Centrale solaire thermodynamique

Un article de Wikipédia, l'encyclopédie libre.
Aller à : navigation, rechercher

Une centrale solaire thermodynamique à concentration (ou centrale solaire thermique à concentration ou encore heliothermodynamique, en anglais CSP pour Concentrating Solar Power Plant) 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.

centrale solaire à tour (Solar Two en Californie).
centrale solaire parabolique (projet DISH-STIRLING à Font-Romeu-Odeillo).

Types et filières[modifier | modifier le code]

On distingue les centrales des types suivants :

  • à tour : elle est constituée d'un champ de capteurs solaires appelés héliostats qui concentrent les rayons du soleil vers un foyer situé sur une tour.
  • à miroir cylindro-parabolique : Les miroirs sont concentrés sur des tubes où un liquide caloporteur (huile ou sels fondus) est porté à haute température. Ce liquide caloporteur envoyé dans une chaudière transforme de l'eau en vapeur. La vapeur fait tourner des turbines qui entraînent des alternateurs produisant de l'électricité ;;
  • à miroirs de Fresnel : qui utilise des miroirs plans (ou quasi-plans) qui peuvent chacun pivoter 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.

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 présente la caractéristique de pouvoir encore fonctionner 3 heures après que le soleil ait 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[1], 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 heures, 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[2].

Perspectives de marché[modifier | modifier le code]

Selon les scénarios prospectifs établis sous l’égide de l’Agence internationale de l'énergie, le solaire thermodynamique à concentration est appelé à jouer un rôle significatif dans la production électrique mondiale à l’horizon 2050 : Ainsi : dans le scénario « BLUE Map » de 2010, le solaire thermodynamique à concentration (toutes filières confondues) représenterait 11,3 % de la production d’électricité en 2050 (dont 9,6 % à partir de l'énergie solaire et 1,7 % à partir de combustibles de soutien), avec une capacité installée de 830 GW ; dans les pays les plus ensoleillés, il pourrait devenir une source compétitive d'électricité, en pointe et demi-pointe, vers 2020 et en base vers 2025 à 2030 ; les principales régions productrices seront l'Amérique du Nord, l'Afrique, l'Inde et le Moyen-Orient ; ces centrales pourraient également produire de la chaleur pour les process industriels et de l'hydrogène pour remplacer le gaz naturel (3 % des besoins d'énergie en 2050)[3]. Dans les scénarios les plus optimistes, tels que ceux établis dans le cadre du programme AIE SolarPACES, la European Solar Thermal Electricity Association et Greenpeace anticipent une capacité installée de 1500 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[modifier | modifier le code]

Une étude de l'IRENA (International Renewable Energy Agency) publiée en 2013 évalue les coûts de production actualisés de l'électricité (LCOE) renouvelable en 2012 ; pour le solaire thermodynamique, elle fournit les coûts suivant :

  • technologies cylindro-parabolique et Fresnel, sans système de stockage : 0,19 à 0,38 $/kWh (hypothèses : coût d'investissement : 3400 à 4600 $/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 six heures à sept heures 30, et 0,17 à 0,24 $/kWh avec stockage de 12-15 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[4].

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 1200 kWh/m²/an) entre 79 et 98 €/MWh, et un contrat récemment signé au Texas faisait ressortir un coût de 54 €/MWh[5] ; 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.

Capacité installée[modifier | modifier le code]

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 concrétisation des scénarios évoqués précédemment suppose un déploiement à grande échelle du solaire thermodynamique à concentration, à un rythme soutenu, soit en moyenne environ 25 GW de capacité supplémentaire par an. Le marché mondial correspondant peut être évalué entre 50 et 100 Md€ par an. A court terme, la feuille de route établie par l’AIE pour le solaire thermodynamique à concentration prévoit que la capacité installée à l’horizon 2020 pourrait atteindre 148 GW.

Centrales solaires en projet et en activité[modifier | modifier le code]

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.

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

  • Plan Solaire Algérie (2 000 MW). Au total, 1 200 MW sont prévus pour les besoins locaux et 1 000 MW pour l’export. Le projet consiste en la construction de 7 centrales : 2 centrales photovoltaïques, 2 centrales hybrides, 1 centrales solaires thermiques et 2 centrales éoliennes. L'investissement prévu s'élève à 2 milliards de dollars.
  • Alba Nova 1, en Corse (12 MW)
  • Plan Solaire Marocain, Maroc (2 000 MW) en 2020[6] ;
  • Desertec, projet visant à produire une grande partie de l'électricité des pays d'Afrique du nord et du Moyen-Orient
  • Tour solaire de la nouvelle Ville de Boughezoul en Algérie (3 à 7 MW)[7]
  • Projets de centrales solaires thermiques en Algérie (Total de 1 350 MW)[8]dans le cadre du Programme Algérien de Développement des Energies Nouvelles et Renouvelables et de l’Efficacité Energétique[9]

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 héliothermodynamiques (un moteur Stirling entraînant un générateur électrique est placé au foyer de chaque paraboloïde).

Tour solaire[modifier | modifier le code]

Dans ce concept (cheminée solaire), les rayons solaires ne sont pas concentrés. L'air est chauffé par une grande surface de collecteurs (une sorte de gigantesque serre) avant de s'échapper par une grande cheminée centrale, en passant par des turbines situées à son pied. Dans le projet de Buronga (Australie), la cheminée atteindrait mille mètres de hauteur, et la surface de collecteur, sept kilomètres de diamètre.

Article détaillé : Tour solaire, le projet australien.

Notes et références[modifier | modifier le code]

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]