Le solaire thermique à concentration (CSP)

 

Frédéric LIVET (SIMaP, UMR CNRS 5266, INPG-UJF, BP 75 38402-St Martin d’Hères, France) : Le solaire thermique à concentration

 

Résumé

La génération d’électricité avec des installations solaires à concentration (Concentration Solar Power, CSP en Anglais) est présentée comme une source d’avenir pour produire de l’électricité renouvelable. On discute ici des précédentes expériences et des diverses techniques actuellement utilisées. Les méthodes pour s’affranchir de l’intermittence de l’éclairement solaire sont expliquées. On insiste sur les problèmes rencontrés dans l’exploitation de cette ressource, sur les coûts réels de cette électricité à travers les divers tarifs utilisés pour son subventionnement. Les projets pour utiliser le CSP dans de vastes projets “tout renouvelables” ou hybridés avec du gaz naturel sont décrits et l’état du développement du CSP est montré. On s’intéressera aussi à comparer le CSP avec le photovoltaïque.

1  Introduction

Le soleil donne dans une région ensoleillée de l’ordre de 1 KW/m2 de puissance crète (Wc), et il a été remarqué que la terre reçoit en un an de l’ordre de 14000 fois la consommation d’énergie de l’humanité (400.1018Joules) sous la forme de rayonnement solaire.

La surface du soleil est à 5770 Kelvin, et par suite de l’absorbtion atmosphérique (en particulier dans l’ultraviolet) , 2/3 de son énergie rayonnée arrive au niveau du sol dans les conditions d'un bon ensoleillement.

Le récupération de cette énergie dispersée au niveau du sol est un vieux problème. Pour la génération d’électricité, deux méthodes ont été privilégiées: le photovoltaïque (PV) et le solaire thermique à concentration (on utilisera l’acronyme anglo-saxon: CSP pour Concentrated Solar Power). Ce document s'intéresse au CSP, mais il présentera aussi des comparaisons avec les diverses méthodes de production d’énergie, en particulier avec le PV, concurrent/complémentaire dans le domaine du solaire.

On se réfèrera utilement à un excellent papier qui discute le CSP sur le site de “Sauvons le Climat” [1],, en particulier pour sa très claire exposition technique. Celle-ci est un peu brève ici, et nous avons plutôt voulu nous centrer sur les estimation de coûts que l’on pouvait faire à partir des informations accessibles sur les installations existantes.

Une belle expérience en matière de CSP est française, et elle est basée sur l’installation de Odeillo dont la longue histoire est reprise par le laboratoire PROMES[2]. Initialement, le four d'Odeillo (1000 Kw crète) était destiné à la fusion des réfractaires par concentration de l’énergie du soleil. La limite théorique de 5770 K étant bien au delà des besoins en température des expériences. Ce laboratoire a développé de nombreux fours pour la recherche scientifique et les chercheurs de ce laboratoire ont été tout naturellement associés au projet Themis, premier prototype de dispositif CSP “à tour” développé par EDF dans les années 80[3].

 

alt

 

Figure 1:

Une photo de l’installation Themis

Cette expérience ne conduisit pas au développement de cette technique en France, essentiellement parce que son prix ne pouvait concurrencer l'ensemble des autres moyens de production de l'électricité (fossiles, nucléaire, hydraulique), mais aussi parce qu’une période de “contre-choc pétrolier” s’est ouverte dans les années 1980-2000, où les perspectives de disette énergétique semblaient s’éloigner. On verra que la Californie poursuivit plus longtemps dans cette voie.

Comme cette période semble révolue et que le réchauffement climatique paraît menaçant, les méthodes de production d’énergie renouvelables sont à nouveau favorisées, d'autant que de fortes oppositions au développement du nucléaire, pourtant non émetteur de CO2 , se sont développées.

Les chercheurs CNRS du laboratoire des Pyrénées orientales sont aujourd’hui encore les promoteurs du renouvellement de cette technique: il n’est que de lire l’article[4] par exemple où le directeur du labo PROMES affirme en décembre 2004: “Les recherches sur le solaire à concentration avaient été stoppées en France, où le solaire a toujours été considéré comme farfelu” et: “Or, les centrales à concentration produisent déjà de l’électricité à 14 kWh [on comprend 14 c€/Kwh] avec les technologies actuelles. Dans vingt ans, si on la développe vraiment, le kWh solaire coûtera 5 à 7 [c€/Kwh? ] et sera concurrentiel dans les zones bien ensoleillées.”

Comme il n’est pas question de cosidérer ces affirmations commme paroles d’évangile, fussent-elles formulées par un chercheur du CNRS qui a travaillé pendant près de 40 ans sur ce sujet, nous allons essayer d’examiner l’état des techniques CSP et quels progrès on peut raisonnablement en attendre.

Nous allons d’abord consacrer notre exposé à la description des diverses techniques mises en place. On essaiera de montrer quelques exemples. On insistera sur les procédés de stockage d’énergie que l’on développe pour pallier au caractère intermittent du rayonnement solaire. Ensuite, il sera indispensable de discuter du coût de cette source d’énergie , de le comparer aux énergies concurrentes et de voir les problèmes posés par sa mise en oeuvre.

Il y a un très grand nombre de projets variés, et il faudra se centrer sur un nombre limité d’exemples. On peut se référer à l'inventaire des projets présenté sur le site de wikipedia[5].

Ce site ne donne guère d’informations sur le prix et sur le facteur de charge de ces installations..  Nous développerons ici une recherche -limitée certes- dans ce domaine. Cela nous parait indispensable si l’on veut réfléchir à l’intérêt du CSP pour combattre les émissions de CO2, d’autant que des annonces très optimistes ont été faites sur le web à partir des années 2005[6], affirmant que le prix de l’électricité CSP était alors de 100-120 $/MWh et annonçant une fourchette de 35 à 43  $/MWh en 2020 (voir le site de “sauvons le climat”[7]  ).

 

2  La ressource

Le CSP doit focaliser une image du soleil, ce qui nécessite l’absence de nébulosité. Cette condition, plus contraignante que pour le PV, explique que l’essentiel des projets est situé dans des régions désertiques. La ressource peut être estimée en termes d’énergie annuelle directement reçue (c.a.d sur une surface perpendiculaire), appelée DNI, de l’anglais: “direct normal irradiance”.

 

alt

alt

Figure 2:

Les régions (en rouge) où le CSP peut se déployer dans le monde et en pas méditerranéen

La figure 2 donne des ordres de grandeur de ce DNI dans diverses régions du monde. En comparaison avec les habituelles régions désertiques (l’ouest américain, le “MENA”, pour Middle East and North Africa), qui ont un DNI supérieur à 2500 kWh par m2 par an, le sud de l’Espagne (Andalousie) a un DNI de l’ordre de 2100 KWh/an et le sud de la France ne semble guère dépasser 1500 KWh/an. L’essentiel des installations opérationnelles se trouve en Espagne et sur les marges de la Californie (désert de Mojave).

 

alt

Table 1:

Les Prévisions de l’AIE pour le CSP, en pourcentage de la consommation électrique

L’agence internationale de l’énergie[8] prédit une très rapide expansion de l’utilisation de cette ressource, comme le montre le tableau 1. On remarque que l'AIE, dans ses scénarios probablement contestables, estime que l'Europe sera amenée à importer massivement cette électricité de pays plus ensoleillés.

 

3  Trois grandes techniques

3.1  les cylindres paraboliques

 

alt

 

Figure 3:

Schema de principe de miroirs paraboliques

 

 

                Il s’agit de la technique qui a été développée en Californie[9] dans les années 80. Neuf centrales solaires ont été implantées dans le désert de Mojave. Elles ont l’avantage de ne nécessiter qu’une mécanique simple avec une rotation sur un axe unique pour assurer le suivi du soleil.

Ce sont essentiellement des  miroirs paraboliques qui concentrent la lumière du soleil sur un tube qui transporte le fluide calorique. Avec de l’huile minérale, la température atteinte est de 390 C. Les installations sont très étendues car on doit minimiser les effets d'ombre. Par exemple, la centrale “SEGS9” de 1990 à Harper Lake, représentée sur la figure 4 a 0.48 km2 de capteurs, mais occupe quelque 1.6 km2 au sol pour une puissance crète de 80 MWe (160 Wc par m2 de capteur), ce qui donnerait un rendement de près de 16 % à ensoleillement maximum. La production annuelle annoncée est de 130 GWh, soit un facteur de charge de 18.5 %, ou 1625 h/an d’équivalent pleine charge. Comme avec un DNI de 2500 kWh/m2on calcule que les capteurs reçoivent 1200GWh/an, le rendement global du système est de 11%. Le rendement thermodynamique des turbines à vapeur étant de 37%  on peut donc en conclure que l'efficacité des capteurs solaires est de 29%.

 

alt

alt

 

Figure 4:

Vue montrant une ligne de miroirs et l’implantation sur le terrain

 

Il faut remarquer que ces centrales sont “hybrides”: le gaz naturel fournit 25 % de la chaleur, soit pour les éposideses nuageux, soit pour rallonger les périodes de fourniture, ce qui entache les estimations ci-dessus. On aurait donc un facteur de charge de 15 %, le rendement entre l’énergie solaire incidente sur les panneaux et l’électricité est donc inférieur à 10 %. Si on tient compte de la surface au sol, l'efficacité de ces centrales est de quelques pourcent, de l'ordre de celle de la biomasse, et l’énergie récupérée moyennée sur l'année est autour de 5-6 W/m2 Par ailleurs, utiliser le gaz pour réchauffer l’eau à 390 C donne une faible efficacité à la transformation du gaz en électricité, alors que la très haute température de combustion du gaz permet d’avoir des rendements de 60 % dans des centrales hybrides. Cela fait que les émissions de CO2 de ce dispositif sont autour de 200 kg/MWh, une performance modeste, mais ce n’était pas le problème essentiel quand ces installations ont été conçues.

Cette technique est bien au point et les nouveautés semblent être dans les diverses manières de stocker de la chaleur pour pallier aux problèmes de l’intermittence, dans la résolution des problèmes de l’eau de refroidissement dans un désert et dans l'amélioration du rendement thermique, la température étant limitée par un facteur de concentration de l’ordre de 40-80 et par les pertes thermiques par rayonnement des très longues conduites. Si l’on regarde sur wikipedia, il semble que 70 % des projets, des réalisations et des puissances installées utilisent la technique des miroirs paraboliques. Ce sont des projets de grande taille: on vient d’apprendre que le DOE (Department of Energy US) va garantir un prêt de 2.1 G$ pour la construction d’un parc qui fera â la fin (2016? ) 968 MW et qui coûtera 6 G$ (Blythe en Californie) [10]. Ici, on trouve une puissance moyenne de 8.8 W/m2.

 alt

Figure 5:

Schema de principe CSP avec miroirs de Fresnel

Une variante de cette technique utilise (Figure 5) des miroirs de Fresnel (AREVA[11]). Les miroirs étant au niveau du sol, on peut augmenter l’aire couverte par une ligne de capteurs et diminuer la prise au vent des miroirs.

3.2  Les installations à tour

Ce sont des installations du même type que Themis, et elles ont connu un grand développement au sud de l’Espagne. Un exemple est la centrale solaire PS20, Fig. 6, achevée en 2009, dans la région de Séville, qui est donnée pour 20 Mwc. Elle occupe 0.8 km2 elle a 0.15 km2 de panneaux de 120 m2, la tour fait 165 m de haut, et cela oblige à espacer les panneaux les plus lointains. La production électrique annuelle est prévue pour 48 GWh/an. Il y a peu de stockage de chaleur (une heure, mais, là aussi, on peut y suppléer avec du gaz naturel), le fluide est de l’eau à 250-300 C.

Le prix n’est pas mentionné, mais on note une subvention de 1.6 M€ et que l’électricité est vendue pour 25 ans au tarif de 271 €/MWh.

 

 alt

Figure 6:

La centrale à tour 20 MW de Abengoa

 

Comme il peut y avoir plusieurs milliers (1255 ici) de miroirs, et donc qu’on a un plus grand indice de concentration, on peut élever la température, ce qui permet un meilleur rendement thermodynamique, et on peut plus facilement stocker la chaleur. Cela explique que le fluide caloporteur/stockeur d’énergie puisse alors être des sels fondus (nitrates usuellement).

Mais on peut être surpris que ce ne soit pas là le cas. Il y a sans doute des problèmes techniques non explicités. En principe, dans ce genre de dispositif, la température de la source chaude peut être montée vers 1000 C, ouvrant la possibilité d’installations à haut rendement (du type des générateurs hybrides trubines à gaz/turbines à vapeur). Il y a sans doute trop de problèmes de tenue des matériaux à ces hautes températures, mais aussi trop de pertes dans de telles conditions, que ce soit par rayonnement au moment de l’absorption de la lumière ou au cours du transfert de la chaleur. .

 

 alt

Figure 7:

Centrale à tour 125 MW de Bright Solar

 

Il n’y a guère maintenant de grands projes de centrales à tour, sauf celui de Ivanpha en Californie, qui devrait entrer en service en 2013, qui est donné pour 370 MWc et qui couvrirait 16 km2. Le coût de construction n’est pas connu (>2.1 G$? ), mais ce projet a obtenu une garantie d’emprunt de 1.6 G$ de l’état US. Ce projet de très grande échelle est constitué de trois centrales à tour telles que celle décrite sur la figure 7.

Il est un peu difficile d’obtenir des informations sur ce projet, et on peut se demander s’il n’a pas été rapidement “bouclé” pour profiter de la manne gouvernementale de 1.6 G$. On prévoit de produire 1.TWh/an, soit un facteur de charge moyen de 33 % (2900 heures par an d’équivalent pleine puissance). Cela fait autour de 7.7 W en moyenne par m2. Le prix semble supérieur à 5.6 $/Wc. Il est annoncé que la température du fluide (de l’eau) serait de 550 C et la pression de 160 bars, ce qui ouvre la voie à des rendements de transformation chaleur-électricité de près de 50 % au lieu des habituels 30-35 % de ces dispositifs.

 

3.3  Les cycles “Stirling”

 

alt

alt

Figure 8:

Un réflecteur orientable, le moteur Stirling et une image de l’installation prévue IVS

 

 

Le moteur de Stirling est un moteur à “air chaud” (en pratique de l’hydrogène, pour son bon transfert d’energie) qui, dans le CSP, chauffe le gaz avec le rayonnement solaire focalisé d’un côté et refroidit le gaz dans un radiateur à air de l’autre. Le rendement  atteint  rarement  30 %, mais les transports de fluides sont simplifiés. La figure 8 montre le système type, avec un miroir parabolique focalisant la lumière sur la source chaude du moteur Stirling. Le principe d’une telle installation va être donc d’accumuler une quantité suffisante de ces dispositifs sur le terrain choisi. Le projet “Imperial Valley Solar” (IVS) vise à installer 30 000 de ces dispositifs, pour une puissance crète de 750Mw sur 29 km2. Quand la compagnie “Stirling Engine System” a posé (en 2008) son projet, elle annonçait un prix de 3-3.5 $/Wc. On obtient ici une énergie moyennée sur l’année de 6W/m2 occupé.

 

4  Le problème de l’intermittence

A part la méthode consistant à développer des centrales “hybrides” (solaire-gaz naturel) dont on discute ci-dessous, on essaie de stocker une partie de la chaleur dans des réservoirs. Les Espagnols et les Américains ont développé cette méthode, et un exemple peut être les trois centrales semblables Extresol. On donne les caractéristiques de Extresol 1[12](trois centrales identiques ont été construites). Pour 50 MW crête, elle produit annuellement 158 GWh, donc son facteur de charge correspond à 3000 heures/an, significativement plus que les quelque 2000 heures qu’on peut espérer au sud de l’Espagne. Comme cette centrale occupe au sol près de 2 km2, on a une production moyenne de 6.3 W/m2.

Ce système a été développé à partir des études menées dans le cadre du projet “SolarTres”, sur lequel une bonne littérature scientifique était d’accès facile[13][ce papier est maintenant difficile à trouver, il ne reste qu'un petit exposé de propagande d'accès facile[14]].

alt

alt

Figure 9:

Schéma de l’installation Solartres étudiée et description du cycle sur quelques jours d’été

Le sel fondu est stocké à 565 C dans le réservoir “chaud”, qui sert à générer de la vapeur surchauffée (rendement annoncé de 38 %) et stocké ensuite dans le réservoir “froid” à 290 C. Cela permet en principe de produire de l’électricité près de 24 heures, comme montré sur la figure 9.

Les caractéristiques de l’installation sont résumées sur le tableau 2

 alt

Table 2:

Résumé des caractéristiques de Solartres

On remarque que la surface occupée au sol est près de 5 fois plus grande que celle des héliostats. La puissance est assez faible, mais le stockage sur 15 heures permet de produire sur l’équivalent de 5800 heures par an. Ils annoncent une efficacité nette moyenne de 14 %, qui est à diviser par 5 si on tient compte de l’ensemble de la surface occupée. Cela compte parce qu’en Espagne, même si la région est aride, elle est  cultivée. Ici aussi, on obtient une puissance moyenne de 7.7 W/m2 si on se réfère à la surface totale occupée.

Pour maintenir les sels fondus à une température suffisante, ils prévoient un appoint de chauffage au gaz naturel, qui représenterait 10-15 % de l’apport calorifique.

En pratique, ce dispositif n’a pas été construit (une étude[15] ayant conduit à un prix plus élevé que d’autres procédés, et le prix du projet était monté à 196M€[16]); en général, les projets se limitent à quelques heures de stockage.

 

5  Estimer les prix et leur évolution

Les prix sont parfois difficiles à obtenir. Dans le début des années 2000, il était annoncé des prix de l’ordre de 170 €/MWh en Europe et aussi de 170 $/MWh aux USA. Tout le débat se résumait à la vitesse à laquelle ces prix allaient baisser!  Un exemple en est donné sur la figure 10 qui est extraite d’une publication de la Banque Mondiale. L'hypthèse était que les “courbes d’apprentissage” conduiraient àt une diminution du prix d’un facteur 2 pour un accroissement de la capacité installée d’un facteur 10 à 20, comme montré sur la figure 11 [17]

 

 alt

Figure 10:

Les diminutions de prix du MWh prévues par la Banque Mondiale

 

 

 alt

Figure 11:

Un exemple de courbe d’apprentissage

Pour l’instant (début 2011), l’ensemble des installations est de l’ordre de 1.2 GW, mais un rapide développement nous est promis par la Commission européenne[18]: 4.5 GW mis en service en 2010-2014. Cela devrait donc, d’après ces courbes de la figure 11, permettre aux prix de descendre rapidement en dessous des 100 €/MWh.

 alt

Figure 12:

Les prévisions de ruptures technologiques

La figure 12 montre les baisses de prix prévues, et augure du rôle des innovations technologiques. Cette figure indique aussi que la barre des 100 €/MWh devait être franchie avant 2010.

Il est très difficile de connaître les prix aux USA, parce qu’ils font l’objet de contrats à long terme avec les compagnies d’électricité. On trouve [19] qu’en Californie, les compagnies d’électricité doivent avoir 20 % de renouvelables en 2010 et 33 % en 2020. Mais le montant et les conditions de ces contrats d’achat ne sont jamais donnés.

En Espagne, comme dans une grande partie de l’Europe, la subvention aux renouvelables prend principalement l’aspect d’un tarif d’obligation d’achat. Ils ont d’abord été fixés  par un décret de 2007 à 269 €/MWh pour 25 ans. Pour comparer, l’électricité photovoltaïque (PV) était fixée à 418 €/MWh pour une installation de moins de 10MWc. En 2008, le prix d’achat du PV a été réduit à 320 (>20KW) ou 340 (<20KW) €/MWh. Ces prix d’achat ne sont pas, contrairement à ce qu’on pense, complètement arbitraires: ils reflètent assez bien les coûts réels et sont calculés pour attirer les investisseurs. Par exemple, le fait que le prix du PV était fixé plus haut reflétait son coût alors plus élevé.

 

 

 

country

Project

techn.

année

MWc

M

/Wc

Italy

Rovigo

PV

2010

70

276

4.

Spain

Solnova 1

CSP

 2010

50

234

4.7

Spain

Solnova 3

CSP

2010

50

228

4.6

Spain

Andasol 2

CSP

2009

50

294

5.9

Italy

Montaldo di Castro

PV

2009

24

120

5.

Italy

Montaldo di Castro

PV

2009

6

30

5.

Germany

Brandis

thin-PV

2009

40

130

3.25

Spain

Extresol 1

CSP

2009

50

300

6.

Spain

Olmedilla

PV

2008

60

400

6.3

Spain

Puertollano

PV

2008

47.6

347

7.

Spain

El Claveron

PV

2008

21

172

7.

Spain

Abertura

track-PV

2008

23

225

10.

Portugal

SERPA

track-PV

2008

11

68

6.

 

 

Table 3:

 estimations du coût d’investissement de divers projets solaires (en Met en €/Wc). track-PV fait référence au PV orientable et thin-PV aux récents panneaux en couches minces

On peut aussi donner des estimations en termes de coût d’investissement en €/Wc installé (tableau 3). On a d’assez bonnes estimations parce que cette industrie a demandé pas mal d’aides des gouvernements et des collectivités locales, et surtout elle a demandé aux divers organismes gouvernementaux des emprunts à très bas taux d’intérêt. Dans ces cas, les aides étant proportionnées à la valeur de l’investissement, il fallait éviter de se retrouver avec des dépassements. Aux USA, il s’agit de garanties d’emprunts gérés par le DOE (Department of Energy) au titre du ARRA (American Recovery and Reinvestment Act) qui donnent des taux d’intérêt autour de 2.5 %, en Europe, il s’agit de prêts de la BEI (Banque Européenne d’investissement). La BEI finance autour de 50 % du projet, et a consacré 6 G€ à des projets renouvelables en 2010. Les meilleures estimations sont données par les financiers, parce qu’ils ne peuvent perdre de l'argent. On trouve donc d’utiles informations par exemple chez DEXIA, qui a financé de nombreux projets[20].

Ces coûts ne semblent pas varier vite, contrairement à des annonces faites il y a une dizaine d’années, et le prix en Europe de l’investissement CSP est autour de 5-6 €/Wc. La raison en est probablement dans le manque de marge d’innovations dans ce domaine.

Cela peut être mis en contraste avec le solaire PV. En effet, les investisseurs sont en train (début 2011) de se rendre compte que si les prix du PV étaient plus élevés en 2006-2008 (cela est par exemple reflété dans les tarifs de subvention espagnols donnés ci-dessus) , la tendance s’est inversée. Par exemple, on trouve[21] des courbes du type de la figure 13. Sur cette figure on note une brutale chûte du prix des installations PV.  Cette constatation est aussi développée sur le site[22] où on trouve écrit: “In 2010, the price to build a solar thermal park with troughs, power towers or dish engines runs between $5.00 and $6.55 per watt. On the other hand, utility-scale solar module projects can squeak through at less than $3.50 per watt”. En Europe, les professionnels du solaire [23] estiment que le prix du Wc PV est autour de 3-5 €, et le récent projet “Brandis” (tableau 3) annonce 3.25 €/Wc pour une grande installation, en partie parce qu’il utilise les nouvelles cellules “couches minces”.

 alt

Figure 13:

Des estimations US

  Cela a abouti à une explosion des projets PV en Espagne. Le gouvernement y essaie maintenant de limiter à 500 MWc les nouvelles installations annuelles et s’est engagé dans un difficile bras de fer avec les investisseurs dans le  PV pour diminuer les tarifs (initialement de 320 à 340 €/Mwh, voire 418 €/Mwh avant 2008) des installations déjà en fonctionnement.

Pour relier ces coûts d’investissement au prix de l’électricité, on doit d’abord donner une estimation des dépenses annuelles en termes d’amortissement et de frais de fonctionnement/entretien. On prend en général pour l’investissement en capital un coût du capital (on trouve aussi souvent le terme “taux d’actualisation”..) de 8 % et on ajoute pour ces installations 2 % pour les frais annuels de fonctionnement. Ce taux de 8 %, souvent utilisé, peut varier de 5 % à 11 %. Un taux réduit peut être provisoirement obtenu gràce aux garanties d’emprunt des états, ou en obtenant des prêts sans intérêts, mais sans pérénité pour une industrie déjà mature. Il semble que toutes les industries qui ont besoin d’investissements à long terme soient soumises à des taux de 8-10 %,  et c'est le taux de retour qu'attendent les fonds d'investissement qui s'impliquent massivement dans ce domaine. Le chiffre d'affaires annuel doit donc couvrir près de 10 % du prix de l’investissement au Wc.

Ensuite, on doit estimer la quantité d’électricité générée dans l’année. Une centrale nucléaire fonctionne près de 7500 h/an, et donc fournit 7.5 KWh/Wc. Une centrale PV fournira 1. KWh/Wc en Allemagne, 1.6 KWh/Wc au Sud de l’Espagne (2. KWh/Wc avec tracking) et une centrale CSP de 2. KWh/Wc (sud de l’Espagne) à 3.5 KWh/Wc (Californie avec stockage de chaleur). Les estimations de prix en €  sont résumées dans le tableau 4

 

source

€/Wc

OEM+fuel

KWh/KWp

€/MWh

nukes (EPR)

3

6%

7.5

55

On shore WM

1.5

2%

1800

80

Offshore WM

3-5

4%

3300

150

Solar Conc.

4.-6

2%

2000

250

Solar PV (Large)

3.

2%

1000

300

Solar PV (Large)

3.

2%

1600

190

 

Table 4:

Estimations des divers coûts de l’électricité avec faibles émissions de CO. L’éolien offshore semble avoir un entretien particulièrement coûteux. On donne le facteur de charge en KWh annuel par KWp.

Sur le tableau 4, toute la discussion est menée à partir de données européennes, et en €. On remarque que les prix donnés pour les renouvelables sur le tableau 4 correspondent à peu près aux prix d’achat subventionnés fixés par les divers états (France-Allemagne-Espagne). Il est difficile de faire une comparaison avec les USA, en $, parce qu’on a rarement aux USA des estimations sérieuses des coûts car couverts par le secret commercial d'accords directs entre les producteurs et les compagnies d'électricité (qui doivent par la loi acheter un pourcentage fixé de renouvelables). Les estimations de coûts que l'on trouve dans la littérature ou sur la toile relèvent plutôt de l’optimisme des promoteurs des renouvelables. Cependant, on trouve une estimation d’une compagnie financière donnée au Forum de Davos (tableau 5).

alt

Table 5:

Estimations du coût des renouvelables à Davos (2009) par une compagnie financière

Les prix du tableau 5 sont en accord avec les estimations du tableau 4 pourvu qu’on suppose un taux de change de 1. €pour 1.2 $. Remarquons là aussi l'optimisme sur l'avenir du PV, qui verrait son prix diminuer d'un facteur 2.

 

6  Quid des projets prétendument hybrides?

 alt

Figure 14:

Un exemple de projet US

En Espagne, les projets CSP sont considérés comme renouvelables si le complément chauffage au gaz reste limité à 10-15 %. On a vu que cela dégrade quelque peu le bilan carbone (ici, 60-90 kg CO2/MWh), en particulier quand le gaz n’est utilisé que pour chauffer de l’eau à 350 C. Pour compenser l’intermittence des renouvelables, les responsables mettent beaucoup d’espoirs dans les réseaux intelligents (“smart grid”). La figure 14 montre bien le but recherché aux USA: prendre avantage du décalage horaire qui fait qu’il est 15:00 en Californie quand il est 18:00 à Boston. Un décalage de 3 heures est globalement équivalent à un stockage d'énergie. Le potentiel solaire étant à l'ouest, celui-ci peut alimenter l'est en soirée. La technique prévue pour transporter l’électricité sur de grandes distances est le HVDC (haute tension continue) que permet les électroniques de puissance modernes: le courant continu a moins de pertes sur une grande distance que le courant alternatif (de l'ordre de 10 % sur 3000 km). Il est difficile de discuter le coût de telles installations, mais on peut donner des ordres de grandeur. La figure 15 donne une estimation par une des principales sociétés qui promeuvent cette technique (ABB). Cette figure est basée sur une ligne transportant 2GW. Il y a un prix fixe important correspondant aux stations terminales (300 M€) qui est compensé sur les grandes distances par des lignes de transport moins chères. Dans le cas proposé sur la figure 14, le transport de 2GW sur 3000 km nécessite un investissement proche du G€.

 alt

Figure 15:

Le société ABB compare la haute tension alternative et continue pour une ligne transportant 2GW

En comptant un coût du capital annuel de 8 %, cela fait qu’on débourse 80 M€pour transporter 2000 heures de production annuelle, soient 4 TWh/an. Le coût du transport serait donc de 20 €/Mwh. Le prix peut doubler, voire quadrupler si on doit enterrer les lignes, traverser des bras de mer ou des zones habitées. Par exemple, la création d’un tel réseau sous la Mer du Nord pour interconnecter les éoliennes offshore en projet augmenterait de près de 1. €/Wc l’investissement.   Cela semble être à l’origine du projet “Desertec”, très médiatisé et schématisé sur la figure 16 [24].

 

 alt

Figure 16:

Une figure type du projet “Desertec”. On voit au Sud les installations CSP et les interconnections prévues

Ce projet, tenu à bout de bras par l’industrie allemande, rencontre néanmoins pas mal de difficultés. D’abord, la nécessité de traverser les mers et des zones habitées double au moins le prix estimé ci-dessus. C’est sans doute pour cela que les seuls projets en cours sont en fait des projets hybridessolaire/gaz, qui peuvent rentabiliser de telles lignes pourvu qu’elles marchent en permanence (i. e. 8800 h/an). En ce cas, le prix de transport descendra autour de 10 €/MWh. Des exemples sont donnés en Algérie par le projet “Hassi R’Mel” et au Maroc par le projet “Ain Beni Matar” [25]. On trouvera là d’autres projets en Egypte. On a relevé les caratctéristiques de ces projets sur la figure 17.

alt

alt

 

Figure 17:

Projets “hybrides” au Maroc et en Algérie

Dans les deux cas, on a un cycle au gaz hybride, avec un étage haute température à base de turbine à gaz, auquel vient s’adjoindre une contribution solaire à l’étage turbine à vapeur. Cette technique a des rendements thermodynamiques qui peuvent atteindre 60 % et des émissions de CO2 réduites, en dessous de 400 kg/MWh. Comme il est estimé que   le CSP contribue pour 20 MW à la production électrique, et cela sur 2000 heures par an, on en déduit que le projet marocain aura 1 % de production “verte” et le projet algérien 3 %. Cela paraît bien mineur, et on se demande si de tels projets ne servent pas à accumuler les subventions de la Banque Mondiale (BM) et des fonds européens (90 M$ et 51 M$ de la BM pour ces deux projets)...Le sommet de l’hypocrisie verte semble être atteint par le projet de Martin (Floride) [26] qui  associe 18 MW de CSP à 3700 Mw avec du gaz (0.5 %)! 

En fait, le principal intérêt des projets hybrides est de rendre plus attractif le coûteux transport  HTDC entre le MENA et l'Europe. Si l'on ne transporte que de l’électricité solaire sur 2000 heures, le prix de reveint sera multiplié par 4 par rappor à une utilisation annuelle de 8000 heures. Les lignes de la figure 16 peuvent être financées si elles servent à transporter l'électricité générée par des centrales au gaz fonctionnant en continu.  En effet, le prix du transport de l’électricité sur 3000 km (d’évidence vers l’Allemagne) est inférieur à 10 €/MWh pourvu que le réseau fonctionne en permanence. Le coût de transport du gaz pour faire de l’électricité en Allemagne (autour de 7 GJ de gaz pour un MWhe) est supérieur à 15 €/MWhe. Il serait donc économiquement plus rentable de transporter l’électricité.  Or, dans le même temps, les programmes nucléaires prennent du retard (et l’Allemagne annonce même l’abandon du nucléaire). Cela va certainement développer l’usage du gaz. Pour l’Algérie, il serait plus valorisant d’exporter un produit fini (l’électricité) qu’une matière première (le gaz). Pour l'Allemagne, cela externaliserait ses émissions de CO2.

Rappelons que le scénario allemand pour 2050 qui  prévoit une diminution de 752 Mt/an à 138 Mt/an de ses émissions de CO2 passe par une évolution d'une exportation d'électricité de 20TWh/an à une importattion de 102TWh/an, ceci malgré une baisse de consommation annuelle de 609 à 431 Twh.

Ne serait-ce pas la principale raison de l’intérêt de ces projets, dans les versions récentes labellisées “Union pour la Méditerrannée” [27]?

 

7  Conclusion

Contrairement aux prévisions, il semble douteux que les diminutions de prix annoncées pour le CSP, comme sur la figure 10 ou la figure 11 soient jamais observées. La raison principale est qu’aucune révolution technologique ne semble s’annoncer dans ce domaine. Comme dans le même temps, le processus industriel est en place, les gains de productivité deviennent marginaux. Nos chiffres du tableau 3 s’appliquent essentiellement à l’Espagne, mais l’augmentation de production de 20 à 30 % que permet l’installation dans un désert est en grande partie compensée par le passage nécessaire au “dry cooling”, qui augmente le prix de 7-8 % et qui fait baisser la production de près de 10 %, car la température de la source froide augmente de 20-40 C, ce qui diminue le rendement thermodynamique de l'installation.

 

 alt

Figure 18:

Evolution du coût des installations éoliennes d’après une compilation d’un certain nombre de projets

Cette stagnation, voire augmentation, des coûts est à mettre en relation avec l’évolution du prix de l’éolien onshore pour lequel on a pu remarquer que les diminutions de prix annoncées dans l’enthousiasme vers 2000 se sont transformées ... en augmentation. Cela est montré sur la figure 18 où a été compilée l’évolution des coûts de projets éoliens [28]. Les raisons tiennent en partie aux évolutions techniques rendues nécessaires pour rendre meilleure la qualité de l'électricité envoyée sur le réseau, et aussi dans l'évolution normale d'une technologie mature face à la flambée du prix des matières premières (ciments, aciers, cuivre, composites, terres rares). Cette augmentation du prix des constituants de cette industrie a touché aussi sa concurrente l’énergie nucléaire, mais la grande difficulté de l’industrie des renouvelables est qu’elle doit concentrer avec de nombreux dispositifs une énergie dispersée, et cela ne peut être fait qu’avec une grande consommation de matières premières. C'est, contrairement à son image "décentralisée" une industrie lourde. Cela se mesure bien si on rappelle que la productivité moyenne du CSP est autour de 7 W/m2 occupé. Cela veut dire qu’on doit mobiliser plus de 200 km2  pour produire l’équivalent d’une centrale nucléaire de type EPR.

En conclusion, le solaire à concentration reste cher, et le stockage de chaleur ne diminue guère son prix. Il est peu probable qu'il puisse encore bénéficier d'effets d'échelle car de grandes installations sont déjà en service et il est grand consommateur de matériaux. Il est adapté aux vastes zone désertiques avec des prix du foncier négligeables. Il peut présenter pour des pays réfractaires au nucléaire, comme l'Allemagne, un recours, à condition de développer des centrales hybrides gaz (beaucoup) /solaire (un peu) installées en  en Afrique du Nord, externalisant les émissions de CO2 et bénéficiant par son label "vert" des largesses financières de l'Europe .

Cette technique semble avoir à faire face à la concurrence du PV, où des progrès récents ont été obtenus.  Comme le coût moyen de production de l’électricité en Europe  est autour de 60 €/MWh on voit d’après le tableau 4, qui se limite à discuter des installations de taille industrielle, que tous les renouvelables doivent être (plus ou moins) subventionnés, mais si le PV est estimé durablement moins cher, les investissements dans le domaine du CSP peuvent assez rapidement diminuer. Peut-être le très fort engouement observé en ce moment (Mai 2011) pour le PV en est-il un signe annonciateur? Cela peut aussi être rapproché de la politique suivie par les fonds d’investissement qui semblent se porter massivement sur les profits rapides que promettent les énergies renouvelables. On a a ainsi assisté récemment à de nombreux rachats d’installations solaires PV [29] ,  ceux-ci n’hésitant pas à reconvertir des projets CSP en projets PV, comme dans le cas du projet “Calico” en Californie, où un projet de 850 MW CSP a été transformé en un projet PV de 750 MW avec un investissement prévu de 3 G$[30].

 



Informations supplémentaires