Dans la filière photovoltaïque, existent de nombreuses technologies qui se distinguent soit par les matériaux employés, soit par le principe de fabrication utilisée. La filière silicium représente aujourd’hui l’essentiel de la production mondiale de modules photovoltaïques (Figure I-20). Le silicium est un matériau extrêmement abondant, stable et non toxique. Cette filière est elle-même subdivisée en plusieurs technologies distinctes de par la nature du silicium employé et/ou sa méthode de fabrication.
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Figure I- 20. Parts de marché des différentes technologies photovoltaïques utilisées (Photon International).
I.5.1. La filière du silicium cristallin
Les modules photovoltaïques réalisés à partir du silicium cristallin dominent depuis toujours le marché avec plus de 90% de part. Les cellules en silicium cristallin (c-Si) se divisent en deux catégories distinctes : le silicium monocristallin (mc-Si) et le silicium poly-cristallin (pc-Si). Le silicium monocristallin reste encore plus cher que le silicium polycristallin mais permet d’obtenir un rendement plus élevé, avec près de 24.7% contre 19.8% de rendement en laboratoire [Zha_99, Zha_94].
La cellule monocristalline est celle qui s’approche le plus du modèle théorique. Lors du refroidissement, le silicium fondu se solidifie en ne formant qu’un seul cristal de grande dimension. On découpe ensuite le cristal en fines branches qui donneront les cellules. Ces cellules sont en général d’un bleu uniforme (Figure I-21). Cependant la méthode de production des cellules monocristallines reste laborieuse et difficile et donc très chère. Il faut une grande quantité d’énergie pour obtenir un cristal pur. Une durée d’amortissement de l’investissement en énergie élevée (jusqu’à 7 ans).
Le silicium polycristallin est aujourd’hui la technologie la plus utilisée. A elle seule, elle représente près de 50% du marché. La cellule polycristalline se présente sous forme de plusieurs cristaux (agglomérat de cristaux). Ces cellules polycristallines proviennent du sciage de blocs de cristaux, mais ces blocs sont coulés et sont dès lors hétérogènes (non uniformes). La Figure I-21 montre les motifs créés par les différents cristaux.
Le coût de production est moins élevé et nécessite moins d’énergie avec un rendement de 13 à 20 % en laboratoire. Leur durée de vie est d’environ 30 ans. Les modules PV en polycristallin sont moins chers que les monocristallins.
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Figure I- 21. Cellules monocristalline et polycristalline.
L’un des points faibles de ces deux technologies est la quantité de matière utilisée, même si actuellement la taille des lingots et des cellules augmentent continuellement. Les lingots de silicium, mono ou polycristallin, sont sciés en tranche de 150 à 300 microns par des scies à fils. Le diamètre du fil de découpe étant de 180 microns d'épaisseur, il entraîne une perte en matière première de près de 50%.
I.5.2. La filière du silicium amorphe
Le silicium lors de sa transformation, produit un gaz, qui est projeté sur une feuille de verre. La cellule est grise très foncé ou marron. C’est la cellule utilisée dans les calculatrices et les montres dites solaires. Le silicium amorphe (a-Si) est apparu en 1976. Sa structure atomique est désordonnée, non cristallisée, mais il possède un coefficient d’absorption supérieur à celui du silicium cristallin. Cependant, ce qu’il gagne en pouvoir d’absorption, il le perd en mobilité des charges électriques. Le coût de la production est bien plus bas que celui des cellules cristallines. Les cellules amorphes peuvent fonctionner sous de très faibles éclairements. Elles sont très bon marché par rapport aux autres types de cellules. Elles sont moins sensibles aux températures élevées. Elles présentent un rendement de conversion moyen de 5 % par module et de 14 % pour les cellules en laboratoire.
Figure I- 22. Module en silicium amorphe.
Les cellules amorphes captent très bien le rayonnement diffus et sont moins sensibles aux variations de rayonnement direct. Ces cellules sont donc une très bonne alternative aux cellules cristallines sur des sites soumis à des ombrages sévères. Leur prix est plus faible que celui des cellules cristallines.
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Une étude [Jan_06] affirme qu’un module PV en a-Si produit plus d’énergie sur une année qu’un module en silicium cristallin (pour une même puissance crête installée) sur une même période et sur un même site. Ceci s’explique par un phénomène physique lié à la température. En effet, le silicium cristallin perd de ses capacités de production au fur et à mesure que la température augmente à l’intérieur du module. Cette dépendance réduit fortement le rendement des modules en été par exemple au plus fort de l’apport énergétique solaire. Un module en silicium cristallin perd environ 0,45 % de sa puissance lorsque sa température augmente d’un degré Celsius (à partir des conditions standard 25°C, AM1.5) alors que, à l’opposé, le silicium amorphe affiche un gain de 0,175 % par °C [Del_02, Tin_08].
I.5.3. Les couches minces
Les technologies dites de « couches minces » reposent sur l’utilisation de matériaux pour lesquels une épaisseur de seulement quelques microns est suffisante à la conversion photovoltaïque à cause du coefficient d’absorption des photons très supérieur à celui du silicium cristallin. Pour cette technologie, les matériaux sont déposés en couche très mince sur un substrat (verre, céramiques, polymères). Plusieurs semi-conducteurs de ce type sont utilisés dans l’industrie :
- le silicium amorphe ;
- le tellurure de cadmium (CdTe) ;
- le di-séléniure de cuivre-indium (CIS).
La technologie à couche mince dont la plus mure est le silicium amorphe (a-Si), représentait en 2008 plus de 7% du marché mondial. L'avantage de cette technique est l'utilisation de substrats à bas coût. Le silicium est déposé à basse température sur un substrat en verre. De plus, il est possible de déposer ces cellules sur des substrats souples (Figure I-23) et ainsi fabriquer des cellules souples.
Figure I- 23. Modules PV en couche mince.
Les filières à couches minces comme le Tellure de Cadmium (CdTe), le di-séléniure de cuivre-indium (CIS) et le di-séléniure de cuivre-cuivre-indium et galium (CIGS) possèdent de bons rendements, pouvant aller jusqu’à 19%. Malgré les potentialités de ces trois technologies, les problèmes de
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toxicité sur l’environnement et d’approvisionnement en matières premières qu’elles soulèvent les
cloisonnent au laboratoire ou à des applications très spécifiques.
I.5.4. Les cellules organiques
De nouvelles cellules sont en développement dans les laboratoires, les cellules organiques et les cellules de Grätzel sont en phase de recherche et présentent pour l’instant des rendements relativement faibles. La production des cellules multi-jonctions est quant à elle exclusivement réservée aux applications spatiales. Les cellules organiques font aujourd’hui l’objet d’un sujet d’étude très actif en laboratoire. Ces cellules comprennent deux voies : la voie des cellules « humides » et la voie des cellules polymères organiques dites aussi cellules « plastiques ». Les progrès de ces technologies sont très rapides, des records de rendement sont très fréquemment annoncés (actuellement près de 6%). Le principal frein à ces technologies est actuellement la stabilité de leurs performances ainsi que leur durée de vie (actuellement environ 1000 heures). Les nanosciences ouvrent cependant de nouvelles voies à leurs améliorations. Leur avenir industriel n’est pas encore établi mais ces technologies ouvriraient la voie à des modules à très bas coût, biodégradables et pouvant être intégrés à toutes formes de surface. Par exemple des encres photovoltaïques sont actuellement étudiées. Ces encres pourraient être intégrées à un très large éventail de matériaux.
I.5.5. Synthèse des principales technologies photovoltaïques
Après la présentation des principales technologies photovoltaïques que nous avons recensées à ce jour, nous avons dressé le tableau de synthèse suivant (Tableau I-2.). Cette synthèse porte sur les technologies de silicium cristallin et des couches minces et notamment en termes de rendement (Industrie/Laboratoire), de coût, de disponibilité de la matière première et de durabilité.
Technologies Rendement (%) Coût (+++ = le plus cher)
Disponibilité de
matière première (+++ = le plus Durabilité durable) Industrie Laboratoire
Silicium
cristallin Monocristallin 15 à 20 25 +++ Grande +++
Polycristallin 12 à 16 20 ++ Grande +++
Couches minces
Silicium
amorphe 7 13 + Grande +
CdTe 11 17 + Faible (Tellurure)
Cadmium toxique ++
CIS 12 20 + Faible (Indium) ++
CIGS 10 19 + Faible ++
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Le tableau montre que le rendement des modules vendus sur le marché (industrie) reste inférieur à 20%. Cependant la technologie au silicium cristallin présente les rendements les plus élevés avec une plus grande durabilité malgré leur coût qui reste encore les plus élevés.
Compte tenu de ce niveau de rendement qui reste globalement faible, il est fort important de s’intéresser de près aux différentes causes de sa dégradation dans le temps. Peu de travaux, d’après la littérature, ont été réalisés concernant l’étude de la fiabilité, de la dégradation et de la durée de vie des modules photovoltaïques plus particulièrement en milieu sahélien.
Cependant, il est nécessaire avant de mettre sur le marché une gamme de modules photovoltaïques, que leur conception soit qualifiée et que la gamme de modules soit homologuée. La section suivante est consacrée à la présentation détaillée des principales normes de qualification et d’homologation qui permettent de garantir la qualité des modules photovoltaïques. Ainsi, une fois que la qualité du module PV est garantie avant sa mise en service, l’étude de sa dégradation durant sa durée de vie pourra s’avérer pertinente.