18 - LE SOLAIRE THERMODYNAMIQUE
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tions solaires de ces dernières années, continuent de progresser jusqu’à leur permettre de trouver une application rentable dans un secteur ou dans un autre. Là,
de véritables perspectives d’avenir s’ouvriraient pour cette filière.
18.5. CONCLUSION
Les expériences de ces vingt dernières années ont donc permis de sérier les problèmes et d’identifier les voies de recherche à privilégier.
Il faut d’abord constater qu’une centrale solaire quelle qu’elle soit aura à déployer
une importante surface de miroirs (on dit plus simplement surface de verre) par
unité d’énergie produite, car la ressource elle-même est très dispersée. C’est là
le fait central qui explique le coût a priori élevé des techniques à mettre en œuvre.
Pour en tirer parti, il faut, avec beaucoup d’acharnement, rechercher les rendements
maxima pour tous les éléments de la chaîne de transformation et trouver des solutions économiques au déploiement de surfaces importantes de miroirs.
On remarque que ce deuxième aspect des choses a été particulièrement bien traité
par les concepteurs des centrales Luz, tandis que leur choix de base ne favorisait
pas le premier. C’est ainsi que les centrales existantes tournent avec un rendement
net annuel de l’ordre de 8% (constaté sur plusieurs années) à 14% (projetés pour
la dernière version de la technologie mise en œuvre dans SEGS VIII), ce qui revient
à dire que, en Californie (zone aride du désert de Mojave), elles envoient sur le
réseau 215-380 kWh d’électricité par an pour chaque mètre carré de verre mis en
œuvre. Ce rendement est faible mais pourrait être poussé jusqu’à 18% d’après les
partisans de la formule. Quand il leur sera donné l’occasion de démontrer cette
potentialité, nul doute que cette voie sera proche d’un réel intérêt économique.
A l’opposé, les concepteurs de centrales à tour ont développé des techniques meilleures en rendement bien que, contrairement aux précédents, ils n’aient pas eu la
possibilité de prouver ces performances sur la durée. Néanmoins on peut aujourd’hui créditer la filière d’un rendement net annuel pouvant atteindre 20%. Une centrale de ce type fournirait donc au réseau, en zone aride, 540 kWhe/an/m
2 de verre
(en climat méditerranéen français, cette production tomberait à 340 kWhe/an/m
2 ).
La filière pourra donc concurrencer la précédente si son coût d’investissement (au
mètre carré de verre) et son coût d’exploitation ne sont pas beaucoup plus élevés
que ceux de cette dernière. Il reste encore du travail pour en arriver là, mais rien
n’interdit que, après un développement suffisamment poussé, cette filière apparaisse effectivement comme la meilleure.
Enfin, on a dit que la filière parabolique devrait présenter des performances équivalentes si les paraboles devaient être exploitées groupées, et donc partiellement
masquées, ce qui est la seule solution envisageable actuellement. Son éventuel
succès dépend donc là encore des coûts qu’il sera possible d’atteindre tant en
investissement qu’en exploitation.
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tions solaires de ces dernières années, continuent de progresser jusqu’à leur permettre de trouver une application rentable dans un secteur ou dans un autre. Là,
de véritables perspectives d’avenir s’ouvriraient pour cette filière.
18.5. CONCLUSION
Les expériences de ces vingt dernières années ont donc permis de sérier les problèmes et d’identifier les voies de recherche à privilégier.
Il faut d’abord constater qu’une centrale solaire quelle qu’elle soit aura à déployer
une importante surface de miroirs (on dit plus simplement surface de verre) par
unité d’énergie produite, car la ressource elle-même est très dispersée. C’est là
le fait central qui explique le coût a priori élevé des techniques à mettre en œuvre.
Pour en tirer parti, il faut, avec beaucoup d’acharnement, rechercher les rendements
maxima pour tous les éléments de la chaîne de transformation et trouver des solutions économiques au déploiement de surfaces importantes de miroirs.
On remarque que ce deuxième aspect des choses a été particulièrement bien traité
par les concepteurs des centrales Luz, tandis que leur choix de base ne favorisait
pas le premier. C’est ainsi que les centrales existantes tournent avec un rendement
net annuel de l’ordre de 8% (constaté sur plusieurs années) à 14% (projetés pour
la dernière version de la technologie mise en œuvre dans SEGS VIII), ce qui revient
à dire que, en Californie (zone aride du désert de Mojave), elles envoient sur le
réseau 215-380 kWh d’électricité par an pour chaque mètre carré de verre mis en
œuvre. Ce rendement est faible mais pourrait être poussé jusqu’à 18% d’après les
partisans de la formule. Quand il leur sera donné l’occasion de démontrer cette
potentialité, nul doute que cette voie sera proche d’un réel intérêt économique.
A l’opposé, les concepteurs de centrales à tour ont développé des techniques meilleures en rendement bien que, contrairement aux précédents, ils n’aient pas eu la
possibilité de prouver ces performances sur la durée. Néanmoins on peut aujourd’hui créditer la filière d’un rendement net annuel pouvant atteindre 20%. Une centrale de ce type fournirait donc au réseau, en zone aride, 540 kWhe/an/m
2 de verre
(en climat méditerranéen français, cette production tomberait à 340 kWhe/an/m
2 ).
La filière pourra donc concurrencer la précédente si son coût d’investissement (au
mètre carré de verre) et son coût d’exploitation ne sont pas beaucoup plus élevés
que ceux de cette dernière. Il reste encore du travail pour en arriver là, mais rien
n’interdit que, après un développement suffisamment poussé, cette filière apparaisse effectivement comme la meilleure.
Enfin, on a dit que la filière parabolique devrait présenter des performances équivalentes si les paraboles devaient être exploitées groupées, et donc partiellement
masquées, ce qui est la seule solution envisageable actuellement. Son éventuel
succès dépend donc là encore des coûts qu’il sera possible d’atteindre tant en
investissement qu’en exploitation.