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Centrale solaire thermodynamique

Une centrale solaire thermodynamique (ou centrale solaire thermique à concentration ou encore héliothermodynamique), en anglais CSP (pour concentrated solar power) est un site industriel qui concentre les rayons du Soleil à l'aide de miroirs afin de chauffer un fluide caloporteur, lequel sert en général à 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. Différents types de centrales sont distingués selon la forme des miroirs (plats ou courbés) et la distribution du fluide caloporteur (ponctuelle ou linéaire).

La production des centrales solaires thermodynamiques atteignait 13 715 GWh en 2020, soit 0,05 % de la production mondiale d'Ă©lectricitĂ©, 60 fois moins que celle du solaire photovoltaĂŻque. Les principaux pays producteurs sont l'Espagne (36,4 %), les États-Unis (25,0 %), la Chine (12,3 %), l'Afrique du Sud (10,4 %), le Maroc (8,2 %) et IsraĂ«l (4,7 %).

Centrales solaires PS10 et PS20 à Sanlucar la Mayor, près de Séville, en 2010.
Centrale solaire parabolique (projet DISH-STIRLING Ă  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).

Types et filières

Plusieurs technologies ont été mises en œuvre à l'échelle industrielle[1]. La centrale à tour est constituée d'un champ de capteurs solaires motorisés, les héliostats, qui concentrent les rayons du Soleil vers un foyer fixe, situé en haut d'une tour, où se trouve une chaudière. Dans les centrales à miroirs cylindro-paraboliques, ceux-ci concentrent le rayonnement sur des tubes remplis d'un fluide caloporteur. 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 caloporteur (huile ou sels fondus) circulant dans le tube 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 explorĂ©es pour exploiter le rayonnement solaire. Une solution utilisant de l'air chauffĂ© Ă  plus de 726,85 °C par un lit fluidisĂ© (par exemple de carbure de silicium) a Ă©tĂ© proposĂ©e dans les annĂ©es 2000, conçue pour mieux rĂ©sister Ă  la fatigue thermique ; celle-ci est notamment liĂ©e aux irrĂ©gularitĂ©s de la ressource solaire et pose un problème pour les Ă©changeurs thermiques classiques. Un apport d'air très chaud y remplacerait la chambre de combustion de l'Ă©quivalent d'une turbine Ă  gaz par un concentrateur d’énergie solaire[2] - [3] - [4]. Des microcentrales Ă  paraboles autonomes associĂ©es Ă  un moteur Stirling au foyer (de 10 Ă  25 kW), fonctionnant avec des sources chaudes de plus de 500 °C, permettraient une production dĂ©centralisĂ©e de chaleur et d'Ă©lectricitĂ©[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 doit être 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 exploitant des cycles de Brayton (cycle thermodynamique à caloporteur gaz)[7].

Stockage de l'Ă©nergie

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 Ă  Albuquerque, au Nouveau-Mexique, un dĂ©monstrateur de stockage d'Ă©nergie aux sels fondus dans le parc solaire hĂ©lio-thermodynamique des laboratoires Sandia intĂ©grant des rĂ©flecteurs Ă  miroirs de Fresnel linĂ©aires. Il utilise les sels fondus comme fluide caloporteur, en les extrayant d'un rĂ©servoir « froid » (290 °C) pour les chauffer Ă  550 °C au contact des miroirs, puis les fait passer par un Ă©changeur thermique pour gĂ©nĂ©rer la vapeur nĂ©cessaire Ă  la production d'Ă©lectricitĂ© ; les sels fondus sont enfin redirigĂ©s soit vers le rĂ©servoir froid, pour rĂ©pĂ©ter le processus en boucle, soit vers un rĂ©servoir sĂ©parĂ© pour le stockage. Les premiers rĂ©sultats montrent que les sels fondus permettent de faire fonctionner la centrale Ă  haute tempĂ©rature, de simplifier les opĂ©rations et donc de rĂ©duire le coĂ»t global, un facteur clĂ© alors que le dĂ©partement amĂ©ricain de l'Énergie (DOE) vise, Ă  travers son programme Sunshot, la rĂ©duction des coĂ»ts des centrales solaires installĂ©es de 0,06 $/kWh d'ici Ă  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 matière 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 dĂ©veloppeur Aalborg CSP a mis en service le un projet combinant une installation solaire Ă  concentration et une centrale Ă  biomasse de type ORC (machine Ă  cycle organique de Rankine). Ce projet, d’une puissance thermique de 16,6 MW, peut produire Ă  la fois de la chaleur et de l’électricitĂ© ; la partie solaire utilise des capteurs cylindro-paraboliques. Le projet de la ville danoise de Taars combine une centrale Ă  concentration de 4 039 m2 et un champ de capteurs plans vitrĂ©s de 5 972 m2, qui fournit 31 % des besoins totaux du rĂ©seau de chaleur, soit une production de chaleur fournie de 6 082 MWh.

En Espagne, Alcalá EcoenergĂ­as (es) a signĂ© un contrat en pour la construction du premier grand rĂ©seau de chaleur hybride solaire-biomasse d’Espagne Ă  Alcalá de Henares, qui sera Ă©quipĂ© d’une chaudière biomasse de 30 MW et d’une centrale solaire Ă  concentration de 12 MW[7].

Aspects Ă©conomiques

Perspectives de marché

Selon les scĂ©narios prospectifs Ă©tablis en 2014 par l’Agence internationale de l'Ă©nergie (AIE), le solaire thermodynamique Ă  concentration Ă©tait appelĂ© Ă  jouer un rĂ´le significatif dans la production d'Ă©lectricitĂ© mondiale Ă  l’horizon 2050 : l'AIE prĂ©voyait que le solaire thermodynamique Ă  concentration (toutes filières confondues) reprĂ©senterait 11 % de la production d’électricitĂ© en 2050, soit 4 350 TWh avec une capacitĂ© installĂ©e 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 exportĂ©s de l'Afrique du Nord vers l'Europe ; la baisse des coĂ»ts moyens de production de 168 $/MWh en 2015 Ă  71 $/MWh pour des centrales avec stockage les rendrait compĂ©titives dans les pays les plus ensoleillĂ©s, en pointe et demi-pointe, vers 2020 et en base vers 2030 ; ces centrales pourraient Ă©galement produire de la chaleur pour les processus industriels et le dessalement d'eau de mer et de l'hydrogène pour remplacer le gaz naturel (3 % des besoins d'Ă©nergie en 2050)[12].

Dans les scĂ©narios les plus optimistes, tels que ceux Ă©tablis dans le cadre du programme AIE SolarPACES (en), la European Solar Thermal Electricity Association et Greenpeace anticipaient une capacitĂ© installĂ©e de 1 500 GW au niveau mondial. Ces perspectives supposaient le dĂ©veloppement rapide d’une filière industrielle solaire thermodynamique Ă  concentration, sachant qu’en 2014, le parc de centrales en service comportait une quarantaine de sites au niveau mondial.

En 2013, après la suppression par le gouvernement Rajoy des aides aux énergies renouvelables, le développement du solaire s'est arrêté en Espagne[13].

Le coĂ»t de l'Ă©lectricitĂ© produite par les centrales photovoltaĂŻques de taille commerciale a chutĂ© de 355 $/MWh en 2009 Ă  51 $/MWh en 2019, selon BloombergNEF, soit 38 % du coĂ»t de 135 $/MWh auquel la centrale de Crescent Dunes vend sa production[14].

Le développeur américain de centrales solaires thermodynamiques eSolar disparaît en 2017, puis à la fin de 2019, le développeur SolarReserve (en) fait faillite après que les pouvoirs publics ont repris le contrôle de sa filiale Tonopah Solar Energy (en), chargée de l'exploitation de sa centrale de Crescent Dunes (en), qui avait multiplié les problèmes techniques et n'avait jamais réussi à tenir ses engagements contractuels. Il ne reste plus aux États-Unis qu'un seul développeur : BrightSource, qui travaille surtout sur le projet Ashalim en Israël[15].

En 2020, le solaire thermodynamique n'est plus considĂ©rĂ© comme un concurrent du photovoltaĂŻque, mais comme une solution de stockage d'Ă©nergie permettant de compenser les variations des Ă©nergies intermittentes. Ainsi, l'Afrique du sud a organisĂ© un appel d'offres qui donnait aux centrales solaires thermodynamiques un bonus de 270 % en plus du tarif de base pour produire de l'Ă©lectricitĂ© en fin d'après-midi et en soirĂ©e. Plus rĂ©cemment, Ă  Dubai, la centrale hybride Noor Energy 1, combinant solaire thermodynamique et photovoltaĂŻque, est en construction avec un stockage de 550 000 tonnes de sels fondus, le plus grand jamais rĂ©alisĂ©, pour fournir de l'Ă©lectricitĂ© nocturne Ă  92 $/MWh, alors que l'Ă©lectricitĂ© produite pendant la journĂ©e par la partie photovoltaĂŻque de la centrale coĂ»tera 24 $/MWh. Par ailleurs, le Plan national 2021-2030 pour l'Ă©nergie et le climat de l'Espagne, soumis en 2019 Ă  l'Union europĂ©enne, envisage l'installation de GW de solaire thermodynamique en plus des 2,5 GW existants. Ces GW supplĂ©mentaires seraient entièrement consacrĂ©s Ă  stocker de l'Ă©nergie pour les usages nocturnes, les usages diurnes Ă©tant couverts par du photovoltaĂŻque[14].

Le DĂ©partement de l'Énergie des États-Unis a lancĂ© en 2020 l'« Energy Storage Grand Challenge » afin de stimuler le dĂ©veloppement de solutions de stockage d'Ă©nergie[16]. L'expĂ©rience acquise grâce au solaire thermodynamique dans le stockage sous forme de sels fondus est mise en exergue : la capacitĂ© de stockage de la centrale solaire de Solana, 1 500 MWh, est la plus importante après celle des centrales hydroĂ©lectriques de pompage-turbinage, alors que la batterie construite par Tesla en Australie n'a qu'une capacitĂ© de 450 MWh[17].

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 Ă  0,38 $/kWh (hypothèses : coĂ»t d'investissement : 3 400 Ă  4 600 $/kW ; facteur de charge : 20 Ă  27 %) le bas de la fourchette correspond Ă  des projets très compĂ©titifs (hors OCDE) dans des pays bĂ©nĂ©ficiant d’un ensoleillement exceptionnel ;
    • avec un système de stockage de six heures : 0,17 Ă  0,37 $/kWh ;
  • centrales Ă  tour (technologie moins mature selon l'Ă©tude) : 0,20 Ă  0,29 $/kWh avec système de stockage de 6 Ă  7 h 30 et 0,17 Ă  0,24 $/kWh avec un stockage de 12 Ă  15 h.

Le coĂ»t est fortement corrĂ©lĂ© Ă  l'ensoleillement : partant d'une base Ă  2 100 kWh/m2/an (ensoleillement DNI typique pour l'Espagne), le coĂ»t 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[18].

Le coĂ»t minimum de 0,17 $/kWh, soit 170 $/MWh, Ă©quivaut Ă  126 â‚¬/MWh ; en comparaison, une Ă©tude du Fraunhofer Institute parue en novembre 2013 Ă©value le LCOE des centrales photovoltaĂŻques du sud de l'Allemagne (indice solaire de 1 200 kWh/m2/an) entre 79 et 98 â‚¬/MWh, et un contrat rĂ©cemment signĂ© au Texas faisait ressortir un coĂ»t de 54 â‚¬/MWh[19] ; le coĂ»t du solaire thermodynamique reste donc largement supĂ©rieur Ă  celui du photovoltaĂŻque, mais avec l'avantage du stockage qui lui confère une valeur nettement plus Ă©levĂ©e.

Installations réalisées et projets

La production des centrales solaires thermodynamiques atteignait 13 715 GWh en 2020, soit 0,05 % de la production mondiale d'Ă©lectricitĂ© ; en comparaison, la production du solaire photovoltaĂŻque s'Ă©levait Ă  823 782 GWh (3,1 %), soit 60 fois plus. Les principaux pays producteurs sont l'Espagne : 4 992 GWh (36,4 %), les États-Unis : 3 427 GWh (25,0 %), la Chine : 1 684 GWh (12,3 %), l'Afrique du Sud : 1 428 GWh (10,4 %), le Maroc : 1 130 GWh (8,2 %), IsraĂ«l : 638 GWh (4,7 %), les Émirats arabes unis : 252 GWh (1,8 %), le KoweĂŻt : 160 GWh (1,2 %) et l'Australie : GWh (0,02 %)[20]. En 2021, la production des États-Unis a reculĂ© Ă  3 191 GWh[21] et celle de l'Espagne a progressĂ© Ă  5 175 GWh[22].

Production des centrales solaires thermodynamiques par pays (GWh)[20]
Source d'Ă©nergie 2000 2005 2010 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Espagne7615 5935 5795 8834 8675 6834 9925 175
États-Unis5265968793 5443 7013 5873 9403 5353 4273 191
Chine22929423801 0951 684
Afrique du Sud1904986871 0291 5541 428
Maroc44004147941 1861 130
Israël505638839
Émirats arabes unis243261257233230252
KoweĂŻt75160
Monde5265971 6459 60710 47210 87211 24613 86613 715

La puissance installĂ©e de ces centrales atteignait 6 571 MW fin 2021. Deux centrales ont Ă©tĂ© mises en service durant l’annĂ©e 2021 : la centrale Ă  tour chilienne Atacama 1, baptisĂ©e « Cerro Dominador » (110 MW), dotĂ©e d'un système de stockage de 17,5 heures et la centrale Ă  tour chinoise Hami Tower CSP (50 MW) dont la construction a commencĂ© en . En dĂ©but d’annĂ©e, la Chine a annoncĂ© que dans le cadre de son programme pilote qui visait 1,3 GW de capacitĂ© CSP installĂ©s d’ici 2020, seuls 500 MW de projets avaient respectĂ© l'Ă©chĂ©ance. Le pays prĂ©voit de dĂ©marrer la construction de onze nouveaux projets avec systèmes de stockage d’ici 2024 pour une puissance de 100 MW chacun, dont huit centrales Ă  tour, deux de type Fresnel et une centrale Ă  tour Ă  rĂ©flecteur secondaire (avec rĂ©cepteur thermique situĂ© au sol). En Espagne, Sener a lancĂ© le projet Solgest-1 (150 MW, dont 40 MW photovoltaĂŻque), la première centrale solaire Ă  concentration hybride avec stockage de sel fondu et centrale photovoltaĂŻque, dans la province de SĂ©ville. Acciona EnergĂ­a travaille Ă©galement sur un projet d’énergie thermosolaire hybride avec du photovoltaĂŻque, Solbio 1 (135 MW), dans la province de Badajoz. Le chinois Cosin Solar a signĂ© en 2019 un contrat pour le projet Minos (50 MW) en Grèce[23].

La puissance installĂ©e de ces centrales atteignait 6 411 MW fin 2020 (6 311 MW fin 2019) ; l'essentiel de leur dĂ©veloppement se situe dans des zones oĂą les conditions d’ensoleillement sont très propices : la Chine, l’Inde, l’Australie, l’Afrique du Sud, le Moyen-Orient et le Maghreb. Une seule centrale a Ă©tĂ© mise en service durant l’annĂ©e 2020 : la centrale chinoise de CNNC Royal Tech Urat (100 MW) dotĂ©e d'un système de stockage de type sel fondu de dix heures, la plus grande centrale de type cylindro-parabolique du pays[24].

La puissance installĂ©e s'Ă©levait Ă  5 663 MW fin 2018 ; 11 centrales ont Ă©tĂ© mises en service en 2018, dont deux en Afrique du sud (200 MW), trois en Chine (200 MW), deux au Maroc (350 MW), une en Inde (100 MW), une en Arabie Saoudite (50 MW) et une au Koweit (50 MW). Les projets en construction totalisent 2 166 MW, et 1 045 MW de nouveaux projets sont attendus en 2019 en Chine et au Moyen-Orient. Selon l'IRENA, le coĂ»t actualisĂ© de l’énergie a baissĂ© en un an de 26 % Ă  16,4 c€/kWh (-46 % depuis 2010) et devrait chuter Ă  6 Ă  10 c€/kWh grâce aux mĂ©canismes d'appels d'offres[25].

La puissance installĂ©e atteignait 4 845 MW fin 2017 ; 22 centrales Ă©taient en construction, totalisant 1 625 MW, et 18 projets Ă©taient en dĂ©veloppement pour 2 245 MW, dont 785 MW en Chine, 700 MW Ă  DubaĂŻ, 360 MW en Afrique du Sud et 250 MW en Inde[7]. En 2017, la puissance installĂ©e du solaire thermodynamique a progressĂ© de 100 MW, soit +2 % ; plusieurs projets qui devaient ĂŞtre mis en service en 2017 ont Ă©tĂ© retardĂ©s, mais les projets en construction atteignent GW, surtout en Chine, au Moyen-Orient et en Afrique ; la capacitĂ© de stockage d'Ă©nergie thermique des centrales en fonctionnement atteint 13 GWh, sous forme de sels fondus ; l'Espagne (2,3 GW) et les États-Unis (1,7 GW) concentrent 80 % du parc, mais le marchĂ© continue Ă  basculer vers les pays Ă©mergents et ceux dotĂ©s de niveaux Ă©levĂ©s d'insolation : l'Afrique du Sud est restĂ©e le leader du marchĂ© en 2017, et est mĂŞme le seul pays Ă  mettre en service une nouvelle centrale : Xina Solar One Power Station (en) (100 MW), portant sa puissance installĂ©e Ă  300 MW[26].

Pour la première fois, un projet solaire thermodynamique a rĂ©ussi Ă  atteindre la compĂ©titivitĂ© Ă©conomique par rapport aux moyens de production classiques, en emportant en l'appel d'offres pour le projet de centrale solaire thermodynamique (tour solaire de 700 MW) de la phase 4 de la centrale solaire Mohammed ben Rashid Al-Maktoum, aux Émirats arabes unis, au prix de 0,073 $/kWh ; il n'aura donc besoin d'aucune subvention ; sa mise en service est programmĂ©e pour 2020[27].

Les tendances du marché en 2014 sont[28] :

  • l'augmentation de la taille des projets afin de rĂ©duire les coĂ»ts : 377 MW pour Ivanpah (tours solaires), production estimĂ©e : 1 079 GWh/an ; 280 MW (944 GWh/an) pour Solana (miroirs cylindro-paraboliques) ; 100 MW pour Rajasthan Sun Technique (miroirs de Fresnel, Areva) ; des projets de 500 MW sont en cours de dĂ©veloppement (projets de centrales Ă  tours de Palen SEGS et Hidden Hills, par BrightSource Energy) ;
  • le dĂ©veloppement des systèmes de stockage, qui deviendra la norme Ă  l'avenir ; ainsi, la centrale de Crescent Dunes (110 MW) a un système de stockage Ă  sels fondus permettant de produire la nuit ou lors des pointes de demande pendant une durĂ©e de dix heures, la centrale sud-africaine de Bokpoort (50 MW) a neuf heures de stockage, celle de Solana six heures et celle de Noor 1 au Maroc (160 MW) de trois heures.

Le secteur de l'Ă©nergie solaire thermodynamique Ă©tait en croissance rapide en 2013, avec 3,7 GW en fonctionnement, GW en construction, 4,8 GW de projets en dĂ©veloppement et 3,3 GW planifiĂ©s fin 2013. Fin 2013, 19 pays disposaient dĂ©jĂ  d'unitĂ©s de taille commerciale en fonctionnement ou en construction : Espagne, États-Unis, Inde, Maroc, AlgĂ©rie, Égypte, Émirats arabes unis, Oman, Iran, ThaĂŻlande, Japon, Australie, Chili, Mexique, France, Italie, Chine, Canada, Papouasie-Nouvelle-GuinĂ©e, sans compter les unitĂ©s de recherche ou de dĂ©monstration[28].

Dans les pays en développement, trois projets de centrales solaires thermodynamiques mixtes (solaire + gaz) financés par la Banque mondiale, en Égypte, au Mexique et au Maroc ont été approuvés en 2007[29].

En 2008, la capacitĂ© installĂ©e Ă©tait Ă©valuĂ©e Ă  environ 431 MW, dont 420 MW en solaire thermodynamique Ă  concentration de type cylindro-parabolique ; mi-2013, elle est de 7,5 GW en fonctionnement ou en construction. La feuille de route Ă©tablie en 2013 par l’Agence internationale de l'Ă©nergie (AIE) pour le solaire thermodynamique Ă  concentration prĂ©voyait que la capacitĂ© installĂ©e Ă  l’horizon 2020 pourrait atteindre 148 GW.

Espagne

L'Espagne a été l'épicentre du développement de l'énergie solaire thermodynamique jusqu'en 2011 et reste de loin le premier producteur d'électricité par cette technique.

États-Unis

Les États-Unis sont le deuxième producteur mondial, ils dĂ©tiennent les cinq plus grandes centrales solaires thermodynamiques du classement mondial. Parmi les plus anciennes installations se trouvent celle d'Albuquerque d'une puissance de MW (1976), celles de Solar Energy Generating Systems en Californie d'une puissance totale de 354 MW (1985) et Solar 2 en Californie (1996) d'une puissance de 10 MW.

KoweĂŻt

La centrale de Shagaya (100 MW, cylindro-parabolique) a un stockage de 10 h[7].

Europe

Centrale solaire Ello à Llo (Pyrénées-Orientales), inaugurée en 2019.
Centrale solaire Ello à Llo (Pyrénées-Orientales), inaugurée en 2019.

L'Europe compte 438 MW de projets en 2018, 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 Ă  Florina (75 MW) et MINOS CSP tower en CrĂŞte (50 MW), et Chypre un projet : Helios Power (51 MW) Ă  Larnaca[7].

En France, Alba Nova 1, situĂ©e en Corse, Ă©tait la première centrale solaire thermodynamique d'envergure Ă  avoir obtenu en 2011 un permis de construire depuis plus de 30 ans[30]. Sa construction est gelĂ©e en 2016 Ă  la suite de la mise en faillite de son constructeur Solar Euromed[31]. La centrale solaire eLlo de MW a Ă©tĂ© inaugurĂ©e en septembre 2019. Le laboratoire PROMES-CNRS et ses partenaires testeront de nouveau en 2018, ou 2019, la centrale solaire ThĂ©mis reconfigurĂ©e. 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 europĂ©en next-CSP[32].

Mexique

Au Mexique : Agua Prieta2 de 12 MW[7].

Notes et références

  1. Alain Ferrière, « Centrales solaires thermodynamiques », Éditions techniques de l'ingénieur, (consulté le ).
  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 [PDF], 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 ).
  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. Baromètre solaire thermique et thermodynamique, EurObserv'ER, mai 2014, pages 67-68.
  14. (en) America’s Concentrated Solar Power Companies Have All but Disappeared, GreenTechMedia, 20 janvier 2020.
  15. (en) The closure of SolarReserve, an isolated case of the concentrated solar power industry, HelioCSP, 7 février 2020.
  16. Energy Storage Grand Challenge, energy.gov, 12 novembre 2020.
  17. (en) For 100% Renewables, DOE Speeds-up Storage Policy, HelioCSP, .
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