Modules solaires de seconde vie : un pilote à grande échelle révèle que 15 % ne respectent pas les normes de sécurité

Le réemploi des panneaux photovoltaïques, un enjeu majeur pour la transition énergétique

Alors que la filière solaire connaît une croissance exponentielle, la question de la fin de vie des panneaux photovoltaïques devient un défi stratégique. De nombreux modules encore fonctionnels sont retirés du service prématurément, remplacés par des équipements plus performants ou déclassés lors de rénovations de centrales. Plutôt que de les envoyer au recyclage, le réemploi représente une opportunité économique et environnementale considérable. Cependant, le déploiement de ces modules en seconde vie nécessite de garantir leur sécurité électrique. Or, les procédures de qualification actuelles sont longues, coûteuses et difficilement industrialisables.

Une équipe de recherche de l’Australian National University a mené l’un des plus vastes projets pilotes jamais réalisés sur le sujet. Les résultats publiés dans la revue Solar Energy Materials and Solar Cells montrent que 15 % des modules solaires destinés au réemploi ne satisfont pas aux exigences de sécurité électrique. Cette découverte souligne la nécessité de mettre en place des tests fiables, rapides et économiques avant de permettre une seconde vie à grande échelle.

L’étude de l’Australian National University : un projet pilote à grande échelle

Les chercheurs ont analysé un échantillon de près de 24 000 modules photovoltaïques retirés du service, dans le cadre d’une initiative menée dans le Queensland, en Australie. L’objectif était d’évaluer la faisabilité de tests de sécurité électrique intégrés au processus de qualification pour le réemploi. L’étude intitulée « Qualification de la sécurité électrique des modules photovoltaïques mis hors service en vue d’un déploiement à grande échelle en seconde vie » a été publiée dans la revue scientifique précitée.

Selon Rabin Basnet, auteur principal de l’étude, la croissance du nombre de panneaux encore fonctionnels mais mis au rebut rend indispensable le développement de méthodes de contrôle rapides et économiques. « L’absence de méthodes de test de sécurité rapides et économiques reste un obstacle majeur au réemploi des modules PV », a-t-il expliqué dans des propos rapportés par pv magazine. Les travaux de son équipe proposent deux pistes concrètes pour lever cet obstacle : la réparation des feuilles arrière par un revêtement en silicone et l’accélération du test standard de fuite en milieu humide.

Deux approches pour sécuriser les modules de seconde vie

La démarche des chercheurs repose sur une double stratégie. D’une part, il s’agit de réparer physiquement les modules présentant des dégradations d’isolation. D’autre part, il s’agit d’optimiser les procédures de test afin de traiter un plus grand nombre d’unités en un temps réduit, sans compromettre les seuils de sécurité définis par la Commission Électrotechnique Internationale (CEI).

Réparer les feuilles arrière avec un revêtement silicone

La première approche consiste à appliquer un revêtement à base de silicone sur la feuille arrière des modules dégradés, afin de rétablir leurs propriétés d’isolation électrique. Des essais en laboratoire ont été menés sur des modules au silicium cristallin de type verre/feuille arrière, âgés de trois à quinze ans. Ces modules ont été soumis à plusieurs séries de tests : fuite en milieu humide (WL), chaleur humide et dégradation induite par le potentiel (PID).

Les résultats montrent que les modules revêtus conservent une résistance de fuite stable après plus de 60 heures d’immersion dans l’eau. Les modules non revêtus présentent des baisses de résistance plus marquées, mais celles-ci restent toutefois au-dessus du seuil de sécurité imposé par la norme CEI. Les chercheurs ont également observé qu’à des températures allant jusqu’à 40 °C, aucun affaiblissement mesurable des performances d’isolation n’est constaté sur les modules réparés. Les propriétés hydrophobes et la faible perméabilité du revêtement réduisent efficacement la pénétration de l’humidité.

Après des cycles accélérés de chaleur humide et d’exposition au PID, tous les modules réparés ont continué à respecter les exigences du test de sécurité électrique. Le revêtement silicone apparaît ainsi comme une solution viable pour prolonger la durée de vie de modules dont la feuille arrière est endommagée, sans nécessiter de tests WL répétés.

Accélérer le test de fuite en milieu humide pour augmenter le débit

La seconde approche vise à modifier le protocole du test WL afin de permettre l’évaluation simultanée de plusieurs modules. Au lieu de tester chaque module individuellement, deux modules sont connectés en parallèle à une même source de tension de 1 000 V. Le courant de fuite combiné et la surface totale des modules sont ensuite comparés au seuil de sécurité CEI existant. Cette procédure ne réduit en rien le niveau d’exigence, mais maximise le nombre de modules contrôlables dans un laps de temps donné.

Ce changement de méthode a été appliqué dans le cadre du projet pilote du Queensland. Les tests en parallèle ont permis de traiter les modules plus efficacement tout en conservant les critères de sécurité de la CEI. Le temps de test est ainsi tombé à moins de cinq minutes par module, contre plusieurs minutes supplémentaires pour une évaluation individuelle. Un gain de temps considérable lorsqu’il s’agit de qualifier des milliers d’unités.

Le projet pilote du Queensland : 23 587 modules traités

Le déploiement à grande échelle a porté sur 23 587 modules photovoltaïques mis hors service. Parmi eux, 5 067 ont été présélectionnés pour une évaluation de réemploi sur site. Après des contrôles de performance et des analyses par électroluminescence, 2 200 modules, soit 43 % de l’échantillon initial, ont été soumis au test WL selon le protocole modifié. Ce processus a démontré la faisabilité d’une qualification massive en conditions réelles.

Le recours au test en parallèle a non seulement réduit le temps de traitement, mais a aussi permis d’identifier plus rapidement les modules défaillants. L’électroluminescence, utilisée en amont, permet de détecter les microfissures et les défauts de cellules, ce qui oriente le choix des modules candidats au réemploi. Cette méthode combinée offre une chaîne de qualification robuste et industrialisable.

15 % des modules échouent au test de sécurité électrique

Sur les 2 200 modules évalués, 1 869 ont réussi le test WL, soit 85 % de l’échantillon. En revanche, 331 modules, soit 15 %, ont échoué, révélant des défauts d’isolation potentiellement dangereux. Ce taux d’échec est significatif : il confirme que les contrôles de performance seuls ne suffisent pas à garantir la sécurité des installations de seconde vie. Un module défaillant peut en effet provoquer des arcs électriques, voire des incendies, s’il est intégré dans une centrale sans avoir été testé.

L’étude révèle également un enseignement important sur la dynamique des défaillances. Environ 75 % des modules non conformes ont été détectés au cours des dix premières secondes du test. Seuls 4 % ont échoué entre 60 et 120 secondes. Ces données suggèrent qu’il est possible de raccourcir encore la durée de l’évaluation sans perdre significativement en fiabilité. Les chercheurs estiment dès lors que des temps d’application de la tension plus courts pourraient améliorer encore le débit du processus de qualification.

Analyse économique : le test WL simplifié, option la plus rentable

L’étude intègre également une analyse économique comparative des deux approches. La simplification du test WL s’avère actuellement l’option la plus économique, avec un coût estimé entre 8 et 11 dollars australiens par module approuvé pour le réemploi, soit environ 4,80 à 6,60 euros. Ce coût comprend le temps d’expertise, l’équipement de test et le traitement des données.

La réparation des feuilles arrière à l’aide du revêtement silicone coûte quant à elle entre 25,50 et 29,50 dollars australiens par module à petite échelle, soit environ 15,30 à 17,70 euros. Ce tarif inclut l’application manuelle du revêtement et le temps de séchage. Toutefois, les chercheurs estiment qu’une automatisation et une industrialisation du procédé permettraient de faire chuter ce coût à un niveau compris entre 5 et 11,50 dollars australiens par module, soit 3 à 6,90 euros. L’écart avec le test WL deviendrait alors marginal.

L’optimisation du revêtement silicone reste donc une piste prometteuse, notamment pour les modules dont la feuille arrière présente des dommages localisés. Mais en l’état actuel des techniques, la modification du test WL constitue la solution la plus rapidement déployable à grande échelle, sans nécessiter d’investissements lourds ou de transformation des chaînes de recyclage.

Des implications majeures pour la filière du réemploi solaire

La publication de ces travaux intervient alors que le marché du réemploi des panneaux solaires peine à trouver des modèles économiques viables. En Europe, la directive relative aux déchets d’équipements électriques et électroniques (DEEE) impose un taux de recyclage minimal, mais le réemploi est encore peu encadré. En Australie, les initiatives se multiplient pour donner une seconde vie aux modules issus de centrales au sol démantelées ou de toitures résidentielles rénovées.

Les résultats de l’ANU montrent qu’à l’échelle industrielle, il est possible de qualifier des milliers de modules en un temps limité, à un coût raisonnable. Le taux d’échec de 15 % peut sembler élevé, mais il souligne la nécessité d’un contrôle systématique, faute de quoi des modules dangereux pourraient être réinstallés. Il met aussi en évidence l’intérêt des tests rapides : plus les contrôles sont courts et économiques, plus il devient viable de les appliquer à l’ensemble des modules destinés au réemploi, plutôt que de se limiter à des échantillons.

Cette recherche ouvre ainsi la voie à une certification de sécurité électrique spécifique aux modules de seconde vie. Elle fournit des bases techniques et économiques robustes pour les futures réglementations nationales et internationales. Les acteurs industriels du recyclage et de la maintenance photovoltaïque pourraient s’en inspirer pour développer leurs propres lignes de qualification.

Vers une généralisation du réemploi sécurisé des panneaux solaires

Les deux approches étudiées par l’Australian National University ne sont pas mutuellement exclusives. Une stratégie combinée pourrait consister à accélérer les tests WL pour les modules apparentés en bon état, et à appliquer le revêtement silicone aux modules présentant des défauts d’isolation plus localisés. Cette segmentation permettrait d’optimiser les coûts et de maximiser le nombre de modules éligibles au réemploi.

L’étude doit toutefois être replacée dans son contexte. Elle a été menée sur un parc de modules australiens, dans des conditions climatiques spécifiques. Les résultats pourraient varier selon les technologies de modules, les modes de dégradation observés et les conditions d’exploitation. Il conviendra donc de répliquer ce type d’essais dans d’autres régions, notamment en Europe et en Asie, pour affiner les protocoles et consolider les données.

Selon les chercheurs, le déploiement réussi de modules de seconde vie ne repose pas uniquement sur des considérations techniques. La filière doit également s’attacher à créer des filières de collecte et de distribution structurées, ainsi que des garanties claires pour les acheteurs. Les enseignements tirés du projet pilote du Queensland constituent à cet égard une avancée significative. Ils démontrent qu’un réemploi sûr et économiquement viable est possible, à condition d’adopter des méthodes de qualification adaptées, à la fois rigoureuses et productives.

Pour en savoir plus sur les défis du recyclage et du réemploi photovoltaïque, consultez le rapport de l’Agence internationale de l’énergie, les recommandations de l’association PV Cycle, ou encore les guides techniques de la filière française de l’éco-organisme.

Aurélien CHAPUIS

Aurélien Chapuis est diplômé du Master Management et Gestion de l’Énergie de l’ESCP Business School. Expert en stratégie photovoltaïque et business developer pour PV Solaire Énergie depuis 2019, il accompagne les professionnels du secteur dans leur croissance et vulgarise les enjeux de la transition énergétique pour le grand public.

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