Capteur solaire thermique

Vue schématique en coupe d'un capteur plan à circulation de liquide avec un tube en serpentin.

Les capteurs plans sont certainement la technologie la plus ancienne, la plus fondamentale et la plus étudiée pour les applications basses températures (eau chaude sanitaire, chauffage)[10]^,[11].

Un capteur plan est un système relativement simple composé d'un absorbeur, une surface « noire » absorbant l'énergie solaire et munie de moyens pour transférer l'énergie absorbée vers le fluide caloporteur, ainsi que d'une couverture protégeant l'absorbeur tout en étant transparente au rayonnement solaire. La face arrière de l'absorbeur ainsi que les côtés de la boîte où le tout est inséré sont isolés pour limiter les pertes thermiques par conduction. Dans les capteurs à circulation de liquide le fluide caloporteur circule dans des tubes, remplacés par des conduits dans les capteurs à air[2]^,[12].

La couverture du capteur a pour objectif de transmettre un maximum du rayonnement solaire incident et de limiter les pertes thermiques par radiation dans le domaine infrarouge (effet de serre) et par convection[8]. La couverture protège par ailleurs l'absorbeur, et notamment son revêtement sélectif (voir ci-dessous) des intempéries, qui pourraient entraîner son oxydation notamment[13].

La couverture est composée d'une ou plusieurs surfaces de verre ou autres matériaux possédant une transmittance élevée pour le rayonnement solaire (rayonnement à ondes courtes entre 0,3 et 3 µm) et une transmittance faible pour le rayonnement infrarouge (rayonnement à ondes longues entre 5 et 50 µm) émis par l'absorbeur[8]. Le verre est un candidat idéal pour réaliser la couverture, de par sa transmittance élevée pour le rayonnement à ondes courtes, son coût faible et sa grande stabilité à long terme[14]. Divers traitements peuvent lui être appliqué afin d'améliorer ses propriétés optiques et notamment son opacité au rayonnement infrarouge[14]. Le verre trempé à faible teneur en fer a une transmittance élevée pour le rayonnement solaire (entre 0,85 et 0,9 en incidence normale[15]) et compte parmi les vitrages solaires les moins chers du marché (8 à 10 €/m² en 2014). Des verres haute performance avec traitement antireflet sont aussi sur le marché pour des prix variant entre 15 et 20 €/m² en 2014[14].

Le fluide caloporteur, très souvent de l’eau mélangée à un anti-gel alimentaire de type mono-propylène glycol, passe dans un serpentin ou dans des tubes en « harpe » plaqué en sous face^{[C'est-à-dire ?]} d’une feuille absorbante en cuivre ou aluminium, le tout placé derrière une vitre, dans un caisson isolé de laine minérale et/ou de mousses composites polyuréthanes (polyisocyanurate) ; la vitre est transparente à la lumière du soleil mais opaque aux rayons infrarouges de l’intérieur, ce qui piège la chaleur.

Dans les capteurs thermiques, le liquide circule dans des tubes soudés, collés ou clipsés sur une plaque noire appelée absorbeur. Pour obtenir un meilleur rendement, l'ensemble est placé dans une boîte vitrée isolante afin d'obtenir une couche d'air isolante. Avec un bon ensoleillement, et si la température ambiante n'est pas trop basse, un simple réseau de tubes à ailettes peut constituer un panneau avec un bon rendement. L'absorbeur est chauffé par le rayonnement solaire et transmet sa chaleur à l'eau qui circule dans les tubes.

Les premiers absorbeurs étaient peints en noir mat afin de capter un maximum d'énergie lumineuse. Mais la peinture noire mate a souvent l'inconvénient d'avoir une émissivité importante dans l'infrarouge. Ce qui provoque un rayonnement plus élevé depuis l'absorbeur. Ce rayonnement réchauffe la vitre, qui dissipe une partie de cette énergie à l'extérieur, par convection et rayonnement. Ce phénomène augmente les déperditions et nuit au rendement. C'est pourquoi il est intéressant d'utiliser des absorbeurs traités au chrome (par exemple), qui émettent un rayonnement infra-rouge beaucoup plus faible. On parle de surfaces sélectives, elles absorbent bien le rayonnement visible où se situe la grande partie de l'énergie provenant du Soleil (un corps noir à haute température), mais réémettent peu dans l'infrarouge (rayonnement de l'absorbeur, corps à relativement basse température).

Si l’eau ne circule pas, la température interne au capteur monte jusqu’à ce que les déperditions soient égales à l’énergie reçue, ce qui peut entraîner l’ébullition de l’eau. Cette température peut être très élevée en été, l’après-midi, quand les besoins de chauffage sont déjà couverts. On appelle température de stagnation la température de l’absorbeur dans cette situation.

De nombreuses autres innovations techniques ont permis d'augmenter le rendement des panneaux thermiques, telles que :

• des vitres ayant une faible teneur en fer pour améliorer la transparence (de 85 % à 95 %, si on y ajoute un traitement antireflet) ;
• des soudures entre la plaque absorbante et le réseau de tuyauterie réalisées par impacts lasers au lieu de sonotrodes (soudure ultrason).

Les capteurs solaires à eau sont utilisés pour le chauffage et/ou pour produire de l'eau chaude sanitaire (ECS) dans un chauffe-eau solaire.

Dans les capteurs thermiques à air, c'est de l'air qui circule et qui s'échauffe au contact des absorbeurs. L'air ainsi chauffé est ensuite ventilé dans les habitats pour le chauffage ou dans des hangars agricoles pour le séchage des produits.

Les capteurs non-vitrés

par exemple les capteurs moquette, d'une structure très simple (réseau de tubes plastiques noirs, le plus souvent en EPDM) utilisés essentiellement pour le chauffage de l'eau des piscines, en été ; ou les capteurs non-vitrés à revêtement sélectif, à irrigation totale, en acier inoxydable, utilisés essentiellement pour le préchauffage d'eau chaude sanitaire, le chauffage basse température plancher chauffant et le chauffage des piscines.

Le fluide caloporteur circule à l'intérieur d'un tube sous vide simple ou double. Le vide améliore l’isolation contre les pertes en convection, par rapport au capteur précédent. Deux principes sont rencontrés : le premier principe est le même que pour les capteurs plans vitrés, le fluide caloporteur parcourt le tube en aller et retour pour recueillir la chaleur ; le second est plus poussé technologiquement, il fait appel à un caloduc, utilisant un second fluide caloporteur restant dans le tube (voir article détaillé, à faire dans tube sous vide).

Les organismes de tests tels que les laboratoires européens (SPF, ICIM, CSTB, TUV, ITW...) effectuent, à la demande des fabricants, des tests de performances. Ils mesurent entre autres les puissances de sortie, et déterminent les courbes reliant le rendement au paramètre DT. Ils déterminent, pour représenter approximativement ces courbes, trois paramètres[26] :

• η0, le rendement optique, qui représente le rendement à DT=0, et caractérise la qualité de la transparence et de l’absorption. Plus il est près de 1, meilleur est le capteur pour ce critère.
• a1, (en W/K.m²), coefficient du premier ordre, représentant les pertes à pourcentage constant : conduction et convection essentiellement. Plus ce nombre est petit, plus ces pertes sont faibles et meilleur est le capteur pour ce critère.
• a2, (en W/K².m²), coefficient du deuxième ordre, représentant les pertes dont le pourcentage augmente avec la température : rayonnement infrarouge essentiellement. Plus il est petit, plus les pertes par rayonnement sont faibles, et meilleur est le capteur pour ce critère.

Le rendement s’écrit alors :

η = η0 - a1.DT/G - a2.DT²/G

et la puissance de sortie :

P = surface utile . (G.η0 - a1.DT - a2.DT²)

Ces trois paramètres dépendent de la définition de la surface utile qui est choisie : le plus couramment, la surface d’absorbeur, ou la surface d’entrée, ou encore la surface hors tout.

• la surface d’absorbeur est celle qui contribue directement à l’échauffement du fluide caloporteur : absorbeur proprement dit, et tuyauteries absorbantes exposées à l’éclairement. C’est simple pour un capteur plan, c’est plus délicat avec les capteurs à tube dont l’absorbeur n’est pas toujours plan, surtout en présence de réflecteurs.
• la surface d’entrée du capteur est la surface extérieure qui laisse entrer la lumière : c’est simple pour un capteur plan, c’est la surface de la vitre. Pour un capteur à tubes, en général on prend la longueur éclairée et le diamètre d’un tube, multiplié par le nombre de tubes.
• la surface hors tout du capteur, qui représente son encombrement. Ce choix n’est pas très pertinent pour représenter le rendement, l’encombrement étant rarement un facteur limitant d’utilisation.

Les laboratoires fournissent donc un jeu de valeurs pour chaque définition de surface utile qu’ils ont appliquée.

Courbes de rendement de capteurs typiques.

Les valeurs typiques en 2011-2012 pour les capteurs vitrés et à tubes (tirées des résultats des tests[27] du laboratoire suisse SPF (Solartechnik Prüfung Forshung) sont les suivantes (pour les surfaces d’absorbeur) :

• η0 vaut autour de 0,8,
• a1 vaut autour de 1,5 pour les tubes, de 4 pour les plans,
• a2 varie largement de 0,001 à 0,15 et plus, aussi bien pour les tubes que pour les plans.

Les différences de performances et les progrès réalisés se font essentiellement sur la réduction des pertes par convection (isolation) et par rayonnement (optimisation des corps absorbants et des verres).

Voici des exemples typiques de courbes de rendement des trois types de capteurs, la surface utile étant la surface d’absorbeur, obtenues avec une application de l’ESTIF, European Solar Thermal Industry Federation[26].

Les deux graphiques correspondent aux mêmes trois capteurs types, soumis à deux niveaux d’éclairement.

On peut tirer de ce graphique les conclusions suivantes :

• Le capteur non vitré est capable de réchauffer efficacement de l’eau froide, pour l’amener aux environs de la température ambiante (DT proche de 0). Dès que la température de fluide s’élève, ou que l’éclairement baisse, le rendement chute fortement.
• le capteur vitré améliore fortement le rendement par rapport au non vitré. Il atteint typiquement un DT de 50 °C par bon ensoleillement, mais chute rapidement quand l’éclairement baisse.

Rendements de capteurs réels d’après des mesures SPF.

• le capteur à tube a souvent un léger handicap à DT faible, mais ses pertes sont inférieures et il permet de conserver un bon rendement pour des fortes températures. Quand l’éclairement baisse, son rendement baisse nettement moins vite que celui du capteur plan vitré.

Voici des exemples de courbes de rendements de capteurs réels, dont les paramètres ont été déterminés par le laboratoire SPF[27] entre décembre 2011 et décembre 2012 (basés sur la surface d’entrée). Ils permettent d’illustrer et de conforter les exemples typiques précédents.

Cette section ne cite pas suffisamment ses sources (novembre 2016). 

Pour l'améliorer, ajoutez des références de qualité et vérifiables (comment faire ?) ou le modèle {{Référence nécessaire}} sur les passages nécessitant une source.

Exemples de résultats d'énergie thermique annuelle obtenue, dans des applications types.

Comparaison en imagerie thermique infrarouge des deux technologies : les tubes sous vide génèrent moins de pertes que les capteurs plans.

Voici des exemples de productivité, définie comme l’énergie totale effectivement extraite par m² de surface d’entrée de capteur en un an, pour un système de chauffage donné. Ils sont calculés par le SPF[27] pour des applications types en Suisse, l’une pour l’eau chaude sanitaire à 50 °C, où l’on vise une couverture à 60 % des besoins, l’autre pour le chauffage de locaux, où l’on vise un taux de couverture de 25 % des besoins.

Les capteurs concernés sont des capteurs réels mesurés et publiés par le SPF en 2010, 2011 et 2012. On a pris comme paramètre d’abscisse le rendement η0. La corrélation entre le coefficient de rendement et la productivité apparaît par la pente générale de répartition des points.

Dans l’application ECS, il apparaît que les capteurs plans (losanges bleu foncé) sont équivalents en productivité à la majorité de ceux à tubes (losanges jaunes). Par contre, en ce qui concerne le chauffage, les capteurs plans (carrés mauves) sont équivalents aux tubes au rendement le plus faible (carrés bleu clair) et les bons capteurs à tubes sont nettement plus efficaces (typiquement 500 kWh/m², contre 350 pour les plans).

Il faut bien noter que la productivité n’est pas une caractéristique des seuls capteurs, elle découle aussi de la conception du système de chauffage, de sa réalisation, de la météo, et de l’utilisation effective du système. Ce n’est pas non plus une caractéristique de performance intéressant directement l’utilisateur, par exemple la productivité sera maximale en été, là où les besoins sont souvent minimaux. L’utilisateur cherchera plus souvent à réduire sa dépense de chauffage, ou sa consommation d’énergie fossile.

Le chauffe-eau solaire est la principale utilisation des panneaux solaires thermiques du fait de sa rentabilité et de la faible évolution saisonnière des besoins d'eau chaude, souvent aussi importants en été qu'en hiver. Les économies procurées permettent d'amortir l'installation bien avant sa fin de vie.

L'énergie solaire captée dans la journée est stockée sous forme d'eau chaude dans un ballon de quelques centaines de litres (pour une maison). Sous la latitude de Paris, une autonomie de plusieurs jours, en été, est possible avec une surface de capteurs suffisante (1 à 2 m² par personne), et un volume du ballon de l'ordre de 50 à 75 litres par utilisateur. Afin de compenser les insuffisances d'ensoleillement, un appoint est nécessaire. Il peut être fourni par un chaudière (bois, fuel, gaz...) ou par une résistance électrique raccordée au réseau, avec une régulation adaptée.

Dans les régions chaudes, les capteurs solaires utilisés sont souvent rudimentaires : un réservoir peint de couleur sombre, un long tuyau déroulé sur un toit...

En France, pour les installations thermiques solaires de plus de 50 m², un télé-suivi des installations est imposé par l'ADEME en contrepartie des subventions versées. Ce suivi permet de garantir les résultats solaires (GRS) en impliquant dans le projet le constructeur des panneaux, le bureau d'étude ayant conçu l'installation, l'installateur et l'entreprise chargée de la maintenance. Ce suivi est impératif car le dysfonctionnement d'une installation solaire thermique est indolore puisqu'en cas d'arrêt, la production d'eau chaude est assurée par l'appoint.

Dans tous les cas, il est obligatoire de raccorder, en sortie du stock un mitigeur thermostatique de sécurité. En effet, l'eau dans le stock peut atteindre des températures supérieures à 50 °C et il serait dangereux de laisser des points de tirage avec de l'eau très chaude : la brûlure est un accident domestique très fréquent (400 000 victimes par an).

Le tableau ci-dessous donne les seuils de temps d'exposition au-delà desquels des brûlures apparaissent[28] :

Cette section ne cite pas suffisamment ses sources (janvier 2013). 

Pour l'améliorer, ajoutez des références de qualité et vérifiables (comment faire ?) ou le modèle {{Référence nécessaire}} sur les passages nécessitant une source.

Le taux de couverture des besoins cumulés (chauffage + eau chaude) peut aller au-delà de 50 %, sous réserve que les besoins en chauffage soient limités (isolation, minimisation des surfaces à chauffer...).

Le DT maximal pour ces applications, en France, doit être considéré de 50 °C :

Hiver

pour le chauffage : température du stock (eau) de 50 °C et température extérieure de 0 °C (stockage dans de l’eau). La température du stock est limitée par le puisage permanent en énergie que fait le système opérationnel de chauffage. Dans le cas d’un stockage dans la masse (planchers ou murs), la température du stock (alors considérée dans la structure) ne peut dépasser 30 °C dans un plancher ou 40 °C dans des murs mais un stock additionnel (eau) peut assurer la récupération de l’excédent.

Été

température du stock (eau) de 80 °C et température extérieure de 30 °C.

Trois conditions doivent être réunies à la construction pour obtenir la couverture solaire totale des besoins :

• Orientation des capteurs par rapport à l'ensoleillement dans l'hémisphère nord : orientation Sud +/- 25° et inclinaison de 35 à 70° ; l'écart de rendement dans ces conditions est faible et limité à 15 % soit pour un taux d'économie de 45 % une variation inférieure à 7 %.
• Un chauffage solaire peut s'installer sur des habitations récentes ou anciennes.
• Place suffisante faite à un ou deux ballons d'eau placés selon les cas soit dans une chaufferie, garage soit dans la zone chauffée.

Les retours d'expériences faites en France, Suisse et Allemagne sont bons avec un recul d'environ 30 ans.

Pour l'habitat neuf (très bien isolé), la consommation d'énergie pour chauffer l'eau chaude est du même ordre que celle du chauffage. Un chauffage solaire est alors très efficace car il peut couvrir une très grande partie des besoins d'eau chaude et une bonne partie des besoins de chauffage. Le taux d'économie d'énergie augmente et peut aller jusqu'à 70 %[29]. Des émetteurs basses températures sont à privilégier pour maximiser le rendement solaire : radiateurs basses températures ou mieux, plancher chauffant et mur chauffant à basses températures.

Cette section ne cite pas suffisamment ses sources (novembre 2016). 

Pour l'améliorer, ajoutez des références de qualité et vérifiables (comment faire ?) ou le modèle {{Référence nécessaire}} sur les passages nécessitant une source.

Pour des maisons bien isolées, l'énergie solaire peut couvrir près de 50 % des besoins de chauffage et 75 % des besoins thermiques d'eau chaude sanitaire, soit une économie globale allant jusqu'à 70 %. En rénovation, le chauffage solaire peut couvrir jusqu'à 50 % des besoins de chauffage et d'eau chaude. Le retour sur investissement est similaire en rénovation et dans le neuf car dans l'habitat neuf la surface des capteurs solaires est plus petite (7 % de la surface habitable contre 10 % en rénovation) ; la productivité des capteurs est alors similaire.

Le choix d'un chauffage solaire par air nécessite une adaptation de l'architecture. Un système de chauffage solaire passif peut ne comporter qu'une grande verrière que l'on occulte par un rideau extérieur lorsque le besoin de chauffage ne se fait pas sentir ou en l'absence de rayonnement solaire pendant la période froide.

Le système de captage peut être une grande surface vitrée placée devant un mur sombre qui emmagasinera la chaleur ou encore un panneau dans lequel circule l'air qui traversera un réservoir empli de galets.

Mise en œuvre d'un plancher solaire.

Un plancher solaire direct est constitué d'une dalle chauffée par un réseau de tuyaux noyés dans le sol. La forte épaisseur de cette dalle lui donne une grande inertie thermique permettant de stocker l'énergie captée par les panneaux solaires placés à l'extérieur du local et orientés sud, dans l'hémisphère nord. L'énergie solaire est transportée par un fluide caloporteur antigel qui circule dans les panneaux et dans le plancher.

Le plancher solaire direct est une solution dont la rentabilité est presque deux fois supérieure à celle d'un chauffe-eau solaire et qui permet de réaliser des économies de chauffage et d'eau chaude importantes. La productivité moyenne mesurée par l'Institut national de l'énergie solaire d'un chauffage solaire est de l'ordre de 445 kWh/m²/an[30] au lieu de 270 kWh/m²/an pour un chauffe eau solaire individuel[31]. De plus, le prix installé par m² de capteur d'un chauffage solaire est en moyenne 10 % moins cher qu'un chauffe-eau solaire.

Grâce à la grande quantité de béton (matériau le plus usité pour cette application), la crainte d'une montée en température du plancher n'est pas justifiée. En effet, l'auto-limitation est assurée par la masse autant que par les pertes ou la surface des capteurs. Depuis les années 1970, beaucoup d'applications individuelles ont été réalisées suivant ce principe. Les applications collectives ou industrielles se développent depuis quelques années.

La chaleur captée par les panneaux solaires est dirigée vers un réfrigérateur à absorption de gaz. Cette solution reste difficile à mettre au point. Elle sera sans nul doute plus écologique qu'une climatisation classique (réduction des émissions de dioxyde de carbone). La technique, complexe à mettre au point, est actuellement installée en phase de prototype sur plusieurs dizaines de sites en Europe. Les caves viticoles de Banyuls-sur-Mer ainsi que les bureaux du CSTB à Sophia Antipolis, citées très souvent en exemple, ont été arrêtées depuis quelques années, la maintenabilité des équipements (principalement le champ solaire, composé de capteurs à tube sous vide) n'ayant pas résisté à de longues périodes de stagnation, principalement causées par des arrêts inopinés en période estivale.

Plusieurs systèmes permettent de produire de l'électricité à partir de capteurs thermique :

• Un couple parabole / moteur Stirling qui permet de produire un mouvement transformé en électricité par un générateur électrique.
• Des capteurs semi-parabolique ou dits « de Fresnel » chauffent un fluide à haute température ; il sert ensuite à produire de la vapeur qui actionne un turbo-alternateur.

Dans ces deux cas, on a plus affaire à des dispositifs de réflexion qu'à des capteurs d'énergie, qui peuvent concerner des centrales solaires thermodynamiques.

À une autre échelle, des capteurs thermiques associés à des thermocouples peuvent aussi produire de l'électricité (par Effet Seebeck) mais avec les technologies disponibles, le rendement serait très faible et dépendant d'une source froide. Des découvertes récentes concernant certains oxydes laissent cependant entrevoir des progrès futurs dans ce domaine[32]^,[33]^,[34].

En France, le « Plan Soleil »[35], lancé en 2000 par l'ADEME pour les chauffe-eau solaires et la production de chaleur, incite les particuliers à s'équiper en solaire grâce à des aides de l'État.

• [De Winter 1990] De Winter, Francis, Solar collectors, energy storage, and materials, MIT Press, 1990 (ISBN 0-262-04104-9 et 978-0-262-04104-1, OCLC 22206465)
• [Duffie et Beckman 2013] (en) Duffie, John A. et Beckman, William A., Solar engineering of thermal processes, Wiley, 2013, 4^e éd. (ISBN 978-1-118-41812-3, 1-118-41812-3 et 978-1-118-67160-3, OCLC 836402985)

• [Colangelo et al. 2016] (en) Gianpiero Colangelo, Ernani Favale, Paola Miglietta et Arturo de Risi, « Innovation in flat solar thermal collectors: A review of the last ten years experimental results », Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 57,‎ mai 2016, p. 1141–1159 (DOI 10.1016/j.rser.2015.12.142, lire en ligne)
• [Evangelisti et al. 2019] (en) Luca Evangelisti, Roberto De Lieto Vollaro et Francesco Asdrubali, « Latest advances on solar thermal collectors: A comprehensive review », Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 114,‎ octobre 2019, p. 109318 (DOI 10.1016/j.rser.2019.109318, lire en ligne)
• [Giovannetti et al. 2014] (en) F. Giovannetti, S. Föste, N. Ehrmann et G. Rockendorf, « High transmittance, low emissivity glass covers for flat plate collectors: Applications and performance », Solar Energy, vol. 104,‎ juin 2014, p. 52–59 (DOI 10.1016/j.solener.2013.10.006, lire en ligne, consulté le 15 août 2020)
• [Kalogirou 2004] (en) Soteris A. Kalogirou, « Solar thermal collectors and applications », Progress in Energy and Combustion Science, vol. 30, n^o 3,‎ 2004, p. 231–295 (DOI 10.1016/j.pecs.2004.02.001, lire en ligne)
• [Tian et Zhao 2013] (en) Y. Tian et C.Y. Zhao, « A review of solar collectors and thermal energy storage in solar thermal applications », Applied Energy, vol. 104,‎ 2013, p. 538–553 (DOI 10.1016/j.apenergy.2012.11.051, lire en ligne)

• [ISO 9488:1999] ISO, Énergie solaire – Vocabulaire (ISO 9488:1999), Comité Européen de Normalisation, mars 2001, 34 p.
• [SHWW 2014] (en) Mauthner, F. et Weiss, W., Solar Heat Worldwide : Market and Contribution to the Energy Supply 2012, AEE Intec, juin 2014, 62 p. (lire en ligne)
• [SHWW 2017] (en) Weiss, W., Spörk-Dür, M. et Mauthner, F., Solar Heat Worldwide : Global Market Development and Trends in 2016 - Detailed Market Figures 2015, AEE Intec, mai 2017, 83 p. (lire en ligne)
• [SHWW 2020] (en) Weiss, W. et Spörk-Dür, M., Solar Heat Worldwide : Global Market Development and Trends in 2019 - Detailed Market Data 2018, AEE Intec, mai 2020, 86 p. (lire en ligne).
• [Müller-Steinhagen et Trieb 2004] (en) Hans Müller-Steinhagen et Franz Trieb, « Concentrating solar power: A review of the technology », Ingenia online,‎ février-mars 2004 (lire en ligne)

• Parabole Stirling destiné à la production d'électricité solaire thermique Sur le site promes.cnrs.fr
• Autoconstruction d'un chauffe-eau solaire Sur le site solaire-chauffe-eau.info
• Le capteur solaire à eau chaude sur le site energieplus-lesite.be d'Architecture et Climat de l'UCL

• Portail des énergies renouvelables