée Mercedes-Benz, Stuttgart, Baden-Württemberg, (Allemagne).
© Wikimedia Commons/Photo Morio

EN SAVOIR PLUS - Le photovoltaïque silicium
En 2012, plus de 85% des modules vendus dans le monde étaient à base de silicium cristallin. Second élément le plus abondant de la croûte terrestre après l’oxygène, le silicium est essentiellement extrait de la silice des sables et des silicates des roches. Purifié à un taux qui peut atteindre 99,99999999%, le silicium est ensuite cristallisé en blocs cylindriques (silicium monocristallin) ou cubiques (silicium multicristallin) de plusieurs centaines de kilos, puis découpés en lingots et enfin en plaquettes de 180-200 micromètres d'épaisseur. Complexe, ce processus de fabrication nécessite de très hautes températures (autour de 1500°C), ce qui conduit à des temps de retour énergétique de ces cellules de 2 à 3 ans entre le sud et le nord de la France métropolitaine. Afin de consommer moins de matière et d'énergie, de nombreuses recherches sont actuellement menées dans les laboratoires académiques et industriels : réalisation de très gros lingots (> 600Kg) de forme cubique en utilisant des germes de silicium monocristallin et en contrôlant la température de fusion et de refroidissement ; tirage de rubans de 60 à 100 micromètres d'épaisseur à partir de bains de silicium liquide évitant les pertes liées à la découpe des lingots ; fabrication de plaquettes de silicium à partir de poudres de silicium condensées et mises en forme… D'autres projets se penchent sur l’architecture même de la cellule photovoltaïque : réalisation des contacts électriques sur la seule face arrière supprimant l'ombrage dus aux métallisations sur la face avant recevant le rayonnement ; fabrication de cellules bifaciales ou les grilles sur les deux faces de la cellule permettent de collecter plus de charges ; dépôt sur la face avant d'une couche de silicium amorphe hydrogéné... L'objectif est alors d’approcher le rendement théorique maximum d'environ 30% des cellules en silicium cristallin. L’utilisation de nanoparticules de silicium et de réseaux photoniques sont aussi des pistes étudiées par les chercheurs : elles pourraient permettre de convertir plus efficacement certains photons ou de confiner le maximum de ces ''particules de lumière'' à l’intérieur de la cellule.
Expert : Abdelilah Slaoui - ICube - Strasbourg

EN SAVOIR PLUS
- Les couches minces et les nanofils de silicium
En 2012, 3,8% des cellules vendues dans le monde étaient à base de silicium amorphe hydrogéné. Ce silicium, à la structure désordonnée et non cristalline, présente un grand avantage : il en faut une très faible épaisseur pour absorber la lumière visible : 0,25 micromètre contre 200 micromètres pour du silicium cristallin. Surtout, cette fine couche peut être déposée sur une grande variété de substrats (verre, plastique, métal) à partir de procédés plasma à basse température, autour de 200°C . Moins chères à produire, ces cellules ne permettent cependant pas une bonne conversion de la lumière en électricité, liée au ''désordre'' du matériau semi-conducteur. Avec des rendements en modules industriels de 7%, contre 14% pour le silicium multicristallin, la filière voit ses parts de marché se réduire. Mais les recherches menées ont permis l'émergence de nouvelles technologies et concepts. Aujourd'hui, des couches minces de silicium amorphe hydrogéné recouvrent certaines cellules massives à base de silicium cristallin (technologie HIT ) au rendement record de 24,7% . En laboratoire, les chercheurs arrivent à faire croître par des procédés plasma basse température du silicium cristallin . Des projets plus prospectifs testent l'efficacité de nanofils de silicium. La cellule n'est alors plus constituée de couches de matériaux superposées les unes sur les autres, mais d'une ''forêt'' de petites structures radiales composées elles-mêmes de différentes couches. Cette structure permet de piéger la lumière et de "récupérer" plus facilement les électrons. Des rendements de 8,2% pour des cellules de 0.1 micromètre d'épaisseur et composés de 108 nanofils/cm2 ont été obtenus en 2013 et les chercheurs espèrent atteindre 15% d'ici 2015 en utilisant des structures tandems à jonction radiale. Le défi est aussi de faire pousser, sur de grandes surfaces, des nanofils bien droits, avec une densité, une taille, une forme et un diamètre optimaux encore à définir.
Experts Jean-Paul Kleider, LGEP; Pere Roca i Cabarrocas, LPICM

EN SAVOIR PLUS - Les couches minces à base de CIGS
En 2012, 2,9% des cellules photovoltaïques vendues dans le monde étaient à base de CIGS. Cet acronyme CIGS (ou CIGSe) fait référence au matériau semi-conducteur constitué de cuivre, d'indium et de gallium associé à du soufre ou du sélénium. Ce matériau absorbe 100 fois mieux la lumière que le silicium, si bien qu'une couche de 2 micromètres suffit pour absorber l'ensemble des photons. Actuellement, son dépôt sur un substrat de verre se réalise sous vide à des températures d'environ 550°C. Pour abaisser les coûts de fabrication, les chercheurs se penchent sur la mise au point de dépôts chimiques ou électrochimiques à basse température et à pression atmosphérique et sur le remplacement du substrat en verre, qui représente environ 30% du prix d'une cellule, par des supports métalliques ou plastiques. D'autres recherches sont menées sur les substituts possibles à l'indium, tels le zinc et l'étain. Élément peu abondant, également utilisé dans la microélectronique, l'indium s'annonce rare, et donc cher, dans les prochaines décennies. La réduction de l’épaisseur de la couche de CIGS vers des épaisseurs de 0,1 microns, tout en gardant une bonne absorption lumineuse grâce à des astuces nanophotoniques, permettrait de retarder cette rareté. Autre enjeu de la filière : remplacer la couche tampon de sulfure de cadmium par un film plus écologique ne contenant pas de cadmium toxique. Cette couche tampon ultra-fine de 50 nm fait le lien entre la couche active de CIGS et la couche supérieure de la cellule à base d'oxyde de zinc qui fait office de contact avant conducteur et qui est ''dopé'' afin de permettre la séparation des électrons et des trous dans la couche de CIGS. Contrairement à une cellule au silicium, la jonction n'est en effet pas constituée d'un même matériau dopé différemment, mais de deux matériaux dopés différemment. On parle d'hétérojonction. En juin 2013, le rendement maximum des cellules CIGS était de 20,4% .
Expert : Negar Naghavi - IRDEP

EN SAVOIR PLUS - Les cellules multijonctions
Une cellule au silicium ne peut convertir, au mieux, que 30% de l'énergie lumineuse en énergie électrique. Un rayon de lumière contient en effet des photons d'énergie très différentes et seuls les photons d'énergie supérieure à 1,1 eV mettent en mouvement les électrons du silicium. Les photons d'énergies plus faibles traversent le silicium sans effet. Or cette énergie est inversement proportionnelle à la longueur de l'onde lumineuse : un photon rouge de 700 nm possède moins d’énergie qu’un photon de lumière bleue de 450 nm. Le silicium cristallin est capable de convertir en électricité une large gamme de longueurs d'onde comprises entre 400 à 1100 nm, soit le domaine visible et proche infra-rouge. Afin d'améliorer les rendements des cellules et utiliser les photons infrarouges entre 800 et 1800 nm, sans sacrifier la conversion de photons de plus grande énergie, les chercheurs ont eu l'idée d'empiler des cellules photovoltaïques constituées de semi-conducteurs réagissant à des photons de longueurs d'ondes différentes afin de couvrir au mieux le spectre solaire. Aussi appelées cellules tandems, les cellules multijonctions les plus abouties sont constituées de trois jonctions avec en cellule supérieure un matériau à base de gallium-indium-phosphore convertissant les photons ultraviolets jusqu’au vert, en cellule intermédiaire de l'arséniure de gallium convertissant les photons jaunes et rouges et en cellule inférieure du germanium convertissant les photons infrarouges. En juin 2013, ces cellules atteignaient des rendements records de 37,7 % sous illumination standard et de 44 % sous une concentration de 942 Soleils , leur rendement augmentant de manière logarithmique avec l'intensité lumineuse. D'ici 2020, de nouvelles cellules à trois jonctions devraient se rapprocher d'un rendement de 50% sous concentration.
Expert : Jean François Guillemoles- IRDEP

EN SAVOIR PLUS - Le photovoltaïque à concentration
Plus une cellule photovoltaïque reçoit de lumière, plus elle délivre du courant. Et ce de manière proportionnelle : si le flux de photons est multiplié par 500, le courant le sera aussi. Dès les années 70, des chercheurs ont eu l'idée d'utiliser des récepteurs solaires pour focaliser le rayonnement sur de minuscules cellules photovoltaïques, de surface comprise entre 1 mm2 et 1 cm2. Mais le surcoût important des systèmes de concentration (miroirs paraboliques ou lentilles de Fresnel) et du suivi solaire associé n'était pas compensé par une augmentation suffisante du nombre de kilowatts produits : les cellules au silicium utilisées – même les meilleures – avaient des rendements trop faibles et la concentration était au maximum de 200 Soleils. La commercialisation de nouvelles cellules multijonctions à base d’arséniure de gallium dans les années 90 a changé la donne. Avec un rendements global voisin de 30%, le coût de la conversion photovoltaïque sous concentration (CPV) reste encore supérieur d'environ 50% à celui de la filière silicium mais les potentiels de baisse sont importants. En juin 2013, une centaine de centrales photovoltaïques à concentration étaient reliées au réseau électrique dans le monde, pour une capacité totale installée inférieure à 100 MW. D'ici 2020, le gigawatt devrait être approché grâce à de nouvelles implantations dans les régions peu nuageuses à fort ensoleillement (Afrique du Nord, Sud-Ouest des Etats-Unis, Australie...). Ces régions dites de la ceinture solaire sont favorables à la technologie qui n'utilise que le rayonnement solaire direct. Fonctionnant à des concentrations de 500 à 700 Soleils, la grande majorité de centrales actuelles utilisent un système de refroidissement ''passif'' : la chaleur se dissipe via les récepteurs à haute conductivité thermique sur lesquels les cellules photovoltaïques sont insérées tandis que des ailettes facilitent l'évacuation de la chaleur par l'air ambiant à l'arrière des modules. Quelques prototypes sont actuellement testés pour des concentrations de 1000 à 1500 Soleils et intègrent des systèmes de refroidissement ''actifs'' afin d'éviter que les cellules ne fondent, par exemple des réseaux denses de micro-canaux gravés sur les récepteurs dans lesquels circule à grande vitesse un fluide introduit sous forme de micro-jets. Les chercheurs explorent aussi au-delà des potentialités commerciales pour mieux comprendre les systèmes, avec des concentrations jusqu'à 10000 soleils au four solaire d'Odeillo dans les Pyrénées-Orientales françaises. D'autres projets envisagent des modules constitués de microcellules de surface inférieure à 0,1 mm2 disposées sous de micro-concentrateurs, une sorte de ''micro-CPV''.
Expert : Alain Dollet - PROMES

EN SAVOIR PLUS - Les couches minces organiques
Dans une cellule photovoltaïque organique, les photons sont absorbés par des molécules composées principalement d'atomes de carbone et d'hydrogène de petites tailles (au maximum une cinquantaine d'atomes) ou très longues avec une répétition de motifs – on parle alors de polymères semi-conducteurs organiques –. Apparues au début des années 90, ces cellules avaient un rendement record de 12% en juin 2013 . Pour améliorer leur efficacité, des molécules absorbant une plus grande partie du spectre solaire (photons rouges et infrarouges notamment) sont recherchés, mais aussi des matériaux ''accepteurs d'électrons'' compatibles. Les cellules organiques sont en effet composées d'un couple de matériaux imbriqués : un ''donneur'' et un ''accepteur'' d'électrons, ce dernier étant indispensable à la dissociation de la paire électron-trou. L'architecture interne de la cellule est essentielle : elle doit multiplier, à l'échelle du nanomètre, les zones d'interfaces entre les deux matériaux. L'accepteur d'électrons utilisé classiquement est un dérivé du fullerène pouvant prendre différentes formes géométriques, comme celle d'un ballon de football (C60) ou d'un ballon de rugby (C70). Son remplacement par des polymères ou des nanoparticules inorganiques est testé en laboratoire. Le passage à une production industrielle nécessite de développer des électrodes et des matériaux d'encapsulation transparents à bas coûts, compatibles avec des processus de fabrication à des températures inférieures à 150°C. L'encapsulation des modules est essentielle pour protéger durablement les molécules organiques contre l'eau et l'oxygène qui peuvent les dégrader. La durée de ces cellules est actuellement estimée à une dizaine d'années.
Experts : Solenn Berson – CEA à l'INES; Cyril Brochon – LCPO/Université de Bordeaux)

EN SAVOIR PLUS - Les cellules à colorants
Nées en 1991 dans un laboratoire suisse et aussi appelées cellules de Grätzel du nom de leur inventeur, les cellules à colorant imitent le processus de la photosynthèse des feuilles. Les photons y sont absorbés, non pas par des pigments chlorophylliens, mais par des colorants organométalliques, organiques ou inorganiques tels des perovskites. Tous ont la capacité de s'accrocher sur des nanoparticules de dioxyde de titane. L'ensemble baigne dans un électrolyte, liquide ou solide, permettant de régénérer l’état électronique initial du colorant. Contrairement aux cellules au silicium, il y a une séparation nette entre la fonction d'absorption de la lumière (réalisée par le colorant) et celle de transport des charges (réalisée par le dioxyde de titane pour les électrons et par l'électrolyte pour les trous). En juin 2013, ces cellules avaient un rendement record de 14,1%. Il pourrait théoriquement atteindre 33% grâce à de nouveaux colorants capables de convertir les photons du proche infra-rouge, des matériaux meilleurs ''accepteurs d'électrons'' et de nouveaux électrolytes, tandis que des rendements maximum de 43% sont possibles avec des cellules tandems . Les chercheurs se penchent aussi sur les mécanismes de dégradation des colorants dans la cellule dont la durée de vie est estimée à une quinzaine d'années. Leur recyclage pourrait avoir lieu par le biais d’un nouveau remplissage d’électrolyte et de colorant sans requérir au remplacement des enveloppes conductrices en verre et de l'oxyde de titane qui se dégradent peu et qui représentent 70 % du coût total de la cellule. Ce recyclage est un point important pour intégrer dans l'avenir ces cellules transparentes et colorées au sein de façades ou vitrages de bâtiments.
Expert : Frédéric Sauvage – LRCS

EN SAVOIR PLUS - La nanophotonique pour le PV

Les cellules au silicium sont actuellement recouvertes d'une couche antireflet et d'une multitude de petites pyramides inversée qui favorisent la pénétration de la lumière dans la couche absorbante. Des astuces nanophotoniques pourraient s'ajouter à ces techniques d'optique classique afin de rendre les cellules photovoltaïques encore plus efficaces et fines. C'est le cas des cristaux photoniques, des minuscules trous de profondeur de 10-100 nm espacés périodiquement. Gravés sur la face supérieure de la cellule, ils permettent de diriger une gamme de longueurs d'ondes de manière transversale dans le matériau semi-conducteur, augmentant ainsi l'absorption des photons ciblés. D'autres concepts sont expérimentés dans les laboratoires, comme le dépôt en surface de petites pastilles nanostructurées métalliques. Moins limitée spectralement, cette technique permet de piéger la lumière dans des sortes de minuscules cavités par effet ''plasmon'' (un plasmon étant un couple formé par un photon et un électron du métal) et de réduire l'épaisseur de la couche d'absorbeur d'un facteur 10. Le spectre même de la lumière incidente peut être modifié. Déposés à la surface des cellules photovoltaïques, des terres rares (erbium, ytterbium...) ''décomposent'' des photons ultraviolets ou violets, de très haute énergie, en plusieurs photons rouges pouvant ainsi générer, au moins deux fois plus de mouvement d'électrons. Les chercheurs testent aussi ''l'addition de photons'' en insérant des matériaux particuliers au sein même des jonctions des cellules. L'idée est de convertir deux photons de basse énergie, normalement non-absorbés par le semi-conducteur, en un photon de plus haute énergie. Certaines des techniques et des matériaux utilisés coûtent encore chers mais les chercheurs travaillent à trouver des substituts.
Experts : Stéphane Collin - LPN; Alain Fave - INL

EN SAVOIR PLUS - Les systèmes PV
La production d'électricité d'origine photovoltaïque ne dépend pas uniquement du rendement des cellules et du lieu d'installation. Il est aussi fonction des performances des autres composants du système comme les câbles électriques, les sectionneurs de courant, les onduleurs... Ces derniers transforment le courant continu fourni par les cellules en courant alternatif à une tension et une fréquence pouvant être injectées sur le réseau (par exemple 230 V et 50 Hz). L'élaboration de nouvelles lois de commandes permettant une adaptation en temps réel du courant fourni et les nouveaux agencements des composants électroniques internes des onduleurs ont permis des gains importants en terme de rendement. Cependant la marge de progrès est encore considérable : par exemple, l'amélioration des performances des onduleurs permettrait d'augmenter la production d’énergie photovoltaïque de 5 à 15%. Un autre défi est de tripler la durée de vie de ces appareils, aux alentours de 10 ans actuellement contre 25 ans pour les modules, afin de réduire le coût et l'impact environnemental des systèmes photovoltaïques dans leur ensemble. Cela nécessite de repenser la structure interne des onduleurs pour réduire les contraintes de stress, de concevoir des composants à base de nouveaux matériaux vieillissant mieux et plus robustes face aux variations de températures et de puissance. Cela suppose aussi l'essor d'une filière industrielle dédiée à la production de composants électroniques spécifiques au photovoltaïque, afin de ne plus utiliser ceux conçus pour des applications domestiques : composants pour machines à laver, réfrigérateurs...
Expert : Corinne Alonso - LAAS

EN SAVOIR PLUS - L’essor du PV
D'ici 2020, la parité réseau devrait être établie en France. Pour un foyer, il sera alors plus intéressant de consommer les watts produits par les modules photovoltaïques installés sur son toit que d'en acheter sur le réseau et, pour ses voisins (école, mairie, entreprises...) d'acheter le surplus d’électricité produit. Le maillage des acteurs (utilisateurs, exploitants, distributeurs, producteurs...) sera alors beaucoup plus complexe qu'aujourd'hui où l'opérateur EDF a une position centrale. L'essor du photovoltaïque questionne également l'économie même de l'électricité : l'intermittence de sa production se traduit par une volatilité du prix de l'électricité échangée sur le marché de gros pouvant, par exemple, conduire à des prix de l'électricité négatifs lors des fortes périodes d'ensoleillement comme ce fût le cas une fois en juin 2013. Il pourrait conduire une ''révolution énergétique'' combinant production, consommation et stockage selon les ressources énergétiques et des besoins propres à chaque territoire et impose, de manière incontournable, le développement de moyens de stockage. Depuis longtemps, les centrales hydroélectriques utilisent l'électricité excédentaire pour remonter l'eau dans les barrages et produire de l'électricité pendant les pics de consommation. D'autres formes de stockage sont actuellement expérimentées à l'échelle des bâtiments grâce au smart-grid : les batteries des véhicules électriques stationnés dans des bâtiments stockent l'électricité dans la journée et la restituent en soirée ; des appareils électriques domestiques sont momentanément arrêtés par le distributeur d'électricité (EDF) afin de réduire les pics de consommation. Reste à savoir à quelles conditions les automobilistes et les consommateurs accepteront les gênes occasionnées. Demain, de nouvelles technologies telles que la pile à combustible (par exemple à hydrogène) et les réservoirs pneumatiques (permettant de stocker l'énergie sous forme d'un gaz comprimé) pourraient être généralisées ; il est aussi envisagé de stocker l'excédent estival d'électricité sous forme de chaleur dans des réservoirs d'eau situés sous les bâtiments pour les chauffer en hiver. Sources : Projet Nexus Energie Anticiper le développement du solaire compétitif, SER, mai 2013
Expert : Gilles Debizet - PACTE

 


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