Il faudra baisser les coûts pour développer le marché du solaire thermique

Il faudra baisser les coûts pour développer le marché du solaire thermique

Le 26 avril dernier, l’Ademe a réuni à Sophia-Antipolis, un séminaire sur les travaux en cours pour réduire les coûts des équipements solaires thermiques, de leur installation et de leur maintenance.



 

Partout dans le monde, le solaire thermique est en déclin face au photovoltaïque. L’IEA a décidé de le relancer : son rendement énergétique est en effet bien meilleur que celui du PV. ©PP

 

 

Pour relancer le solaire thermique, l’Agence Internationale de l’Energie ou IEA (International Energy Agency) en anglais, a créé dans son Solar Heating & Cooling Programme (SHC, programme pour la chaleur et le froid solaires), la « Task 54 » ou tâche 54, consacrée à la réduction des coûts du solaire thermique.

 

Le but de ce programme est de parvenir à une réduction des coûts d’au moins 40%. Par réduction des coûts, il faut entendre : baisse du prix des matériels (collecteurs thermiques, systèmes de fixation, connexions hydrauliques, ballons, régulation, etc.), de leur installation et, surtout, de la maintenance des installations solaires thermiques.

 

Le 26 Avril à Sophia-Antipolis, l’Ademe réunissait les participants français et européens à cette tâche 54, pour faire le point sur l’avancée des travaux. Clairement, de grandes avancées ont été réalisées, mais il reste encore beaucoup de travail. Les principaux enseignements de la Task 54 sont publics et rassemblés dans une quinzaine d’articles librement téléchargeables, mais en anglais seulement.

 

 

 

Le but de la Task 54 de l’IEA SHC est la réduction des coûts, tout au long de la vie d’une installation solaire thermique : matériel, mise en œuvre et exploitation-maintenance. Le solaire thermique est rentable, partout dans le monde : même à Oslo. ©PP

 

 

 

 

Peu d’avancées technologiques

 

Premier constat assez unanime parmi les participants à ce séminaire à Sophia-Antipolis, contrairement au solaire photovoltaïque, le solaire thermique a connu très peu d’avancées technologiques depuis 30 ans.

 

Pour l’essentiel, la technologie des matériels utilisés aujourd’hui – capteurs plans, capteurs tubulaires sous vide à circulation de fluide ou à caloduc, régulations, etc. - était déjà disponible.

 

On n’en recense d’ailleurs que deux : les panneaux hybrides, photovoltaïques et thermiques à la fois, d’une part ; le revêtement ThermProtect de Viessmann qui limite l’augmentation de température dans les capteurs. Une troisième technologie, le drainback ou capteurs auto-vidangeables, existait déjà au début des années 80, mais elle est soutenue par un nombre croissant de fabricants.

 

 

 

Pour que tout le monde parle le même langage, la Task 54 a développé un outil d’expression des coûts : le LCoH ou coût complet actualisé de la chaleur solaire qui aboutit à un prix du kWhth dont le calcul standardisé permet la comparaison entre les systèmes et les installations. Il tient compte de l’investissement initial, du coût de la maintenance et de la production de chaleur attendue tout au long de la durée de vie de l’installation. Le LCoH fait l’objet de la note méthodologique A13 disponible sur le site du programme IEA – SHC. ©PP

 

L’excès de chaleur est l’ennemi du solaire thermique

 

Ces trois technologies tentent en réalité de répondre au même problème : la surchauffe dans les circuits primaires solaires qui vaporise et dégrade le fluide primaire – le caramélise, comme disent les professionnels –, provoque un vieillissement prématuré des équipements et entraîne une dégradation contre leurs performances.

 

Le drainback, à partir d’une température de consigne entrée dans la régulation du système, arrête le circuit solaire primaire et, par gravitation, fait redescendre tout le fluide dans un stockage. Dans ce système, le primaire solaire est mis à l’air pour permettre l’écoulement gravitaire lorsque la pompe est arrêtée.

 

Le drain-back est proposé aussi bien pour des installations individuelles que collectives. Il évite la vaporisation du fluide du primaire solaire. Dans la salle, plusieurs des participants au colloque sur la Task 54 regrettaient que cette technologie ne soit pas davantage promue. Daikin est l’un des principaux défenseurs de cette technologie, depuis son rachat de l’allemand Rotex en 2008. Tecsol, Vaillant, De Dietrich /Remeha ou Paw proposent également des solutions Drainback.

 

 

 

ThermProtect, développé par Viessmann, est un mince revêtement ajouté à l’absorbeur des capteurs solaires thermiques. A base d’un alliage thermochromique, ses propriétés de transparence se modifient à partir de 68 – 70°C. ©PP

 

ThermProtect limite la température du primaire solaire à 150°C pour l’instant …

 

Viessmann, de son côté, a proféré conserver l’architecture classique – en pression – des installations solaires thermiques, tout en développant le ThermProtect, une technologie purement statique pour limiter la température du primaire solaire et éviter la vaporisation du fluide caloporteur.

 

Aurélien Didelot, responsable R&D Couche Sélective Viessmann à Faulquemont, est venu à Sophia-Antipolis expliquer le fonctionnement du ThermProtect, en commençant par rappeler le problème. L’été, lorsque les puisages d’eau chaude sanitaire sont faibles, le fluide stagne dans le capteur solaire. Sa température peut atteindre 220°C. Ce qui provoque une surchauffe, une vaporisation et une dégradation du fluide caloporteur.

 

 

 

ThermProtect limite à environ 150°C, la température du capteur solaire thermique. Ce n’est qu’un début. Viessmann poursuit ses recherches pour limiter la température à 120°C. ©PP

 

 

 

... mais vise 120°C bientôt

 

Aurélien Didelot, qui a consacré ses études et, pour l’instant, sa vie professionnelle, au développement des couches sélectives, a eu l’idée d’utiliser un matériel thermochrome – un matériau qui change de couleur en fonction de la température – en guise de revêtement des capteurs thermique : l’oxyde de vanadium (VO2) dopé à l’Aluminium.

 

Le VO2 présente une transition métal/isolant à partir de 70°C environ. En dessous de cette température, il est transparent. Au-dessus, il perd sa transparence, limite l’absorption de chaleur et augmente les pertes par rayonnement. Ce nouveau revêtement présente un surcoût de 70 c€/m² seulement. Viessmann a donc décidé de ne pas modifier le prix de ses capteurs thermiques équipés du revêtement Thermprotect.

 

 

 

A gauche, Laetitia Brottier, co-fondatrice et Directrice Innovations de DualSun. A droite, Daniel Mugnier de Tecsol. Deux des participants au séminaire de compte-rendu des travaux de la Task 54. ©PP

 

 

 

Créé en 2010 seulement, Dual Sun en est déjà à sa seconde génération de capteurs hybrides PVT et dispose déjà de belles réalisations. ©PP

 

Le développement des capteurs hybrides

 

Troisième technologie, le capteur hybride, ou capteur PVT pour PhotoVoltaïqueThermique, offre un double avantage. Un capteur PVT est un capteur photovoltaïque auquel on adjoint en dessous un capteur thermique. Laetitia Brottier, co-fondatrice et directrice Innovations de DualSun a présenté les derniers développements de leurs produits.

 

Créé en 2010, DualSun développe un panneau PVT avec, en surface, un panneau photovoltaïque standard de 60 cellules de 6 pouces (280 Wc) en silicium monocristallin. En sous-face, le nouveau modèle de panneau propose un panneau thermique léger en matériau de synthèse qui atteint 912 Wth. Le tout dans seulement 45 mm d’épaisseur.

 

La présence du capteur photovoltaïque limite la température de stagnation à 74,7°C dans le capteur thermique. En même temps, la présence du capteur thermique assure un rafraîchissement du capteur photovoltaïque, ce qui assure un rendement annuel amélioré de 5 à 15%.

 

 

 

LI-Mithra a développé une solution associant pac à compression eau/eau et panneaux solaires mixtes. Les panneaux constituent la source froide des pac. ©PP

 

Des pompes à chaleur avec un COP annuel supérieur à 6,5

 

Plusieurs autres produits développements en cours on été présenté lors de ce séminaire du 26 avril à Sophia-Antipolis. L’un des plus remarquables est le développement par LI-MITHRA Engineering d’une pompe à chaleur à absorption solaire, associée à un capteur PVT.

 

L’entreprise propose quatre systèmes : la pompe à chaleur Helina de 2,8 kW, associée à 2 capteurs PVT, pour la production d’ECS ; la pompe à chaleur LM1-Hélio de 5 à 8 kW, associée à 6 à 12 capteurs PVT, pour le chauffage, la climatisation et la production d’ECS ; LM2-Hélixa de 10 à 20 kW avec 12 à 24 capteurs et LM3 de 25 à 85 kW, associée à 24 à 100 capteurs hybrides.

 

Quand LI-MITHRA Engineering évoque des « pompes à chaleur à absorption solaire », il ne faut pas comprendre qu’il s’agit de pompes à chaleur à absorption classique, mais plutôt des pompes à chaleur à compression classiques, utilisant le R410A pour l’instant, bientôt sans doute le propane, et dont la source froide est composée de panneaux solaires PVT.

 

L’Ademe a financé l’obtention par LI-MITHRA Engineering d’une déclaration de vérification ETV (EU Environmental Technology Verification pilot programme) qui établit pour la latitude de Strasbourg, un coefficient de performance saisonnier (SPF) global du système (PVT + pac) de 6,6.


Source : batirama.com / Pascal Poggi

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