Panneau solaire à Marla dans le cirque de Mafate, à la Réunion.

Les panneaux solaires photovoltaïques regroupent des cellules photovoltaïques reliées entre elles en série et en parallèle.

Ils peuvent s’installer sur des supports fixes au sol ou sur des systèmes mobiles de poursuite du soleil appelés trackers, dans ce dernier cas la production électrique augmente d’environ 30 % par rapport à une installation fixe. La plupart des installations fixes se font actuellement plutôt sur les toîts des logements ou des bâtiments, soit en intégration de toîture, soit en surimposition. En ville, on commence à poser des panneaux verticaux en façade d’immeuble, cette inclinaison n’est pas optimum pour la production d’électricité, mais comme ces panneaux remplacent le revêtement de façade, l’économie réalisée sur le revêtement compense une production plus faible.

Influence de l’ensoleillement

Sur terre, l’énergie solaire moyenne en pleine exposition reçue par m² de panneaux exposés en plein soleil est de 1 kW, alors que dans l’espace la constante solaire est de 1,367 kW/m². Malgré son nom la constante solaire n’est pas vraiment constante puisque l’activité solaire n’est pas elle-même constante. Les pertes occasionnées lors de la traversée de l’atmosphère par la lumière est telle que l’énergie qui arrive au sol sur terre est plus faible et de l’ordre moyen de 1 kW/m² au midi vrai . C’est cette valeur qui est communément retenue pour les calculs. En laboratoire pour déterminer le rendement d’une cellule ou d’un panneau solaire, une source d’énergie solaire artificielle de 1 kW / m² est également utilisée. Au final, l’énergie qui arrive au sol dépend de l’inclinaison du soleil donc de l’épaisseur de l’atmosphère à traverser et de sa nébulosité .

Alors que cette question peut être étudiée plus en détail sur le site de l’institut de l’énergie solaire ( INES ), le nombre d’heures d’équivalent plein soleil concerne plus particulièrement le producteur d’électricité photovoltaïque. En effet, un panneau solaire n’est qu’exceptionnellement exactement face au soleil puisque la terre tourne sans arrêt et que l’inclinaison du soleil par rapport au panneau évolue en permanence. Au cours d’une journée sans nuage la production électrique du panneau varie également en permanence en fonction de la position du soleil et n’est jamais à son maximum sauf au bref passage du plein midi. La production en fin de journée est donc une somme de productions partielles. Par temps couvert, donc en l’absence de soleil, la luminosité ambiante, alors que le soleil est caché, permet quand même une toute petite production électrique, et ces petites productions additionnées finissent par faire des kWh. En fin d’année à partir du total de la production électrique on obtient le nombre d’heures d’équivalent plein soleil de l’année qui n’a rien à voir avec le nombre d’heures d’ensoleillement au sens météo. Le nombre d’heures d’ensoleillement vu par les services météo ou les climatologues n’est pas de la même nature. Soit il y a du soleil soit il n’y en a pas. La carte de l’ensoleillement peut être consultée ici : . On constate que Rouen est située sur la ligne des 1750 heures d’ensoleillement par an, alors que le nombre d’heures d’équivalent plein soleil y est proche de 1.100 heures .

Il faudrait aussi tenir compte de l’albedo du sol, c’est-à-dire de son pouvoir de réflexion de la lumière . Lorsqu’une installation est environnée de neige par exemple, donc d’un environnement très réflexif, la production d’une installation augmente parce qu’elle récupère une petite partie de la lumière réfléchie par la neige alentour . Mais cette variable n’est pas facile à quantifier et se trouve, de fait, inclue dans le nombre d’heures d’équivalent plein soleil .

Avant de s’équiper en panneaux photovoltaïques, il est intéressant de savoir ce qu’on peut en tirer au lieu géographique qui nous concerne. Pour cela, la Communauté Européenne a mis en ligne un logiciel gratuit qui permet à tout citoyen de l’Union où qu’il se trouve dans la Communauté de connaître la production d’électricité annuelle en kWh dont il bénéficiera . Après quelques essais pour se familiariser avec ce logiciel, on découvre qu’à Liège on peut obtenir 840 kWh/kWc/an, Hambourg 870, Colmar 940, Rouen 950, Munich 950, Arcachon 1100, Chamonix 1110, La Rochelle 1140, Agen 1150, Perpignan 1290, Eraklion Crête 1310, Madrid 1400, Cannes 1465, Séville 1470, Malte 1480, Faro Portugal 1550.

Influence de l’évolution récente des rendements

En 1995, les rendements des panneaux monocristallins étaient d’environ 10%, en 2000 d’environ 12% et actuellement (2007) suivant les fabricants, de 15 à 17%. En 12 ans, la croissance des rendements a donc été de près de 60%.

Pour calculer une production électrique annuelle estimée, il suffit de multiplier le nombre d’heures d’équivalent plein soleil par le rendement des panneaux. Ainsi pour Rouen avec 1.100 h et des panneaux d’un rendement de 15 %, on arrive à 1 kW/m² x 1.100 h/an x 0,15 = 165 kWh/m²/an . Cette production s’entend à la sortie des panneaux, donc ne tient pas compte des pertes dans les fils et lors de la conversion en électricité alternative par l’onduleur. En tenant compte de ces pertes (lignes, connexions, onduleur ; soit 14 % environ) on arrive à 142 kWh/m²/an (165 x 0,86) . Certains onduleurs récents ont un rendement qui permet d’obtenir un résultat meilleur que celui là.

On peut aussi dire qu’avec un rendement de 15 %, la puissance fournie par un panneau d’1 m² est de 1 kW x 0,15 = 150 W. Ce qui donne une puissance de 150 Wc (watt crète) sortie panneau.

Il vaut mieux faire le calcul soi même plutôt que se fier à ceux qui ont été faits à une autre époque et repris ici où là sans que le détail des éléments pris en compte soit précisé ou tout simplement pour vérifier les dires d’un installateur . La rapidité de l’évolution récente des rendements rend très vite obsolète des calculs effectués il y a quelques années seulement. Comme il est prévisible que cette tendance va continuer dans les années qui viennent, faire son propre calcul semble donc une attitude à conserver. Pour s’informer sur l’évolution à venir et programmée des performances des différentes technologies, on peut consulter la feuille de route de l’industrie japonaise des cellules photovoltaïques.

Toutefois on peut aussi calculer directement à partir du kWc : à Rouen, 1 kWc produit approximativement 950 kWh par an (1kW x 1.100 h x le rendement de l’installation 0,86). Ce dernier calcul est indépendant de la surface des panneaux ainsi que du rendement de ces pannneaux, données déjà prises en compte pour arriver au kWc. Le kWc ou kilowatt crête encore nommé kWp ou kilowatt peak est la puissance maximum fournie par une installation exposée au mieux (en théorie 1 kW/m²) et ne représente qu’un cas particulier, l’exposition solaire étant variable. L’appellation kWc ou kWp employée dans l’industrie photovoltaÏque est quelquefois considérée comme une appellation abusive parce que la puissance électrique s’exprime habituellement en kW.

Pour arriver à une puissance de 1 kWc avec des panneaux d’un rendement de 15 %, il faut: 1.000 W / 150 W = 6,66 m² de panneaux (ou encore présenté autrement: 150 W par m² x 6,66 m² = 1.000 W pour les 6,66 m²). Plus le rendement des panneaux augmente, plus la surface nécessaire pour obtenir une puissance d’1 kWc diminue.

Pour estimer la surface de panneaux souhaitable, l’étude des habitudes de consommation au cas par cas est nécessaire. Tout dépend également du résultat final que l’on veut obtenir. On peut vouloir ne produire qu’une partie de sa consommation ou aller jusqu’à compenser la totalité. On peut même vouloir dépasser sa consommation et devenir revendeur net.

Il existe différents types de panneaux solaires photovoltaïques :

Les panneaux au silicium mono ou polycristallin

Le matériau de base destiné à fabriquer les cellules constitutives des panneaux solaires photovoltaïques est le silicium. Le silicium naturel n’est pas utilisable directement et il doit subir quelques traitements car c’est un isolant électrique et il doit devenir un semi-conducteur. Il faut d’abord le débarrasser des impuretés qu’il contient. Ensuite, il faut lui réintroduire quelques atomes de phosphore et de bore. La partie “dopée” au phosphore devient du silicium “de type N” et la partie dopée au bore de “type P” (voir semi-conducteurs).

La jonction des 2 types de silicium P et N donne un semi conducteur utilisable soit dans l’électronique pour la fabrication des diodes; transistors; circuits intégrés et microprocesseurs (communément appelés puces), soit pour la fabrication des panneaux solaires.

Les fournisseurs du silicium utilisé pour fabriquer les cellules des panneaux solaires photovoltaïques étaient jusqu’ici exclusivement les fabricants de silicium de l’industrie électronique. Ce silicium électronique est pur à 99,999999% , pureté demandée par ladite industrie. Depuis peu (courant 2006), une autre source de silicium est utilisée dans l’industrie solaire: le silicium métallurgique pur à 98%. Ce type de silicium ainsi dénommé par son usage habituel dans l’industrie métallurgique, présente les avantages d’être moins cher que le précédent et de dépenser moins d’énergie pour sa fabrication. Cette nouvelle source de matière utilisable après avoir subi un traitement approprié pour devenir du silicium solaire de qualité intermédiaire entre les deux silicium cités plus haut, va permettre à terme de faire baisser les prix des cellules et panneaux sans en altérer la technicité. Pour l’année 2006, pour la première fois, l’industrie photovoltaïque a consommé plus de silicium que l’industrie électronique.

En 2006, la croissance de la production mondiale de panneaux solaires a été freinée par manque de capacité de production de silicium. Une forte croissance de la demande a entraîné un déséquilibre du marché. Cette demande 2 fois supérieure à l’offre a créé une pénurie de silicium. Les capacités de production de silicium sont en augmentation rapide dans le monde, mais malgré tout, on s’attend pour 2007 et peut être encore jusqu’en 2009 à ce que la pénurie perdure. Sans cette difficulté d’approvisionnement, le développement du solaire photovoltaïque aurait été spectaculaire, mais personne parmi les acteurs de la filière n’avait prévu cet engouement qui a pour origine l’augmentation des prix des énergies fossiles.

Le silicium est produit sous forme de barres nommées « lingots » de section ronde ou carrée. Ces lingots sont ensuite sciés en fines plaques mises au carré (si nécessaire) de 200 microns d’épaisseur qui sont appelées « wafers ». Après un traitement pour injecter en surface du bore et du phosphore et ainsi obtenir du silicium semi conducteur, les wafers sont « métallisés »: des rubans de métal sont incrustés en surface et reliés à des contacteurs électriques qui vont permettre aux électrons de circuler et produire de l’électricité. Une fois métallisés les wafers sont devenus des cellules photovoltaïques.

L’assemblage d’un groupe de cellules reliées entre elles à l’intérieur d’un cadre étanche aux intempéries forme un panneau solaire monocristallin ou polycristallin.

Dans l’état actuel des choses, un panneau photovoltaïque monocristallin au silicium électronique doit fonctionner deux ans pour « rembourser » l’énergie qui a été nécessaire à sa fabrication (voir Wikipédia sur les cellules photovoltaïques). Avec les progrès techniques en cours cette période est en diminution. Les cellules monocristallines sont passées de 300 microns d’épaisseur à 200 et on pense maintenant atteindre rapidement les 180 puis 150 microns, diminuant la quantité de silicium et d’énergie nécessaire, mais aussi les prix.

La production en ruban est une innovation de « Evergreen Solar » une start up du Massachusetts née en 1994, cotée au Nasdaq et qui a produit 30 MW de cellules solaires avec cette technique en 2006 . Un film traverse un bain de silicium fondu et se charge sur chacune de ses deux faces d’une couche de silicium. En refroidissant se forment deux rubans de silicium d’une épaisseur inférieure à 150 microns. Il suffit ensuite de découper au laser ces rubans à distance régulière pour former des carrés de silicium (wafers). Ce procédé présente des avantages : dès maintenant l’épaisseur des cellules est descendue en dessous de 150 microns et il n’y a plus besoin de scier les « lingots » d’où l’économie de l’épaisseur des « traits de scie ». On a ainsi une diminution de la quantité de silicium nécessaire par suppression des pertes de sciage et par une épaisseur plus faible des wafers. Pour ces deux raisons la quantité de silicium utilisée est moindre et le temps de production d’électricité par le panneau pour effectuer le « remboursement » de l’énergie nécessaire à sa fabrication est alors descendu à 18 mois. (source : Evergreen Solar). Dans son rapport annuel aux actionnaires de 2006, la 2 entreprise mondiale de production de cellules, l’entreprise Allemande Q-cells déclare avoir commencé elle aussi la production en ruban dans une coentreprise avec Evergreen Solar .

En ce qui concerne l’évolution récente des rendements , dans son rapport semestriel aux actionnaires fin juin 2007 , cette même entreprise Q-cells déclare se préparer à la production de panneaux solaires monocristallins d’un rendement de 21 % et polycristallins de 18 % ( page numérotée 4 de ), elle prévoit une pénurie de silicium jusque fin 2009 .

Une situation similaire est exposée par l’entreprise Chinoise Suntech dans son rapport aux actionnaires de fin 2006 ( page 10 : ) où elle déclare commencer la production de panneaux monocristallins d’un rendement de 18 % et mettre au point une ligne de production pour atteindre les 20 % de rendement en 2008 . Elle ne prévoit pas la fin de la pénurie de silicium avant longtemps ( 2e partie page 9 ).

De même , l’entreprise Américaine Sunpower dans son rapport aux actionnaires de fin 2007 , annonce en page 4 des rendements de 20 à 21,5 % pour 2007 et 22,7 % pour 2008 .

Les panneaux solaires polycristallins encore appelés multicristallins, sont fabriqués avec une couche de silicium plus fine de 15 à 50 microns suivant les fabricants. Pour économiser de la matière première, on utilise une mince couche de silicium, composée d’une myriade de petits cristaux issus des chutes et déchets lors du travail sur du silicium monocristallin . Ces déchets sont placés dans un creuset porté à un peu plus de 1.400 degrés pour obtenir un lingot multicristallin . S’ensuivent le dopage et la métallisation comme pour la fabrication du silicium monocristallin .

La situation évolue, plutôt que de partir d’un bloc de monocristal onéreux, on part maintenant directement d’une source de silicium de qualité solaire que l’on dépose sur un support, les cristaux sont orientés perpendiculairement à la surface et non pas de manière aléatoire comme dans un vrai polycristal. L’épaisseur du silicium est alors réduite vers les 10 à 30 microns. Des procédés ont donc été mis au point pour fabriquer des cristaux utilisables sans passer par les lingots :

En juin 2007, le fabricant Mitsubishi a annoncé lui aussi être parvenu à un rendement de 18 % avec des cellules polycristallines : . Mitsubishi a obtenu ce résultat en grande partie grâce à ses recherches sur le traitement de la surface de captage de la lumière par gravure ionique réactive qui diminue la réflexivité de la lumière vers l’atmosphère et par conséquent augmente la quantité de lumière absorbée et transformée en électricité. Cette nouvelle avancée technologique devrait permettre aux panneaux solaires polycristallins de devenir plus intéressants que les panneaux monocristallins . Jusqu’à maintenant ils étaient moins chers mais avec des rendements moindres ( 2006 ) . La situation devrait donc évoluer nettement en leur faveur, si toutefois leurs prix ne montent pas. L’avantage du polycristallin par rapport au monocristallin est qu’il ne produit que peu de déchets de coupe et qu’il nécessite moins d’énergie pour sa fabrication. Pour l’instant ( juillet 2007 ) les rendements des panneaux solaires polycristallins vendus dans le commerce ont plutôt un rendement de 12 à 15 %, c’est du moins ce que l’on trouve dans le catalogue de Sharp le premier fabricant mondial ( et ). On voit donc bien tout le potentiel d’évolution commerciale de cette technique dans les années immédiates à venir et les fabricants de silicium polycristallin investissent dans de nouvelles capacités de production ( ; et , ).

En France, un projet d’usine baptisé Silpro, dédié à la fabrication de silicium polycristallin est en cours et verra le jour à Dignes les Bains en Provence .

Un des moyens employés pour augmenter la productivité et abaisser les prix de production est de fabriquer des cellules toujours plus grandes et ainsi diminuer le nombre de manipulations. Les cellules sont passées de 125 × 125 mm en 2000 à 156 × 156 actuellement. En 2008 l’entreprise Allemande Q-Cells a prévu des dimensions de 210 × 210 mm .

Parmi les améliorations en cours de la technique photovoltaïque, on trouve l’ajout en surface d’un film anti reflet ( 2005 ) qui permet de diminuer le renvoi de rayons lumineux vers l’atmosphère et donc d’absorber une plus grande partie du flux lumineux. Toujours dans cette voie, un laboratoire d’Osaka traite la surface des cellules pour obtenir des micro cavités destinées à piéger la lumière (2007) .

Également, une équipe de l’université de Sydney a réussi en mai 2007 a augmenter le rendement d’une partie des longueurs d’ondes de la lumière en déposant un film d’argent sur la surface de la cellule. En le chauffant à 200 degrés le film se craquelle en petites unités de 100 nm de côté. Ces nanoparticules d’argent excitent les plasmons de surface et augmentent le rendement de conversion de la lumière autour des 1 200 nm de longueur d’onde. Le rendement global de la cellule s’en trouve amélioré et serait porté à 24 % au lieu de 17 à 18 avec la technique actuelle du dopage au phosphore et au bore.

La diminution de l’épaisseur des lignes de métallisation, et par conséquence, de la surface occupée par la “métallisation” de récupération de l’électricité fait partie des améliorations en cours. En effet plus les lignes métallisées sont fines, plus la surface active augmente en même temps que le rendement . La technique MWT ( Metal Wrap Through ) renvoie la moitié de la métallisation sur la face arrière diminuant d’autant la métallisation de la face avant . On devrait s’orienter rapidement vers un renvoi de la totalité des lignes de métallisation sur la face arrière .

Les panneaux à concentration solaire

La société Spectrolab détenait le record du monde du meilleur rendement de conversion jamais mesuré sur une cellule photovoltaïque avec 40,7 % (annonce en décembre 2006, homologation devant un organisme d’état américain en janvier 2007) : . Cette valeur a été mesurée sur une cellule dite « multi-jonction », qui consiste en un empilement de plusieurs cellules photovoltaïques convertissant différentes parties du spectre solaire : la cellule du haut convertit les photons les plus énergétiques, celle du milieu convertit les photons moyennement énergétiques, tandis que la cellule du bas convertit les grandes longueurs d’ondes, correspondant aux photons les moins énergétiques . Cette technologie permet d’optimiser l’absorption du flux solaire par la cellule, et ainsi d’accroître son rendement de conversion de manière significative .

Ces cellules sont constituées de Gallium, d’Arséniure de gallium et de Germanium. Le procédé de fabrication multicouche employé ici reprend tout simplement la technique de fabrication des circuits intégrés et des microprocesseurs maîtrisée et optimisée depuis longtemps par ailleurs.

À cause de son prix de revient élevé, ce type de cellule va être commercialisé dans des panneaux solaires à concentration. Ainsi la quantité de cellules sera diminuée à l’extrême puisque la concentration solaire sera de l’ordre de 500. Communément on dit que cette cellule fonctionnera à « 500 soleils ». De même la quantité d’énergie nécessaire au processus de fabrication va fortement baisser puisque la quantité de cellule sera diminuée du même facteur que la concentration solaire. Le prix de revient de ces panneaux, d’après les annonces qui ont été faites fin 2006, devrait s’orienter à la baisse également.

L’université du Delaware en juillet 2007 vient de battre le record mondial du meilleur rendement mais cette fois avec un système de concentration solaire associé à une légère décomposition de la lumière . Ce qui permet de parvenir à un rendement de 42,8% avec 3 cellules juxtaposées qui convertissent en électricité chacune une couleur . La concentration est moins importante : 20 : .

L’Europe qui développe le projet « full spectrum » en collaboration avec le CEA a pour sa part obtenu un rendement de 35,2 % en décembre 2006 avec une technique qui a aussi pour objectif d’exploiter une plus large bande du spectre de la lumière.

Toutefois, il ne faut pas confondre ces résultats et annonces records avec les possibilités offertes par une production industrielle de masse qui se situe plutôt au niveau des 30% de rendement avec ces systèmes à concentration annoncés à la commercialisation pour 2008 aux États-Unis et en Allemagne.

La société Allemande Solar Tec AG a également mis au point un système à concentration . La concentration actuelle de ces panneaux est de 700 , l’objectif de l’entreprise est maintenant de parvenir à terme à une concentration de 10.000 . Elle a un autre objectif immédiat : parvenir à un rendement des panneaux ( et non des cellules de silicium qui le composent ) de 36 % . Objectif qui en cache encore un autre pour un futur plus lointain : un rendement de ses cellules ( et non de ses panneaux ) de 50 % . Aucun de ces objectif n’a été chiffré en terme de coût . Elle affirme que d’ores et déjà avec ce qui existe elle peut baisser les coûts de 50 % ( dernière ligne de : ) .

Une autre entreprise Américaine, Soliant Energy, basée à Pasadena Californie, annonce également la production de panneaux solaires à concentration pour la fin 2007. Les concentrateurs solaires seront cette fois linéaires et non circulaires. Là aussi les prix annoncés sont orientés largement à la baisse par rapport aux techniques existantes . Solient travaillera en partenariat avec le MIT, pour parvenir à améliorer les techniques industrielles de production de ces panneaux à concentration.

De même, l’entreprise Britannique Microsharp travaille à la mise au point de panneaux solaires à concentration avec des concentrateurs de quelques microns ( 50 x 30 microns ) . L’objectif là aussi est de parvenir à une baisse significative des prix de ce type de panneaux solaires.

Une start up Américaine “solaria corporation” de Californie, filiale de Q-cells va débuter la production de panneaux solaires à faible concentration ( x 3 ) en 2008 ( rapport semestriel juin 2007 de Q-cells page numérotée 5 ).

Une autre start up “sunflower” va mettre sur le marché en 2008 ou 2009 des cellules à concentration qui suivent le soleil en azimut et en hauteur de manière autonome . La concentration solaire sera de 800 et le rendement des cellules utilisées de 35 % .

Les panneaux à couches minces sans silicium

Une autre technique permet de se passer du silicium : une couche métallique mince de 5 microns déposée sur du verre ordinaire ou sur un support souple convertit la lumière en électricité avec un rendement légèrement inférieur à celui du silicium. Plusieurs variantes existent : le CIS ( Cuivre Indium Sélénium ), le DSCIG (DiSéléniure de Cuivre Indium Gallium), le DSSC ( à base de dioxyde de titane ), le TeCd ou CdTe ( Tellure de Cadmium ) et d’autres encore. De nombreux investissements sont en cours ( 2006 et 2007 ) aux États-Unis ( NanoSolar ) et en Allemagne ( où les journalistes n’hésitent pas à parler d’ambiance de ruée vers l’or ).

Une start up Américaine, Heliovolt, installée à Austin au Texas, va construire une usine qui sera opérationnelle en 2008 pour produire des cellules CIGS ( cuivre, indium, gallium, sélénide ) d’un rendement de 11 % en production industrielle pour commencer et qui devrait atteindre entre 13 et 15 % en 2017 . Ce type de cellule en version “laboratoire” a obtenu un rendement de 19,5 % : , avec un record du monde de 19,9 % établi en mars 2008 par des chercheurs américains du nrel : .

Une inquiétude cependant : les ressources en matières premières. Ces nouvelles techniques utilisent des métaux rares comme l’indium dont la production mondiale est de 25 tonnes par an et le prix d’avril 2007 de 1000 dollars le Kg ; le tellure dont la production mondiale est de 250 tonnes par an ; le gallium d’une production de 55 tonnes par an ; le germanium d’une production de 90 tonnes l’an. Bien que les quantités de ces matières premières nécessaires à la fabrication des cellules solaires soient infinitésimales, un développement massif mondial des panneaux solaires photovoltaiques en couches minces sans silicium ne manquerait pas de se heurter à cette disponibilité physique limitée.

Pour l’indium, l’institut technologique de Tokyo a mis au point une “colle” ou “ciment” à base d’alumine qui se substitue à l’indium ( mars 2007 ). Cette alternative est écologique, bon marché et sa production pourrait être beaucoup plus importante que celle de l’indium lui-même. La réussite ici consiste à remplacer les atomes d’indium par des molécules qui produisent un résultat équivalent.

La production habituelle d’indium, de germanium et de gallium se fait, entre autres, à partir des fumées de combustion du pétrole et du charbon qui en contiennent. Le retraitement des gaz de combustion des centrales électriques au charbon, nécessaire et d’actualité pour cause de changement climatique et de production de gaz à effet de serre, étant appelé à se développer, l’extraction d’indium, de germanium et de gallium pourrait faire partie du processus de traitement des gaz de combustion du charbon et ainsi se développer bien au delà de ce qu’elle est dans la situation actuelle.

A terme, il faudra concevoir et développer des produits de substitution à toutes ces matières premières trop rares. On a ici un des thèmes de recherche pour pouvoir rendre le solaire photovoltaïque largement répandu et banal.

Ces matières rares lorsqu’elles sont issues du recyclage sont souvent de moindre qualité ce qui affecte leur valeur économique et la rentabilité même du recyclage. Le recyclage de ces matériaux devrait être une préoccupation majeure, et devrait faire l’objet d’une stratégie économique de long terme. Là aussi il s’agit d’un sujet de recherche à développer pour la sécurité de l’avenir. De plus, ce pourrait être un secteur d’activité d’avant garde et créateur d’emplois.

Par contre les dopants du silicium, le phosphore et le bore, sont produits en quantités suffisantes pour alimenter la filière du solaire classique au silicium, laquelle n’est donc pas, dans l’immédiat, menacée dans son existence par les techniques des couches minces sans silicium pour cette raison, contrairement à ce qu’on peut lire ou entendre ici ou là.

Les panneaux à couches minces au silicium

comprennent les cellules amorphes, les cellules microcristallines, et les cellules tandem dites micromorphes .

Les cellules au silicium amorphe (silicium non cristallisé et à l’état amorphe) utilisent une technique de couches beaucoup plus minces que pour les panneaux au silicium polycristallin. Mais leur fabrication sous vide et leur bas rendement n’en font pas une alternative intéressante pour l’instant. Les cellules amorphes ont une épaisseur de 0,3 à 0,5 microns et un rendement de 6 % ou un peu plus. Elles absorbent les photons de haute énergie d’une longueur d’onde inférieure à 600 nm des couleurs vertes et bleues.

L’évolution vers la miniaturisation des cristaux des cellules polycristallines a abouti à des cellules microcristallines qui ont une épaisseur de 1 à 2 microns. Des minicristaux incrustés dans une matrice amorphe forment une cellule microcristalline qui absorbe les rayons lumineux de 600 nm et plus, rouges et infra rouges avec un rendement de 6 à 7 %.

Au Japon, des panneaux solaires produits à partir de couches minces d’un nouveau type va bientôt être commercialisé ( mai 2007 ). Il s’agit d’une combinaison de silicium amorphe ( Si - A ou a - Si ) et de silicium microcristallin ( µc - Si ). Les cellules constitutives sont qualifiées de cellules tandem. Cette technique dite micromorphe ( contraction des 2 appellations précédentes ) diminuerait fortement la dépendance au silicium tout en permettant de ne pas avoir recours aux matières rares. La mise en tandem de cellules amorphes et microcristallines pour former un ensemble micromorphe permet de capter un spectre de lumière plus large et d’obtenir un rendement supérieur à 10 %. Avec ce type de cellule, le rendement de conversion lors des faibles ensoleillements est amélioré. Les 2 cellules amorphes et microcristallines sont mises optiquement en série par dépôts successifs sur un support. Au Japon, cette nouvelle technique est considérée comme la nouvelle génération de panneaux en couches minces et l’entreprise Mitsubishi a décidé d’installer ce type ce panneaux sur tous les toits de ses centres de production . En Suisse l’entreprise Oerlikon considère qu’en 2020, le marché des panneaux à cellules tandem sera de 30 % de la totalité du marché photovoltaïque et elle en débute également la commercialisation dès cette année 2007 . Dans son courrier électronique aux actionnaires de septembre 2007 , l’entreprise Allemande Er Sol vient d’annoncer son intention de stopper la commercialisation des cellules amorphes pour la remplacer par des cellules tandem, et ce, dès 2008 .

La combinaison de différents matériaux et de différents dopants ouvre un vaste choix à la recherche pour améliorer cette technique à l’avenir.

En octobre 2007 , une start up Californienne, Inovalight, a annoncé la mise au point d’une nouvelle technique de fabrication qui permettrait de diviser le prix de revient des panneaux solaires de moitié . De plus le rendement serait de 22 % pour cette nouvelle technique à couches minces au silicium . La commercialisation commencerait en 2009 .

L’obstacle au développement : le stockage de l’énergie

Le développement du solaire photovoltaïque a eu pour origine l’électrification des sites isolés et non raccordés au réseau, mais également l’alimentation de matériel mobile. Cette nécessité a permis à la filière naissante de faire année après année des progrès en termes de prix de revient du kWh produit et de rendement des panneaux .

La production d’électricité solaire est sujette aux aléas de l’ensoleillement et n’est pas régulière. Les périodes de production ne coïncident pas aux périodes de consommation et la nuit la production est nulle mais pas les besoins. Dans les sites isolés et non connectés au réseau, on stocke l’énergie dans des batteries pour palier cet inconvénient. Mais c’est un investissement supplémentaire et non négligeable en terme de coût et d’entretien. Dans ce cas particulier, le surcoût est acceptable en comparaison du prix qu’il aurait fallu mettre dans l’installation d’une nouvelle ligne électrique .

Le développement actuel du solaire photovoltaïque, n’est plus motivé par les besoins des sites isolés sauf dans quelques pays comme l’Inde. La motivation actuelle est due à l’épuisement prévisible des énergies non renouvelables comme le pétrole , le gaz, le charbon, ou l’énergie nucléaire à base d’uranium ou de thorium. Depuis peu, médiatisation aidant, nous commençons à en prendre conscience et le photovoltaïque raccordé au réseau apparait comme l’une des solutions.

Les statistiques énergétiques mondiales de 2006 donnent un peu plus de 12 % d’énergies renouvelables sur le total de toutes les énergies consommées . Si nous devions être privés des énergies non renouvelables, le monde n’aurait à sa disposition que 12 % de l’énergie que nous dépensons actuellement. Ce serait un désastre. L’économie s’effondrerait et nos modes de vies avec , au minimum . Que nous soyons d’accord ou pas, progressivement, les réserves limitées des énergies non renouvelables finiront par s’épuiser en totalité et il ne restera que les énergies renouvelables seules, c’est une question de temps .

Il convient donc de mettre en œuvre plusieurs politiques : économiser l’énergie, augmenter l’efficacité énergétique, promouvoir et développer rapidement des énergies de remplacement, communément appelées les « nouvelles énergies renouvelables » ( donc hors l’hydroélectricité et hors bois ), dont le solaire photovoltaïque fait partie .

Certains pays se sont déjà lancé dans des programmes de développement des énergies renouvelables. C’est le cas du Danemark . Les statistiques des puissances installées en éoliennes au Danemark sont les suivantes : 2001 = 2,4 GW ; 2002 = 2,8 GW ; 2003 = 3,1 GW ; 2004 = 3,1 GW ; 2005 = 3,1 GW ; 2006 = 3,1 GW . ( de nombreux site donnent des statistiques sur l’énergie, l’Eurobserver, BP, Enerdata ou l’AIE par ex ) . On voit d’après ces chiffres, qu’à partir de 2003 le programme danois a été stoppé . L’expérience danoise montre que l’injection directe (sans stockage de l’énergie) dans le réseau électrique n’a pas pu se développer au delà de 18 % environ de la consommation du pays. La production d’électricité éolienne danoise était en 2003 de 6,5 TWh sur un total de consommation de 37 TWh. Ce qui donnait 18% d’électricité en injection directe sur le réseau . On ne peut pas retenir strictement ce chiffre, puisque la production d’électricité éolienne, à puissance installée donnée, varie d’une année sur l’autre en fonction des conditions météo et la consommation du Danemark augmente sensiblement année après année. 18 % est donc un chiffre indicatif, mais néanmoins significatif.

A l’expérience, aller au delà de ce chiffre pose de gros problèmes de gestion du réseau . Pour aller plus loin le Danemark a manqué d’un système de stockage de l’électricité en masse, bon marché et non agressif pour l’environnement.

C’est donc bien la non résolution du stockage de l’électricité qui a stoppé le programme danois en 2003 . Comme pour l’éolien, la production d’électricité par des panneaux solaires va buter sur ce problème du stockage à terme. Et il va bien falloir trouver une solution puisque la disparition progressive des énergies non renouvelables nous mènera à produire 100 % de notre énergie sous forme renouvelable, faute de quoi nous ne pourront pas disposer d’énergie électrique en permanence ( c’est-à-dire 24 / 24 ) .

L’Allemagne a un programme de développement actif de l’éolien et du solaire photovoltaïque en même temps. Ce pays est devenu le 1 mondial dans ces 2 filières . Alors que la production d’électricité renouvelable était de 8,5 % de sa production électrique en 2003 , la prévision pour 2007 est de 14 % . On voit bien que pour ce pays également le problème du stockage de l’électricité va bientôt devenir crucial.

Les pistes évoquées en Allemagne pour stocker l’électricité sont les suivantes : La technique du « pompage » qui consiste à pomper l’eau qui coule en aval des barrages hydroélectriques et la refouler en amont, donc à remonter l’eau dans les barrages, par des pompes, pour que celle ci repasse ultérieurement une 2 fois dans les turbines . Les Allemands pensent développer cette technique avec des éoliennes alors qu’en France elle se pratique avec les centrales nucléaires, de nuit lors des baisses de consommation. Cette technique déjà utilisée avec l’électricité nucléaire à cause du manque de concordance entre la production et la consommation ( STEP de Grand-Maison de 1.800 MW, donc d’une puissance de 2 réacteurs nucléaires ) pourrait être également utilisée avec l’électricité éolienne pour la même raison. La production d’air comprimé par des éoliennes au lieu de produire de l’électricité. Dans la nacelle de l’éolienne au lieu d’installer un générateur électrique, l’installation d’un compresseur d’air permet de produire puis de stocker de l’air comprimé que l’on peut utiliser ultérieurement pour entraîner un générateur électrique . Un projet est en cours de réalisation dans la mer du Nord . La production d’hydrogène avec l’électricité permettrait de stocker l’énergie sous forme d’hydrogène pour une utilisation en fonction des besoins. Toute l’énergie éolienne qui pourra être stockée libérera les réseaux d’autant de fluctuations de puissance indésirables pour pouvoir continuer à développer la production de solaire photovoltaïque en injection directe. Ainsi on constate que certaines solutions au stockage de l’énergie électrique sont communes au développement de l’éolien et du solaire photovoltaïque.

Le stockage de l’énergie électrique dans des batteries de type VRB commence à être employé au Japon et en Australie . Cette technique canadienne permet de stocker de grandes quantités d’électricité, mais ne répond pas encore au critère de bas prix de revient. Elle est en étude pour être utilisée dans des installations solaire photovoltaïque pour les rendre autonomes .

Aucune de ces solutions évoquées ici n’est pour l’instant vraiment satisfaisante en terme de coût et de prix de revient final du kWh. Par contre, sur le plan purement technique le dernier retour d’expérience sur une tentative visant le 100% de production d’électricité d’origine renouvelable, initiée en 2006 à la demande de Mme Merkel, démontre qu’il est possible d’y parvenir . Ce qui pourrait permettre à terme de rendre l’Allemagne totalement indépendante en énergie . On peut consulter à ce sujet soit directement le rapport en Allemand , soit en lire un compte rendu en français ici : . En dehors de cette expérience, dans le Hartz, la ville de Dardesheim est alimentée en électricité 100 % renouvelable : , et la volonté est maintenant d’étendre cette alimentation à tout le territoire du Hartz .

En France, nous n’avons absolument pas ces problèmes ni ces questions, la production d’électricité photovoltaïque en site isolé est encore supérieure à la production des installations en injection directe sur le réseau . Même si en 2007 la situation est en cours d’évolution rapide .

Les batteries de stockage suivent une évolution technologique continue et les progrès sont importants .

Alors que les batteries au plomb classique ( mise au point en 1859 ) ont une capacité de 30 Wh par kg, d’autres types se sont développés :



nickel - cadmium (Ni - Cd) 50 Wh par kg

1 filière lithium (Ni - MH) 75 Wh par kg

plomb 2 génération (2006) 75 Wh par kg

système zébra : sodium - chlorure de nickel 85 Wh par kg

1 filière lithium - ion de 1992 (Li - Ion) 90 Wh par kg

sodium - soufre ( Na S ) 107 Wh par Kg

Lithium Métal Polymère de 2004 ( LMP ) 110 Wh par kg

lithium polymère (Li - Po) 120 Wh par kg

lithium - ion 2 génération ( 2000 ) 150 Wh par kg

zinc - argent (2007) 200 Wh par kg

manganèse - lithium - ion ; également dénommées lithium - manganèse ( 2007 ) 300 Wh par kg

lithium - soufre de 2007 ( Li - S ) 300 Wh par kg

lithium - vanadium + de 300 Wh /kg ( mais combien exactement ? ) présentée par Subaru en 2007 :

nano poudres hydrogènées ( 2008 ) 500 à 600 Wh /Kg ( expérimental pour l’instant ) .

vanadium redox ou VRB ( 1998 ) : pas de limite théorique de la capacité de stockage, mais avec une limite technique dans la situation actuelle de 100 MWh

actuellement elles sont utilisées pour le stockage de grandes capacités dans l’éolien et sont à l’étude pour le photovoltaïque des logements de particuliers par une entreprise Allemande de solaire photovoltaïque .



poudre de céramique - aluminium - barium - titanate (EEstor aux États Unis) 300 Wh / kg : . Elles devraient être utilisées dans un premier temps pour les voitures électriques, puis plus tard pour le stockage d’énergie appliqué à l’éolien et au solaire . Si tout va bien elles seront commercialisées fin 2008 : .

condensateurs - lithium - ion (FHI) : en essai au Japon.

En 2010 , l’entreprise Japonaise Sharp mettra en service une usine qui produira des batteries lithium - ion destinées aux logements individuels disposant de panneaux solaires : . Ce projet est prévu permettre l’autonomie électrique des dits logements. Reste à connaître le prix de commercialisation de ces batteries pour savoir si cette solution est économiquement viable.

Puissances installées photovoltaïque

Différentes puissances cumulées installées fin 2006 :



monde 6.700 MW ( chiffre rectifié à la hausse en aout 2007 )

Europe 3.418 MW

Allemagne 3.063 MW

Japon 1.750 MW

États-Unis 610 MW

Espagne 118 MW

France 32 MW

La prévision mondiale pour 2007 est de 9.700 MW

principales entreprises du secteur

- producteurs de silicium



REC , Norvège. 1 mondial avec 6.500T en 2006 et 13.000T prévus en 2007. Fabrique également des cellules, des wafers et des panneaux. A developpé une filière de fabrication des wafers ultrafins. Conférence de presse du 26 octobre 2007. Recherche des methodes de production de silicium alternatives.

Wacker, Allemagne. 2 producteur mondial avec 5.600 T en 2006 et 10.000 T prévues en 2008 .

Hemlock, USA . 3 mondial avec 3.600 T en 2006 et 7.500 T prévues en 2008 .

mais aussi : Crystallox, Scanwafer, PV silicon, Hoku materials, Sichuan Xinguang, Luyang Zhonhui, Emei, Sharp, Technip, Orkla, Ferroatlantica, Metallurgija, Hycore, Le Silicium de Provence, … etc

- producteurs de cellules



Sharp, Japon . 1 producteur mondial avec 600 MW en 2006 et 710 prévus en 2007

Q cells, Allemagne . 2 producteur mondial avec 420 MW en 2006 et 540 MW prévus en 2007 .

mais aussi : Suntech power, Schott, Isofoton, ErSol, DelSolar, Photowatt, Photovoltec, Sunways, Topray Solar, Nanjing PV-tech, REC, KIS Co, Solland, Solartec Sro, … etc

- producteurs d’équipement de fabrication de cellules



Applied Materials, Centrotherm, Roth and Rau, OTB, Alcatel Vacuum Technology, Oerlikon, Pfeiffer Vakuum,

- producteurs de panneaux solaires photovoltaïques



Sharp, Japon . 1 producteur mondial avec 600 MW en 2006 et 710 MW prévus en 2007 ( produit le silicium, les cellules et les panneaux ).

Suntech Power, Chine . 2 mondial avec 270 MW en 2006 et 330 MW prévus en 2007 . Fabrique aussi des cellules .

mais aussi : BP solar , Trina Solar , Yingli Solar , Sanyo , Deutshe solar , Kyocera , First Solar , Mitsubishi , Motech , SolarWorld , Shell Solar , Aleo Solar , Solarwatt , Scheuten Solar , Sunpower corp , Solar Fabrik , Tenesol , Evergreen Solar , Honda Soltec , Kaneka , Scancell , Shenzen Topray , Ningbo Solar , E-ton Dynamics , General Electric , Solterra , Shanghai Solar , Sunset , Solon … etc