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 un site industriel qui concentre les rayons du Soleil à l'aide de miroirs afin de chauffer un fluide caloporteur, lequel 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. Différents types de centrales sont distingués selon la forme des miroirs (plats ou courbés) et la distribution du fluide caloporteur (ponctuelle ou linéaire).

Pour les articles homonymes, voir CSP.

La production des centrales solaires thermodynamiques atteignait 13 367 GWh en 2019, soit 0,05 % de la production mondiale d'électricité, 51 fois moins que celle du solaire photovoltaïque. Les principaux pays producteurs sont l'Espagne (42,5 %), les États-Unis (26,4 %), l'Afrique du Sud : (11,6 %), le Maroc (8,9 %) et la Chine (8,2 %).

La centrale solaire Thémis.
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)

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 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 carbure de silicium), conçu pour mieux résister à la fatigue thermique notamment liée aux irrégularités de la ressource solaire et qui pose un problème pour les échangeurs thermiques classiques, a été proposée dans les années 2000. Un apport d'air très chaud y 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 au foyer (de 10 à 25 kW), fonctionnant 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 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'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 en 2014 par l’Agence internationale de l'énergie (AIE), le solaire thermodynamique à concentration était appelé à jouer un rôle significatif dans la production d'électricité mondiale à l’horizon 2050 : l'AIE prévoyait que le solaire thermodynamique à concentration (toutes filières confondues) représenterait 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 anticipaient une capacité installée de 1 500 GW au niveau mondial. Ces perspectives supposaient le développement rapide d’une filière industrielle solaire thermodynamique à 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 coût de l'électricité produite par les centrales photovoltaïques de taille commerciale a chuté de 355 $/MWh en 2009 à 51 $/MWh en 2019, selon BloombergNEF, soit 38 % du coût 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 fait faillite après que les pouvoirs publics ont repris le contrôle de sa filiale Tonopah Solar Energy, chargée de l'exploitation de sa centrale de Crescent Dunes, 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 considéré comme un concurrent du photovoltaïque, mais comme une solution de stockage d'énergie permettant de compenser les variations des énergies intermittentes. Ainsi, l'Afrique du sud a organisé un appel d'offres qui donnait aux centrales solaires thermodynamiques un bonus de 270 % en plus du tarif de base pour produire de l'électricité en fin d'après-midi et en soirée. Plus récemment, à Dubai, la centrale hybride Noor Energy 1, combinant solaire thermodynamique et photovoltaïque, est en construction avec un stockage de 550 000 tonnes de sels fondus, le plus grand jamais réalisé, pour fournir de l'électricité nocturne à 92 $/MWh, alors que l'électricité produite pendant la journée par la partie photovoltaïque de la centrale coûtera 24 $/MWh. Par ailleurs, le Plan national 2021-2030 pour l'énergie et le climat de l'Espagne, soumis en 2019 à l'Union européenne, envisage l'installation de 5 GW de solaire thermodynamique en plus des 2,5 GW existants. Ces 5 GW supplémentaires seraient entièrement consacrés à stocker de l'énergie pour les usages nocturnes, les usages diurnes étant couverts par du photovoltaïque[14].

Le Département de l'Énergie des États-Unis a lancé en 2020 l'« Energy Storage Grand Challenge » afin de stimuler le développement de solutions de stockage d'énergie[16]. L'expérience acquise grâce au solaire thermodynamique dans le stockage sous forme de sels fondus est mise en exergue : la capacité de stockage de la centrale solaire de Solana, 1 500 MWh, est la plus importante après celle des centrales hydroélectriques de pompage-turbinage, alors que la batterie construite par Tesla en Australie n'a qu'une capacité 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 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[18].

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[19] ; 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 13 367 GWh en 2019, soit 0,05 % de la production mondiale d'électricité ; en comparaison, la production du solaire photovoltaïque s'élevait à 680 952 GWh (2,5 %), soit 51 fois plus. Les principaux pays producteurs sont l'Espagne : 5 683 GWh (42,5 %), les États-Unis : 3 535 GWh (26,4 %), l'Afrique du Sud : 1 554 GWh (11,6 %), le Maroc : 1 186 GWh (8,9 %), la Chine : 1 095 GWh (8,2 %) et les Émirats arabes unis : 230 GWh (1,7 %)[20]. En 2020, la production des États-Unis est remontée à 4 391 GWh[21] alors que celle de l'Espagne a reculé à 4 992 GWh[22].

La puissance installée de ces centrales atteignait 5 663 MW fin 2018 ; 11 centrales ont été 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 coût actualisé de l’énergie a baissé en un an de 26 % à 16,4 c€/kWh (-46 % depuis 2010) et devrait chuter à 6 à 10 c€/kWh grâce aux mécanismes d'appels d'offres[23].

La puissance installée 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 2017, la puissance installée du solaire thermodynamique a progressé de 100 MW, soit +2 % ; plusieurs projets qui devaient être mis en service en 2017 ont été retardés, mais les projets en construction atteignent 2 GW, surtout en Chine, au Moyen-Orient et en Afrique ; la capacité de stockage d'énergie 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 marché continue à basculer vers les pays émergents et ceux dotés de niveaux élevés d'insolation : l'Afrique du Sud est restée le leader du marché en 2017, et même le seul pays à mettre en service une nouvelle centrale : Xina Solar One (100 MW), portant sa puissance installée à 300 MW[24].

Pour la première fois, un projet solaire thermodynamique a réussi à atteindre la compétitivité par rapport aux moyens de production classiques, en emportant en l'appel d'offres pour le projet de centrale à tour solaire (700 MW) de la phase 4 du Mohammed Bin Rashid Al Maktoum Solar Park, aux Émirats arabes unis, au prix de 0,073 $/kWh ; il n'aura donc besoin d'aucune subvention ; sa mise en service est programmée pour 2020[25].

Le secteur de l'énergie solaire thermodynamique était en croissance rapide en 2013, avec 3,7 GW en fonctionnement, 2 GW en construction, 4,8 GW de projets en développement et 3,3 GW planifiés fin 2013. Fin 2013, 19 pays disposaient déjà d'unités de taille commerciale en fonctionnement ou en construction : Espagne, États-Unis, Inde, Maroc, Algérie, Égypte, Émirats arabes unis, Oman, Iran, Thaïlande, Japon, Australie, Chili, Mexique, France, Italie, Chine, Canada, Papouasie-Nouvelle-Guinée, sans compter les unités de recherche ou de démonstration[26].

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 avec 2 304 MW en service fin 2013[26] et 3 443 GWh produits en 2012[27], suivie par les États-Unis avec 765 MW en service fin 2013[26], et 5 600 MW de projets annoncés de centrales thermiques solaires[28]. Le développement de ce marché a été interrompu par la suspension, décidée en 2012 par le gouvernement Rajoy, des tarifs d'achat garantis pour les énergies renouvelables.

États-Unis

Les États-Unis sont le deuxième producteur mondial, ils détiennent les cinq plus grandes centrales solaires thermodynamiques du classement mondial. 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.

Maroc

Le Plan Solaire marocain prévoit (2 GW) en 2020[29],[30]. Une première étape a consisté en la mise en service de la centrale solaire Noor (160 MW) en février 2016[7]. Deux projets ont été mis en service en 2018 : NOOR 2 (200 MW, cylindro-parabolique, stockage de sept heures) et NOOR 3 (150 MW, tour solaire, stockage de sept heures)[23].

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. En 2018, trois centrales ont été mises en service : la centrale cylindro-parabolique CGN Delingha (50 MW, stockage de neuf heures) et les centrales à tour solaire de Shouhang Dunhuang (100 MW, stockage de onze heures) et de Supcon Delingha (50 MW, stockage de six heures)[23].

La Chine construit quatre centrales : CPI Golmud Solar Thermal Power Plant, Delingha Supcon Tower Plant, HelioFocus China Orion Project et Ninxia ISCC, avec 302 MW au total[26].

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)[7]. Deux autres ont été mises en service en 2018 : Kathu Solar Park (100 MW) et Ilanga I (100 MW)[23] et plusieurs autres sont en développement, dont Redstone Solar (tour solaire de 100 MW)[31].

La centrale de Bokpoort (en) est entrée en service en 2015[32], KaXu Solar One (en) en 2015[33], la centrale Khi Solar One est entrée en production en 2016[34] et Xina Solar One est en service depuis 2017[35],[26].

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 (trois tours solaires, 450 MW), Copiapo (deux tours solaires, 260 MW) et Likana (390 MW), représentent un total de 1 100 MW et sont dotés d'une capacité de stockage intégrée 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[36],[37]. 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[38]. Le projet de Likana, dans la région d'Antofagasta, est au stade de demande de permis ; avec trois tours solaires de 130 MW, il produira 2 800 GWh/an[39].

Arabie saoudite

L'Arabie saoudite a prévu d'installer 25 GW de centrales solaires à concentration d'ici à 2032 ; son agence K.A.CARE, chargée du programme d'énergies renouvelables, a annoncé en le lancement du premier appel d'offres de 900 MW, puis l'a retardé afin de réaliser auparavant une vaste campagne de mesures d'ensoleillement au moyen de 75 stations réparties dans tout le royaume ; cette prudence s'explique par l'expérience malheureuse de la centrale de Shams 1, à 120 km d'Abou Dhabi, première centrale inaugurée dans la péninsule arabique : son rendement réel s'est avéré inférieur de 20 % à celui qui avait été estimé, du fait de la présence de poussières de sable dans l'air[26].

En Arabie Saoudite, deux centrales hybrides sont en construction : ISCC Duba 1 de 50 MW, Waad Al Shamal ISCC Plant (50 MW)[7]. Cette dernière a été mise en service en 2018[23].

Inde

En Inde, le gouvernement a réduit les financements pour la filière thermique au profit du photovoltaïque dans le cadre du programme JNNSM (Jawaharlal Nehru National Solar Mission) qui vise 20 GW solaires d'ici à 2022 ; sur les sept projets solaires thermodynamiques validés en 2010 pour la première phase du programme, seuls deux ont respecté les délais de construction : Godawari (50 MW), mis en service en , et Rajasthan Sun Technique (100 MW), mis en service en  ; un troisième projet, Megha Engineering, est en construction, et les quatre autres sont différés et pourraient être annulés[26].

En Inde, Dadri ISCC Plant (14 MW, 2017)[7]. En 2018 a été mise en service la centrale à miroirs Fresnel de Dhursar (100 MW)[23].

Europe
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 à Florina (75 MW) et MINOS CSP tower en Crête (50 MW), et Chypre un projet : Helios Power (51 MW) à Larnaca[7].

En France, Alba Nova 1, située en Corse, était la première centrale solaire thermodynamique d'envergure à avoir obtenu en 2011 un permis de construire depuis plus de 30 ans[40]. Sa construction est gelée en 2016 à la suite de la mise en faillite de son constructeur Solar Euromed[41]. La centrale solaire eLlo de 9 MW a été inaugurée en septembre 2019. 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[42].

Israël

En Israël, deux centrales ont été construites : Ashalim1 CSP project 121 MW et Ashalim2 CSP project 110 MW[7] ; elles ont été mises en service en 2018[43].

Koweït

Au Koweit : Shagaya (100 MW, cylindro-parabolique, stockage de 10 h)[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)[44] ; des projets d'un total de 1 350 MW sont identifiés[45], dont la tour solaire de la nouvelle Ville de Boughezoul en Algérie (3 à 7 MW)[46], mais aucun n'est en construction en 2018.

Les tendances du marché en 2018 sont[26] :

  • l'augmentation de la taille des projets afin de réduire les coûts : 377 MW pour Ivanpah (tours solaires), production estimée : 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 développement (projets de centrales à tours de Palen SEGS et Hidden Hills, par BrightSource Energy) ;
  • le développement des systèmes de stockage, qui deviendra la norme à l'avenir ; ainsi, la centrale américaine de Crescent Dunes (110 MW) a un système de stockage à sels fondus permettant de produire la nuit ou lors des pointes de demande pendant une durée 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.

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[47].

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.

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 ).
  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, .
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  9. Nouveau-Mexique - Areva teste les sels fondus comme fluide caloporteur, site energies-renouvelables consulté le 6 juin 2014.
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