1 – Information générale
Isolée sur le plateau antarctique, Concordia fonctionne en autonomie énergétique complète, avec une consommation Diesel de 260 à 300 m³/an, à laquelle il faut ajouter celle de la livraison en convois. La limitation, sinon la réduction, de cette dépendance a toujours fait partie des impératifs de gestion de la station. Elle repose sur trois leviers combinés : la réduction du besoin, l’amélioration de l’efficacité, et l’exploitation de sources renouvelables locales. La réduction du besoin a été une des données du projet. L’éolien conventionnel a été écarté : les vents au sol (4-5 m/s) sont insuffisants, et la mise en place d’une éolienne de grande dimension pose des difficultés techniques majeures, par exemple la livraison d’une grue à sa mesure. Le solaire, en revanche, bénéficie de conditions exceptionnelles — site plat et dégagé, faible nébulosité, fort albédo, basses températures favorables au rendement des cellules — limitées uniquement par l’absence totale de rayonnement durant les 4 à 5 mois du creux de l’hiver, ce qui impose toutefois de conserver une centrale Diesel.
2 – Disposition d’installation d’un champ solaire
L’installation d’un champ solaire implique 3 types de matériels : les capteurs, le matériel de liaison au réseau (ici assuré par la centrale Diesel) et les supports. Dans le cas de Concordia, plutôt que de distribuer les capteurs sur les façades et sur les toits, il a été préféré de les répartir sur des supports en charpente métallique à distance des bâtiments. La philosophie de développement a été réfléchie en quatre niveaux, de la simple compensation de la surconsommation estivale jusqu’à une couverture quasi complète associée à un stockage annuel. S’agissant de la mise en place, un calcul économique de production annuelle, réalisé à l’aide du logiciel PVsyst, a été conduit en comparant une configuration sur armature tournante à six configurations d’orientation fixes. C’est la disposition Est-Ouest — panneaux relevés à 75° — qui a montré le meilleur coût d’amortissement au kWh produit. Elle est accompagnée, pour 1/3, d’un jeu orienté Nord/Sud, pour éviter le creux de production de milieu de journée que produit la configuration Est-Ouest. Il est à noter que l’orientation sud fonctionne également de façon efficace : les panneaux orientés sud produisent certes moins que ceux orientés nord, mais restent intéressants en raison de l’albédo et de l’ensoleillement permanent de novembre à fin janvier.
Proposition groupements et orientations
3 – Installations tests et premières productions
Pour remonter un peu le temps, les premiers essais comparatifs ont été menés dès 2010, avec 10 panneaux 210 W fabriqués par Auversun et 10 panneaux 210 W fabriqués par Photowatt. Auversun avait alors été retenu pour son meilleur bonus de production par rapport aux estimations théoriques, dans les conditions du site. Cette installation test a déjà confirmé la bonne surprise de surproduction due aux basses températures, aux qualités optiques du site (atmosphère sèche sans polluants) et à l’albédo exceptionnel. Les panneaux ont passé l’hiver avec des pointes basses à −80 °C sans subir de dommages physiques.
Auversun et Photowatt ayant par la suite disparu, une seconde installation plus industrielle (11 kWc, 48 panneaux de différentes marques, 4 onduleurs triphasés SMA) a été mise en service plus tard. Répartis selon les orientations définies et sur les supports fixes prévus, les panneaux ont donné 19 000 kWh sur l’année — une production de nouveau supérieure de 25 % à la prévision de calcul, les logiciels n’interprétant pas les gains dus au froid et à la transparence exceptionnelle de l’atmosphère. Ce gain de 1,25 a ensuite servi de référence pour toutes les projections. Le champ a été porté à 144 panneaux en 2022, avec de nouveau plusieurs fabricants en test sur les trois supports, pour une puissance crête moyenne de 276 W/panneau (l’évolution des panneaux étant rapide, il est nécessaire de coller autant que possible aux mises sur le marché). La production mesurée a atteint 57 000 kWh sur un an pour les 144 panneaux.
Groupement n° 1
4 – Simulations et projections d’extension
Avec cette bonne production, le projet d’ajout d’une tranche supplémentaire équipée de 144 panneaux récents (430 Wc — 62 kWc pour le champ) a vite posé une question de fond : chaque tranche pouvant atteindre en production 55 kW instantanés (se reporter au graphe d’une journée type), le cumul avec le premier champ fait descendre la charge des générateurs Diesel sous leur seuil de sous-charge admissible, fixé à 50 % pour les modèles en service. Deux solutions se présentent alors : changer de modèle de générateur pour un modèle tolérant un seuil plus bas, ou faire évoluer l’architecture électrique vers la philosophie 3 et inverser la conduite de la centrale, pour que ce soit désormais le stockage et le champ solaire qui pilotent le réseau.
Mise en évidence des taux de couverture
Cette modification est majeure, car elle implique d’installer le banc de stockage et les onduleurs aptes à gérer le réseau simultanément et non progressivement, la centrale Diesel devenant alors un accessoire en été. Pour une philosophie 3 complète, si le jeu de 3 supports / 144 modules est équipé des panneaux récents à 430 Wc, soit 110 000 kWh de production par an, les simulations montrent qu’à partir de 4 tranches installées, la couverture solaire se suffit à elle-même et la centrale Diesel peut être stoppée 31 jours d’été, avec un surplus récupérable pour les besoins thermiques. En poussant à 5 groupements, cet arrêt se prolonge de 100 jours supplémentaires.
5 – Équipements de connexion et de stockage – matériels d’exploitation
Actuellement, l’apport solaire est un appoint qui déleste automatiquement la production de la centrale. Le but final est de monter en puissance afin que l’installation renouvelable devienne maître de la production pendant la partie favorable de l’année, tout en étant secourue selon le besoin et sans coupures par la centrale thermique. L’ensemble solaire sera constitué des capteurs (comme défini au chapitre 4 — fixant la période temporelle à couvrir), d’un stockage à définir suivant la quantité de capteurs, et d’un ensemble de gestion électrique capable de gérer les différentes sources simultanément. Le choix s’est porté sur la technologie SMA/Sunny Island. Le système est centré sur une armoire dite « multicluster » de concentration qui harmonise toutes les sources (panneaux, batteries et groupes). Les panneaux sont connectés à l’armoire via des redresseurs, les batteries via des onduleurs Sunny Boy, qui pilotent la fréquence du réseau et hiérarchisent les sources selon les priorités données. Le dimensionnement retenu est de 180 kW, la capacité maximale du système étant de 300 kW — une marge conservée pour les extensions futures. Côté stockage, le choix s’est porté sur la technologie lithium-fer-phosphate. En fonctionnement, l’un des onduleurs Sunny Boy est programmé maître du réseau : il génère la fréquence, harmonise et cale la production des autres onduleurs, surveille la charge des batteries et, suivant le cas, envoie le signal de démarrage du groupe en veille.
Conception 2025
Basée sur matériel SMA – Sunny Island
6 – Question de la couverture annuelle
Un arrêt continu, en été, de la fourniture électrique Diesel de la station ne peut s’envisager sans évoquer, à terme, un arrêt complet sur l’année. Or, aucun stockage batterie ne peut couvrir les 5 mois d’absence, effective ou totale, de soleil — seul un stockage hydrogène, produit par électrolyse de l’eau puis reconverti en électricité via une pile à combustible, reste envisageable à cette échelle. Le rendement global de la chaîne est d’environ 42 % (70 % à la production par électrolyse, 60 % à la reconversion), ce qui le place derrière les batteries en termes d’efficacité — il reste néanmoins la seule option pour un stockage de grande capacité, les batteries gardant l’avantage pour un stockage journalier. L’énergie à stocker pour couvrir l’hiver est estimée à 650 000 kWh, soit environ 19 500 kg d’hydrogène, ce qui représente en volume gazeux 235 000 m³ à pression atmosphérique au niveau de la mer (360 000 m³ dans les conditions de Concordia avant compression). Compte tenu des rendements, produire cette quantité nécessiterait environ 920 000 kWh (920 MWh) en amont.
Au-delà du rendement, l’hydrogène pose des questions de sécurité dans un environnement où l’air sec génère spontanément des charges d’électricité statique importantes ; c’est un gaz inflammable dont la combinaison avec l’oxygène est détonante. Sa très faible densité, malgré une bonne densité énergétique massique, complique aussi son stockage pratique, qui exige des outils techniques coûteux et de haut niveau, demandant des professionnels très spécialisés. Une installation de stockage hydrogène à grande capacité — par voie atmosphérique ou par compression — n’est donc pas réaliste en l’état : elle dépasserait les compétences techniques gérables par une équipe d’hivernage. Par ailleurs, produire les 920 MWh en été impliquerait l’installation de 15 groupements de 144 panneaux dédiés à cette seule production d’hydrogène.
C’est en cela que l’éolien, même s’il semble a priori très peu efficace, mérite des recherches technologiques d’adaptation de matériels sur étagère, ou de développement de principes actuellement mis de côté.
7 – Couverture parois édifices
L’idée d’exploiter les parois des édifices pour supporter des panneaux photovoltaïques existe depuis la mise en service de la station. S’il est difficile de poser des panneaux conventionnels avec parois en verre et armature, l’apparition de panneaux souples fixés à l’aide d’auto-agrippant a levé la contrainte de poids et relancé la question. Les hypothèses d’installation retenues sont les suivantes : inclinaison à 90°, panneaux posés uniquement sur les éléments de paroi disponibles, concurrence avec les fenêtres et les portes, bas de paroi non couvert sur une hauteur de 2 m et prise en compte de l’ombre portée réciproque entre édifices. En raison du nombre de connexions (pas de groupements importants), la conversion à 50 Hz serait assurée par des micro-onduleurs online se couplant automatiquement dès la détection du réseau. La simulation globale donne 150 panneaux installables sur l’ensemble des parois, pour une production annuelle de 85 000 kWh. Ce chiffre ne tient pas compte du coefficient d’efficacité propre au site : la zone immédiate autour des édifices a un albédo plus faible que les surfaces dégagées utilisées pour les groupements au sol. Cette production reste réduite par rapport aux groupements de 144 panneaux évoqués dans les chapitres précédents. En raison des complications de pose et de la seule économie de trois jeux de support, il a été décidé de ne pas poursuivre ce développement.
