Comparer les techniques disponibles Les collecteurs cylindro-paraboliques dominent le marché du solaire thermodynamique. Ils se voient néanmoins chahutés par les centrales à tour quand il existe un besoin de stockage d'énergie. Et par les réflecteurs de Fresnel, souvent meilleur marché. Le combat fait rage entre les technologies de concentration solaire (CSP pour Concentrating Solar Power). Les perspectives de développement de la filière sont pourtant telles qu'il devrait y en avoir pour tout le monde : la puissance cumulée de l'ensemble des cen trales dites héliothermo-dynamiques va passer de 2 GW aujourd'hui à 11 GW en 2017. Avant de connaître un développement exponentiel qui pourrait leur permettre de produire 11,3 % de l'électricité mondiale en 2050, d'après des estimations de l'Agence internationale de l'énergie. Quelle que soit l'option retenue, un parc CSP associe plusieurs briques technologiques. Des collecteurs, généralement des miroirs, sont chargés de suivre la course du soleil pour concentrer ses rayons vers un récepteur placé juste au-dessus d'eux. À l'intérieur de celui-ci, un fluide récupère l'énergie en montant en température (jusqu'à plusieurs centaines de degrés). Il transmet ensuite sa chaleur à un fluide capable d'alimenter une turbine et un générateur pour produire de l'électricité. En théorie, il existe quatre grandes familles d'installations (voir schéma). Mais dans les faits, 96 % des centrales en activité utilisent des réflecteurs dits cylindro-paraboliques. Le procédé est éprouvé et n'a rien perdu de ses capacités de séduction. En Californie, la centrale SEGS qui y a recours fonctionne depuis près de trente ans. Fin septembre, l'Agence marocaine de l'énergie solaire annonçait avoir retenu cette technologie (proposée par le consortium saoudien Acwa Power) pour son projet de centrale de 160 MW à Ouarzazate. Toutefois, Marc Benmarraze, P-DG de l'entreprise française Solar Euromed, ne veut plus en entendre parler. En 2007, il projetait d'importer en France des collecteurs cylindo-paraboliques pour créer un parc solaire dans les Hautes-Alpes. Mais rapidement, des tests menés par l'Ineris ont révélé que l'huile américaine utilisée comme fluide caloporteur est nocive et ne demande qu'à s'enflammer (comme à Daggett en Californie, dans les années 1980). En outre, pour lisser la production d'électricité, voire pour continuer à turbiner après le coucher du soleil, cette huile transmet ses thermies à un mélange comburant de sels fondus (des nitrates de potassium et de sodium). « On sortait de la catastrophe AZF. Les directions régionales de l'industrie étaient traumatisées dès qu'elles entendaient parler de nitrates », se rappelle-t-il. Conséquence : la centrale peut bel et bien voir le jour, mais avec un classement Seveso… Un comble pour produire une énergie renouvelable ! Pour éviter de coller une image négative à une filière prometteuse, les pouvoirs publics in citent Solar Euromed à revoir ses plans. Cinq millions d'euros plus tard, la société repart de zéro et cherche un procédé sans sel ni huile, en intégrant directement de l'eau dans le tube receveur. Plus question dès lors de miser sur le modèle cylindro-parabolique. Car, comme le tube tourne sur lui-même pendant la journée, un mélange diphasique eau + vapeur poserait des problèmes de cavitation (formation de bulles) et donc de casses matérielles. La PME bourguignonne opte pour des réflecteurs linéaires de Fresnel, des miroirs plans qui pivotent, tandis que le tube, lui, reste immobile. Lauréate fin juillet d'un appel d'offres de la CRE, Solar Euromed va enfin construire une centrale en Corse, baptisée Alba Nova 1. Puissance : 12 MW. La société Cnim s'est, elle aussi, laissée séduire par le procédé à lentilles de Fresnel. Depuis 2010, elle possède un prototype à la Seyne-sur-Mer (Var) et elle vient de recevoir l'appui de l'Ademe pour construire un démonstrateur de 1 MW (projet eCare). Son objectif : prouver que des centrales de moins de 50 MW peuvent remplacer les groupes électrogènes très utilisés dans les pays d'Afrique du Nord, du Proche et du Moyen-Orient, ou en Inde. « Avec la technologie Fresnel, tout est moins sophistiqué, estime Roger Pujol, directeur de la division solaire de Cnim et président de la commission CSP du Syndicat des énergies renouvelables. Il y a un seul fluide à maîtriser contre trois en cylindro-parabolique (huiles, sels fondus et vapeur). Les légères déformations à donner aux miroirs sont réa li-sables sur place. Et même l'acier de la structure est plus basique. » Avantage récurrent présenté par les défenseurs des miroirs plans, la solution des lentilles de Fresnel valoriserait plus facilement la main-d'œuvre locale. « Si certains constructeurs tournent le dos au cylindro-parabolique, c'est surtout pour se démarquer de l'offre internationale bien rodée », préfère analyser Dominique Rochier, directeur de la re cherche chez Exosun. Les huiles si décriées en France ne posent d'ailleurs aucun problème à l'Espagne, qui applique pourtant aussi la directive européenne Seveso. Le pays possède plus de vingt centrales opérationnelles qui y ont recours. Pour se démarquer, elle aussi, Exosun a préféré reprendre la technologie en l'adaptant à un nouveau segment de marché, en l'occurrence celui des micropuis-sances (1 à 100 kW). Les collecteurs qu'elle a développés proposent des ouvertures de 2 mètres (du bord supérieur au bord inférieur), contre 4 mètres pour les miroirs d'ancienne génération, et jusqu'à 11 mètres pour les plus récents. « Nous offrons un produit à taille humaine, facile à nettoyer et remplaçable sans engin de levage. Nous avons aussi supprimé le recours aux flexibles en jouant sur la dilatation de l'axe de rotation », décrit Dominique Rochier. Pour éviter la casse et simplifier les déformations lo cales, les collecteurs ne sont pas en verre, mais en métal. Enfin, côté production électrique, Exosun a délaissé les puissantes turbines pour un moteur à pistons. Cela étant, la technologie Fresnel a aussi des arguments à faire valoir pour les cen trales de forte puissance. En Inde, Areva Solar construit la première tranche de 125 MW d'une centrale qui devrait à terme en produire 250. Son argument phare : un prix ultra-compétitif grâce à la génération directe de vapeur et à des composants simples et standards… Une vraie différence avec la technologie cylindro-parabo-lique, phagocytée par le duopole de fabricants de tubes Schott et Siemens. En outre, augmenter la taille des installations devrait permettre de générer des économies d'échelle. Lorsqu'Areva a acheté la société californienne (d'origine australienne) Ausra, il y a deux ans, son catalogue intégrait des modules constitués de receveurs à 20 mètres du sol et de rangées de miroirs de 60 mètres. Aujourd'hui, la moindre installation s'étale sur 6 hectares (100 x 600 mètres), avec 13 rangées de miroirs et des receveurs à 28 mètres. Un module produit alors 7 à 8 MW é lec-triques. Dans cette bataille entre collecteurs cylindro-paraboliques et lentilles de Fresnel, les technologies à focale ponctuelle jouent les trouble-fête. Elles ne recourent pas à un tube receveur, mais à un point focal qui recueille davantage de rayons du soleil et monte donc plus facilement en température. Là encore, deux modèles coexistent : les collecteurs paraboliques et les centrales à tour. « Sur le papier, les premiers sont les plus efficaces, explique Cédric Philibert, conseiller à la direction internationale de l'Ademe. Le foyer se déplace et est donc toujours idéalement placé. Il n'y a pas de pertes liées à l'angle du miroir. Le problème, c'est que les principaux développeurs ont fait faillite ! Le moteur Stirling associé au dispositif est très coûteux et les investissements qui auraient peut-être pu permettre de réduire les coûts n'ont pas été réalisés. » Attention, néanmoins, à ne pas enterrer trop vite ce type de collecteurs, qui se développe d'ailleurs en Inde sous la forme de foyers fixes. En parallèle, toutefois, tous les observateurs s'accordent à dire que les centrales à tour ont un grand avenir. Pour les Français, ce retour en grâce a un arrière-goût amer. « C'est le modèle Themis que l'on a stupidement arrêté, qui a été repris aux États-Unis et qui revient aujourd'hui », peste Cédric Philibert. Opérationnel de 1983 à 1986, ce site des Pyrénées-Orientales avait tout ce qu'on peut attendre d'une centrale moderne : de grands miroirs (dits héliostats) en guise de concentrateurs, un récepteur à sels fondus… Trop audacieux pour un pays alors pieds et poings liés à l'industrie nucléaire. Parmi les grands défenseurs de la technologie à tour, figure Alstom. La société a toujours été agnostique pour fournir des îlots conventionnels avec turbines et alternateurs à des cen trales solaires comme celle de SEGS en Californie (cylindro-parabolique). Néanmoins, pour proposer des solutions clés en main à ses clients, elle a pris en 2010 une participation significative dans Brightsource, spécialiste de la tour. Plutôt adapté aux centrales de taille industrielle (au moins 100 MW), le procédé génère de la vapeur à 580 degrés et 170 bars, avec un très bon rendement de turbine. Brightsource possède quelques atouts de taille dans le suivi solaire et l'adaptation à des terrains pas forcément plats. Elle dispose surtout de références importantes, dont le projet californien Ivanpah, un parc qui combine ra trois unités de 126 MW. La première sera connectée au réseau l'année prochaine. l 2 Stocker la chaleur pour turbiner la nuit Les frontières entre les technologies de CSP deviennent moins nettes. Les fabricants de tubes et de collecteurs s'inspirent les uns des autres pour augmenter leurs performances ou produire après le coucher du soleil. En matière de coûts, le CSP est une longueur derrière le photovoltaïque. En revanche, l'énergie thermodynamique dispose d'un atout de taille : sa capacité à produire en continu. Un vrai plus dans les pays où les réseaux électriques ne tolèrent pas les à-coups de production. « Avec le photovoltaïque, on ne peut pas dépasser 10 % d'un mix énergétique. Avec le CSP, on peut monter à 30 ou 35 % », ex plique Bernard Thonon, responsable de l'activité solaire thermodynamique au CEA. C'est pourquoi, selon lui, « il ne faut pas confondre le coût d'une technologie et la valeur de l'électricité produite ». En effet, en CSP, même après le coucher du soleil les thermies restent disponibles pour turbiner du courant, car elles sont stockées dans le fluide caloporteur. En Espagne, les tours solaires Planta Solar 10 et 20 sont même en mesure de fournir de l'électricité au réseau 24 heures sur 24. Certes, dans les faits, cela n'a pas vraiment de sens, car là-bas comme ailleurs, la consommation nocturne est très faible. Mais, à part en Californie où les pics de consommation coïncident avec la présence du soleil, être capable de stocker l'énergie quelques heures est un vrai plus. « En Afrique du Sud, au Maroc ou en Algérie, les pics de consommation ont plutôt lieu le soir et durent jusqu'à 21, voire 22 heures », explique Aurélien Maurice, directeur de l'activité solaire chez Alstom. Sur le terrain du stockage, la technologie cylindro-parabo-lique reprend l'avantage sur celle des lentilles de Fresnel, grâce à son recours aux sels fondus. Les mélanges de nitrates peuvent atteindre une température d'environ 650 °C et ils possèdent une densité élevée qui limite les déperditions. Certes, ces sels requièrent des échangeurs thermiques, mais l'industrie suit plusieurs pistes pour les supprimer. Et cela, de deux manières : en recourant à des chaudières à nitrates et en intégrant directement ces sels dans les tubes receveurs. En Italie, sur le projet Archimède, les sels font office de fluide caloporteur et de fluide thermodynamique. Un inconvénient toutefois : le mélange se fige sous les 212 °C. Les risques de casse ou d'engorgement sont donc importants, notamment au niveau des flexibles installés au bout de chaque tube. « On peut baisser cette température de figeage à 100 °C en jouant sur le mélange de nitrates. Mais avec moins de stabilité quand on monte en température », ex plique Gilles Flamant, spécialiste du CSP au CNRS. Ce qui veut dire qu'on perd en rendement ce que l'on gagne en stockage. Les solutions à tour focale, elles, réussissent à conjuguer les deux avantages, en particulier lorsqu'elles intègrent directement des nitrates dans le receveur. Pas de risque ici de tomber au-dessous de la température de figeage. La concentration est telle, que le receveur pourrait at teindre 1 000 °C ! En parallèle, des installations à génération directe de vapeur testent des stockages alternatifs : des systèmes à changement de phase (comme Stars chez Areva), le recours à des masses solides comme la roche pour emmagasiner la chaleur (au CEA), de l'eau sous pression (100 bars à 300 °C) pour du sto ckage de court terme qui protège la turbine contre les aléas de la production, etc. Évidemment, tout cela a un coût. Un point d'autant plus noir qu'il n'existe pas de logique de prix flexible. Les tarifs d'achat qui accompagnent les projets CSP récompensent rarement la capacité de stockage à sa juste valeur. Lorsque les rendements comptent plus que le stockage, la génération directe de vapeur a de beaux jours devant elle. Même les promoteurs de modèles cylindro-paraboliques cherchent des solutions pour utiliser de l'eau en lieu et place des huiles dans leurs tubes. Côté Fresnel, les progrès continuent. « En travaillant sur la modélisation des flux et le contrôle commande en temps réel, nous produisons désormais une vapeur atteignant 450 °C et 165 bars, se félicite Corinne Frasson, responsable commerciale des activités solaires d'Areva. Optimiser les flux de vapeur, c'est notre métier de toujours. Pour atteindre le palier suivant, environ 550 °C, nous travaillons notamment sur la composition et les revêtements à la surface des receveurs. » Avec Brightsource, Alstom a aussi fait le choix d'une vapeur directe, surchauffée à 580 °C. « Aller au-delà n'est pas notre principal sujet de préoccupation, lance Aurélien Maurice. Le rendement est déjà très intéressant. » La société préfère se focaliser sur l'optimisation des coûts. En cela, sur le marché des petites puissances, il y a beaucoup à faire, par exemple en testant des réflecteurs en aluminium, certes moins performants, mais beaucoup moins chers et plus résistants que le verre. Illustration avec Microsol, une microcentrale de 10 à 50 kW conçue pour électrifier de petits villages sans groupe électrogène. « Nous ne cherchons pas le rendement maximal, prévient Benoît Grappe, en charge du projet pour Schneider Electric. On se contente d'une température de 150 °C, à 6 bars. » Ce choix s'adapte au matériel de plomberie que l'on trouve partout dans le monde… Avec un ballon d'eau chaude de 20 m3 . l 3 Hybrider sa centrale Les champs héliothermodynamiques peuvent contribuer à réduire l'impact environnemental de centrales à gaz ou à charbon. Une option intéressante économiquement. « On raisonne trop souvent en ter me s de mi x é ner gé­ tique global. N'oublions pas le niveau micro. » Cette réflexion de Gilles Flamant, spécialiste de la thermodynamique au CNRS, est largement partagée dans le monde du CSP. Avant de fournir de l'électricité, la technologie produit de la chaleur. Dès lors, pourquoi ne pas l'utiliser en complément d'un autre combustible dans une centrale électrique ? Directeur de l'activité solaire chez Alstom, Aurélien Maurice tente une analogie avec l'automobile : « En 2000, la voiture tout électrique a connu un échec. Toyota et sa Prius ont rencontré un énorme succès. » Explication : l'hybridation fonctionne bien et tout risque de défaillance est compensé par la solution de secours qu'offre le combustible fossile. Mais attention : « Les hybri­ dations du gaz et du charbon répondent à des logiques tota­ lement différentes », poursuit Aurélien Maurice. Avec le charbon, on utilise la vapeur solaire pour préchauffer le circuit d'eau entrant dans la centrale. Ce qui améliore son rendement global de quelques pourcents. Et à un coût raisonnable, puisque le porteur de projet n'a pas à réinvestir dans une turbine et un générateur. « Dans un projet de CSP isolé, le bloc turbine-alternateur représente en effet 30 à 40 % de l'investissement. Et il tourne 2 000 à 4 000 heures par an, contre 8 000 dans une centrale à charbon », compare Mathieu Vrinat, spécialiste du CSP chez Artelia. En outre, l'hybridation supprime les besoins de stockage. « C'est une solution très intéressante. Mais elle est transitoire et limitée, prévient Cédric Philibert, conseiller à la direction internationale de l'Ademe. Aux États-Unis, par exemple, il y a un potentiel, mais pour combien de temps ? Si les centrales à charbon sont appelées à disparaître, mieux vaut ne pas investir ! Le procédé semble, en revanche, prometteur au Maroc, en Chine ou en Inde… Des pays qui ont un bon enso­ leillement, du charbon en abon­ dance et pas vraiment envie de l'abandonner. » Dans une centrale au gaz, cette fois, le grand intérêt du CSP est d'apporter de la vapeur dans la deuxième phase d'un cycle combiné, celle qui valorise la chaleur des gaz d'échappement produits par une première turbine. Sur l'ancien site de Themis, le projet Pégase tente toutefois d'utiliser l'énergie solaire dès le premier cycle. Le démonstrateur recourt à de l'air comme fluide caloporteur. « Il atteint une température de 750, voire 800° C », observe Gilles Flamant qui supervise le projet… Pas assez chaud pour faire fonctionner une turbine de manière optimale ! La combustion de gaz termine donc le travail. Mais là encore, l'hybridation ne sera pas une solution si, à moyen ou long terme, le progrès technique parvient à se passer d'hydrocarbures. Ou si ceux-ci deviennent hors de prix. l