Techniques Photovoltaïques

Focus
Mars 2011
Techniques Photovoltaïques :
un nouvel éclairage
Sommaire
1 Les modules photovoltaïques dans le domaine de la construction 4
I. Les technologies de cellules photovoltaïques
4
II. Evolutions des technologies du photovoltaïque
8
III. Les fabricants
10
IV. Les normes internationales à respecter
11
V. Expériences, performances et fiabilité
11
Conclusion
12
2 L’évaluation technique dans le domaine photovoltaïque
14
I. L’innovation dans le secteur du bâtiment
14
II. L’innovation photovoltaïque dans l’intégration au bâtiment
18
2 - Mars 2011 - SCOR Global P&C
Introduction
Pour la 4e matinée Décennale SCOR Global P&C, organisée le 8 juin 2010 à Paris,
Jean Tuccella, Directeur de la spécialité Décennale de SCOR Global P&C, et son
équipe ont souhaité évoquer auprès de leurs clients du marché français les
techniques du photovoltaïque, qui sont largement médiatisées depuis quelques
années, en particulier depuis les travaux du Grenelle de l’Environnement.
Lors de son introduction, Jean Tuccella a évoqué l’essor des techniques
photovoltaïques qui ont des atouts sur le plan environnemental tout en suscitant, par ailleurs, une certaine appréhension. Bien que les chiffres varient d’une
publication à l’autre, il est possible de dégager une tendance sur la progression
de l’énergie photovoltaïque : en 2007, 35 mégawatts crêtes étaient installés,
100 en 2008 et 250 en 2009. Ce chiffre aurait doublé en 2010 et atteindrait dans
les prochaines années les 1 000 mégawatts crête.
Pour les professionnels du risque et de l’assurance décennale, il est tout à fait
essentiel de comprendre les fondamentaux de cette technique et d’en analyser
les évolutions pour proposer des solutions assurantielles adaptées : cette matinée
visait à explorer la dimension technique du photovoltaïque. La problématique
juridique n’a pas été évoquée, puisqu’elle a été traitée lors de la 2e matinée
Décennale organisée en 2008, au cours de laquelle il s’agissait de déterminer si
les garanties obligatoires pouvaient être étendues à la production électrique (1).
Afin de bien circonscrire la problématique du photovoltaïque, la matinée s’est
déroulée en deux parties :
• Une première partie était consacrée à la présentation de la technique
photovoltaïque, son évolution et les tendances du secteur. L’idée selon laquelle
nous sommes face à de nouveaux produits, de nouvelles technologies fait
consensus ; il s’agit toutefois en tant que (ré)assureur de tenter de comprendre
la nature d’un produit, ses applications afin de pouvoir l’assurer, d’où l’intérêt
de bénéficier de l’éclairage d’experts du domaine. M. Jean-Pierre Joly,
Directeur Général de l’Institut National de l’Energie Solaire (INES) a animé
cette première partie.
• La seconde partie a abordé l’évaluation des procédés d’innovation dans
le domaine de la construction en se focalisant sur le photovoltaïque.
Les techniques photovoltaïques en tant que telles sont anciennes, elles ont
été développées entre 1950 et 1970. La nouveauté réside notamment dans
l’application du photovoltaïque au secteur du bâtiment. Compte tenu du rôle
majeur du Centre Scientifique des Techniques du Bâtiment (CSTB) qui participe activement à l’évaluation technique de ces procédés d’innovation, il était
parfaitement légitime d’inviter ses représentants à faire une présentation.
M. Pierre Carlotti, Adjoint au Directeur Technique du CSTB et M. José Fontan,
Responsable du Département Enveloppe et Revêtements du CSTB ont donc
animé la seconde partie de cette matinée.
(1) Assurance construction et environnement : un nouveau défi.
1
LES MODULES
PHOTOVOLTAÏQUES
DANS LE DOMAINE
DE LA CONSTRUCTION
JEAN-PIERRE JOLY
Directeur Général de l’INES
L’Institut National de l’Energie
Solaire (INES) a été créé en 2006, à l’initiative
des pouvoirs publics. Il promeut et développe l’utilisation de l’énergie solaire en France, et plus
particulièrement dans le secteur du bâtiment.
Il a pour principales missions de former, d’innover
et d’approfondir les connaissances relatives à l’énergie solaire et au photovoltaïque, et de résoudre
les problématiques inhérentes à l’utilisation de
cette énergie.
L’INES a connu un essor rapide qui devrait se poursuivre
au cours des prochaines années. Il compte actuellement
230 personnes et dispose de plus de 10 000 m2 de
surface de laboratoire. La structure de l’INES regroupe
plusieurs organismes de recherche : le Commissariat
à l’Energie Atomique (CEA), le Centre National de la
Recherche Scientifique (CNRS), l’Université locale de
Savoie, le Centre Scientifique et Technique du Bâtiment
(CSTB). L’institut accueillera prochainement la première
société de certification française des modules photovoltaïques : Certisolis.
Cet article présentera dans un premier temps : les
technologies photovoltaïques, leur évolution et les fabricants. Puis, nous nous interrogerons dans un second
temps quant à l’avenir de ces technologies en abordant les normes de la Commission Electrotechnique
Internationale (IEC), la certification, les performances
et les retours d’expérience.
4 - Mars 2011 - SCOR Global P&C
I. Les technologies
de cellules photovoltaïques
PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT
DU PHOTOVOLTAÏQUE
Le photovoltaïque est un générateur électrique qui
convertit la lumière (photons) en électricité grâce à
l’utilisation d’un matériau semi-conducteur. Ce matériau
semi-conducteur possède des propriétés électroniques
particulières. Pour constituer un générateur photovoltaïque il faut, à partir de ce matériau, constituer une
jonction avec d’un côté une couche supérieure présentant un excès d’électrons (zone dopée n) et une
couche inférieure comportant un déficit d’électrons
(zone dopée p) ou l’inverse.
L’exposition du semi-conducteur au rayonnement solaire
va créer un excès de charges électriques (photo-génération
de charges électriques) dans les deux couches et la mise
en contact de deux matériaux de propriété électronique
différente va provoquer un champ électrique et une différence de potentiel qui va séparer les charges positives
et négatives ainsi créées. Le mouvement des charges
se traduit par un courant aux bornes du générateur.
Il suffit ensuite d’adjoindre des contacts métalliques sur
les zones n et p pour obtenir une diode. L’adjonction
d’une structure de collection du courant (contacts
métalliques) permet d’assurer le circuit des deux
côtés de la jonction, en face avant et en face arrière.
Schéma de principe d’une cellule photovoltaïque
I
Zone dopée n
Zone dopée p
I
e-
(A)
Irradiation solaire
(watt/m2)
Pmax (watt) = VI
Zone dopée n
Voc
Zone dopée p
h+
Voc
Il y a par ailleurs un traitement de surface qui permet de
maximiser la collection de lumière, qui sert en quelque
sorte d’antireflet, puisque l’objectif est que le maximum
de lumière puisse pénétrer le module. C’est l’une des
raisons pour lesquelles un module photovoltaïque est
de couleur noire. In fine, cela se traduit, comme tout
générateur électrique, par un courant et une tension
qui peuvent être représentés sur une courbe courant/
tension. Notons que cette courbe sera d’autant plus
élevée en courant et en tension (particulièrement en
courant) que l’irradiation solaire est puissante.
Les conditions climatiques varient en permanence.
S’il n’y a pas de soleil direct mais qu’il y a une certaine
luminosité, un générateur photovoltaïque pourra fonctionner, mais le courant sera plus faible que celui que
l’on peut obtenir à partir d’un ensoleillement direct.
Il est important de comprendre que l’onduleur(1) va non
seulement transformer ce courant continu en courant
alternatif, mais qu’il va par ailleurs chercher le point de
puissance maximum puisque la puissance est le produit
du courant et de la tension. Il existe un point sur la
courbe qui maximise ce produit. L’onduleur cherchera
en continu cet optimum.
QUELLES SONT LES TECHNOLOGIES
EN PRESENCE ?
Le Silicium est actuellement le matériau le plus utilisé dans l’élaboration des cellules photovoltaïques.
Il est décliné en deux filières. Une filière de Silicium dit
« cristallin » et une filière de Silicium dit « en Couches
Minces », qui fait appel au Silicium amorphe. Le Silicium
cristallin signifie que les atomes sont ordonnés dans la
matière tandis que, dans le Silicium amorphe, les atomes
sont désordonnés. L’agencement des atomes déterminera les propriétés électroniques du Silicium qu’il soit
cristallin ou amorphe.
Il existe en outre une filière de matériaux dits « composés ». On trouve parmi ces matériaux le diséléniure
de cuivre indium (le CIGS ou le CIS) et le tellurure de
cadmium (CdTe). Ces matériaux sont commercialisés,
malgré la présence de cadmium dans le tellurure de
cadmium qui continue de soulever la polémique du
fait de sa toxicité.
Le développement de ces technologies est relativement
ancien, les innovations actuelles portent davantage sur
les procédés de fabrication de plus en plus pointus que
sur le choix des technologies.
(1) L’onduleur permet de transformer le courant de façon à le rendre
semblable à celui du réseau d’électricité. Il a en outre une fonction
de sécurité en écartant les risques d’électrocution lors des opérations de maintenance.
SCOR Global P&C - Mars 2011 - 5
D’autres technologies sont en développement, telles
que les cellules photovoltaïques organiques, qui sont
encore peu commercialisées. Konarka, une compagnie
américaine, commercialise cette technologie mais les
secteurs visés sont ceux de l’alimentation de l’électronique portable.
POURQUOI CHOISIR SPECIFIQUEMENT
CES MATERIAUX?
Un matériau photovoltaïque doit absorber la lumière
du spectre solaire de l’infrarouge profond à l’ultraviolet profond. Il faut choisir un matériau qui a ce que
l’on appelle une « bande interdite » adaptée au spectre
solaire. Il doit être de haute qualité et d’une grande
pureté afin d’éviter que les électrons ne se retransforment en chaleur durant leur transfert dans le matériau.
Il faut noter que les exigences relatives à la qualité du
matériau expliquent en partie le coût du photovoltaïque.
Le Silicium cristallin
Le Silicium cristallin constitue la filière historique et
majoritaire. La chaîne de fabrication est assez complexe.
Le Silicium est fabriqué à partir de quartz. Ce minéral est
extrêmement abondant sur la croûte terrestre. C’est en
fait de l’oxyde de Silicium, soit un composé de Silicium
et d’oxygène. Pour obtenir du Silicium, le quartz est
réduit avec du carbone, autrement dit du charbon de
bois ou de la houille, qui sont également des matériaux
abondants. Le Silicium est ensuite cristallisé en lingots
puis découpé en tranches appelées « wafers ». C’est à
partir de ces tranches de Silicium que sont fabriquées
les cellules. Ces cellules vont être par la suite connectées
en série et en parallèle puis intégrées dans un module.
La lamination va protéger les cellules du monde
extérieur, ce qui constitue un point essentiel pour la
durabilité. Ensuite, ce sont les modules qui vont être
connectés en série et en parallèle afin de réaliser un
système complet. Ces quelques étapes résument la
chaîne de fabrication des panneaux photovoltaïques
au Silicium.
6 - Mars 2011 - SCOR Global P&C
Un module standard au Silicium cristallin est donc composé d’une feuille polymère en face arrière qui permet
de protéger le module et d’une face avant en verre,
dont la composition se rapproche du verre courant.
Il faut simplement retirer certaines impuretés afin que
le verre soit transparent, en particulier dans l’ultraviolet. Le verre solaire est fabriqué par des technologies
de verre plat assez traditionnelles. Les cellules sont
connectées avec des connecteurs qui sont à leur tour
soudés. Puis les cellules sont encapsulées dans une
feuille polymère en général en EVA (éthylène-vinyleacétate) qui est réticulée pendant la lamination du
module photovoltaïque.
Les technologies Couche Mince
La première technologie Couche Mince est aussi à base
de Silicium mais utilisé dans sa structure amorphe.
Les modules Couche Mince ont en général une structure analogue à ceux du Silicium cristallin avec verre
solaire en face avant. Il existe toutefois des modules
sans feuille de verre solaire commercialisés notamment
par la société américaine Uni-Solar. Ce type de module
se compose en surface d’une feuille de polymère et en
face arrière d’une feuille d’acier. Dans le cas du Silicium
amorphe, la fabrication se fonde sur des techniques
de dépôt sous vide. Il s’agit de déposer de très fines
couches par ces techniques de dépôt sous vide, puis de
créer une jonction. Cette jonction requiert du Silicium
de type p et de type n ainsi que d’autres couches telles
qu’un oxyde transparent conducteur qui doit être lui
aussi déposé par des dépôts sous vide.
Ces couches sont extrêmement fines, le Silicium
amorphe mesure en moyenne 500 nanomètres. Le
tellurure de cadmium (CdTe) peut aller jusqu’à 6 micromètres d’épaisseur. Dans le cas du Silicium cristallin, ce
sont des tranches infiniment plus épaisses, qui font en
moyenne 180 micromètres d’épaisseur. Les technologies
de ces deux filières sont très différentes. Dans le cas
du Silicium cristallin, la fabrication consiste à produire
des lingots qui seront sciés en tranches (wafers). En
revanche, dans le cas du Silicium amorphe, la fabrication consiste en une technologie de dépôt sous vide.
Par ailleurs, d’autres techniques de dépôt de Couches
Minces font leur apparition, mais elles sont encore
au stade embryonnaire. Les techniques de dépôt de
Couches Minces sont utilisées dans le cas d’autres technologies et pas exclusivement pour le Silicium cristallin.
Ces technologies Couche Mince varient d’un matériau
à l’autre. Le marché actuel compte essentiellement trois
matériaux : le Silicium amorphe, le diséléniure de cuivre
indium et le tellurure de cadmium, les deux derniers
étant des matériaux dits « composés ».
• Le diséléniure de cuivre indium (CIGS ou CIS) est un
matériau à base de cuivre, d’indium, de gallium et de
sélénium. Ce matériau est le plus récent en termes
de technologie sur le marché. Il est très prometteur
car, en laboratoire, il est possible d’obtenir plus de
20 % de rendement sur de toutes petites cellules.
Il est en revanche plus difficile de le faire passer au
stade industriel de fort volume. A l’heure actuelle,
il représente environ 1 % du marché, ce qui est très
faible. Cette technologie possède toutefois un fort
potentiel ce qui laisse présager qu’elle conquerra
de nouvelles parts de marché et ce, malgré certaines
difficultés de développement qui subsistent.
• Le tellurure de cadmium est une technologie ancienne.
L’activité de First Solar, leader mondial du photovoltaïque, repose sur ces technologies. Les cellules au
tellurure de cadmium sont appliquées aux fermes
solaires. Elles ne sont pas intégrées au secteur du
bâtiment du fait de la toxicité du cadmium.
Sur le marché actuel, le tellurure de cadmium a progressé et représente 7 ou 8 %. Il représentera bientôt
10 % du marché. Le Silicium amorphe occupe 3 à 4 %
du marché. Le Silicium cristallin reste, quant à lui, la
technologie la plus utilisée puisqu’elle représente 80 %
du marché.
EN QUOI LES COUCHES MINCES
SONT-ELLES INTERESSANTES?
A partir du Silicium de base sont fabriqués de gros blocs
de Silicium cristallin appelés des « lingots », que l’on
découpe en tranches (wafers) ensuite sont fabriqués les
cellules, puis les modules. Dans de nombreux cas, ce
sont des sociétés intégrées qui prennent en charge la
fabrication, du lingot jusqu’au module. Il arrive cependant que des industriels se soient spécialisés sur un des
éléments de la chaîne de production. Par exemple, les
sociétés Fonroche ou Solairedirect, qui fabriquent des
modules photovoltaïques, achètent les cellules à un
fabricant de cellules qui fait appel à un autre fabricant
pour les wafers.
En résumé, au stade de développement technologique
actuel, les deux filières qui dominent le marché sont le
Silicium cristallin et les Couches Minces appelées inorganiques. Les rendements de production pour les Couches
Minces s’étagent entre 6 et 12 %, ceux du Silicium
cristallin s’étagent plutôt entre 12 et 19 %. La part des
Couches Minces est de USD 7,13 milliards sur le marché
en 2008. Le photovoltaïque concentré a des rendements élevés mais les cellules ont un coût élevé pour des
applications usuelles, excepté si elles sont utilisées dans
un mode spécifique de forte concentration. La lumière
peut être concentrée sur de petites cellules. L’usage de
ces cellules n’est pas adapté aux marchés européens et
ce pour des raisons climatiques. Ces cellules requièrent
en effet un fort taux d’ensoleillement direct.
En termes d’évolution, il semble, selon certains analystes,
que les Couches Minces observeront une progression
se traduisant par un relatif accroissement de leurs parts
de marché dans les quelques années à venir par rapport
au Silicium cristallin qui restera majoritaire.
Il est important de comprendre que, pour un installateur,
les coûts ne se réduisent pas à l’achat des modules
photovoltaïques ; il reste de nombreux coûts à prendre
en considération tels que les coûts d’installation, les
coûts des composants annexes (onduleur (1)), le coût
de la connexion et les travaux sur site pouvant générer
des frais importants.
Il faut par ailleurs noter qu’une partie de ces coûts est
largement proportionnelle à la surface installée.
Le process de fabrication est plus simple. A titre
d’exemple, la fabrication du CIS se décompose en
treize étapes et s’effectue dans une seule usine. Celle
du Silicium cristallin est complexe, elle nécessite vingtcinq étapes faisant intervenir parfois jusqu’à trois usines.
(1) L’onduleur n’est certes pas l’élément le plus coûteux d’un système
photovoltaïque mais il reste l’élément le plus fragile du système
et celui qui a la durée de vie la plus courte.
SCOR Global P&C - Mars 2011 - 7
Les Couches Minces moins chères au watt crête mais pénalisées par le faible rendement
(€ /W )
~3,5 €/W
3,5
~3 €/W
3,0
Si-a (1,1 €/W )
2,5
Si-c (1,3 €/W)
2,0
Photovoltaïque intégré
au bâtiment (3 kW)
1,5
1,0
Fermes solaires (1 MW)
0,5
W/m2
0,0
Module
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
Les composants du système photovoltaïque (autres que les modules) versus la puissance délivrée par chaque module
Projection des coûts du Silicium amorphe (technologie couche mince) (€/ W) en 2020 (rendement 12 %)
Projection des coûts du Silicium cristallin (€ /W) en 2020 (rendement 18 %)
Analyse de Dominique Sarti (INES)
Les coûts d’installation varient en fonction de la puissance du module par mètre carré, qui est en fait liée
au rendement de conversion. Le diagramme ci-dessus
fait une projection des coûts du Silicium amorphe et du
Silicium cristallin en 2020. Le Silicium amorphe (technologie Couche Mince) est à 1,1 euro par watt crête(1) et
le Silicium cristallin est à 1,3 euro par watt crête. In fine,
le Silicium cristallin bénéficie d’une densité de puissance
élevée et ce malgré son coût élevé. Un système utilisant
comme matériau le Silicium cristallin reviendra en définitive moins cher. En comparant la courbe (en orange)
représentant les installations intégrées au bâtiment
avec celle représentant les fermes solaires (en bleu),
les différences de coût des matériaux indiquent une
possible segmentation du marché. La Couche Mince
serait en effet plus adaptée aux fermes solaires du fait
de son coût plus faible et de son rendement. Le Silicium
cristallin serait, quant à lui, plus adapté au secteur du
bâtiment du fait de son rendement de conversion
potentiel.
Le Silicium cristallin restera vraisemblablement un matériau prisé, en particulier dans l’intégration bâtiment. En
outre, les technologies Couche Mince CdTe et CIGS
utilisent des matériaux dont les quantités disponibles
risquent d’être limitées à long terme, en l’occurrence
le tellure pour CdTe et l’indium pour le CIGS. Ces
matériaux sont issus des mines de zinc et de cuivre et
la quantité produite est donc liée aux besoins des
marchés pour ces autres métaux qui ne progressent
pas au même rythme.
(1) Le watt crête est une unité de mesure de la puissance photovoltaïque fournie par une installation solaire dans des conditions
nominales : 1 000 watts par mètre carré à une température
de 28 °C.
8 - Mars 2011 - SCOR Global P&C
II. Evolutions des technologies du photovoltaïque
L’innovation en matière de photovoltaïque répond à un objectif majeur : la réduction des coûts. Le photovoltaïque
est un secteur encore aidé, réduire les coûts permettrait de le rendre compétitif lorsqu’il ne sera plus subventionné.
Modèle économique du photovoltaïque
Evolution du prix en fonction de la production depuis 1979 (2009 $/W)
Prix du module photovoltaïque (2009 $ /W )
100
Tendance Couche Mince
Tendance Silicium
Couches Minces
Silicium cristallin
1979
50
Pénurie de Silicium polycristallin
2007
2009
2009
1
1
10
100
1 000
10 000
1 000 000
100 000
Production cumulée du module (MW)
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L’industrie photovoltaïque existe depuis plusieurs
décennies. Toutefois, les quantités produites étaient
relativement faibles. Le modèle économique représenté
dans le diagramme ci-dessus montre qu’à partir des
années 1970 les coûts de production ont baissé proportionnellement aux quantités produites. Cette tendance
se confirme aussi bien pour le Silicium cristallin que pour
les Couches Minces, mais avec un décalage en valeur.
La courbe de Silicium s’est écartée de la courbe de
tendance à plusieurs reprises ; ceci s’explique par le fait
qu’il y a eu des périodes de pénurie de Silicium purifié.
Lorsque les deux courbes tendent à se confondre, c’est
que le rapport entre l’offre et la demande est équilibré.
La baisse des coûts de production que l’on constate sur
cette courbe est liée à la quantité produite, la taille des
usines de plus en plus développées, l’augmentation de
la productivité et l’utilisation de nouvelles technologies.
Les analystes s’accordent à dire qu’il est encore possible
de réduire les coûts de cette technologie. Depuis son
introduction, le photovoltaïque a réduit son coût grâce
à des innovations incrémentales et cela sans changer
de technologies. Les technologies dont il est question
dans cet article ont toutes été développées entre 1950
et 1970, elles sont donc relativement anciennes. Elles
ont été commercialisées dès ces années-là, en quantités faibles. Les quantités produites ont augmenté
au fur et à mesure et ont constamment progressé.
Le laboratoire américain the National Renewable Energy
Laboratory (NREL) enregistre des rendements record
en laboratoire avec ces technologies. L’INES travaille
également sur de nouvelles technologies, notamment
à base de matériau organique, qui sont plus récentes
et qui continuent à fortement progresser.
QUELS SONT LES MOTEURS
DE REDUCTION DES COÛTS ?
Plusieurs facteurs concomitants concourent à la réduction
des coûts du photovoltaïque. Les coûts de purification des matériaux ont baissé, en particulier celui du
Silicium. La fabrication d’une cellule requiert de moins
en moins de Silicium purifié. Par conséquent, la quantité
de grammes de Silicium par watt crête a diminué de
façon significative. Cela présente un intérêt écologique
puisqu’il y a de moins en moins d’énergie grise (1) dans le
module. Les rendements de conversion ont augmenté.
L’objectif fixé pour le Silicium cristallin est une augmentation de plus de 20 % en production. L’augmentation
des cadences de production permettrait de diminuer
le coût du kilowattheure. On peut aussi espérer diminuer le coût du kilowattheure en étendant la durée de
vie à plus de 25 ans.
(1) L’énergie grise correspond à la somme de toutes les énergies
nécessaires à la fabrication des modules.
SCOR Global P&C - Mars 2011 - 9
La réduction de l’épaisseur des tranches pourrait être
aussi un moteur de réduction de coût et ce, à condition de maintenir le rendement de conversion. Une des
difficultés tient à la tenue mécanique de ces tranches
très fines.
Structure PERL-PERT/PLUTO®
(Passivated Emitter Rear Diffused)
Type Suntech
Doigt
Par ailleurs, il existe de nouveaux procédés de fabrication de cellules de Silicium pour augmenter les
rendements de conversion. Des sociétés telles que
Suntech (Chine), Kyocera (Japon), Sun Power (EtatsUnis) et Sanyo (Japon) expérimentent ces technologies
de haut rendement. L’objectif de ces sociétés est l’amélioration de la structure des cellules afin d’optimiser leur
rendement, le but étant de pallier les pertes résistives.
Structure à contacts arrières EWT
(Emitter Wrap Through)
Type Kyocera
Pyramides inversées
Texturation
Emetteur
en face avant
Double couche
antireflet
p
n+
n
p-silicon
Contact émetteur
Oxyde
(-200A)
BSF (champ
de surface
arrière)
Contact base
Oxyde
Contact arrière
Structure à hétérojonction HIT
(Heterojonction with Intrinsic Thin-layer)
Type Sanyo
Electrode
p-type a-Si:
~ 0.01 µm
Interface a-Si:
~ 0.01 µm
n-type a-Si:
~ 0.01 µm
Structure à contacts arrières RCC
(Rear Contact Cell)
Type Sunpower
Texturation
Substrat
c-Si (CZ, n-type)
Oxyde
transparent
conducteur
n-Diffusion
n-Metal
p-Diffusion
p-Metal
Diffusion
Les cellules PERL-PERT se caractérisent par une texturation
en pyramides inversées, une double couche antireflet,
une grille de contacts de surface limitée, un émetteur
sélectif, une passivation par oxyde thermique et un BSF
(Back Surface Field) localisé. La société Suntech s’est
vivement inspirée de cette structure pour la fabrication
des cellules solaires « Pluto ». Le taux de rendement de
conversion atteindrait 19 % en production de masse.
La structure EWT, utilisée notamment par la société
Kyocera, est dotée d’un émetteur en face avant et de
bus bars en face arrière. Ce procédé technologique
est complexe, néanmoins il permet l’utilisation de
matériaux de moyenne qualité et l’obtention de bons
rendements.
Sunpower a développé un procédé de contacts en face
arrière (Rear Contact Cells). Les cellules fabriquées à
partir de ce procédé ont leurs deux contacts électriques
en face arrière. Cette structure facilite notamment la
mise en module grâce à l’interconnexion coplanaire.
Le rendement moyen des cellules RCC obtenu par
Sunpower atteint 21,1 %.
10 - Mars 2011 - SCOR Global P&C
La société Sanyo a, quant à elle, investi sur la technologie d’hétérojonction. Les cellules HIT (Heterojunction
with Intrinsic thin-layer) se sont améliorées au cours des
quinze dernières années. Ce procédé est intéressant
dans la mesure où les cellules HIT sont moins sensibles
aux variations de température, ce qui est compatible
avec l’utilisation de substrats minces. Ainsi Sanyo a enregistré des résultats en laboratoire dépassant les 23 %
de rendement, en production le taux de rendement
est de 19,5 %.
Toutes ces technologies constituent un raffinement
des procédés de fabrication des cellules en Silicium et
contribuent à cette démarche de réduction des coûts.
Par ailleurs, les professionnels du secteur tentent de
réduire les coûts d’installation mais aussi de réduire
ce que l’on appelle « time for energy payback » qui
correspond au temps de retour sur investissement
photovoltaïque.
III. Les fabricants
Parmi les dix plus grands fabricants mondiaux de cellules
solaires figure First Solar qui s’est spécialisé en tellurure
de cadmium. Les neuf fabricants qui suivent se sont
pour leur part spécialisés en Silicium cristallin. Kyocera,
Sharp (Japon) et Q-Cells (Allemagne) comptaient parmi
les leaders historiques de ces cinq dernières années.
Ils sont à présent devancés par des firmes chinoises,
notamment Suntech, Yingly Green Energy ainsi qu’une
firme taïwanaise, Motech Industries. La firme américaine Sun Power n’occupe que la 7e place, ses produits
sont principalement destinés au marché européen.
Face à la demande croissante de l’Europe en matière de
technologies photovoltaïques, le marché européen est
devenu le plus attractif pour les fabricants du monde
entier (environ 80 %). La fabrication en Europe demeure
néanmois très largement inférieure à sa consommation.
En France, on ne recense qu’un seul fabricant de cellules : Photowatt ; toutefois on compte de plus en plus
de fabricants de modules. Il existe en effet près d’une
dizaine d’initiatives parmi lesquelles Fonroche, Tenesol,
FranceWatts. Par ailleurs, de nombreuses sociétés se
sont spécialisées dans l’installation. Des analystes américains notent que les sociétés du secteur achètent dans
la plupart des cas les cellules à l’étranger et fabriquent
les modules à proximité des consommateurs et ce, pour
des questions de logistique et de durabilité. Les fabricants de modules photovoltaïques ont intérêt à limiter
le transport car les modules sont fragiles et volumineux. La durabilité est en outre tributaire de la mise en
module. Ce choix peut augmenter le prix du module
mais il permet de rassurer les consommateurs. Cette
tendance s’observe en France et plus largement en
Europe.
IV. Les normes internationales
à respecter
La Commission électrotechnique internationale, organisation internationale de normalisation, a établi trois
normes internationales incontournables en matière de
photovoltaïque qui s’appliquent à la fois aux modules
et aux fermes solaires.
• La première norme concerne le Silicium cristallin
(IEC 61215), il s’agit de la plus ancienne.
• La deuxième norme est une déclinaison de la première
qui est dédiée aux Couches Minces (IEC 61646).
• La troisième norme porte sur la sûreté électrique
(IEC 61730).
De longues séries de tests ont été établies afin de veiller
au respect de ces normes et vérifier la certification :
des essais relatifs aux composants, des essais mécaniques, des essais électriques, des essais thermiques.
Les modules sont soumis à des conditions difficiles,
à des cycles plus ou moins violents pour vérifier leur
performance et leur durabilité. Ces tests ont été perfectionnés et adaptés aux technologies photovoltaïques.
Les tests sous ultraviolets ou sous irradiations sont, par
exemple, spécifiques au photovoltaïque et les cycles
d’exposition ont une durée et un ordre bien définis.
Le perfectionnement de ces différents tests constitue un gage de qualité et de fiabilité des modules
photovoltaïques.
Les sociétés de certification disposent des équipements nécessaires à la réalisation de ces tests, à savoir
des simulateurs solaires continus, des sun flashers,
des chambres climatiques, des chambres UV, etc.
Les tests servent à mesurer en particulier les watts crête.
SCOR Global P&C - Mars 2011 - 11
A titre d’exemple, le flash va reproduire durant moins
d’une seconde le spectre solaire et irradier le module
de la façon la plus homogène possible. L’homogénéité
de l’irradiation du module est une condition essentielle.
Si un module photovoltaïque n’est pas irradié de façon
homogène, cela impactera son rendement de conversion qui est tributaire du niveau d’irradiation. Au cours
de cette irradiation, la courbe I(V)(courant-tension) sera
mesurée pour évaluer le rendement maximum qu’il
est possible d’obtenir dans ces conditions spécifiques.
Le flash présente un intérêt certain puisque l’on reste
à température ordinaire, ce qui permet généralement
de s’affranchir de la sensibilité du module à la température, ce qui varie selon les technologies. Néanmoins,
les conditions de ce test s’éloignent des conditions
réelles. En effet, dans la réalité, le rayonnement solaire
est continu. Le rendement en conditions réelles sera
donc plus faible que celui mesuré en laboratoire.
Il faut bien comprendre que le module ne peut atteindre
le rendement de conversion mesuré en laboratoire que
s’il est placé en plein soleil. Lorsque les conditions s’écartent de cette configuration « idéale », non seulement
le rendement va différer de celui obtenu en laboratoire mais il peut en outre varier d’un module à l’autre.
Autrement dit, la quantité de kilowattheures que vont
produire deux modules qui ont la même quantité de
kilowatts crête va varier en fonction du lieu où ces
modules sont installés.
Jusqu’alors, aucun organisme ne proposait de test
de certification en France. Les professionnels s’adressaient à un organisme de certification essentiellement
allemand, le TÜV Rheinland. Il s’agit d’un organisme
de certification neutre et indépendant, implanté dans
60 pays. C’est pourquoi le CSTB et le Laboratoire
National d’Essai (LNE) ont décidé de créer une filière
de certification en France en partenariat avec le CEA qui
débutera sur le site de l’INES qui est une filiale du CSTB
et du LNE : Certisolis. Cet organisme de certification
aura le support des laboratoires de l’INES et du CEA et
pourra proposer des niveaux de certification spécifiques
en plus des certificats IEC usuels.
V. Expériences, performances
et fiabilité
Les systèmes photovoltaïques restent encore soumis
à des incertitudes et à des risques.
INCERTITUDES
La durabilité des modules
La durabilité des modules est un facteur qui influence
fortement le prix du kilowattheure. Si la durée de vie
des modules s’allonge en passant de 20 ans à 30 ans,
la rentabilité des systèmes photovoltaïques sera améliorée, ce qui constituera une avancée importante.
D’autant que la durée de vie actuelle des modules
n’est qu’une estimation et varie selon les technologies.
La précision du watt crête est relativement fiable sur
le Silicium cristallin. Elle est en cours d’amélioration
sur les Couches Minces, mais demeure moins fiable à
cause des effets de vieillissement initiaux des Couches
Minces. Les procédures sont en fait moins bien maîtrisées lorsqu’il s’agit des Couches Minces.
Par ailleurs, il reste à approfondir les connaissances relatives aux mécanismes de dégradation. L’un des moyens
d’avoir un véritable retour d’expérience est de placer
les modules en environnement réel, et ainsi de disposer d’informations de long terme, ce qui nécessite du
temps. Pour une technologie récente comme le CIS,
des études montrent comment se sont comportés les
modules CIS sur plusieurs années. Les professionnels
pourront s’appuyer non seulement sur des normes mais
aussi sur des tests en environnement réel de long terme.
Production sur site et performance
normalisée du module
Il existe des incertitudes quant à la quantité de kilowattheures produite par le module et sur la connaissance de
l’illumination du site. Pour pallier cela, l’INES a développé
des procédures de mesure spécifiques, qui consistent
à mesurer en continu la courbe I(V) du module ou du
système complet en fonction de l’irradiation. D’une
technologie à l’autre, on évalue ce que l’on appelle
« la performance ratio » par rapport au watt crête. Des
modèles électriques (courbes) permettent d’examiner
les différentes caractéristiques du module : la résistance
parallèle, la résistance série, les diodes principales ou
secondaires, etc.
Il est possible grâce à ces courbes de convoluer les
réponses en fonction de l’irradiation avec l’histogramme
d’irradiation d’un site ; si par exemple on a l’irradiation
d’un site du sud de la France, en Provence, on corrèle
12 - Mars 2011 - SCOR Global P&C
avec la réponse en irradiation et en température du
module sous irradiation solaire. En groupant toutes ces
informations, il est possible de prédire précisément le
nombre de kilowattheures que le producteur d’électricité solaire va pouvoir produire par an.
RISQUES
Les modules photovoltaïques sont sensibles aux augmentations de température, les plus sensibles étant
ceux au Silicium cristallin. Le rendement du module
(la puissance) va baisser en fonction de l’augmentation de la température, ce qui peut aussi accélérer
les mécanismes de défaillance et réduire la durabilité.
C’est le paradoxe de l’intégration. Il faut donc améliorer
la ventilation des modules, en particulier en toiture.
De plus, les coefficients de température et la réponse
en température des modules varient selon les technologies. Ce qui est vrai pour une technologie ne l’est
pas forcément pour une autre. L’exemple du Silicium
cristallin est révélateur.
Le risque d’incendie est aussi à prendre en considération. En courant continu, si la connectique est mal
montée, il peut y avoir des connecteurs qui se séparent et un effet d’arc qui sera maintenu, contrairement
au courant alternatif. Il est donc important de veiller
à ce que la connectique soit bien faite et fiable. L’INES
développe actuellement des systèmes spécifiques
permettant de détecter les arcs et de les prévenir par un
petit système électronique qui est à l’arrière du module
photovoltaïque. Ce système électronique pourra en
outre avoir d’autres usages tels que la gestion des problèmes d’ombrage.
Conclusion
Le photovoltaïque ne connaîtra pas de révolution
technologique mais plutôt des évolutions incrémentales qui permettront à terme de diminuer ses coûts.
Il convient donc de s’appuyer sur les technologies
existantes et sur leur retour d’expérience afin de
procéder à leur amélioration. Les normes IEC accompagnent ces évolutions et constituent de ce fait un
gage de qualité.
Les progrès attendus aujourd’hui pour accroître la fiabilité des modules photovoltaïques sont la connaissance
des causes de défaillances résiduelles et la création de
dispositifs de prévention des risques.
ECHANGES DE VUES DANS LA SALLE
Quelles sont les prochaines évolutions des normes
IEC 61-215, la dernière version datant de 2005 ?
Dans le cas de l’envoi de plusieurs modules pour
la certification, comment s’assurer de l’homogénéité de la qualité sur toute la production ? Dans le
cadre d’une certification 61-215, lorsqu’un process
industriel évolue, est-il obligatoire de le soumettre
à une nouvelle certification ?
Au sujet de la norme 61-215, la technologie semble
suffisamment stabilisée pour être influencée par de
grandes évolutions.
En matière de certification, les lois française et allemande divergent. La certification initiale certifie huit
modules, nommés « certificats TÜV ». Le LNE, par la
voie de sa filiale Certisolis, a l’ambition d’élaborer une
certification conforme au Code de la consommation,
impliquant des contrôles de régularité jugés par des
audits en usine et des tests adaptés. La mise en place
d’un tel référentiel de certification implique cependant
un délai. A terme, l’objectif poursuivi sera de garantir la pérennité des performances par un contrôle de
constance de la production.
Le référentiel devra s’adapter à la notion de certification de produit unique ou de gamme. Il devra définir
les sauts technologiques qui nécessitent des essais de
contrôle complémentaires, en fonction de leur importance. Des essais de contrôle complémentaires plus
ou moins importants existent déjà au travers de la
certification TÜV. Le TÜV est capable de certifier une
gamme, par la certification de quelques types dans la
gamme et l’établissement de lois d’interpolation pour
les autres types.
Concernant les Couches Minces : que dire des
tests de vieillissement accéléré vis-à-vis du CIS ou
du CdTe devant respecter la norme 61-646, cette
norme n’étant pas adaptée à ces technologies ?
Les Couches Minces sont encore soumises à évolution :
elles ont besoin d’être un peu affinées, quant au préconditionnement et à la tenue sous humidité. Le facteur
de risque est quelque peu plus élevé sur les Couches
Minces. Il y a des marges d’incertitude plus grandes
incitant donc à la prudence.
Les fabricants français sont-ils essentiellement des
fabricants de modules ? Au-delà de ces fabricants
de modules, a t-on une adaptation aux bâtiments ?
Une étude publiée par la FFSA citait effectivement
100 et 200 nouvelles sociétés créées pour produire
des panneaux photovoltaïques ?
SCOR Global P&C - Mars 2011 - 13
Les entreprises dont vous parlez ne produisent pas
les modules en tant que tels mais ont développé leur
propre kit de montage et d’installation, en achetant des
modules sur le marché et en développant des méthodes
spécifiques de fixation en toiture. Chacune a développé
ses méthodes d’étanchéité et d’installation en toiture
avec un large panel de possibilités.
fixe les critères techniques pour le tarif d’intégration
conformément aux arrêtés. L’un des critères plus difficiles à appliquer est la manière dont on vérifie que le
champ photovoltaïque suit le plan de la couverture. Ceci
soulève des problèmes concernant les profils drainants
ou la gestion des impératifs d’étanchéité, de ventilation
et d’esthétique.
En revanche, pour la fabrication spécifique de modules,
le marché ne compte qu’une petite dizaine d’entreprises
en France mais devrait s’élargir. Par ailleurs, certaines
sont intégrées et fabriquent leurs modules pour leur
propre compte. Les systèmes de montage recouvrent
de petites sociétés : couvreurs, façadiers, verriéristes.
Elles se destinent plutôt au bâtiment industriel et au
bâtiment agricole, ainsi qu’aux maisons individuelles
pour une installation visant les trois kilowatts.
La production et la prévision de production soulèvent encore des incertitudes quant au module
lui-même, à son installation et au type de cellule.
Comment assurer un retour sur production et sur
investissement à un particulier ou à un investisseur ? Quelles sont les marges d’erreur ?
Le système de tuiles photovoltaïques est un système
en tuiles laminées, cadrées ou non, avec des cadres
spécifiques permettant l’étanchéité ; ce sont en général
des modules de petites dimensions qui sont installés sur
les charpentes traditionnelles.
Les nouvelles règles d’intégration permettent une multitude de systèmes : verrière ou tuile photovoltaïque.
C’est le module qui assure l’intégralité de l’étanchéité.
Le Comité d’Evaluation de l’Intégration au Bâti (CEIAB)
14 - Mars 2011 - SCOR Global P&C
Le recours à un bureau d’études permet de minimiser les
marges d’erreur en prévoyant le mode d’installation, de
montage et de ventilation. Il est ainsi possible d’évaluer
la perte en observant la ventilation et le montage, mais
aussi le type de module choisi, l’exposition, la localisation du site et les données météorologiques afférentes.
Demeureront les incertitudes de défaillance telles qu’un
ombrage intempestif ou le dépôt d’une feuille sous le
module, qui peuvent aussi être source de défaillances.
Les modèles et les outils de simulation utilisés sont à cet
égard relativement fiables. Les modèles complexes sont
extrêmement fiables, mais les modèles simples assurent
néanmoins des prédictions correctes.
2
L’EVALUATION TECHNIQUE
DANS LE DOMAINE
PHOTOVOLTAÏQUE PIERRE CARLOTTI,
Adjoint au Directeur Technique du Centre
Scientifique et Technique du Bâtiment
(CSTB)
JOSE FONTAN,
Responsable du Département Enveloppe
et Revêtements du CSTB
Le Centre Scientifique et Technique
du Bâtiment (CSTB) a été créé en 1947. Il s’agit
d’un établissement public à caractère industriel et
commercial placé sous la tutelle du ministre de
l’Ecologie, de l’Energie, du Développement durable,
des Transports et du Logement. Le CSTB est un
acteur public indépendant au service de l’innovation dans le bâtiment dont les activités principales
sont la recherche, l’expertise, l’évaluation et la
diffusion des connaissances. Le CSTB contribue
à la promotion de la qualité et de la sécurité de
la construction durable et ce, grâce aux compétences de ses 850 collaborateurs, de ses filiales et
de ses réseaux de partenaires nationaux, européens
et internationaux.
I. L’innovation dans le secteur
du bâtiment
Avant d’aborder l’évaluation technique dans le
domaine du photovoltaïque, il convient de rappeler
quelques définitions fondamentales. Les termes invention et innovation sont souvent confondus. L’invention
est une idée brevetable qui peut être pertinente ou
non sur le plan technique ou économique. L’innovation
correspond à un changement technique capable de
modifier les conditions de la production et du marché.
Le photovoltaïque illustre bien la différence entre
ces deux termes. Comme le mentionne l’article de
Jean-Pierre Joly, le photovoltaïque existe depuis plusieurs décennies. A l’heure actuelle, le photovoltaïque
se trouve dans une phase d’innovation : les coûts de
production diminuent, les procédés s’améliorent, mais
cela ne présage aucunement qu’une révolution technologique ait lieu.
Dans le secteur de la construction, on distingue les
procédés traditionnels des procédés non traditionnels.
Les procédés traditionnels désignent les techniques
partagées par tous les acteurs. Les procédés traditionnels relèvent des DTU (Document Technique Unifié),
une technique maîtrisée par tout artisan ou ouvrier du
bâtiment qualifié dans sa spécialité.
SCOR Global P&C - Mars 2011 - 15
On distingue par ailleurs les techniques courantes des
techniques non courantes. Cette distinction introduit
la notion d’assurabilité avec formalité ou sans formalité
et dépend de l’avis de l’agence qualité construction.
Les techniques courantes désignent les techniques
assurées sans formalité.
L’innovation peut porter sur :
• les composants élémentaires du produit (matériaux,
etc.). On peut par exemple inventer un nouveau
type de revêtement sol avec un carrelage qui a un
nouveau type de surfaçage, ce qui constituerait une
innovation entrant dans la catégorie des composants
élémentaires ;
• les produits (assemblage de composants élémentaires)
tels qu’un nouveau type de bloc béton utilisant un
nouveau type de matériau, etc. ;
• les modalités de dimensionnement et de calcul ;
• la mise en œuvre.
Les pratiques du marché français de la construction
peuvent différer de celles des autres pays. Dans le cas de
l’Allemagne, par exemple, il s’agit d’un marché fondé
sur l’agrément. En Allemagne, on ne peut mettre sur
le marché que des produits qui ont reçu l’autorisation de
mise sur le marché. Alors qu’en France, toute personne
peut légalement vendre des produits de construction.
En France, aucun élément normatif n’impose au vendeur qui met un produit de construction sur le marché
de connaître ce produit. Cela pose la question de la
confiance des acteurs. En effet, pour être acceptée par
les acteurs du marché français de la construction, l’innovation doit pouvoir convaincre qu’elle ne remet pas en
cause la qualité et la sécurité durables du bâtiment dans
lequel elle est intégrée, au-delà des qualités premières
de cette innovation. Il est donc important de donner aux
acteurs les éléments d’information permettant d’éclairer
leurs choix et d’exercer leurs responsabilités en toute
connaissance de cause et en toute indépendance. C’est
dans ce contexte que le CSTB se propose de faciliter la
diffusion des innovations en suscitant de la confiance
parmi les acteurs et ce, par le biais de l’évaluation
technique. L’évaluation technique telle que la pratique
le CSTB se fonde sur des valeurs d’indépendance et
de transparence.
Le CSTB propose différents types de prestation selon
le stade de développement du produit.
• Le CSTB peut accompagner et aider à l’innovation
lorsque le produit en est encore au stade de la R&D.
Le CSTB peut en effet aider les acteurs à améliorer un
procédé en les conseillant sur des aspects purement
bâtimentaires.
• Lorsque le procédé atteint une certaine maturité,
la possibilité lui est donnée de commencer à pénétrer
sur le marché grâce à deux méthodes : la méthode
traditionnelle de l’avis technique (ATec), qui est l’évaluation de référence depuis 1970, et la méthode de
l’appréciation technique d’expérimentation (ATEX),
Les différents types d’évaluation selon le stade de développement du produit
Rentabilité
ID+
PI
ATec
R&D
ATex
Certifications
« Point mort »
Période
de rentabilité
négative
Lancement
16 - Mars 2011 - SCOR Global P&C
Cycle de vie du produit
Croissance
Maturité
Déclin
qui est plutôt adaptée au cas d’un chantier expérimental. Le procédé est jugé dans le contexte du
chantier en fonction des compétences particulières
de l’entreprise et des acteurs du chantier.
• Le Pass’Innovation a été créé à la suite du Grenelle
de L’Environnement. Il concerne les produits qui ont
vocation à se développer. Ces produits pourraient
être appelés des « préséries » ou des « premières
séries ». Dans le domaine du photovoltaïque, le Pass’
Innovation est destiné à des procédés utilisés pour
des habitations telles que les maisons individuelles,
les immeubles ou pour des locaux techniques tels que
des hangars agricoles.
Initialement, le Pass’Innovation avait pour vocation
de permettre l’utilisation de procédés ou de matériaux qui avaient fait leurs preuves à l’étranger en
leur donnant accès au marché français et d’accélérer
ensuite l’obtention d’avis techniques. L’étendue du
Pass’Innovation a par la suite évolué en intégrant des
produits spécifiquement français (tels que le photovoltaïque intégré au bâti) et où l’avis technique
ne permettait pas une offre rapide sur le marché.
Le photovoltaïque répondait précisément à ces
critères. S’il existait une demande, il n’y avait en
revanche pas d’offre suffisamment sécurisée par une
procédure d’évaluation.
Les tendances du marché de la certification enregistrent un essor rapide de l’ATec. Entre 1980 et 2000,
sa croissance s’est ralentie du fait de la mise en place
de l’ATEX en 1982. Sur le diagramme ci-dessus figurent
les ATec, les ATEX délivrés depuis 2001 ainsi que les
Pass’Innovation en cours d’acceptation.
Le flux des avis techniques délivrés chaque année
oscille entre 450 et 600 avis techniques délivrés.
Ces derniers correspondent majoritairement à des
cycles économiques. Ils peuvent cependant être aussi
contra-cycliques ; à mesure que l’économie ralentit,
les entreprises tendent à innover en se concentrant
sur leur R&D, ce qui a pour conséquence d’augmenter
les demandes d’avis techniques. On constate depuis
les années 2006/2007 une croissance ininterrompue,
interprétée comme un double effet de la répercussion
de la crise économique et du Grenelle de l’Environnement. D’une part, et comme mentionné plus haut, la
crise économique induit des efforts de R&D des entreprises, de l’autre, le Grenelle de l’Environnement agit
comme une politique gouvernementale de poussée
de l’innovation.
Les ATEX sont quant à elles différentes car portant sur
des ouvrages quelque peu exceptionnels. Leur nombre
dépend du volume de maîtrises d’ouvrage engagé.
Evolution de la certification depuis 2001
800
700
600
500
400
300
200
100
0
2001
2002
PI (devis acceptés)
2003
ATEX
2004
ATEC
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Chiffres au 5 février 2010
SCOR Global P&C - Mars 2011 - 17
De l’innovation vers le domaine
traditionnel
Normes, NF DTU
Avis techniques
Appréciation
Technique
d’Expérimenta
tio
Pass’Innovatio
n
n
la réalisation du chantier. Le lancement d’une nouvelle
innovation sur le marché passait alors par une expérimentation sur quelques chantiers, dans une relation
de confiance entre le maître d’ouvrage, l’entreprise,
les assureurs. Le Grenelle de l’Environnement a eu pour
volonté de faire arriver les innovations beaucoup plus
vite sur le marché, avec la création de préséries.
La définition du Pass’Innovation a été alimentée par la
Fédération Française des Sociétés d’Assurance (FFSA)
en collaboration avec l’AIMCC (syndicat des produits de
construction), la FFB (Fédération Française du Bâtiment)
et la CAPEB (Confédération de l’Artisanat et des Petites
Entreprises du Bâtiment), dans un objectif de passage
de l’innovation à l’avis technique.
Le Pass’Innovation prend acte d’une expertise suffisante
sur le projet, attestant de la maîtrise du risque, sans
pour autant avoir l’ensemble des éléments en présence.
Accompagnemen
t
Aide à l’innovat
ion
LE PASS’INNOVATION
L’avis technique est une procédure définie par l’arrêté
du 2 décembre 1969. Le demandeur de l’avis technique
constitue un dossier avec l’aide d’un instructeur du CSTB
qui le conseille. L’instructeur soumet ensuite le dossier
à un groupe spécialisé de 20 à 30 experts du domaine
concerné. La séance est présidée par une personne
externe au CSTB qui anime le débat. Le rapporteur du
groupe spécialisé est issu du CSTB. Il a pour mission de
rappeler ce qu’on appelle la « doctrine du groupe spécialisé », à savoir de rappeler la direction dans laquelle
doivent se tenir les débats pour juger les produits.
La procédure du Pass’Innovation est une évaluation
rapide qui se décompose en deux étapes. Dans un premier temps, le demandeur soumet un dossier qui sera
analysé par un expert du CSTB. Ce dernier, si le dossier manque de pièces ou justificatifs, peut orienter le
dossier vers un Pass’Innovation, plus ou moins négatif
(rouge ou orange). Dans ce cas, le demandeur détient
un bref délai pour corriger son dossier, qui fera l’objet
d’une nouvelle analyse par le CSTB. L’attribution du
« vert » désigne un risque limité, « orange » reconnaît
qu’un procédé est intéressant sans pour autant que
tous les risques ne soient encore levés. Le « rouge »
quant à lui souligne l’importance des risques et la
difficulté de les lever.
Après quelques années d’exploitation, tout secteur
professionnel devrait se diriger vers un Document
Technique Unifié (DTU), c’est-à-dire sortir de l’avis
technique pour entrer dans le domaine traditionnel.
Le Pass’Innovation a été lancé en juillet 2008 et le
nombre de demandes a considérablement évolué
depuis 2009, expérimentant une forte croissance.
Cependant, un tiers des demandes sont abandonnées.
L’AVIS TECHNIQUE (ATEC)
L’APPRECIATION TECHNIQUE
D’EXPERIMENTATION
Avant le Grenelle de l’Environnement, il n’y avait
en amont que l’« ATEX » (l’appréciation technique
d’expérimentation) qui était surtout adaptée aux chantiers expérimentaux et dont l’obtention conditionnait
Il peut s’avérer que les demandes de Pass’Innovation
ne soient pas pertinentes, du fait du manque de
maîtrise ou d’expertise du demandeur dont le projet
relèverait manifestement du DTU. Dans d’autres cas,
les Pass’Innovations sont sollicités dans le simple objectif de répondre à un appel d’offres et la demande ne
sera officielle qu’à la condition de remporter l’appel
d’offres.
Le coût d’un Pass’Innovation s’élève environ à
10 000 euros. Les petites et moyennes entreprises
peuvent se faire aider pour le financement par les collectivités locales ou les agences de développement, ou
l’OSEO (entreprise publique favorisant, entre autres
missions, l’aide à l’innovation).
18 - Mars 2011 - SCOR Global P&C
Répartition des Pass’Innovation par domaine (sur la totalité des contacts)
1%
7% 2%
2%
95 %
4%
5%
Photovoltaïque
Structure, maçonnerie, gros œuvre
Procédé d’isolation
14 %
Toiture, couverture, étanchéité
Installation de génie climatique, chauffage
Divers
Revêtement de sol
20 %
Cloisons et plafonds, second œuvre
Récupération d’énergie
Données au 22 mars 2009
La part de demandes de Pass’Innovation dans le domaine
du photovoltaïque est prépondérante comme l’illustre
le graphique ci-dessus. L’essentiel des dossiers soumis
provient des entrepreneurs de PME. Par ailleurs, peu
de demandes de la part d’entrepreneurs étrangers
ont été enregistrées. Ceci pourrait s’expliquer par la
volonté française de recourir au procédé d’intégration,
ce contrairement, par exemple, à l’Allemagne.
Le Pass’Innovation doit-il être une technique jugée a
priori courante ou a priori non courante ? Les partisans
d’une insertion rapide du photovoltaïque abondaient en
faveur d’un classement en technique a priori courante.
Cependant, et lors de discussions auxquelles ont notamment participé le ministère de l’Ecologie, de l’Energie,
et du Développement durable et la Fédération Française
des Sociétés d’Assurances, la solution qui s’est imposée
est celle de la conservation de la logique de la technique non courante compte tenu du caractère simplifié
du Pass’Innovation. L’avis technique met en effet en
œuvre une analyse plus détaillée. Le Pass’Innovation
est donc une technique non courante mais peut être
indiquée différemment dans les contrats et ne pas être
assimilée à une simple technique non courante qui ne
fait l’objet de rien.
LA CERTIFICATION
L’une des spécificités de la France réside dans l’absence
d’agrément, mais aussi dans l’existence d’une
Responsabilité Civile Décennale. Cela a conduit à
construire des avis techniques et des certifications de
type ATEX et Pass’Innovation, évaluant le produit dans
l’ouvrage, et le produit mis en œuvre. En parallèle, certains produits ne posant pas de problèmes particuliers
d’intégration requièrent que l’on ait la connaissance
de la qualité du produit et de la constance de qualité.
La qualité intrinsèque du produit, indépendamment de
sa mise en œuvre, est à cet égard tout aussi importante.
D’autres configurations mettent en jeu une interaction
entre la qualité du produit et sa mise en œuvre : il s’agit
de la certification couplée avec un avis technique, où
l’avis sur le produit mis en œuvre n’est valide que si le
produit est de qualité suffisante.
II. L’innovation photovoltaïque
dans l’intégration au bâtiment
En matière d’innovation dans le bâtiment, différents
types d’évaluation interviennent selon le stade de
développement du produit : l’avis technique (ATec),
l’appréciation technique d’expérimentation, le Pass’
Innovation ou encore la certification. Il importe désormais
de s’intéresser à l’application de ces process d’évaluation
quant aux innovations ayant trait au photovoltaïque.
Le photovoltaïque s’impose comme un procédé clé pour
générer de l’électricité intégrée au bâtiment à partir
du solaire. Le Grenelle de l’Environnement a fixé pour
objectif que tous les bâtiments soient à énergie positive
à l’horizon 2020. Aussi, la logique qui préside à cette
démarche est de produire de l’électricité avec l’énergie
disponible à proximité. En ce qui concerne les logements
ou les maisons individuelles, le solaire plus encore que
l’éolien ou le thermique apparaît comme l’élément le
plus adapté en termes d’intégration au bâtiment et de
poursuite des objectifs du Grenelle de l’Environnement.
Il existe toutefois des exceptions à cette assertion ; par
exemple, au Pays de Galles, zone connaissant de forts
vents et beaucoup de nuages, il existe certaines maisons prototypes satisfaisant aux « énergies positives »
grâce à des éoliennes de quinze mètres installées dans
leur jardin.
SCOR Global P&C - Mars 2011 - 19
La puissance crête est un aspect majeur à prendre en
compte, et qui se réfère au kilowatt que l’on peut
atteindre en conditions optimales d’ensoleillement,
ce qui implique 1 000 watts par mètre carré. Sur site,
ces conditions varient et influent logiquement sur la
quantité de kilowattheures produite. Des cartes du
potentiel solaire photovoltaïque peuvent être constituées, appuyant par ailleurs le caractère inégal du
potentiel énergétique sur le territoire national, avec
des cas extrêmes tels que les départements d’outre-mer.
EXEMPLES DE MODULES
Lorsqu’on traite de l’intégration du module au bâtiment, le module le plus courant est dit « standard ».
Il s’agit d’un verre en face avant, d’un polymère en
face arrière et de cellules encapsulées dans une résine.
Il existe également le vitrage photovoltaïque ayant pour
vocation architecturale d’être semi-transparent ou de
faire des ombres. Le film photovoltaïque peut être posé
en étant déroulé, ce qui induit une certaine souplesse.
Il n’y a pas de distinction suivant les techniques
de cellule.
AVIS TECHNIQUE ET PASS’INNOVATION
Le critère d’observation essentiel réside dans l’emploi
du produit, du procédé dans son ouvrage. Dès lors que
le procédé photovoltaïque se substitue à un élément
d’enveloppe, il doit répondre aux mêmes exigences
que celles habituellement demandées à l’élément
d’enveloppe correspondant. En ce qui concerne la
notion de ventilation, cet aspect est observé en tant
qu’élément d’enveloppe et non en tant qu’élément
photovoltaïque, prenant en compte son incidence sur
la production.
Lors de l’examen de certification, plusieurs aspects sont
observés :
• durabilité des matériaux ;
• résistance aux contraintes climatiques ;
• étanchéité à l’eau ou à l’air dans des cas particuliers
(façades de verre par exemple) ;
• sécurité des personnes sur le chantier ;
• sécurité des usagers ;
• ventilation minimale en sous-face des modules ;
• non-perturbation du chemin des câbles électriques ;
LA CERTIFICATION
• faisabilité de la procédure de maintenance ;
Certisolis certifie les performances conventionnelles,
tout comme le TÜV (Technischer ÜberwachungsVerein, un organisme de contrôle et de normalisation
allemand), qui est un acteur majeur basé en Rhénanie
possédant 50 % de parts de marché et ayant racheté
le laboratoire de l’Université d’Arizona. De nouveaux
acteurs pénètrent l’Europe, tels le laboratoire américain Underwriters Laboratories (UL) en Allemagne
ou le CSTB et le LNE français avec Certisolis pour
filiale (en partenariat avec l’INES) qui vise à fournir
des certifications « packagées ». Certisolis tend à être
un guichet d’entrée de certification, tout comme les
autres acteurs mentionnés plus haut, qui prend en
compte les spécificités nationales existantes. A ce
titre, la norme 61-215 est générale mais les essais
de comportement au feu seront différents selon que
l’on se trouve en Allemagne, en France ou aux EtatsUnis. L’objectif de Certisolis est de permettre une
certification qui donne toutes les données d’entrée
nécessaires à l’écriture d’un avis technique en toute
confiance.
• sécurité incendie pour tous les types de bâtiments.
20 - Mars 2011 - SCOR Global P&C
Dans l’avis technique du Pass’Innovation, sera indiqué
le domaine d’emploi pour lequel l’analyse a été menée.
Cela n’implique pas l’interdiction du produit pour un
domaine d’emploi plus exigeant, mais requiert des
essais complémentaires.
En ce qui concerne le tarif de rachat, il faut noter que
l’Etat a voulu mettre fin à la spéculation en mettant en
place le tarif de rachat semi-intégré ainsi que différentes
contraintes telles que des limites de puissance. Le texte
peut apparaître complexe sous certains aspects, laissant
quelques incertitudes et expectatives. Un alinéa mentionne notamment que l’installateur doit fournir un
certificat attestant qu’il satisfait aux avis techniques,
Pass’Innovation en cas de technique courante. L’effet
induit de cet arrêté est l’augmentation du nombre d’avis
techniques ou de Pass’Innovation sollicités, alors que
l’arrêté cherchait initialement à garantir une certaine
qualité dans la production.
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Dominique Dionnet (Mme)
SCOR Global P&C
Stratégie & Développement
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Focus N°ISSN 1638-3133
Mars 2011
SCOR
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92074 Paris-La-Défense CEDEX – France
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