Centrale solaire thermodynamique

Une centrale solaire thermodynamique à concentration (ou centrale solaire thermique à concentration ou encore héliothermodynamique, en anglais CSP (pour Concentrated Solar Power) est une centrale qui concentre les rayons du Soleil à l'aide de miroirs afin de chauffer un fluide caloporteur qui permet en général de produire de l'électricité. Ce type de centrale permet, en stockant ce fluide dans un réservoir, de prolonger le fonctionnement de la centrale plusieurs heures au-delà du coucher du Soleil. Il existe différents types de centrales selon la forme des miroirs (plats ou courbés) et l'emplacement du fluide caloporteur (ponctuel ou linéaire).

Centrale solaire à tour (Solar Two en Californie).
Centrale solaire parabolique (projet DISH-STIRLING à Font-Romeu-Odeillo).
Vue d'une installation de miroirs paraboliques concentrant le rayonnement infrarouge du soleil sur des tubes de production de vapeur à partir d'eau (système GlassPoint)
Pour les articles homonymes, voir CSP.
La centrale solaire Thémis.

Types et filières

Plusieurs technologies ont déjà été mises en œuvre à l'échelle industrielle[1]. La centrale à tour est constituée d'un champ de capteurs solaires appelés héliostats qui concentrent les rayons du Soleil vers un foyer fixe, situé en haut d'une tour. Dans les centrales à miroirs cylindro-paraboliques ceux-ci concentrent le rayonnement sur des tubes remplis d'un fluide. Une technologie proche, les miroirs de Fresnel, utilise des miroirs plans (ou quasi-plans) pivotant autour d’un axe horizontal de façon à suivre la course du Soleil et ainsi rediriger et concentrer de manière optimale les rayons solaires vers un tube absorbeur. Dans ces deux technologies, le liquide caloporteur (huile ou sels fondus), à l'intérieur, est ainsi porté à haute température et envoyé dans un générateur de vapeur. La vapeur fait ensuite tourner des turbines qui entraînent des alternateurs produisant de l'électricité. Le Dish Stirling (en) parabolique, associant centrale solaire thermodynamique et moteur Stirling, permet d'atteindre de très hautes températures (plus de 700 °C) et ainsi la plus grande efficacité de toutes les technologies solaires, soit 29 % par rapport aux 15 à 20 % habituels de l'énergie solaire photovoltaïque[1].

D'autres pistes thermodynamiques sont actuellement explorées pour exploiter le rayonnement solaire. Une solution utilisant de l'air chauffé à plus de 726,85 °C via un lit fluidisé (par exemple de SiC) conçu pour mieux résister à la « fatigue thermique » notamment liée aux irrégularités de la ressource solaire et qui pose problème pour les échangeurs thermiques classiques a été proposée dans les années 2000, pour une centrale où un apport d'air très chaud remplacerait la chambre de combustion de l'équivalent d'une turbine à gaz par un concentrateur d’énergie solaire[2],[3],[4]. Des microcentrales à paraboles autonomes associées à un moteur Stirling (10 à 25 kW) au foyer, avec des sources chaudes de plus de 500 °C permettraient une production décentralisée de chaleur et d'électricité[5],[6].

L’Union européenne finance, par le biais du programme H2020, le projet Capture, lancé en 2015, dont le but est de réduire les coûts des projets solaires à concentration pour améliorer leur compétitivité ; chaque composant d’une ferme solaire sera développé afin d’en améliorer l’efficacité et de réduire le coût moyen de l’énergie produite ; le projet, qui rassemble 13 partenaires répartis sur six pays européens, consiste à construire, dans le sud de l’Espagne, une installation à concentration de plusieurs tours et quatre parcs dont trois sur des cycles de Brayton (cycle thermodynamique à caloporteur gaz)[7].

Stockage de l'énergie

Les technologies solaires thermodynamiques présentent un avantage majeur par rapport au photovoltaïque : elles permettent de prolonger la production d'électricité au-delà de la période d'irradiation solaire, moyennant un investissement additionnel, en stockant le fluide caloporteur dans des réservoirs pour pouvoir en extraire la chaleur plusieurs heures après le coucher du Soleil.
Ainsi, la centrale solaire américaine Solar Two peut encore fonctionner trois heures après que le Soleil a disparu. Le stockage de l'énergie est fait à l'entrée du générateur sous forme de chaleur (560 °C) dans des cuves de sels fondus[8], ce qui permet à la centrale de continuer à fonctionner en l'absence de Soleil. Cette technique est reprise dans la centrale Solar Tres construite à Alméria en Espagne, mais cette fois l'autonomie sans Soleil passe à 16 h, ce qui lui permet de fonctionner nuit et jour lors des périodes de fort ensoleillement. Ce type d'installation est destiné aux régions à fort ensoleillement comme la Californie ou le Sud de l'Espagne.

Areva a mis en service à Albuquerque, au Nouveau-Mexique, un démonstrateur de stockage d'énergie aux sels fondus dans le parc solaire hélio-thermodynamique du laboratoire national américain Sandia intégrant des réflecteurs à miroirs de Fresnel linéaires. Il utilise les sels fondus comme fluide caloporteur, en les extrayant d'un réservoir « froid » (290 °C) pour les chauffer à 550 °C au contact des miroirs, puis les fait passer par un échangeur thermique pour générer la vapeur nécessaire à la production d'électricité ; les sels fondus sont enfin redirigés soit vers le réservoir froid, pour répéter le processus en boucle, soit vers un réservoir séparé pour le stockage. Les premiers résultats montrent que les sels fondus permettent de faire fonctionner la centrale à haute température, de simplifier les opérations et donc de réduire le coût global, un facteur clé alors que le département américain de l'Énergie (DOE) vise, à travers son programme Sunshot, la réduction des coûts des centrales solaires installées de 0,06 $/kWh d'ici à 2020[9].

Production de dihydrogène par réaction thermochimique

Le projet Hydrosol expérimente la concentration des rayons solaires pour activer une réaction thermochimique formant du dihydrogène par craquage de l'eau[10]. La technique montre un potentiel intéressant en terme d'efficacité et de stockage de l'énergie[11].

Utilisations

Alors qu'initialement les technologies solaires thermodynamiques étaient utilisées uniquement pour la production d'électricité, elles commencent en 2018 à trouver une nouvelle utilisation : la production de vapeur pour l’industrie ou pour les réseaux de chaleur.
Dans le nord du Danemark, dans la ville de Brønderslev, le développeur Aalborg CSP a mis en service le un projet combinant une installation solaire à concentration et une centrale biomasse de type ORC (machine à cycle organique de Rankine) ; ce projet d’une puissance thermique de 16,6 MWh peut produire à la fois de la chaleur et de l’électricité ; la partie solaire utilise des capteurs cylindro-paraboliques.
Le projet de la ville danoise de Taars combine une centrale à concentration de 4 039 m2 et un champ de capteurs plans vitrés de 5 972 m2, qui fournit 31 % des besoins totaux du réseau de chaleur, soit une production de chaleur délivré de 6 082 MWh.
En Espagne, Alcalá Ecoenergías a signé un contrat en février 2018 pour la construction du premier grand réseau de chaleur hybride solaire-biomasse d’Espagne à Alcalá de Henares, qui sera équipé d’une chaudière biomasse de 30 MW et d’une centrale solaire à concentration de 12 MW[7].

Aspects économiques

Perspectives de marché

Selon les scénarios prospectifs établis sous l’égide de l’Agence internationale de l'énergie (AIE), le solaire thermodynamique à concentration est appelé à jouer un rôle significatif dans la production d'électricité mondiale à l’horizon 2050 : dans son rapport de 2014, l'AIE prévoit que le solaire thermodynamique à concentration (toutes filières confondues) représentera 11 % de la production d’électricité en 2050, soit 4 350 TWh avec une capacité installée de près de 1 000 GW, dont 229 GW aux États-Unis, 204 GW au Moyen-Orient, 186 GW en Inde, 147 GW en Afrique et 118 GW en Chine ; 53 GW seraient exportés de l'Afrique du Nord vers l'Europe ; la baisse des coûts moyens de production de 168 $/MWh en 2015 à 71 $/MWh pour des centrales avec stockage les rendrait compétitives dans les pays les plus ensoleillés, en pointe et demi-pointe, vers 2020 et en base vers 2030 ; ces centrales pourraient également produire de la chaleur pour les process industriels et le dessalement d'eau de mer et de l'hydrogène pour remplacer le gaz naturel (3 % des besoins d'énergie en 2050)[12].

Dans les scénarios les plus optimistes, tels que ceux établis dans le cadre du programme AIE SolarPACES (en), la European Solar Thermal Electricity Association et Greenpeace anticipent une capacité installée de 1 500 GW au niveau mondial. Ces perspectives supposent le développement rapide d’une filière industrielle solaire thermodynamique à concentration, sachant qu’en 2014, le parc de centrales en service comporte une quarantaine de sites au niveau mondial.

Coûts de production

Une étude de l'IRENA (Agence internationale de l'énergie renouvelable) publiée en 2013 évalue les coûts de production actualisés de l'électricité (LCOE) renouvelable en 2012 ; pour le solaire thermodynamique, elle fournit les coûts suivants :

  • technologies cylindro-parabolique et Fresnel, sans système de stockage : 0,19 à 0,38 $/kWh (hypothèses : coût d'investissement : 3 400 à 4 600 $/kW ; facteur de charge : 20 à 27 %) le bas de la fourchette correspond à des projets très compétitifs (hors OCDE) dans des pays bénéficiant d’un ensoleillement exceptionnel ;
    • avec un système de stockage de six heures : 0,17 à 0,37 $/kWh ;
  • centrales à tour (technologie moins mature selon l'étude) : 0,20 à 0,29 $/kWh avec système de stockage de 6 à 7 h 30 et 0,17 à 0,24 $/kWh avec un stockage de 12 à 15 h.

Le coût est fortement corrélé à l'ensoleillement : partant d'une base à 2 100 kWh/m2/an (ensoleillement DNI typique pour l'Espagne), le coût LCOE diminue de 4,5 % pour chaque tranche de 100 kWh/m2/an en plus.

Ces coûts de 2012 devraient continuer à baisser en fonction des progrès technologiques et des économies d'échelle[13].

Le coût minimum de 0,17 $/kWh, soit 170 $/MWh, équivaut à 126 €/MWh ; en comparaison, une étude du Fraunhofer Institute parue en novembre 2013 évalue le LCOE des centrales photovoltaïques du sud de l'Allemagne (indice solaire de 1 200 kWh/m2/an) entre 79 et 98 €/MWh, et un contrat récemment signé au Texas faisait ressortir un coût de 54 €/MWh[14] ; le coût du solaire thermodynamique reste donc largement supérieur à celui du photovoltaïque, mais avec l'avantage du stockage qui lui confère une valeur nettement plus élevée.

Installations réalisées et projets

La production des centrales solaires thermodynamiques atteignait 10 848 GWh en 2017, soit 0,04 % de la production mondiale d'électricité ; en comparaison, la production du solaire photovoltaïque s'élevait à 443 554 GWh (1,7 %), soit 41 fois plus. Les principaux pays producteurs sont l'Espagne : 5 883 GWh (54,2 %), les États-Unis : 3 587 GWh (33,1 %), l'Afrique du Sud : 676 GWh (6,2 %) et le Maroc : 414 GWh (3,8 %)[15].

La puissance installée de ces centrales atteignait 4 845 MW fin 2017 ; 22 centrales étaient en construction, totalisant 1 625 MW, et 18 projets étaient en développement pour 2 245 MW, dont 785 MW en Chine, 700 MW à Dubaï, 360 MW en Afrique du Sud et 250 MW en Inde[7].

En 2008, la capacité installée était évaluée à environ 431 MW, dont 420 MW en solaire thermodynamique à concentration de type cylindro-parabolique ; mi-2013, elle est de 7,5 GW en fonctionnement ou en construction. La feuille de route établie en 2013 par l’Agence internationale de l'énergie (AIE) pour le solaire thermodynamique à concentration prévoyait que la capacité installée à l’horizon 2020 pourrait atteindre 148 GW.

Parmi les plus anciennes installations on trouve celle d'Albuquerque aux États-Unis d'une puissance de 5 MW (1976), celles de Luz Solar Energy situées à Kramer jonction et Daggett en Californie d'une puissance totale de 354 MW (1985) et Solar 2 en Californie (1996) d'une puissance de 10 MW. En février 2006, Nevada Solar One d'une puissance de 64 MW a été mise en service à Boulder City, Nevada aux États-Unis. En 2010, Andasol I Aldeire près de Grenade en Espagne (50 MW) a été mise en service.

En France, la centrale solaire eLlo de 9 MW est en construction et devrait être mise en service en 2018. Le laboratoire PROMES-CNRS et ses partenaires testeront de nouveau en 2018, ou 2019, la centrale solaire Thémis reconfigurée. Elle devrait comporter une nouvelle turbine de 1,2 MW et utiliser des particules comme fluide caloporteur et pour le stockage thermique, dans le cadre du projet européen next-CSP[16].

À travers le monde, d'autres projets sont en cours de réalisation :

Chine 
La Chine a, en 2018, trois petites centrales en fonctionnement, 13 centrales en construction d'une puissance cumulée de 955 MW et 11 projets en développement totalisant 785 MW.
Afrique du Sud 
En Afrique du Sud, quatre centrales sont en fonctionnement en 2017 : Bokpoort (50 MW), Khi Solar One (50 MW), KaXu Solar One (100 MW) et Xina Solar One (100 MW), deux autres sont en construction : Kathu Solar Park (100 MW), mis en service en 2019, et Ilanga I (100 MW)[7] et plusieurs autres sont en développement, dont Redstone Solar (tour solaire de 100 MW)[17].
Maroc 
Le Plan Solaire Marocain prévoit (2 000 MW) en 2020[18] a franchi une première étape avec la mise en service de la centrale solaire Noor (160 MW) en février 2016. Deux projets sont en construction en 2018 : NOOR 2 de 185 MW et NOOR 3 de 150 MW[7].
Chili 
Au Chili, trois très importantes centrales solaires thermodynamiques sont en projet fin 2017, portées par la société américaine SolarReserve. Ces projets situés à Tamarugal (3 tours solaires, 450 MW), Copiapo (2 tours solaires, 260 MW) et Likana (390 MW), représentent un total de 1 100 MW et sont dotées d'une capacité de stockage intégrées de 13 h (par stockage de fluide caloporteur). Le projet de Tamarugal, dans la région de Tarapaca, a obtenu le feu vert du gouvernement et sa construction pourrait commencer fin 2018 s'il obtient un contrat d'achat d'électricité lors de l'appel d'offres d'octobre 2018 ; sa production annuelle théorique est estimée à 2 600 GWh[19],[20]. Le projet de Copiapo, à 65 km au nord-est de la ville de Copiapó dans la région d'Atacama, a obtenu toutes ses autorisations et est prêt à entrer en chantier ; il produira 1 800 GWh par an[21]. Le projet de Likana, dans la région d'Antofagasta, est au stade de demande de permis ; avec 3 tours solaires de 130 MW, il produira 2 800 GWh par an[22].
Europe 
L'Europe compte 438 MW de projets, dont seulement deux en construction pour 10 MW ; ces projets se situent surtout en Italie : 204 MW, dont Flumini Mannu en Sardaigne (55 MW), Lentini (55 MW) et Solecaldo (41 MW) en Sicile ;
la Grèce a deux projets : Maximus Dish project à Florina (75 MW) et MINOS CSP tower en Crête (50 MW), et Chypre un projet : Helios Power (51 MW) à Larnaca[7].
Israël 
En Israël, deux centrales sont en construction : Ashalim1 CSP project 121 MW et Ashalim2 CSP project 110 MW[7].
Arabie saoudite 
En Arabie Saoudite, deux centrales hybrides sont en construction : ISCC Duba 1 de 50 MW, Waad Al Shamal ISCC Plant 50 MW[7].
Koweït 
Au Koweït : Shagaya CSP Project 50 MW[7].
Inde En Inde 
Dadri ISCC Plant 14 MW[7].
Mexique 
Au Mexique : Agua Prieta2 de 12 MW[7].
Algérie 
En Algérie, le programme des Énergies Renouvelables Algérien prévoit (2 000 MW) en solaire thermique (CSP)[23] ; des projets d'un total de 1 350 MW sont identifiés[24], dont la tour solaire de la nouvelle Ville de Boughezoul en Algérie (3 à 7 MW)[25], mais aucun n'est en construction en 2018.
  • Le Projet Desertec est un projet visant à produire une grande partie de l'électricité des pays d'Afrique du Nord et du Moyen-Orient.

Stirling Energy Systems a mis au point des capteurs paraboliques de forte puissance qui suivent le Soleil dans sa course et sont en fait des mini centrales hélio-thermodynamiques : un moteur Stirling entraîne un générateur électrique placé au foyer de chaque paraboloïde.

Notes et références
  1. Alain Ferrière, « Centrales solaires thermodynamiques », sur techniques-ingenieur.fr, (consulté le 22 novembre 2016).
  2. J. J. Bezian, A. Bounaceur, A. De Ryck et M. El Hafi, « Un nouveau concept de centrale solaire thermodynamique basé sur un récepteur à lit fluidisé », dans 13èmes Journées Internationales de Thermique, (lire en ligne).
  3. (en) P. Schwarzbozl, M. Schmitz, R. Pitz-Paal et R. Buck, « Analysis of Solar Gas Turbine Systems with Pressurized Air Receivers (REFOS) », Proc. 11th SolarPACES Int. Symposium on Concentrated Solar Power and Chemical Energy Technologies, Zürich,‎ .
  4. (en) G. Flamant, D. Gauthier et A. Vialaron, « Development of gas-solid high temperature solar receivers », The fluidised concept. 8th Solar World Cong. Int. Sol. Energy Soc. Perth No. 3, Oxford, Stokolay S. V., Pergamon,‎ , p. 1937-1942.
  5. D. Meyer, Modélisation et contrôle commande d'un moteur stirling pour une micro centrale solaire thermodynamique (micst) (mémoire de master), Institut National Polytechnique de Grenoble, .
  6. F. Nepveu, Production décentralisée d’électricité et de chaleur par système Parabole/Stirling : Application au système EURODISH (thèse de doctorat), Perpignan, .
  7. : Baromètres solaire thermique et thermodynamique 2018, EurObserv'ER, juin 2018.
  8. (en) NREL CSP Workshop center - Solar Tres, le 7 mars 2007
  9. Nouveau-Mexique - Areva teste les sels fondus comme fluide caloporteur, site energies-renouvelables consulté le 6 juin 2014.
  10. (en) « World’s Largest Solar Reactor Will Split H2O into Hydrogen », sur Solar Paces, (consulté le 18 septembre 2019)
  11. (en) « CSP is the Most Efficient Renewable to Split Water for Hydrogen », sur Solar Paces,
  12. (en)Technology Roadmap: Solar Thermal Electricity, AIE, 29 septembre 2014
  13. EurObserv'ER : Baromètre solaire thermique et thermodynamique, mai 2014.
  14. Baromètre photovoltaïque - EurObserv'ER, avril 2014 [PDF]
  15. (en)Data and statistics - World Electricity 2017, Agence internationale de l'énergie, 24 septembre 2019.
  16. « next-CSP ».
  17. (en)Concentrating Solar Power Projects in South Africa, NREL.
  18. Accueil Le plan solaire marocain - Dates Clés, masen.org.ma
  19. « Three solar thermal plants in Chile could generate electricity 24 hours a day », sur Ars Technica (consulté le 29 décembre 2017)
  20. Tamarugal, Solarreserve, consulté le 29 décembre 2017.
  21. Copiapó, Solarreserve, consulté le 29 décembre 2017.
  22. Likana, Solarreserve, consulté le 29 décembre 2017.
  23. Programme algérien de développement des énergies nouvelles et renouvelables et de l’efficacité énergétique, 2011
  24. Liste des projets du Programme Algérien de Développement des Energies Nouvelles et Renouvelables et de l’Efficacité Energétique, 2011
  25. Accord pour la réalisation d’une tour pour le développement de l’énergie solaire à Boughezoul, 15 octobre 2012

Voir aussi

Articles connexes

Liens externes
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