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« Le retour énergétique sur investissement » signifie que le module a produit une quantité d'énergie aussi importante que celle qui a été nécessaire pour permettre sa production. Actuellement, le « retour énergétique sur investissement » des panneaux REC est d'environ un an. Les modules sont garantis pour pouvoir fonctionner pendant 25 ans, ce qui signifie un solde positif net du retour énergétique sur investissement de 24 ans (ou plus…).
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Tous les modules photovoltaïques produisent de l'électricité de façon quasiment identique. Pour l'utilisateur, les différences principales sont au niveau du prix, de l'apparence, de la durée de vie du produit et de son rendement. D'une façon générale, les cellules à film fin sont meilleur marché mais ont un rendement moins important que les cellules cristallines et leur durée de vie est plus courte. Le choix de la solution la meilleure dépend des variables propres à l'utilisation spécifique, comme le coût de l'électricité, l'utilisation ou non d'un système de poursuite solaire, et l'existence ou non d'une surface limitée de pose.
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Le coût réel de l'électricité générée à partir d'un système photovoltaïque est en principe fonction des coûts d'investissement et de financement divisés par la production totale d'électricité répartie sur la durée de vie du système. Le coût de l'investissement est largement dépendant du coût des modules photovoltaïques, qui lui-même est dépendant en grande partie des coûts du silicium raffiné utilisé dans ces modules. Le coût des modules photovoltaïques est cependant en baisse constante en raison de la compétition extrêmement vive entre les producteurs et des avancées technologiques actuellement réalisées. D'un autre côté, sur la majorité des marchés, le prix de l'électricité augmente. La « parité réseau » est atteinte lorsque les cellules solaires peuvent produire de l’électricité au même prix (ou à un prix inférieur) que celui de l'électricité achetée en provenance du réseau (à l'exclusion des subventions et tarifs spéciaux). À partir du moment où la parité est atteinte, il est considéré plus avantageux d'acheter l'électricité à partir d'un système solaire plutôt qu'à partir du réseau public. La « parité réseau » sera atteinte tout d'abord dans les régions très ensoleillées, où le prix de l'électricité est particulièrement élevé, comme en Italie ou en Californie.
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Dans les régions désertiques avec une faible densité de population et donc un nombre de clients potentiels relativement bas ainsi qu'une infrastructure de transport importante du producteur au consommateur, les solutions hors-réseau sont souvent les plus pratiques et les plus économiques. Ces systèmes peuvent être adaptés soit à une maison particulière isolée, soit être aggloméré en microréseau pour alimenter un village à partir d'un ou de plusieurs systèmes photovoltaïques interconnectés. Ces systèmes nécessitent cependant une capacité d'accumulation sous forme de batteries et/ou de générateurs de puissance.
L’avantage des solutions en réseau est qu'il n'y a nul besoin d'utiliser un accumulateur et il est donc possible de vendre le courant produit de façon excédentaire pendant les heures de plein ensoleillement et de s'alimenter à partir du réseau pendant la nuit.
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La plus grande partie de la puissance photovoltaïque alimente le réseau basse-tension, seule une faible partie alimente le réseau de tension intermédiaire. Cette structure décentralisée combinée au fait que l'électricité photovoltaïque est générée en grande partie pendant les périodes de pic de charge du réseau, rendent l'électricité photovoltaïque particulièrement intéressante. Des études allemandes montrent que l'alimentation en électricité photovoltaïque et éolienne peut couvrir la consommation pendant les pics et qu’une capacité de 30 GW peut-être injectée sur le réseau sans entraîner de problèmes. Une capacité de 50 GW est également acceptable et dans ce cas la charge basique est remplacée par une charge photovoltaïque ou éolienne. Aucune autre capacité additionnelle de réseau n'est nécessaire. En 2008, en Allemagne, la capacité photovoltaïque cumulative installée était de 5,3 GW.
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Oui. La production annuelle dépend d'un certain nombre de paramètres tels que la taille des panneaux photovoltaïques, l'orientation et l'irradiation. D'une façon générale, et à condition d'utiliser des panneaux solaires de haute qualité, l'installation de ces panneaux sur une toiture peut permettre de couvrir les besoins typiques en électricité d'une résidence privée.
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Lorsqu'une cellule n'est pas exposée au soleil, mais se trouve dans une zone d'ombre, elle produit moins de courant. Les cellules étant connectées en série, la production totale du panneau est réduite en fonction de la cellule la plus ombragée. Les panneaux solaires ne doivent pour cette raison jamais être montés dans une position où ils sont l'objet d'une projection ombragée (cheminée, antenne, etc.) pendant une partie importante de la journée.
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La nouvelle technologie de pointe de type FBR et les technologies classiques de type Siemens réalisent exactement la même opération : transformer du gaz silane (SiH4) en silicium pouvant être utilisé pour les panneaux solaires (99,99999 % de pureté Si). Dans le cas du processus traditionnel de type Siemens, le gaz silane est injecté dans de grands réacteurs où se trouvent des bâtonnets de déposition réactifs et de l'hydrogène. Pour éviter tout dépôt de silicium sur les parois du réacteur, il est nécessaire de réfrigérer celle-ci en permanence. Les opérations de refroidissement signifient qu'une partie extrêmement importante de l'énergie utilisée est improductive. De plus, lorsque les bâtonnets réactifs atteignent une certaine taille, le réacteur doit être arrêté, refroidi et vidé. Lors de ces opérations, une quantité considérable d'énergie et de temps est gaspillée pour préparer le réacteur afin de recevoir le lot suivant.
Dans le procédé FBR, le gaz silane s'écoule en continu à travers un « lit fluidifié » de particules de silicium, où la température est tellement importante que le gaz se dégrade et que le silicium reste attaché aux particules. La surface totale de ces particules est au moins 1000 fois plus importante que la surface des bâtonnets du réacteur de type Siemens, ce qui permet d'obtenir une agglomération beaucoup plus rapide. Lorsque l'agglomération de particules est devenue suffisamment importante, elles sont expulsées du réacteur. De cette façon, il est inutile d'interrompre le réacteur à quelque moment que ce soit et il est inutile de le refroidir, ce qui permet d'économiser de façon conséquente l'énergie.
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Actuellement plusieurs unités de production sont en cours de construction à Singapour : une usine de tranches de silicium, une usine de cellules photovoltaïques et une usine de modules photovoltaïques. Ces unités de production agglomèrent de nombreux processus. Dans le cas de la production de plaquettes photovoltaïques, notre technologie de pointe récemment mise en place dans les unités de production norvégienne en 2009 doit être également implémentée à Singapour de façon presque identique. Dans le cas des unités de production consacrée aux cellules et aux modules photovoltaïques, il existe des différences conséquentes entre les lignes de production de Norvège et de Suède, même si la majorité des processus ont été largement améliorés grâce un travail d'optimisation constant.
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Nous avons commencé à produire des modules en 2003. Et comme aucun test d'usure accélérée ne peut simuler une utilisation de 30 ou de 40 ans, nous ne pouvons actuellement pas nous engager sur cette durée. REC utilise cependant les composants standards également utilisés par d'autres entreprises concurrentes, et ainsi il est probable que la durée de vie maximale est identique. Il est cependant communément admis que les cellules solaires cristallines ont une durée de vie beaucoup plus élevée que les cellules à film fin. Les modules solaires qui ont été produits il y a plus de 30 ans continuent actuellement, d’une façon générale, à produire de l'électricité à des taux proches de leurs performances d'origine.