En Italie, le Plan National Intégré Énergie et Climat (PNIEC) prévoit que d’ici 2030 ils seront installés 873 MW de CSP (“Concentration de l’énergie solaire”centrales solaires à concentration) pour poursuivre les objectifs de décarbonation du système électrique national.
Courant 2021, la première centrale commerciale, située à Partanna (Trapani), est entrée en service dans notre pays : elle a une puissance de 4,26 MW et est livré avec une autonomie de 15 heures.
Une deuxième centrale de même taille et type est en construction, toujours dans la province de Trapani, tandis qu’un tiers de la capacité de 1 MW est en phase de mise en service.
Mais de manière générale, cette technologie peine à décoller. Nous avons discuté du pourquoi avec Walter Gaggiolichef de division « Intégration et production de secteurs intelligents distribués par RES” d’Énée.
Ingénieur Gaggioli, quelles sont les principales limites de cette technologie ?
Un raisonnement distinct doit être fait entre les systèmes dédiés à la production d’énergie électrique uniquement et ceux également destinés à la production d’énergie thermique. Dans le premier cas, les systèmes solaires thermodynamiques, comme d’autres technologies renouvelables, nécessitent des investissements concentrés surtout dans la phase de construction et, pour le moment, sont plus chers que, par exemple, les systèmes photovoltaïques. Cela dépend avant tout de la spécificité de chaque système, du manque de modules standards et de la taille réduite du marché. Dans le passé, l’écart temporel entre les systèmes d’incitation et la capacité opérationnelle réelle de construction des centrales n’a pas permis à la technologie de se diffuser. Il y a ensuite le report continu de la promulgation du décret Fer 2 qui empêche une planification appropriée.
De plus, l’inflation des dernières années post-covid, comme pour d’autres sources renouvelables, a augmenté les coûts de construction, notamment dans le cas des usines de sels fondus CSP avec collecteurs linéaires, qui en fait n’ont pas encore atteint un niveau d’industrialisation tel qu’il permettrait économies d’échelle. Enfin, la concurrence des opérateurs chinois dans certains secteurs comme celui des tubes de réception risque de créer des monopoles non compétitifs.
Et qu’en est-il de la production d’énergie thermique ?
Dans les applications thermiques, cette technologie n’a pas le problème de devoir s’interfacer avec les turbines et donc le processus de standardisation en différentes tailles est facilité. Et avec l’augmentation du méthane, il a acquis une plus grande attractivité. La technologie est également adaptée à une utilisation dans des zones caractérisées par des valeurs d’irradiation peu élevées, jusqu’à 900 kW/m2/an, comme le démontrent les installations existantes en Belgique, au Danemark et en Suède. En Italie, certains opérateurs ont créé des capteurs solaires également avec des processus automatisés. Même dans ces applications, la possibilité d’avoir de l’énergie distribuable et l’hybridation constitue le point fort de la technologie.
L’enjeu est de créer des solutions installables sur les pentes des entrepôts industriels et d’identifier des solutions systèmes les plus autonomes et fiables possibles. Du point de vue des incitations, cette technologie souffre de certaines limitations de taille présentes dans la facture thermique, plus adaptée au solaire thermique traditionnel, et nécessiterait une étude plus approfondie pour les systèmes de taille moyenne.
Quels sont les avantages?
La construction de systèmes solaires thermodynamiques est plus complexe que celle de systèmes photovoltaïques, mais ne nécessite pas l’utilisation de matériaux critiques pour l’approvisionnement ou l’élimination et repose en grande partie sur des processus traditionnels, tels que les travaux de génie civil et la menuiserie métallique. Cela permet donc une forte implication des entrepreneurs et des travailleurs locaux.
Le couplage sectoriel (connecter deux infrastructures/systèmes renouvelables, ndlr) représente aussi une opportunité à saisir. Par exemple, l’utilisation conjointe du solaire thermodynamique et photovoltaïque se répand, comme en témoigne le projet Atacama 1 au Chili, 110 MW avec stockage. Parmi les avantages figurent le faible coût de l’énergie, pendant la journée, associé à une grande régularité de la production. Les délais d’installation relativement rapides de la partie photovoltaïque de la centrale permettent également aux investisseurs de commencer à percevoir des revenus dès les premières étapes, avant d’achever la construction.
Enea a lancé en 2020 un plan de recherche sur trois ans sur les principaux composants des centrales solaires à concentration. Comment ça s’est terminé?
La recherche italienne dans ce secteur a toujours été à l’avant-garde depuis les années 1960. Dans les années 2000, Enea a développé une ligne de recherche originale qui consiste à utiliser des sels fondus comme fluide caloporteur et de stockage dans des systèmes utilisant des concentrateurs solaires paraboliques linéaires. Cette solution permet d’augmenter la température maximale de fonctionnement du champ solaire jusqu’à 550 °C, et donc d’augmenter l’efficacité de conversion du rayonnement solaire en énergie thermique/électrique, ainsi que de réduire la taille des accumulations thermiques utilisées pour stocker l’énergie solaire captée. Cette solution a été récemment choisie par la société allemande TSK Flagsol et l’organisme de recherche allemand DLR pour développer une nouvelle génération de systèmes solaires thermiques CSP avec des capteurs solaires paraboliques linéaires.
Investissez-vous dans ce domaine ?
Au niveau international, les entreprises du secteur, en collaboration avec des universités et des centres de recherche, investissent d’énormes ressources dans des projets de recherche et développement afin d’améliorer la technologie et d’identifier des solutions techniques et des configurations d’installations permettant de faciliter l’hybridation des CSP. /systèmes CST, Solaire Thermique à Concentration, avec d’autres sources d’énergie et d’encourager l’utilisation de la chaleur produite à haute température pour la production de carburants chimiques de synthèse produits par l’énergie solaire.
Au niveau technologique, l’objectif est d’augmenter le rendement de conversion de la source solaire et de réduire le coût des composants, afin de rendre plus compétitif le coût de l’énergie électrique/thermique produite : cela se traduit par le développement de matériaux plus performants. , comme des revêtements plus efficaces et stables, des surfaces réfléchissantes autonettoyantes intégrées à des capteurs, ou encore dans l’identification de procédés de fabrication moins coûteux, dans la smartisation des composants et dans l’automatisation des procédés de contrôle, dans le développement de fluides caloporteurs à faible impact environnemental, faible coût et haute performance.
Quelle est la santé de l’énergie solaire à haute température dans le monde ?
Actuellement, les systèmes de capteurs linéaires, les plus répandus au niveau commercial, se caractérisent par des rendements annuels moyens de conversion de l’énergie solaire en énergie électrique compris entre 9 % et 15 %, tandis que le rendement annuel moyen de conversion du solaire à l’électricité des systèmes à tours est d’environ 14 %. -18%. Systèmes paraboliques (systèmes avec collecteurs paraboliques circulaires, éd), en raison de leur coût élevé, ils n’ont pas trouvé actuellement d’applications commerciales significatives.
Et en termes de puissance installée ?
La capacité mondiale des centrales CSP opérationnelles s’élève à environ 6,6 GW, et des centrales supplémentaires totalisant 1,5 GW sont actuellement en construction. La plupart des centrales en exploitation sont situées en Espagne, aux États-Unis et en Chine, représentant respectivement 33 %, 23 % et 9 % de la puissance totale installée. Ces dernières années, cette technologie touche également de nouveaux marchés, comme le démontrent les nouvelles usines construites et en construction au Maroc, en Afrique du Sud, en Inde, aux Émirats arabes unis et au Chili.
La majorité des systèmes opérationnels (environ 76 %) sont constitués de systèmes solaires à capteurs paraboliques linéaires qui utilisent de l’huile diathermique comme fluide caloporteur et des sels fondus comme matériau d’accumulation, et de systèmes à tours qui représentent à eux seuls respectivement 76 % et 21 % du total des usines actuellement opérationnelles. Dans le cas des systèmes de tours solaires concentrées, environ 60 % des systèmes utilisent des sels fondus comme fluide caloporteur et de stockage, tandis que la fraction restante utilise de la vapeur comme fluide caloporteur.
