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"Jusqu’où le solaire peut-il être considéré comme ‘vert’ sur le plan écologique ?" par le Dr. Mae-Wan Ho

Traduction et compléments de Jacques Hallard
lundi 17 janvier 2011 par Ho Dr Mae-Wan

ISIS Energie solaire photovoltaïque
Jusqu’où le solaire peut-il être considéré comme ‘vert’ sur le plan écologique ?
How Green is Solar ?
Les modules solaires photovoltaïques au tellure de cadmium en couches minces sont sous les feux de la rampe.

Rapport ISIS 17/01/2011
L’article original en anglais, avec toutes les références, s’intitule How Green is Solar : il est accessible sur le site www.i-sis.org.uk/howGreenIsSolar.php
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Green Energies 100% Renewables by 2050 - By Mae-Wan Ho, Brett Cherry, Sam Burcher & Peter Saunders – ISIS.

L’énergie solaire figure en tête de la liste des énergies renouvelables dans le monde, à la fois pour les capacités installées et pour le taux de croissance. Le solaire photovoltaïque – produisant de l’électricité à partir de la lumière du soleil - a connu une croissance rapide, tirée par les avancées technologiques qui font baisser les prix, autant que par les politiques gouvernementales telles que les tarifs de rachat de l’électricité ainsi produite [1] ] (World Reached 25 % Renewable Energy Capacity, SiS 49) (La version en français s’intitule "On a atteint une capacité de 25% d’énergies renouvelables dans le monde" par le Dr. Mae-Wan Ho, traduction, définitions et compléments de Jacques Hallard [Note du traducteur - Attention : cet article a été très contesté.]

Mais l’énergie photovoltaïque est-elle vraimment écologique ? Un souci particulier est la toxicité des métaux, comme le cadmium qui est utilisé dans les nouveaux matériaux photovoltaïques en couches minces.
La Silicon Valley Toxics Coalition, basée à San Jose en Californie aux États-Unis, a mené une enquête au début de l’année 2010 afin de comparer les pratiques en matière de sécurité et de santé environnementale, ainsi que les politiques de recyclage et la prise en compte de la durabilité parmi les 14 principaux fabricants de panneaux solaires qui représentent environ un quart de la part de marché mondial des panneaux solaires [2, 3].

Les entreprises allemandes sont les mieux placées dans l’ensemble : Calyxo, Solarworld et Sovello ; Yingli en Chine arrive en quatrième position. Les sociétés First Solar et Abound Solar des États-Unis se suivent dans la liste. Il n a pas été obtenu de réponse à partir de plusieurs grands fabricants comme Sharp, Miasolé, Best Solar et Solyndra.

Le sondage révèle également les points suivants :
- La moitié des entreprises interrogées se chargent de la reprise obligatoire et du recyclage à la fin de vie de fonctionnement des panneaux. Mais la plupart doivent commencer à économiser et à constituer des réserves financières pour assurer ces programmes futurs.
- Environ les deux tiers des entreprises interrogées n’ont pas réussi à effectuer une analyse du cycle de vie de leurs produits
- Les risques liés aux produits chimiques utilisés pendant la fabrication des panneaux solaires ne sont pas pris en compte par la majorité des fabricants qui ont répondu.

Il est important d’effectuer une analyse du cycle de vie ainsi que d’étudier les impacts négatifs, tant environnementaux que sanitaires, des options concernant les énergies renouvelables : le recyclage des matériaux en fin de vie devrait être obligatoire, en particulier pour les composants toxiques, comme le cadmium ou le tellure de cadmium.

  L’analyse du cycle de vie

Les chercheurs dirigés par Vasilis Fthenakis à l’Université Columbia, New York, aux États-Unis, ont mené l’analyse du cycle de vie des panneaux ou modules solaires photovoltaïques ([4] Solar Power Getting Cleaner Fast, SiS 39).

Dans la dernière mise à jour complète, l’analyse débute par l’acquisition des matières premières, à travers le traitement des matériaux, la fabrication, l’utilisation, le démantèlement, le traitement ou l’élimination et le recyclage, le cas échéant, la prise en compte comptable des intrants de matières et d’énergie, ainsi que les déchets sous forme d’effluents dans l’air, dans les eaux ou dans les sols [5].

Les intrants de matières et d’énergie, de même que les sorties au cours des cycles de vie des systèmes photovoltaïques de silicium (Si PV) et de tellure de cadmium en couche mince (CdTe) ont été étudiés en détail à partir des mesures réelles effectuées dans les usines de production des équipements photovoltaïques PV entre 2004 et 2006.

Ils ont utilisé les données les plus à jour obtenues par des chercheurs sur l’inventaire du cycle de vie (ICV) pour la production de modules de silicium cristallin en Europe occidentale dans le cadre de la Crystal Clear, un grand projet intégré européen qui se concentre sur la technologie du silicium cristallin, co-financé par la Commission européenne et les pays participants.

Les données ICV pour la technologie relative au tellure de cadmium CdTe en couches minces ont été prises à partir des informations provenant de l’usine de First Solar située à Perrysburg, dans l’Ohio, aux États-Unis.
L’épaisseur typique des PV multi- et mono-Silicium est de 270-300 mm, et celle de ruban-Silicium est de 300-330 mm ; 72 cellules individuelles de 156 cm2 (125 cm x 125 cm) comprennent un module de 1,25 m2 pour tous les types photovoltaïque au silicium.

Le rendement de conversion des divers modules : ruban, multi- et mono-Silicium est respectivement de 11,5, 13,2 et 14,0 pour cent. Depuis 2006, l’usine de First Solar fabrique des modules de 25 MWp sans cadre, avec double vitrage, en modules au CdTe de 1,2 mètre sur 0,6 mètre, évalué avec une efficacité de 9 pour cent avec une couche active d’environ 3 mm d’épaisseur, soit seulement un centième de l’épaisseur du système photovoltaïque en silicium.

Une partie importante de l’installation des panneaux solaires, qui n’a pas été prise en compte dans l’analyse précédente du cycle de vie, est la ‘balance of system’ (BOS), "l’équilibre du système" : sont considérés tous les composants, autres que les panneaux photovoltaïques PV eux-mêmes, qui sont nécessaires pour les supporter et pour permettre leur fonctionnement.

Les modules de silicium nécessitent un cadre en aluminium de 3,8 kg / m2 pour le montage, tandis qu’un support de verre remplit les mêmes fonctions pour le PV au CdTe. Pour une toiture photovoltaïque, "l’équilibre du système", BOS, comprend généralement des onduleurs, le montage des structures, des câbles et des connecteurs.

Les systèmes solaires à grande échelle équipés au niveau du sol nécessitent des équipements et des installations supplémentaires, tels que les raccordements, les installations de bureau et les fixations en béton. La masse de ce type d’équipement a été estimé à 9 - 10 fois la masse des panneaux, pour une installation de 3,5 MW réalisée à Springville, dans l’Arizona aux Etats-Unis.

  Temps de récupération de l’énergie utilisée et émissions des gaz à effet de serre

Les paramètres les plus fréquemment pris en compte dans les analyses pour la mesure du cycle de vie des systèmes PV, concernant l’environnement, sont l’energy payback time (EPBT), le temps de retour énergétique, d’une part, et les émissions des gaz à effet de serre, d’autre part. L’EPBT est la durée nécessaire pour qu’un système donné d’énergie renouvelable arrive à produire la même quantité d’énergie que celle qui a été utilisée pour produire le système lui-même. Le calcul de l’équivalent en énergie primaire nécessite des connaissances relatives aux carburants et/ou combustibles typiques de chaque pays, les matières premières et les technologies qui sont utilisées pour produire de l’énergie.

Les paramètres EPBT, les ‘temps de retour énergétique’, sont présentés dans la figure 1. Comme on le voit, les photovoltaïques PV au tellure de cadmium CdTe ont, de loin, les plus faibles valeurs : un an en Europe et un peu plus d’un an aux États-Unis.

Les émissions de gaz à effet de serre pendant le cycle de vie d’un système PV sont estimées comme un équivalent de CO2, en utilisant une période de temps intégrée de 100 ans ; les principales émissions incluses dans les émissions de gaz à effet de serre GES sont le CO2 (potentiel de réchauffement planétaire, PRG = 1), le méthane CH4 (PRG = 23), N2O (PRGP = 296), et les chlorofluorocarbones (PRG = de 4600 à 10 600).

Encore une fois, les émissions des panneaux photovoltaïques PV au tellure de cadmium CdTe, avec 24 g par kWh, arrivent en tête du classement par rapport aux panneaux photovoltaïques PV au silicium, avec 37 g par kWh. Ces émissions sont bien en deçà de celles du gaz naturel, du charbon et du pétrole. J’ai omis les émissions des gaz à effet de serre de l’énergie nucléaire, données dans le graphique des auteurs à 24 g par kWh, le même que pour le PV au CdTe. Cette valeur était bien inférieure à celle résultant d’une analyse détaillée réaliste, qui a placé les émissions des gaz à effet de serre du nucléaire entre un minimum de 85 g et un maximum de 130 g par kWh ([6] The Nuclear Black Hole, SiS 40).

Les consommations d’électricité, de carburants et de combustibles au cours de la production des matériaux et des modules photovoltaïques sont les principales sources des émissions de gaz à effet de serre pour les cycles de vie du photovoltaïque. En amont, les méthodes de production d’électricité jouent également un rôle important dans la détermination des émissions totales de gaz à effet de serre. Par exemple, le facteur d’émission moyen des gaz à effet de serre concernant le réseau électrique des Etats-Unis est de l’ordre de 40 pour cent plus élevé que celui qui existe en Europe occidentale (UCTE), ce qui entraîne des estimations de gaz à effet de serre plus élevées pour les modules produits aux États-Unis. Il est clair que les améliorations dans l’utilisation des matières et de l’énergie, ainsi que dans le recyclage, permettront d’améliorer les profils concernant les impacts sur l’environnement.

Une amélioration importante, enregistrée au cours des dernières années, est un processus de recyclage des résidus au cours ds opérations de sciage, avec le fluide de coupe qui est utilisé dans la découpe de plaquettes. Ce processus de recyclage récupère 80-90 pour cent du carbure de silicium et du polyéthylène glycol qui étaient auparavant gaspillés comme déchets, ce qui diminue l’energy payback time (EPBT), le temps de retour énergétique, ainsi que les gaz à effet de serre, pour ces technologies, de l’ordre de 10 pour cent. D’autres gaz résiduels ont été comparés. Les émissions de NOx et de SOx résultant du photovoltaïque avec le tellure de cadmium CdTe, qui sont respectivement de 42 mg / kWh et 79 mg / kWh, soit la moitié des émissions qui sont engendrées pour réaliser les modules photovoltaïques avec le silicium.

  Les émissions de métaux lourds

Les émissions toxiques de métaux lourds sont une préoccupation majeure lors de l’extraction, des procédés de fabrication et pendant l’utilisation des équipements.

Le cadmium est un sous-produit du travail sur le zinc et le plomb et il est collecté à partir des émissions et des flux de déchets au cours de la production de ces principaux métaux. La plus grande fraction de cadmium pur à environ 99,5 pour cent, est sous la forme d’une sorte d’éponge provenant de la récupération électrolytique du zinc. Cette éponge est transférée vers une installation de récupération du cadmium, puis traitée par oxydation et lessivage pour générer une nouvelle solution électrolytique. Après une précipitation sélective des principales impuretés, le cadmium 99,99 pour cent pur est récupéré par extraction électrolytique. Puis il est ensuite purifié par distillation sous vide pour les fabrications des modules photovoltaïques à base de tellure de cadmium.

Alors que les émissions du cadmium peuvent avoir lieu tout au long du processus d’extraction, les émissions au cours de la durée de vie d’un module fini au CdTe sont négligeables, car il est enfermé dans du verre. Seul un incendie pourrait le remettre en circulation s’il venait à survenir. Les expériences menées au Brookhaven National Laboratory, qui simulent les conditions réelles d’incendie, ont révélé que le tellure de cadmium CdTe est effectivement contenu dans l’encapsulation entre couches de verre lors de l’incendie, et seules d’infimes quantités (de 0.4 à 0.6 pour cent) de Cd sont libérées. La dissolution du Cd dans le verre en fusion a été confirmée par des études de microscopie à rayons X avec un synchrotron à haute énergie.

Les centrales électriques fonctionnant à partir des dérivés pétroliers et du charbon génèrent systématiquement du cadmium Cd pendant leur fonctionnement, car il est présent à l’état de traces dans ces deux sources énergétiques.

Selon les données de l’US Electric Power Research Institute, dans les meilleures conditions optimisées de fonctionnement et d’entretien, la combustion du charbon pour générer de l’électricité rejette entre 2 et 7 g de Cd / GWh. En outre, 140 g / GWh de Cd sont recueillis inévitablement sous forme de poussière fine ou de particules dans les chaudières, les filtres à manches et les précipitateurs électrostatiques (ESP).

Les émissions de cadmium Cd à partir des centrales électriques fonctionnant aux dérivés lourds du pétrole, sont 12-14 fois plus élevées que celles des centrales qui fonctionnent au charbon, même si le pétrole lourd contient beaucoup moins de cadmium Cd que le charbon (0,1 ppm), car ces installations n’ont pas les équipements de contrôle des particules.
Les émissions de cadmium sont également associées aux cycles de vie des équipements fonctionnant au gaz naturel ou avec du combustible nucléaire, en raison de l’énergie utilisée dans les procédés de traitement et de production des matériaux.

Ainsi, en déplaçant les sources d’énergie conventionnelles, le photovoltaïque au tellure de cadmium CdTe, réduit nettement la quantité de Cd libérée dans l’air. Chaque GWh d’électricité produite par les modules PV au CdTe permet d’économiser environ 5 g d’émissions atmosphériques de Cd si elle est utilisée à la place ou en complément, en référence avec le réseau électrique de l’Europe occidentale UCTE.
Les émissions directes de Cd au cours du cycle de vie des systèmes photovoltaïque PV au tellure de cadmium CdTe sont 10 fois inférieures à celles des émissions indirectes dues à l’utilisation de l’électricité et de carburant dans le même cycle de vie, et environ 30 fois moins que celles des émissions indirectes provenant des cellules photovoltaïques cristallines. Les résultats sont donnés dans la figure 3.

Les auteurs ont également examiné les émissions indirectes de métaux lourds dans le cycle de vie des systèmes photovoltaïques PV Si et ils ont constaté que le photovoltaïque PV au tellure de cadmium CdTe occasionne le moins d’émissions de métaux lourds parmi tous les systèmes photovoltaïques ; par ailleurs, les émissions d’arsenic, de chrome, de plomb, de mercure et de nickel sont moindre qu’avec des modules au silicium.

  L’utilité des concentrateurs photovoltaïques

Un système de concentration photovoltaïque, le « PV Amonix à haute concentration » (HCPV) se compose d’unités appelées MegaModules montés sur des trackers à deux axes. Chaque MegaModule est constitué de 48 blocs d’unités de sous-modules évalués à 3,8 kWp-AC chacun, en vertu d’une irradiance directe normale de 850 W / m2.

Une technologie reposant sur la concentration de réfraction basée sur des lentilles de Fresnel en acrylique, atteint effectivement un taux de concentration de 250. Un morceau de plaque acrylique, avec 24 lentilles minces de 4 mm d’épaisseur et antireflet, est monté sur chaque sous-module. Un total de 1.152 cellules au silicium mono-cristallin à simple jonction, chacune de 1,2 cm2, sont montées au niveau des points focaux d’un MegaModule (voir Fig. 4). Cette cellule solaire mono-cristalline AM-10TM-fonctionne avec une efficacité de 26,5. L’Arizona Public Service a installé et testé plusieurs systèmes Amonix HCPV avec des capacités d’environ 500 kWp, le plus important étant de 168 kWp, installé à son usine photovoltaïque près de Prescott, dans l’Arizona.

Les données pour l’analyse ont été obtenues par le système de 24 kW du centre APS STAR de Phoenix aux Etats-Unis.

Les principales composantes du système de 24 kWp ‘5-MegaModule’ comprennent des cadres, l’optique, les cellules monocristallines au silicium Si, des dissipateurs de chaleur, des trackers, des fondations, un entraînement hydraulique, un moteur, un régulateur, un convertisseur, une sonde, un compteur d’électricité et un anémomètre (un indicateur pour l’enregistrement de la vitesse du vent).

Bien que la zone d’ouverture soit de 182 m2, la superficie totale du concentrateur est de 230 m2, y compris les espaces réservés aux cadres. Les trackers se composent d’un socle de 5,5 m de haut, d’un tube de couplage et d’un entraînement hydraulique avec un contrôleur-régulateur. Les fondations en béton utilisées dans l’installation expérimentale STAR à Phoenix, sont de 5,5 m de profondeur et 1,2 m de diamètre. Chaque système MegaModule de 24 kWp a un onduleur Xantrex de 30 kW et de multiples MegaModules partagent un même transformateur.

Le faisceau de rayonnement solaire direct est en moyenne de 2.480 kWh / m2 / an à Phoenix, dans l’état de l’Arizona. Fonctionnant avec un taux d’efficacité de conversion AC de 16 pour cent, l’installation devrait idéalement produire 72 MWh (2.480 x 0,16 x 182 m2) par an dans des conditions standard de 25˚ C, la température ambiante avec un vent de 1 m / s). Toutefois, il n’a généré que 49,2 MWh en 2005, soit 30 pour cent de moins. Les pertes ont été imputées à des salissures, à l’alignement et aux ombres entre les unités et d’autres objets, ainsi qu’à la température et aux pannes des équipements.

Le tableau 1 donne les paramètres du cycle de vie de l’équipement à concentration par rapport à une installation photovoltaïque ordinaire. Comme on le voit, les photovoltaïques PV ordinaires, en particulier ceux au tellure de cadmium CdTe, ont de meilleures performances que l’équipement à concentration, pour les deux paramètres : aussi bien pour l’energy payback time (EPBT), le temps de retour énergétique, que pour les émissions de gaz à effet de serre (GHG).

Le matériel photovoltaïque à films en couches minces à base de tellure de cadmium CdTe apparaît clairement, pour le moment, le gagnant du classement. Il montre que des installations de distribution à petite échelle peuvent mieux fonctionner que les équipements de services publics importants. Et il y a certainement de la place pour des améliorations, comme le fait de recycler les matières toxiques et, mieux encore, de trouver des alternatives non-toxiques.

Tableau 1 - Paramètres du cycle de vie d’un système photovoltaïque à concentration et d’un système photovoltaïque ordinaire

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 Définitions et compléments en français

 Traduction, définitions et compléments :

Jacques Hallard, Ing. CNAM, consultant indépendant.
Relecture et corrections : Christiane Hallard-Lauffenburger, professeur des écoles
honoraire.
Adresse : 19 Chemin du Malpas 13940 Mollégès France
Courriel : jacques.hallard921@orange.fr
Fichier : ISIS Energie solaire Photovoltaïque How Green is Solar ? French version.2


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