Il consiste notamment à convertir la chaleur en électricité. De nouvelles technologies émergent dans le monde dont celles du CEA-Liten, en partenariat avec des industriels.
« L’idée directrice du solaire thermodynamique tient en quelques mots, explique Patrice Tochon, responsable d’un laboratoire au CEA-Liten réparti sur les sites de Grenoble et de l’INES : un système optique concentre les rayons solaires sur un capteur ou un absorbeur, lesquels transfèrent l’énergie reçue à un fluide dont la température augmente. La chaleur transportée par le fluide est ensuite valorisée pour produire de la chaleur, de l’électricité, de l’eau par dessalement ou même du froid. »
Bien que potentiellement très performante, la technologie du solaire thermodynamique ne peut être installée partout.
En effet, les systèmes optiques ne concentrent que le rayonnement solaire direct et non la lumière diffuse, ce qui restreint leur utilisation à des régions à fort ensoleillement. De plus, les fumées ou la brume qui diffusent la lumière atténuent le rendement des centrales. Leur installation en bord de mer, à l’atmosphère souvent brumeuse, ne se justifie que dans les cas de cogénération. « Cela dit, pour faire fonctionner les turbines des centrales, il faut une source froide pour évacuer les rejets thermiques. Or, l’eau de mer est beaucoup plus froide que l’air des zones fortement ensoleillées, ce qui augmente les rendements et compense en partie les pertes dues à la brume » tempère Patrice Tochon. Logiquement, les grosses centrales destinées à la production d’électricité seront plutôt installées dans les déserts, alors que les unités de cogénération avec dessalement de l’eau de mer et/ou de climatisation se rapprocheront des villes et des côtes.
L’émergence de trois technologies « concurrentes »
Historiquement, les premiers démonstrateurs aux États-Unis et en Espagne exploitent des centrales pourvues de longs miroirs cylindro-paraboliques qui pivotent autour d’un axe pour suivre la course du soleil. Les récepteurs linéaires, solidaires des miroirs et situés au foyer de la parabole, contiennent en général de l’huile ou du sel fondu jouant le rôle de fluides caloporteurs. C’est la technologie la plus mature, même si la durée de vie de certains éléments n’est pas totalement maîtrisée. Sa complexité mécanique (le récepteur est mobile) induit un coût du kWh compris entre 20 et 30 centimes d’euro.
Les deux autres filières ont une maturité moins avancée, des opérations de démonstration restant à effectuer. La plus spectaculaire se compose d’un récepteur noir de grande taille, cubique ou plan, perché en haut d’une tour d’une centaine de mètres, elle-même « plantée » au milieu d’un champ d’héliostats, miroirs qui suivent la course du soleil selon deux axes. Les contraintes thermiques sur le récepteur, ainsi que l’extrême précision optique requise, demandent encore beaucoup de recherche. La centrale à tour de Gemasolar, près de Séville (Espagne), a néanmoins défrayé la chronique en 2011 en devenant la première installation solaire à produire de l’électricité en continu (24 h/24) grâce à sa forte capacité de stockage de la chaleur.
Enfin, la dernière option technologique concerne les centrales à miroirs de Fresnel. À l’étude au CEA-Liten, les efforts portent sur deux variantes différentes selon la température du fluide : 300 °C pour des centrales de puissance moyenne (environ 10 MW) et 450 °C pour des puissances fortes. Ces centrales utilisent un ensemble de longs miroirs quasiment plans, pivotant sur un axe, pour concentrer les rayons solaires sur un unique capteur linéaire fixe. La performance optique, légèrement inférieure aux systèmes paraboliques, est toutefois compensée par la relative simplicité de fabrication et une durée de vie plus longue. Ceci permet d’espérer, à moyen terme, un kWh moins élevé qu’avec les technologies précédentes.
Le solaire thermique, une alternative pour les zones côtières
Les chercheurs du CEA-Liten développent également plusieurs technologies de solaire thermique à toutes les échelles de température. Ils se sont par exemple associés à la société SAED (Sophia Antipolis énergie développement) pour mettre au point une filière « légère » dérivée de la technologie du solaire thermique domestique. Dédiée à la production à petite échelle de chaleur et de froid – et éventuellement d’électricité – elle utilise des caloducs particuliers et dûment brevetés. Et, comme la nouvelle technologie ne repose pas sur un système de concentration optique, les capteurs acceptent la lumière diffuse, ce qui permet d’envisager leur utilisation en zones côtières. Un démonstrateur fonctionne depuis 2011 sur le centre CEA de Cadarache et la commercialisation est imminente. À l’autre extrémité de l’échelle des puissances et des températures, le CEA-Liten étudie un récepteur thermique pour une tour solaire à air chaud (700-800 °C) développée par le laboratoire Promes du CNRS, à Odeillo. « Étant donné sa complexité, il y a encore beaucoup de travail avant de voir fonctionner une telle centrale » prévient cependant Patrice Tochon du CEA-Liten.
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Enfin une proposition concurrente au tout photovoltaïque. Même si le rendement est moins bon qu’il pourrait l’être (cela reste à discuter) l’énergie à capter est beaucoup plus grande que celle disponible pour le photovoltaïque. La solution avec des panneaux presque plans pour les petites installations me parait une voie à développer pour les sites isolés en Afrique. J’espère voir un jour des unités de quelques 100 kVA qui pourraient être beaucoup mois chères que l’équivalent en PV qui impose des batteries !
Article surprenant de banalité, surtout s’il vient du CEA… Alors certes concurrent du photovoltaique, mais il va être temps de se reveiller car le PV lui taille de plus en plus de croupières. Il n’y a qu’à compter les projets thermodynamiques qui ont basculé vers le PV, notamment aux US.