La résurgence de l'énergie solaire concentrée : technologie, tendances et réalités du marché

Contrairement aux panneaux photovoltaïques (PV) qui convertissent directement la lumière du soleil en électricité, le CSP utilise des miroirs ou des lentilles pour concentrer la lumière du soleil sur un récepteur pour produire de la chaleur à haute température. Cette énergie thermique entraîne ensuite un générateur de turbine conventionnel, produisant une puissance synchrone compatible avec le réseau. Historiquement éclipsée par la baisse rapide des coûts de PV, le CSP connaît maintenant une résurgence grâce à sa capacité unique d'intégrer un stockage d'énergie thermique à faible coût et de fournir une électricité renouvelable et expéditive.

Avec l'augmentation de leur part de sources renouvelables variables comme l'énergie éolienne et solaire, le besoin d'une énergie propre flexible et à la demande devient critique. Le CSP, associé au stockage de sel fondu, peut fournir de l'électricité 10 à 15 heures après le coucher du soleil, ce qui en fait un substitut direct aux centrales de pointe aux combustibles fossiles et un catalyseur clé des réseaux de pénétration à forte intensité de renouvellement.

Progrès de la génération dans la technologie du PSC

Les installations modernes du CSP sont loin des premières installations commerciales du désert de Mojave en Californie dans les années 1980. Aujourd'hui, les systèmes bénéficient de décennies de science des matériaux, de systèmes de contrôle et d'améliorations thermiques.

Réflecteurs et récepteurs de la prochaine génération

Les revêtements antisoupapage et le verre autonettoyant réduisent la consommation d'eau nécessaire pour maintenir la réflectivité, un avantage critique dans les régions arides où le CSP est généralement situé. Les usines de traitement parabolique utilisent maintenant des miroirs légers et peu coûteux avec des films de polymères argentés qui permettent d'obtenir des réflectivités supérieures à 94 % tout en résistant à la délamination et à la corrosion. Les conceptions de récepteurs centraux (pylône de puissance) sont passées des récepteurs de sel fondu aux récepteurs de particules avancés qui peuvent fonctionner au-dessus de 800 °C, améliorant de façon spectaculaire l'efficacité thermodynamique.

Stockage d'énergie thermique : le changement de jeu

Le stockage de sel fondu, qui est généralement un mélange de nitrate de sodium et de nitrate de potassium, est devenu la norme de l'industrie. Des usines commerciales comme le complexe Noor Ouarzazate et l'usine Crescent Dunes[ du Nevada démontrent des durées de stockage de 7 à 10 heures. Parmi les nouveaux développements, on retrouve des formulations avancées de sel fondu avec des points de fusion plus faibles (réduction des coûts de chauffage par gel) et des limites de stabilité thermique plus élevées.

Cycles de Brayton CO2 supercritiques

La technologie de turbine à sCO2 fonctionne à des températures plus élevées (700 °C et plus) avec un rendement de conversion beaucoup plus élevé (50 %+ comparativement à ~38–42 % pour les turbines à vapeur conventionnelles). Le fluide de travail est dense, non inflammable et bon marché.La turbomachine compacte réduit les coûts d'immobilisation et l'utilisation de l'eau. Plusieurs projets pilotes, dont l'installation STEP[ à San Antonio, au Texas, valident les cycles de SCO2 pour l'intégration des PSC. Si le SCO2 est commercialisé, il pourrait réduire le coût de l'électricité (PSC) de niveau de niveau inférieur à 0,05 $/kWh d'ici 2030, ce qui le rend compétitif par rapport aux turbines à gaz à cycle combiné.

Systèmes CSP–PV hybrides

Pendant la journée, PV fournit de l'énergie à faible coût, tandis que CSP charge son stockage thermique. Au moment où le soleil se couche, l'usine CSP rejette de l'énergie pour répondre aux pics du soir. Exemples : l'hybride Atacama au Chili et l'usine proposée Redstone[ en Afrique du Sud. Ces systèmes peuvent atteindre des facteurs de capacité supérieurs à 60% tout en réduisant le coût moyen pondéré de l'énergie, car PV gère la génération diurne à faible coût marginal.

Dynamique du marché mondial et perspectives de déploiement

Après un ralentissement des nouvelles installations du PSC entre 2015 et 2020, principalement en raison de la baisse rapide des coûts de la photovoltaïque et de l'éolien, le marché est en train de réapparaître, sous l'impulsion des mandats stratégiques concernant les énergies renouvelables expédiables et les exigences de fiabilité du réseau. Selon l'Agence internationale des énergies renouvelables (IRENA), la capacité installée du PSC mondial a atteint environ 6,5 GW à la fin de 2023, avec plus d'un GW en construction.

Les points chauds régionaux

Le Moyen-Orient et l'Afrique du Nord (MENA)[ bénéficient de niveaux d'irradiation normale directe (DNI) dépassant 2 500 kWh/m2/an. Des pays comme le Maroc (nouvel complexe), l'Arabie saoudite (projets prévus à l'échelle de gigawatt) et les Émirats arabes unis (Shams et Noor Energy 1) investissent massivement. Le projet de l'Autorité de Dubaï pour l'électricité et l'eau (DEWA) Noor Energy 1, avec 700 MW de CSP et 250 MW de PV, représente la plus grande installation solaire hybride au monde. La Chine a poursuivi de manière agressive le CSP dans le cadre de sa stratégie à double carbone, avec plus de 20 projets en cours de construction, y compris les installations de Delingha et de 100 MW de Yumen.

Tendances des coûts et projections du CCE

Il y a une décennie, les centrales du CSP avaient un CCV de 0,15 $ à 0,25/kWh. Aujourd'hui, avec des usines de plus grande taille (100 à 200 MW), une meilleure intégration du stockage et une optimisation de l'exploitation et de l'exploitation, le CCV est tombé à 0,08 $ à 0,12/kWh pour les configurations de 8 à 12 heures de stockage. Le National Renewable Energy Laboratory (NREL) estime que le CCV de prochaine génération, avec des cycles de SCO2 et un stockage avancé, pourrait atteindre un CCV de 0,05/kWh d'ici 2030.

Mécanismes d ' appui et de financement des politiques

Comme le PSC est un secteur à forte intensité de capital (coûts de construction de 4 000 $ à 8 000 $/kW), le financement des projets repose fortement sur des accords d'achat d'électricité à long terme, des tarifs d'alimentation (TCI) ou des adjudications avec primes de commercialisation. Le Maroc, l'Afrique du Sud et la Chine ont utilisé efficacement les TCI. Le Fonds d'innovation de l'Union européenne et diverses banques d'investissement écologiques commencent à offrir des prêts et des garanties concessionnels.

Surmonter les défis persistants

Malgré ses avantages, le CSP est confronté à de véritables obstacles qui limitent le déploiement par rapport à la VP et au vent.

Intensité de la capitale et utilisation des terres

Les centrales CSP ont des coûts d'investissement initiaux élevés, soit environ deux à quatre fois ceux d'une exploitation comparable à une exploitation de VP par watt installé. Cela est dû en partie à la complexité du champ solaire (miroirs à trajectoire de précision, tuyauteries, échangeurs de chaleur) et à l'exigence de vastes terrains plats à fort DNI. Une centrale à auboire de 100 MW peut nécessiter 300 à 500 hectares, alors qu'une centrale à tour de capacité similaire nécessite 200 à 350 hectares.

Consommation d'eau

Les usines traditionnelles de CSP qui utilisent des systèmes de refroidissement par eau consomment de grandes quantités d'eau (jusqu'à 3 500 litres par MWh) pour la condensation de la vapeur et le lavage des miroirs. Dans les régions sèches, cela crée des conflits avec l'agriculture et l'approvisionnement municipal. Les solutions incluent le refroidissement par air sec, qui réduit la consommation d'eau de 90 %, mais ajoute des coûts et réduit l'efficacité (surtout dans les climats chauds).

Complexité d'exploitation et d'entretien

La dégradation du HTF, la protection contre le gel du sel fondu et la corrosion des tuyauteries sont des problèmes persistants. La surveillance à distance, l'analyse prédictive et l'automatisation réduisent les coûts de fonctionnement et d'entretien. Par exemple, les drones de nettoyage des miroirs automatisés et les inspections sur le terrain robotique réduisent le travail. Les usines de nouvelle génération utilisant des récepteurs à sCO2 ou à particules simplifient la chaîne de conversion de l'énergie et réduisent les besoins en maintenance.

Concurrence des batteries et du stockage PV-Plus

La baisse rapide des coûts des batteries au lithium-ion, qui est passée de 1 000 $/kWh en 2010 à moins de 140 $/kWh en 2024, a fait des systèmes de batteries PV-plus un concurrent direct pour le stockage à courte durée (2-4 heures). Le CSP avec stockage thermique devient concurrentiel pour des durées plus longues (8-16 heures) où les batteries deviennent prohibitivement chères. Pour maintenir une part de marché, le CSP doit se concentrer sur ce créneau : l'électricité renouvelable transportable ferme pendant les pics du soir, la nuit, et par des périodes nuageuses multi-jours.

Innovations sur l'horizon

Plusieurs frontières de recherche pourraient renforcer encore la proposition de valeur du CSP.

Fluides de transfert de chaleur et transporteurs thermiques avancés

Les métaux liquides comme le sodium et le plomb-bismuth peuvent fonctionner à des températures supérieures à 800 °C sans décomposition, ce qui permet des cycles de puissance à haut rendement. Les nanofluides contenant des nanoparticules en suspension peuvent augmenter la conductivité thermique de 20 à 40 %. Le stockage thermochimique à l'aide de réactions chimiques réversibles (p. ex. cycles de rédox-oxyde de métal) offre des densités d'énergie 5 à 10 fois plus élevées que le sel fondu, ce qui permet potentiellement un stockage saisonnier.

Production de combustibles solaires

La chaleur à haute température du CSP peut être utilisée pour produire de l'hydrogène vert par fractionnement de l'eau ou pour produire du gaz de synthèse (syngas) à partir du CO2 et de l'eau, un itinéraire vers les combustibles synthétiques (e-carburants) pour l'aviation et le transport maritime. Par exemple, le projet Sun to Liquid en Europe a démontré des hydrocarbures provenant de la lumière du soleil concentrée.

CSP modulaire et à petite échelle

La plupart des centrales existantes sont des centrales à puissance électrique (50 à 200 MW).Les systèmes modulaires de 1 à 20 MW pourraient servir à la demande industrielle de chaleur, aux opérations minières et aux réseaux isolés.Les modèles de réflecteurs linéaires Fresnel et les réflecteurs linéaires compacts Fresnel offrent des structures simplifiées et des coûts réduits à petite échelle.Héliogen et Rayspower développent des unités modulaires de PSC qui peuvent être fabriquées en usine et déployées rapidement.

Perspectives et conclusions stratégiques

CSP n'est pas une solution universelle, mais elle est essentielle pour la décarbonisation profonde des réseaux électriques et des processus industriels. Comme la part des énergies renouvelables variables augmente de plus de 80%, le besoin de stockage à longue durée et expéditionnable devient aigu. CSP avec stockage thermique (15-20 heures) peut fournir de l'électricité sans carbone de base 24/7, un exploit que PV-plus-batterie ne peut pas correspondre économiquement pour plus de 4-6 heures de stockage aux prix actuels de la batterie.

Les entreprises conjointes entre les promoteurs de CSP et de PV, ainsi que l'intégration à la production d'hydrogène vert, sont des modèles commerciaux prometteurs. Pour les pays qui disposent de ressources solaires exceptionnelles et qui ont besoin de la sécurité énergétique intérieure, CSP est une catégorie d'actifs qu'il ne faut pas négliger.

En résumé, l'avenir du CSP est brillant, littéralement et figuré. Avec une fiabilité démontrée, des coûts en baisse et des capacités de stockage uniques, il est prêt à occuper une part substantielle du mix énergétique mondial 2030-2050. Les innovations actuelles sont la base d'un réseau électrique solaire qui est non seulement propre, mais aussi résistant et toujours disponible.