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Sep 09, 2023

Technologies de l'énergie solaire à concentration (CSP) : état des lieux et analyse

La technologie solaire à concentration (CSP) est une énergie renouvelable prometteuse

La technologie de l'énergie solaire concentrée (CSP) est une technologie d'énergie renouvelable prometteuse dans le monde entier. Cependant, de nombreux défis font face à cette technologie de nos jours. Ces défis sont mentionnés dans cette étude de synthèse. Pour la première fois, ce travail a résumé et comparé environ 143 projets CSP dans le monde en termes de statut, de capacité, de technologies de concentrateur, de facteur d'utilisation des terres, d'efficacité, de pays et de nombreux autres facteurs.

En outre, les différents défis auxquels est confrontée la diffusion de ce système sont mis en évidence en termes de fluides caloporteurs (HTF), de diverses technologies de stockage d'énergie (ES), de techniques de refroidissement, de gestion de l'eau et de coût actualisé de l'électricité (LCOE). En outre, diverses propriétés thermophysiques du HTF sont comparées dans la plage applicable de l'opération CSP. À la fin de l'examen, différentes technologies d'hybridation pour le CSP avec diverses sources d'énergie renouvelables, y compris le photovoltaïque, l'éolien et la géothermie, sont mises en évidence et comparées. Le pays pionnier dans l'utilisation du CSP, la technologie de concentrateur de pointe, la technologie ES appropriée et la technique hybride efficace basée sur le LCOE sont déterminés. Les données analysées dans cette étude sont essentielles pour prédire l'avenir du CSP sur les marchés et sa contribution à la réduction du potentiel de réchauffement climatique.

L'énergie solaire concentrée

Stockage d'énergie thermique

Coût actualisé de l'électricité

Systèmes hybrides d'énergie renouvelable

Fluides caloporteurs

Environ 600 millions de personnes en Afrique subsaharienne n'ont pas accès à l'électricité et environ 940 millions dépendent de combustibles dangereux tels que le bois de chauffage et le charbon de bois pour cuisiner [1]. La plupart des systèmes de production d'électricité ne stockent pas d'énergie car cela serait extrêmement coûteux. Les services publics doivent donc utiliser davantage d'installations brûlant des combustibles fossiles pour augmenter ou réduire la production si nécessaire pour répondre à la demande. Cependant, cette stratégie n'est pas idéale car ces centrales fonctionnent plus efficacement à pleine puissance [2]. Pour répondre à la demande d'électricité et compenser efficacement la pénurie de sources d'énergie, il est conseillé de mettre en œuvre des systèmes d'énergie renouvelable intégrés à différents types de systèmes de stockage d'énergie. En raison de l'augmentation prévue de 5,8 % de la consommation mondiale d'électricité en 2022, des projets d'énergie renouvelable à grande échelle sont en cours d'installation partout dans le monde [3]. En conséquence, la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique a considérablement augmenté. Cependant, des projets d'énergie renouvelable supplémentaires sont nécessaires pour compléter ou remplacer le manque de sources d'énergie conventionnelles [4,5]. Le pourcentage d'énergies renouvelables dans la production d'électricité aux États-Unis devrait augmenter de 23 % d'ici la fin de 2050, comme le montre la figure 1-a. De plus, la Fig. 1-b montre l'historique et la projection des sources d'énergie renouvelables aux États-Unis. On s'attend à ce que l'énergie solaire joue un rôle important dans la production d'électricité attendue aux États-Unis avec un pourcentage de 51 %, suivi des technologies éoliennes et hydroélectriques [6,7]. Dans le monde entier, la Fig. 2 montre la projection de la répartition de la production d'électricité en 2050. On s'attend à ce que les énergies renouvelables contribuent à environ 85 % de la production énergétique mondiale. De plus, il y a une grande dépendance attendue à l'égard de l'énergie éolienne suivie du solaire PV et une légère dépendance à l'égard du CSP avec un pourcentage de 4%.

Le photovoltaïque (PV) et l'éolien sont les technologies d'énergie les plus renouvelables utilisées pour convertir à la fois l'énergie solaire et éolienne en électricité pour plusieurs applications telles que le résidentiel [8,9], les serres [10], l'agriculture [11] et le dessalement de l'eau [12]. Cependant, ces sources d'énergie sont variables, ce qui entraîne d'énormes intermittences et fluctuations dans la production d'électricité [13,14]. Pour surmonter ce problème, les chercheurs ont étudié la faisabilité d'ajouter des systèmes de stockage d'énergie à cette centrale [15,16]. L'énergie solaire à concentration (CSP) est une technologie prometteuse pour produire de l'électricité à partir de l'énergie solaire. Le stockage d'énergie thermique (TES) est un élément crucial dans les centrales CSP pour stocker la chaleur excédentaire du champ solaire et l'utiliser en cas de besoin.

Sur la base du récent rapport de l'AIE, la feuille de route du CSP a conclu ce qui suit : il est prévu que d'ici 2050, avec un soutien gouvernemental approprié, le CSP pourrait générer 11,3 % de la demande mondiale d'électricité, dont 9,6 % à partir de l'énergie solaire et 1,7 % à partir de combustibles fossiles ou de biomasse de secours. De plus, tous les CSP ont la possibilité d'appliquer le stockage thermique. Il est également indiqué que l'Amérique du Nord est la plus grande région productrice et consommatrice d'électricité CSP, suivie de l'Afrique, de l'Inde et du Moyen-Orient. En outre, l'Afrique du Nord a le potentiel élevé d'être un vendeur d'électricité à l'Europe en raison de l'irradiance solaire élevée, qui compense le surcoût causé par les lignes de transmission supplémentaires. L'AIE a également précisé que le CSP pourrait être mis en œuvre dans différentes applications de dessalement de l'eau à haute température dans les pays arides.

L'un des principaux défis auxquels est confrontée la propagation du CSP dans les zones chaudes et arides est l'eau de refroidissement nécessaire au fonctionnement du bloc d'alimentation et au nettoyage des miroirs. De plus, la principale restriction à l'extension du CSP n'est pas la disponibilité de la zone appropriée à l'exploitation, mais l'éloignement des emplacements du centre de consommation est un autre problème auquel se heurtent encore les préoccupations techniques et économiques du transport constant de l'électricité. Le coût actualisé de l'électricité (LCOE) des centrales CSP a diminué au cours des dernières années et, à la fin de 2021, le LCOE est tombé en dessous de 0,1 $/kWh, comme le montre la figure 3 rapportée par l'Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA).

L'efficacité des centrales CSP réside dans leur capacité à stocker de grandes quantités d'énergie thermique qui sont collectées pendant la journée en utilisant le stockage d'énergie thermique, permettant à la centrale de stocker cette énergie et de l'expédier pendant la nuit. En conséquence, les centrales CSP peuvent fournir de l'électricité à la demande, ce qui leur confère un avantage économique par rapport aux autres technologies d'énergie renouvelable [18]. En outre, résultant en une augmentation de 25% de la production d'énergie électrique [19]. Étant donné que la récupération de la chaleur perdue s'est déjà avérée utile dans divers autres contextes [20], [21], [22], [23], il peut être possible de la mettre en œuvre dans les opérations CSP. L'énergie produite par les différentes sources d'énergie renouvelables peut être stockée à l'aide de divers systèmes de stockage d'énergie, notamment ; supercondensateurs [24], piles à combustible [25], systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) [26], stockage d'énergie thermique [27], systèmes à air comprimé [28] et barrages hydroélectriques [29,30].

La technologie CSP peut avoir des effets à la fois bénéfiques et néfastes sur l'environnement naturel. La technologie CSP a l'avantage de ne pas contribuer au réchauffement climatique [31], [32], [33]. Les systèmes CSP sont plus respectueux de l'environnement dans les régions ayant un accès limité à l'eau douce car ils utilisent moins d'eau pour fonctionner que les centrales électriques à combustibles fossiles conventionnelles [34,35]. Les systèmes CSP ont également besoin de moins de terrain pour chaque unité d'électricité produite par rapport à d'autres sources d'énergie renouvelables comme l'éolien et le solaire photovoltaïque [36]. L'utilisation de la technologie CSP a cependant certains effets non intentionnels et peut-être nocifs sur l'environnement environnant. L'utilisation des terres et la perte d'habitat qui en résulte sont une source majeure de dommages. De vastes étendues de terres doivent fréquemment être enlevées pour les systèmes CSP, ce qui peut avoir un effet grave sur le milieu environnant et l'habitat de la faune [37], [38], [39]. L'utilisation de matériaux nocifs est un autre inconvénient possible. L'élimination dangereuse du plomb ou de l'acide sulfurique, utilisé dans certains systèmes CSP, peut avoir de graves conséquences pour la santé humaine et l'environnement [40,41]. De plus, la pollution sonore créée par certains systèmes CSP pourrait nuire à la faune environnante [42].

Le cadre des objectifs de développement durable (ODD) a été élaboré en réponse à ces conséquences. Le cadre est un ensemble de règles destinées à encourager le développement et l'exploitation des énergies renouvelables d'une manière qui les rend plus respectueuses de l'environnement. Réduire l'utilisation inutile des terres et la perte d'habitats naturels sont deux des principaux objectifs du cadre. Les développeurs sont invités à utiliser des terres dégradées ou précédemment perturbées au lieu de zones avec des systèmes écologiques et des habitats d'animaux. Comme mesure supplémentaire, le cadre préconise des outils et des méthodes permettant d'économiser l'eau. Les développeurs sont également invités à réduire ou à éliminer l'utilisation de toute substance potentiellement nocive. Afin de réduire la pollution sonore, le cadre préconise également des technologies et des comportements de réduction du bruit [43].

Il existe de nombreuses études récentes axées sur les technologies CSP. Cependant, cette étude se concentre sur l'exploration de la situation et des défis auxquels est confronté le CSP. Ceci peut être atteint en résumant l'état de 143 projets CSP dans le monde en termes de capacité, de technologies de concentrateur, de facteur d'utilisation des terres, d'efficacité, de pays et de nombreux autres facteurs. En outre, les défis auxquels cette technologie est confrontée sont mis en évidence en termes de fluides caloporteurs (HTF), de technologies de stockage d'énergie (ES), de techniques de refroidissement, de gestion de l'eau et de coût actualisé de l'électricité (LCOE). A l'issue de l'examen, une comparaison est effectuée pour les modalités possibles d'intégration des énergies renouvelables avec le CSP. L'impact de la période COVID-19 sur la capacité installée du CSP est également présenté.

La technologie CSP génère de l'électricité en concentrant les rayons solaires dans un récepteur d'absorption de chaleur. Il a été déterminé que la technologie basée sur le CSP est appropriée pour les zones à forte irradiation normale directe (DNI).

Il existe quatre technologies CSP les plus courantes disponibles sur les marchés. Tout d'abord, les systèmes de creux paraboliques qui consistent en des rangées parallèles de miroirs incurvés à haute réflectance. Elle peut parfois s'étendre sur plus de 100 m de long. Le tube récepteur est constitué de tubes en acier inoxydable (appelés tubes absorbeurs). Ces tubes sont recouverts d'un revêtement sélectif pour absorber le rayonnement solaire de courte longueur d'onde ou de haute énergie. En raison de l'absorption de l'irradiance solaire, la température du tube absorbeur augmente ; par conséquent, il est isolé par une couche de vide des conditions atmosphériques. A l'intérieur des tubes absorbeurs, différents types d'huile sont couramment utilisés comme fluide caloporteur pour capter la chaleur et la transférer vers les unités de stockage d'énergie et le générateur de vapeur du cycle de Rankine. Certaines centrales plus récentes ont des capacités de stockage thermique importantes.

Deuxièmement, les réflecteurs de Fresnel linéaires (LFR) Fig. (4-A), sont similaires au creux parabolique, mais ils utilisent des rangées linéaires de miroirs pour réfléchir les rayons du soleil sur un récepteur fixe plat. Les systèmes LFR ont une conception de récepteur fixe simple avec un faible coût d'investissement pour la génération directe de vapeur. Mais il est moins efficace que les auges pour convertir l'énergie solaire en électricité. Troisièmement, les tours solaires ou récepteur central, Fig. (4-B), utilisent des milliers d'héliostats pour concentrer les rayons solaires vers un récepteur central placé à un niveau élevé de la tour construite. Le flux de chaleur hautement concentré est utilisé pour la génération directe de vapeur, ou le sel fondu peut être utilisé directement dans le récepteur. Des températures très élevées peuvent être obtenues grâce à ce système. Enfin, la parabole CSP utilisait une parabole pour concentrer le DNI en un point central. Au point central, les moteurs Stirling sont principalement utilisés pour convertir la chaleur concentrée en énergie mécanique utile puis en énergie électrique dans le générateur. L'ensemble du système suit le soleil. La plupart des paraboles ont un moteur/générateur indépendant (comme une machine Stirling ou une micro-turbine) au point focal. Cette conception élimine le besoin d'un fluide caloporteur et d'eau de refroidissement.

La figure 5 montre la disposition schématique du système CSP utilisant un creux parabolique. Le bloc d'alimentation, le stockage d'énergie thermique et le champ solaire sont les trois parties principales des systèmes CSP. Le champ solaire concentre les rayons du soleil, qui sont ensuite convertis en énergie thermique. Par conséquent, la chaleur est utilisée pour générer de la vapeur, qui à son tour entraîne le bloc d'alimentation pour générer de l'électricité. Dans le cas d'un multiple solaire plus élevé, une grande quantité de chaleur peut être captée. Cette chaleur peut être stockée dans un système de stockage d'énergie thermique. L'une des technologies les plus courantes et les moins coûteuses est l'utilisation de sel fondu à deux réservoirs.

Les installations CSP peuvent être divisées en deux classes en fonction des types de capteurs solaires utilisés. La première est les technologies de focalisation linéaire, qui concentrent l'énergie solaire le long de la distance focale d'un capteur, comme un creux parabolique et le réflecteur de Fresnel linéaire. La seconde est celle des technologies de focalisation ponctuelle, qui concentrent la chaleur du soleil sur un point à l'aide de dispositifs tels que des antennes paraboliques et des tours solaires thermiques [44,45]. Le CSP à foyer ponctuel, comme la tour de puissance et l'antenne parabolique, peut être utilisé dans les terrains en pente. Le champ solaire est constitué d'un ensemble de miroirs ou de réflecteurs qui recueillent et concentrent l'énergie solaire sur un tube récepteur. Le tube récepteur absorbe la chaleur du rayonnement solaire focalisé à l'aide d'un vecteur d'énergie thermique appelé fluide de transfert de chaleur (HTF), qui peut ensuite être utilisé directement ou en conjonction avec un circuit secondaire pour produire de l'électricité [46]. La taille du champ solaire est directement proportionnelle à la capacité du bloc de puissance ; le multiple solaire est le rapport entre la puissance thermique générée par le champ solaire et celle nécessaire au bloc de puissance au point de conception. Lors de l'estimation de la taille du champ solaire, le TES et le multiple solaire doivent être pris en compte. L'utilisation d'un multiple solaire plus élevé pourrait entraîner une surconception, et l'utilisation d'un multiple solaire inférieur entraîne une utilisation moindre du TES car la chaleur produite sera réduite [47]. Par conséquent, une analyse d'optimisation doit être effectuée sur le multiple solaire et la taille de TES pour obtenir le LCOE le plus bas possible et le facteur de capacité le plus élevé pour la centrale [48].

Le DNI, qui a un impact sur la taille du champ solaire, est un facteur essentiel qui doit être pris en compte lors de la conception des centrales CSP. Du fait qu'un champ solaire plus petit est nécessaire pour faire fonctionner le bloc d'alimentation à sa puissance nominale en raison d'un DNI plus élevé, le LCOE de la centrale électrique diminue [49]. Selon l'agence internationale de l'énergie (AIE), les développeurs de CSP ont défini une plage appropriée pour le fonctionnement du CSP dans les zones avec un DNI annuel de 1900 kWh/m2 à 2100 kWh/m2. En dessous de cette plage de DNI, d'autres technologies électriques solaires telles que le photovoltaïque, sont un avantage concurrentiel pour tirer parti des irradiances directes et diffuses. Par conséquent, la sélection du site est cruciale pour la conception. Selon la Fig. 6, la région MENA, l'Espagne, l'Afrique du Sud, l'Australie et le sud-ouest des États-Unis ont tous affiché les valeurs DNI les plus élevées.

Plusieurs projets CSP ont été déployés à travers le monde, il y a plus de 143 projets dans le monde, dont 114 en exploitation, 20 maintenant non opérationnels ou déclassés, et 9 en construction pour commencer les opérations en 2022 et 2023 ont été résumés ici dans cette étude. L'Espagne, les États-Unis et la Chine sont les pays leaders dans la construction et l'exploitation d'usines CSP ; L'Espagne a la capacité la plus installée avec plus de 2,3 GW et 51 projets construits à travers le pays, tous opérationnels. Depuis le début du CSP, les États-Unis ont mis en œuvre plus de 26 projets à travers le pays, bien que seulement 1,5 GW de capacité soit opérationnelle. Pendant ce temps, la Chine dispose de 596 MW de capacité installée et plusieurs projets sont encore en construction. La figure 7 compare la capacité installée pour chaque pays dans le monde, y compris toutes les centrales électriques actuellement en construction. Le tableau 1 montre tous les projets dans le monde. (Ces informations ont été obtenues sur le site officiel du National Renewable Energy Laboratory "NREL"). De plus, les données présentées dans la figure sont basées sur ces données.

Tableau 1. Projets CSP dans le monde. (Source : Solarpaces, le Laboratoire national des énergies renouvelables).

Sur la base des données du tableau 1, la technologie la plus utilisée est celle des collecteurs cylindro-paraboliques (PTC), avec 91 projets, suivie par les tours solaires thermiques avec 34 projets, les réflecteurs linéaires de Fresnel avec 16 projets et seulement deux projets paraboliques, tous deux déclassés. Environ 75 % de la capacité installée utilisait la technologie PTC. De plus, la technologie des réflecteurs linéaires de Fresnel s'est avérée avoir le plus grand facteur d'utilisation du sol parmi les autres technologies. Cependant, la surface de champ solaire nécessaire par 1 MW de capacité s'est avérée être d'environ 11 000 m2 pour Fresnel linéaire et Power Tower.

La figure 8 présente le nombre de projets achevés chaque année depuis 2004. On peut voir qu'en 2012, plus de 25 projets CSP ont été installés. Alors que la pandémie de Covid-19 a pu avoir un impact négatif sur le déploiement des centrales CSP, avec environ 7 projets achevés au cours de cette période (2020 à 2022). Cependant, ce secteur devrait se redresser, avec environ 5 projets d'une capacité combinée de plus de 1,1 GW qui devraient entrer en service dans les prochains mois. La Fig. 9 affiche la capacité totale installée pour chaque technologie pour 141 centrales électriques différentes. La figure montre un fort potentiel d'utilisation du CSP parabolique par rapport aux autres systèmes.

En outre, Fig. 10, Fig. 11 comparent le facteur d'utilisation des terres pour 81 centrales électriques et la surface de champ solaire moyenne requise en m2 pour 1 MW de capacité pour 110 centrales électriques ; respectivement. Le facteur d'utilisation du sol le plus bas est atteint pour un récepteur central de tour de puissance avec un rapport d'environ 18,6 % suivi par le CSP parabolique avec un pourcentage d'environ 25 %. Le facteur d'occupation des sols le plus élevé est atteint par le CSP LFL avec un pourcentage autour de 45,5%. On peut également conclure que le CSP avec un creux parabolique a besoin d'environ 8504 m2 pour chaque 1 MW uniquement pour le champ solaire.

Selon Trieb et al. [50] en 2009, les plages de facteur d'utilisation des terres pour le Fresnel linéaire, le creux parabolique et la tour électrique sont (60 à 80 %), (25 à 40 %) et (20 à 25 %), respectivement. Cependant, selon les statistiques NREL du tableau 1, tous les projets linéaires de Fresnel se situaient en dessous de cette plage, et seulement 23,5 % des projets de tours électriques s'y situaient. Pendant ce temps, 60% des projets basés sur des creux paraboliques ont été déterminés comme étant dans la fourchette. Cette différence peut être le résultat des progrès de la technologie ces dernières années. L'efficacité totale du solaire à l'électricité du creux parabolique, du LFL et du récepteur central varie de 11 à 16 %, 8 à 12 % et 12 à 16 %, respectivement.

Pour récupérer la chaleur du champ solaire, un fluide caloporteur (HTF) doit être utilisé. Le HTF influence de manière significative l'efficacité et la performance du CSP. Une usine CSP nécessite une quantité importante de HTF pour fonctionner, il est donc important de réduire les coûts de HTF tout en augmentant son efficacité. Le HTF peut transférer la chaleur au bloc d'alimentation ou aux réservoirs TES. Un HTF doit avoir les propriétés souhaitées suivantes : point de fusion bas, point d'ébullition élevé, stabilité thermique, faible pression de vapeur (1 atm) à haute température, faible corrosion avec les alliages métalliques utilisés pour maintenir le HTF, faible viscosité, conductivité thermique élevée, capacité thermique élevée pour le stockage de l'énergie et peu coûteux [51,52].

Les fluides caloporteurs utilisés dans les technologies CSP comprennent l'air, l'eau, les sels fondus, les huiles à base de glycol, de glycérol et synthétiques. De nos jours, l'air et l'eau sont rarement utilisés car le chauffage de l'air le fait augmenter en volume, ce qui nécessite la construction d'un échangeur de chaleur plus grand pour une transmission efficace de la chaleur, ce qui augmente le coût d'investissement. L'eau s'oxyde rapidement à des températures élevées, ce qui peut provoquer une réaction des matériaux du tube absorbant et produire de la corrosion dans les régions intérieures du tube. Les fluides supplémentaires disponibles sont utilisés à différentes températures de travail. Les fluides à base de glycol sont utilisés pour les applications inférieures à 175 °C, tandis que les fluides synthétiques sont utilisés pour les applications au-delà de 400 °C [53]. Les matières organiques sont également utilisées comme HTF. Dans les systèmes CSP commerciaux, par exemple, l'oxyde de biphényle/diphényle est souvent employé. Les fluides Therminol et Dowtherm sont des HTF de biphényle/oxyde de diphényle disponibles dans le commerce. Il existe aujourd'hui huit centrales solaires thermiques dans le monde qui utilisent du biphényle/oxyde de diphényle, toutes situées en Espagne. Cet oxyde de biphényle/diphényle a une plage de température de fonctionnement recommandée de 12 à 393 °C.

Dans les grandes centrales CSP, l'air est un HTF très peu fréquent. Un seul système à l'échelle commerciale a été développé, une centrale précommerciale à tour solaire de 1,5 MWe à Jülich, en Allemagne, qui a commencé à fonctionner en 2009. L'air offre des qualités d'écoulement supérieures à l'intérieur des tuyaux CSP par rapport à d'autres HTF liquides tels que les sels fondus ou les métaux liquides. Même si l'air a une conductivité thermique inférieure à celle des sels fondus ou des métaux liquides, sa plus grande caractéristique d'écoulement offre un avantage supplémentaire pour une transmission de chaleur efficace [54].

Les systèmes solaires thermiques à fluide unique à base de vapeur d'eau, tels que les cuves paraboliques à génération directe de vapeur (DSG), ont été étudiés et développés depuis les années 1980, lorsque des alternatives aux technologies à base de pétrole ont été étudiées [55]. Si le FTC n'est pas de l'eau/vapeur, l'énergie thermique recueillie au niveau du récepteur est transmise par le FTC non aqueux au générateur de vapeur, puis transférée au fluide de travail (souvent eau/vapeur). Le fluide de travail transporte ensuite l'énergie vers la turbine, qui génère de l'électricité. Feldhoff et al. [56] ont démontré que les systèmes de génération directe de vapeur utilisant de l'eau/vapeur comme seul fluide avaient un coût actualisé de l'énergie (LCOE) inférieur de 11 % à celui des systèmes utilisant des HTF à base d'huile. La vapeur d'eau est utilisée à la fois comme HTF et fluide de travail dans la plus récente et la plus grande centrale CSP au monde, la centrale solaire d'Ivanpah, qui a commencé à fonctionner en 2014. Il existe déjà sept centrales CSP opérationnelles dans le monde qui utilisent l'eau/la vapeur comme un seul fluide. Quatre des usines sont en Espagne, les trois autres aux États-Unis [52]. Le principal problème avec le FTC eau/vapeur est le manque d'eau dans les endroits arides. Ces centrales CSP sont généralement situées dans des déserts avec d'énormes superficies terrestres et une forte intensité de rayonnement solaire direct [57].

La stabilité thermique des sels fondus à des températures élevées (généralement > 500 °C) en fait de bons HTF. Les sels fondus présentent également des caractéristiques à haute température similaires à celles de l'eau, telles qu'une viscosité similaire et une faible pression de vapeur [58]. Les HTF à base de sels fondus sont largement utilisés dans les systèmes CSP actuels, les premiers systèmes de tours électriques à sel fondu ayant été installés en 1984. Les HTF dans les applications CSP ont été étudiées et utilisées comme huiles minérales, silicones et synthétiques. Étant donné que ces huiles ne sont thermiquement stables que jusqu'à 400 ° C, elles ne sont pas souvent utilisées dans les systèmes solaires thermiques à haute température et très efficaces [59]. Une autre préoccupation avec ces huiles thermiques est leur prix élevé. Certains fluides caloporteurs, y compris certains qui ont été utilisés dans le passé, sont inclus dans le tableau 2. Ce tableau montre différents types de HTF utilisés dans le CSP. De plus, la plage de température de fonctionnement, la densité et la viscosité sont affichées à une température de 300 °C. Cependant, les Fig. 12, Fig. 13, Fig. 14, Fig. 15 présentent la variation des propriétés thermophysiques de ces différents HTF avec la température. Généralement, on remarque que l'augmentation de la température de tous les HTF utilisés diminue la densité, la conductivité thermique et la viscosité. Tout en augmentant la température augmente la capacité thermique spécifique HTF. Selon les chiffres, Therminol 72 a la densité maximale dans la plage de température de 0 à 275 °C. Dowtherm G, d'autre part, a la densité maximale au-dessus de 275 °C. Le Therminol 12-D a la capacité calorifique spécifique la plus élevée dans la plage de température de 0 à 250 °C, le Therminol XP a la plage de température la plus élevée de 250 à 330 °C et le Therminol VP-3 a la plage de température la plus élevée de 330 à 360 °C. Parmi les HTF, le Therminol 72 a la conductivité thermique maximale. Therminol 66 a la viscosité la plus élevée, tandis que Therminol LT a la plus faible.

Tableau 2. Quelques fluides caloporteurs (HTF) utilisés en CSP.

*Les valeurs ont été prises à 250 °C.

Plusieurs méthodes peuvent être utilisées pour stocker l'énergie. Souvent, ces technologies sont regroupées en fonction de la durée de conservation de l'énergie. Les deux façons les plus courantes de classer les systèmes de stockage d'énergie sont le type de stockage d'énergie et la durée de décharge. Sur la base du temps de décharge, les techniques de stockage d'énergie sont classées en court terme (secondes ou minutes), moyen terme (minutes ou heures) et long terme (heures à jours). Le type d'énergie transformée influence fortement la catégorisation des méthodes de stockage d'énergie. Comme indiqué sur la figure 16, le stockage d'énergie mécanique, électrochimique, thermique, électrique et chimique sont les cinq catégories de base dans lesquelles ils peuvent être divisés [80]. En cas de besoin, ces technologies convertissent l'énergie sous une forme différente pour le stockage avant de la redonner à sa forme d'origine [81].

Le principe de fonctionnement du CAES est assez simple. Le stockage est chargé en convertissant l'énergie électrique à travers des compresseurs électriques en énergie potentielle de l'air comprimé. L'air comprimé est libéré lorsque cela est nécessaire pour continuer à générer de l'énergie en permettant à l'air de se dilater à travers une turbine à air. Il se classe désormais au deuxième rang pour le stockage d'énergie en vrac derrière PHS. Pour fournir une réaction de charge continue et une génération de pointe, CAES est utilisé comme source d'approvisionnement flexible à des tailles de services publics comprises entre 10 MW et 100 MW. Pendant près de 40 ans, le CAES, avec une efficacité estimée à 70 %, a fonctionné avec succès [82,83]. Le PHS utilise une pompe électrique qui fonctionne à l'électricité pendant les heures creuses pour transférer l'eau d'un réservoir inférieur vers un réservoir, un barrage ou un réservoir supérieur, stockant cette eau à un niveau élevé sous forme d'énergie potentielle. Le retournement convertit l'énergie potentielle en énergie mécanique, qui est ensuite convertie en énergie électrique, lorsqu'il y a une forte demande. Le PHS a une efficacité aller-retour de 70 à 80 %. La durée de vie prévue du PHES est comprise entre 40 et 60 ans. C'est le choix le plus populaire et le plus abordable pour le stockage d'énergie à grande échelle [81,84]. Un volant d'inertie fonctionne comme une batterie mécanique en stockant l'énergie cinétique à la manière d'une masse en rotation. Le rotor est souvent installé dans un cylindre sous vide, ce qui lui permet d'utiliser de l'électricité renouvelable ou hors pointe pour accélérer à des vitesses très élevées et la stocker sous forme d'énergie de rotation. Lors du stockage de l'énergie, l'appareil agit comme un moteur et un générateur lors de la décharge. Les volants d'inertie ont un rendement énergétique élevé supérieur à 85 %. Les volants d'inertie sont idéaux pour basculer entre les puissances moyennes et élevées (kW-MW) en très peu de temps (secondes) [81].

Le stockage par gravité est une technique qui permet de stocker d'énormes quantités d'énergie pendant 6 à 14 h, puis de les libérer. Le concept fondamental repose sur le soulèvement hydraulique d'un gros massif rocheux. Les pompes électriques, utilisées de nos jours dans les centrales hydroélectriques, sont utilisées pour faire couler l'eau sous un piston de roche en mouvement, pour soulever la masse rocheuse. Lorsque l'approvisionnement en énergie renouvelable est insuffisant, l'eau, soumise à une pression extrême de la masse rocheuse, est dirigée vers une turbine, comme dans les installations hydroélectriques classiques, et utilise un générateur pour créer de l'électricité. La gamme d'options de stockage d'énergie est de 1 à 10 GWh, ce qui est comparable aux grands barrages hydroélectriques. [85]. Le système de stockage d'énergie par batterie (BESS) est une solution technologique de pointe qui permet de stocker l'énergie de différentes manières jusqu'à ce qu'elle soit nécessaire. Les batteries rechargeables sont utilisées dans les systèmes de stockage de batteries lithium-ion en particulier pour stocker l'énergie produite par des panneaux solaires ou fournie par le réseau, puis la rendre disponible en cas de besoin. Les avantages du stockage d'énergie par batterie comprennent une production accrue d'énergie renouvelable, des économies de coûts et la durabilité grâce à une consommation réduite. La durée de vie typique des dispositifs de stockage d'énergie par batterie est de 5 à 15 ans [86].

Les mêmes équations de base qui régissent les condensateurs sont utilisées dans les supercondensateurs, qui sont des dispositifs de stockage d'énergie. Cependant, afin d'accumuler de grandes quantités de porteurs de charge et de capacités, les supercondensateurs utilisent couramment du carbone poreux ou des électrodes avec des surfaces plus grandes et des diélectriques plus minces. Ce type de système offre un certain nombre d'avantages, notamment des caractéristiques de capacité exceptionnellement élevées, à l'échelle de milliers de farads, une durée de vie prolongée, une faible résistance interne, une charge et une décharge rapides, une réversibilité remarquable, d'excellentes performances à basse température, aucun matériau destructeur, coût par cycle moins cher et rendement de cycle élevé (jusqu'à 95%). [87]. Le concept électrodynamique sous-tend la technologie SMES (Supraconducting Magnetic Energy Storage). Lorsqu'un courant continu traverse une bobine supraconductrice qui a été cryogéniquement refroidie à une température extrêmement basse, un champ magnétique stockant l'énergie se forme. Dans la plupart des cas, le niobium-titane est utilisé pour fabriquer le conducteur, tandis que l'hélium fluide à 4,2 K ou l'hélium super liquide à 1,8 K est utilisé comme liquide de refroidissement [81]. La disponibilité immédiate de l'électricité nécessaire est l'un des principaux avantages des PME. L'efficacité aller-retour globale élevée du cadre (entre 85 % et 90 %) et le rendement puissant qui peut être produit en peu de temps sont d'autres caractéristiques [88].

Un électrolyseur, un réservoir de stockage d'hydrogène et une pile à combustible sont des composants typiques d'un système de stockage d'hydrogène. Un électrolyseur est un appareil qui utilise l'électricité pour transformer électrochimiquement l'eau en hydrogène et en oxygène. Afin de créer de l'électricité, les deux gaz doivent entrer dans une pile à combustible. Là, ils passent par un processus électrochimique qui est à l'opposé de la séparation de l'eau : l'hydrogène et l'oxygène réagissent pour créer de l'eau, tandis que la chaleur est générée pour produire de l'électricité [89,90]. L'hydrogène est produit par électrolyse de l'eau en utilisant de l'électricité hors pointe pour une utilisation dans le stockage de l'énergie. l'hydrogène peut également être stocké dans différentes options viables telles que le gaz liquéfié, les hydrures métalliques, le gaz comprimé ou les nanostructures de carbone [81]. Il existe trois types de systèmes TES, dont un seul est disponible dans le commerce dans le secteur de l'électricité. Le stockage de chaleur sensible est nettement plus simple et plus abordable que les alternatives. Les systèmes de stockage thermochimique et le stockage d'énergie latente sont des technologies coûteuses et encore essentiellement expérimentales. Le TES le plus utilisé dans le secteur de la production d'énergie est le stockage de chaleur sensible. Dans un système TES à chaleur sensible, l'énergie est stockée en chauffant ou en refroidissant un milieu de stockage solide ou liquide, tel que du sel fondu, du sable, de l'eau ou des roches. Le stockage de chaleur sensible est largement utilisé dans les centrales CSP, où l'utilisation de TES permet à un projet de produire de l'énergie bien après le coucher du soleil. Dans la plupart des usines CSP utilisant des TES, les sels fondus, qui peuvent résister à des températures extrêmement élevées, sont le milieu choisi. Bien qu'il soit moins utilisé dans le secteur de la production d'énergie, le stockage de chaleur latente s'est révélé prometteur dans un certain nombre de technologies récentes. Un changement dans l'état du support de stockage, comme de solide à liquide, est nécessaire pour le stockage de la chaleur latente. Les matériaux à changement de phase (PCM) sont un nom commun pour les supports de stockage de chaleur latente. Le stockage thermochimique (TCS), comme son nom l'indique, utilise des procédés chimiques pour stocker l'énergie. Comparés aux PCM, les systèmes TCS ont une densité d'énergie encore plus élevée [48,91].

Chaque système de stockage d'énergie possède des spécificités et des caractéristiques qui, dans certains cas, les distinguent les unes des autres. Il est possible de choisir la meilleure technologie de stockage d'énergie appropriée pour une situation spécifique en utilisant ces caractéristiques et attributs. Sur la base des caractéristiques technologiques suivantes, le tableau 3 compare les principales catégories de systèmes de stockage d'énergie.

Tableau 3. Comparaison des paramètres techniques entre les différents systèmes de stockage d'énergie [92].

Bien que le TES ait l'un des rendements de cycle les plus bas par rapport aux autres technologies, selon le tableau 3, il a un faible LCOE parmi les autres technologies avec une très longue durée de vie. Les effets de l'ajout de TES sur le LCOE de divers systèmes d'énergie renouvelable et de systèmes hybrides d'énergie renouvelable seront comparés à d'autres solutions dans les sections suivantes.

Actuellement, deux technologies commercialisées par TES sont utilisées dans des projets CSP à travers le monde ; réservoirs de stockage de sels fondus et accumulateurs de vapeur. Les réservoirs d'accumulation de vapeur sont généralement cylindriques avec des extrémités elliptiques constituées de plaques de chaudière. L'un des principaux avantages est que le fluide de stockage est l'eau, ce qui élimine l'incertitude des prix dans le support de stockage. En raison de leurs temps de réaction courts et de leurs taux de décharge élevés, les accumulateurs de vapeur sont un choix éprouvé pour compenser les transitoires et le stockage à moyen terme pour correspondre aux courbes offre/demande lorsqu'il n'y a pas de rayonnement. L'accumulation de vapeur est l'une des méthodes les plus réussies de TES. Cependant, l'idée de l'accumulateur de vapeur est limitée par une mauvaise connexion entre le volume et l'énergie stockée ; de plus, son processus de décharge présente une chute de pression, ne parvenant pas à atteindre les conditions nominales dans la turbine. Il n'existe que deux centrales à tour commerciales qui utilisent un accumulateur de vapeur TES ; PS10 (avec quatre réservoirs accumulateurs de vapeur) et PS20, tous deux situés en Espagne [93].

Il existe deux types de réservoirs de stockage de sel fondu, direct et indirect ; dans le TES direct, le sel sert à la fois de HTF et de milieu de stockage dans le système. Le projet Solar Two aux Sandia National Laboratories, qui s'est achevé en 1996 avec une centrale électrique à tour, a présenté le premier grand système de stockage de sel fondu à deux réservoirs. Un échangeur de chaleur découple le stockage thermique de la boucle HTF du récepteur solaire dans un système de stockage indirect. Depuis 2009, la centrale solaire thermique Andasol 1 exploite le premier système commercial avec TES indirect. Cependant, par rapport aux réservoirs utilisés dans les systèmes de stockage thermique à deux réservoirs, le système de stockage thermocline n'utilise qu'un seul réservoir. Le réservoir de stockage dépend du phénomène de flottabilité pour maintenir la stratification thermique puisque le nombre de réservoirs a été réduit à un, contenant à la fois du fluide chaud et froid. Le matériau de remplissage fonctionne également comme un distributeur de flux de milieu poreux, réduisant les vitesses secondaires indésirables qui pourraient sinon déstratifier les zones HTF chaudes et froides du réservoir [94].

Du même côté, le stockage PCM est complètement passif, ce qui signifie que le support de stockage reste stationnaire tout au long de la charge et de la décharge. La transmission de chaleur dans le PCM est facilitée par le fait que le HTF est poussé à travers un registre de tubes inséré dans le PCM. Actuellement, on s'attend à ce que ces registres à tubes consistent en de minuscules échangeurs de chaleur orientés verticalement disposés en groupes connectés en série et en parallèle. Afin d'obtenir les débits, les températures de sortie et les performances globales souhaités, plusieurs échangeurs de chaleur sont organisés en parallèle et en série. Le numéro de série est basé sur la longueur de tube effective nécessaire, et le numéro parallèle est basé sur le numéro de tube effectif requis. Plusieurs PCM doivent être disposés en séquence de température de fusion pour faire passer la température du HTF au niveau correct afin de satisfaire les températures de sortie requises. Chaque PCM avec une température de fusion distincte est affecté à son propre seau. Ces seaux sont alors disposés successivement et appelés cascade [95].

Les systèmes TES peuvent augmenter l'efficacité avec laquelle l'énergie solaire thermique est convertie en électricité. Ils assurent un stockage efficace de la chaleur tout au long de la journée afin que la production d'électricité puisse se poursuivre la nuit. Il a été constaté que l'intégration d'un système TES avec une centrale CSP augmente le facteur de capacité de la centrale de plus de 20 % et diminue le LCOE d'environ 6 % en augmentant la production d'électricité [96]. H. Mahon et al. [27] ont mené l'étude la plus récente sur les systèmes de stockage d'énergie thermique. L'objectif des chercheurs était d'identifier certains des défis de développement auxquels sont actuellement confrontés les quatre options saisonnières de stockage d'énergie thermique - réservoir, fosse, forage et aquifère - puis une partie du travail effectué pour surmonter ces défis afin de permettre une adoption plus large dans tous les systèmes énergétiques.

Le multiple solaire est le rapport entre la puissance thermique générée par le champ solaire au point de conception et la puissance thermique requise par le bloc de puissance dans les conditions nominales. Des études récentes ont étudié la taille optimale à la fois du TES et du multiple solaire pour différentes centrales CSP, et c'est l'effet sur le LCOE. Kuravi et al. [97] ont étudié l'impact de différentes tailles de TES sur le LCOE d'une usine CSP située à Daggett, en Californie, en utilisant le modèle SAM (System Advisor Model). Il a été constaté que le LCOE est réduit de 20 % lorsque la taille TES de 16 h est utilisée, comme le montre la figure 17, par rapport aux autres tailles [97].

De même, Qoaider et al. [98] al a étudié l'effet de la taille du TES et du multiple solaire pour la centrale Andasol 1 CSP située en Espagne. La figure 18 illustre que l'utilisation du TES dans l'emplacement étudié avec un multiple solaire supérieur à 1,5 et les mêmes conditions météorologiques est plus avantageuse sur le plan économique. Du même côté, Praveen et al. [99] ont proposé une conception pour une centrale CSP à cuve parabolique de 100 MW et ont utilisé SAM pour la modélisation et l'optimisation sur deux sites distincts à Abu Dhabi, aux Émirats arabes unis, et à Assouan, en Égypte. Il a été constaté que l'utilisation d'un stockage d'énergie thermique avec une taille appropriée fournit une production d'énergie plus élevée et un LCOE inférieur, comme le montre la Fig. 19 pour les deux emplacements. Cependant, comme le HTF (utilisé à la fois dans le champ solaire et dans le TES) nécessite une partie de la chaleur stockée pour empêcher le HTF de geler, un surdimensionnement augmenterait le LCOE et diminuerait la production annuelle.

Sur la base des données présentées dans les Fig. 17 à 19, il est possible de tirer la conclusion que le multiple solaire a un impact considérable sur la taille du TES, qui à son tour a un impact à la fois sur le LCOE et la production d'énergie du système. La modification de la taille du TES entraînera une condition instable de la centrale électrique. Par exemple, augmenter la taille du TES nécessitera d'augmenter le multiple solaire afin d'utiliser pleinement le TES et vice versa. Si la taille idéale du TES est sélectionnée comme illustré à la Fig. 19, l'ajustement du multiple solaire à la hausse ou à la baisse à partir d'une certaine valeur entraînera une augmentation du LCOE et une diminution de la production d'énergie annuelle. Par conséquent, il est important d'effectuer une analyse de sensibilité lors de la conception du champ solaire et des tailles de TES.

La disponibilité de l'eau est un défi pour la construction de toute centrale thermoélectrique, pas seulement CSP, dans des zones arides et semi-arides à forte demande en eau. Les installations CSP nécessitent une grande quantité d'eau pour créer de l'énergie. Cette eau est utilisée pour le nettoyage des miroirs, la création de vapeur et le refroidissement lorsque le refroidissement par voie humide est utilisé [100]. Par conséquent, l'aspect le plus important des exigences qui doivent être améliorées est le refroidissement par voie humide. Le refroidissement humide consomme beaucoup plus d'eau que le refroidissement sec ; la centrale Noor 1 au Maroc utilise environ 74 % de la consommation totale d'eau pour le processus de refroidissement par voie humide, comme le fournissent les données expérimentales de la centrale [101]. A. Liqreina et al. [34] ont comparé la centrale électrique Andasol 1 en Espagne qui utilise un système de refroidissement par voie humide à la centrale électrique identique mais refroidie par voie sèche en Jordanie, les résultats suivants ont été obtenus : l'efficacité totale de la centrale refroidie par voie sèche à Ma'an est réduite de 3,1 % et la consommation d'eau est réduite de 92 %. Le rendement énergétique s'est amélioré de 21,8 %, tandis que le LCOE a diminué de 18,8 %. Les résultats de cette étude montrent que les centrales électriques CSP refroidies à sec dans des endroits avec des valeurs DNI considérablement élevées sont une alternative économique et technique attrayante à explorer dans le développement de projets futurs. Ogunmodimu et al. [102] ont étudié les technologies CSP du point de vue environnemental, social et opérationnel. Ils ont déterminé que les collecteurs cylindro-paraboliques sont l'une des solutions les plus souhaitables en raison de leur maturité, malgré leur forte consommation d'eau par rapport aux autres systèmes. Les auteurs ont constaté que si le concentrateur à antenne parabolique a le LCOE et la consommation d'eau les plus faibles, il manque un large éventail d'applications éprouvées. La figure 20 montre une comparaison entre les différentes techniques de refroidissement.

Dans les systèmes hybrides, les éoliennes et le photovoltaïque stockent leur énergie dans le TES de la centrale CSP via un radiateur électrique, comme illustré à la Fig. 21, ou dans un système de stockage d'énergie séparé tel que des batteries pour empêcher les pratiques de réduction de l'électricité [103] et répartir l'électricité selon les besoins. Lorsqu'il y a un déficit dans un type de ressources énergétiques renouvelables disponibles, d'autres technologies, telles que les centrales géothermiques, peuvent fonctionner en parallèle avec les centrales CSP pour améliorer les performances. La production d'électricité des systèmes photovoltaïques et éoliens est récupérée par un mécanisme de chauffage électrique pour réchauffer le sel solaire dans le TES dès qu'ils commencent à fonctionner. L'énergie thermique du système CSP et le dispositif de chauffage électrique généré par le rejet de puissance des systèmes PV et éolien sont tous deux stockés dans le TES. La capacité du TES pourrait être renforcée dans l'intervalle pour stocker de l'énergie thermique supplémentaire lors de phénomènes météorologiques violents. Pour satisfaire la demande de charge et remédier à l'inadéquation, le système CSP peut répartir l'électricité de manière flexible. Actuellement, deux projets hybrides PV-CSP sont en construction en Chine et aux Émirats arabes unis. Le tableau 4 montre quelques-unes des spécifications de ces centrales.

Tableau 4. Centrales hybrides PV-CSP en construction. (Source : NREL).

Le projet Midelt CSP de 800 MW au Maroc est la première centrale hybride PV-CSP à utiliser un réchauffeur électrique pour stocker l'énergie générée par le PV. L'électricité générée par le PV sera utilisée pour chauffer le sel fondu puis stockée dans le TES. À l'origine, le projet devait intégrer du PV avec des batteries en secours pour répondre aux besoins diurnes, ainsi qu'une centrale CSP avec stockage thermique pour répondre à la demande nocturne. Néanmoins, il a été démontré que l'utilisation du stockage d'énergie thermique pour les deux unités peut réduire le LCOE du projet à 0,07 $/kWh. Si la demande d'énergie est élevée par rapport au stockage d'énergie disponible et aux ressources primaires, Ayadi et al. [104] ont évalué la technologie CSP hybride comme une configuration d'énergie solaire qui satisfait aux exigences de prévisibilité et de dispatchabilité. L'objectif principal de cette étude est d'offrir un scénario CSP-Wind réaliste pour le marché local et la météo en Jordanie au moment où elle est menée. Les résultats montrent que l'hybridation améliore le facteur de capacité de la centrale électrique hybride jusqu'à 94 % et offre un LCOE exceptionnellement bon marché de 0,063 $/kWh inférieur à celui d'une centrale CSP autonome. Après 25 ans de fonctionnement, les gains totaux de la centrale CSP avec 5 h de stockage d'énergie sont environ 4,5 fois supérieurs à ceux de la centrale éolienne de même envergure. De même, A. Zurita et al. [105] ont étudié différentes configurations de système hybride CSP/PV et TES avec et sans BESS en utilisant un plan fixe et un système de suivi pour le système PV. Il a été constaté que le LCOE le plus bas atteint du système hybride était de 0,0772 $/kWh et de 0,0750 kWh pour le système fixe et le système de suivi, respectivement, sans utiliser le BESS. Cependant, l'intégration du BESS au système hybride a augmenté le facteur de capacité du système de 7 à 8 % environ, mais cela a entraîné une augmentation du LCOE également de 0,012 $/kWh pour le système hybride.

JA Aguilar-Jiménez et al. [106] ont effectué une analyse technico-économique sur un système hybride PV-CSP à utiliser comme source d'énergie dans des micro-réseaux isolés. Selon les résultats, le LCOE du système hybride PV-CSP est à peine 2 % supérieur au LCOE du système PV-Battery. Le LCOE serait inférieur de 3,43 % si le PV-CSP était utilisé avec une consommation d'énergie supérieure de 50 %. De plus, si la demande dépasse 500 kW, les CSP PV-LCOE seraient 26 % moins chers. CA Pan et F. Dinter [107] ont présenté une centrale hybride qui combine des centrales photovoltaïques et des centrales CSP à récepteur central. Des simulations de centrales PV et CSP en solo ont été réalisées et comparées aux résultats de simulation de la centrale hybride CSP-PV proposée. Selon les résultats, une augmentation de la production d'énergie annuelle et des facteurs de capacité allant jusqu'à 90 % sont possibles. De plus, la taille et les dépenses du système peuvent être réduites. Allan Starke et al. [108] ont étudié la faisabilité de combiner une centrale CSP avec un système PV en créant deux modèles pour des systèmes hybrides CSP-PV pour un site du désert d'Atacama à l'aide de l'outil de simulation de système transitoire (TRNSYS). Il a été découvert que permettre à l'énergie thermique d'être stockée pendant que la centrale photovoltaïque est en fonctionnement améliore le facteur de capacité de la centrale électrique, aidant à la réalisation d'un système de production d'électricité solaire entièrement dispatchable. M. Petrollese et D. Cocco [109] ont étudié la possibilité d'atteindre une capacité de répartition complète et les meilleurs paramètres de conception pour une centrale hybride CSP-PV. Les résultats ont révélé que les centrales hybrides CSP-PV deviennent très rentables lorsqu'une production d'énergie constante est requise pour des durées quotidiennes supérieures à environ 16 h.

Chennaïf et al. [110] ont développé une nouvelle technique appelée The Electric System Cascade Extended Analysis (ESCEA) pour évaluer la taille appropriée d'un système de production d'énergie hybride autonome qui intègre PV, éolien et CSP combinés avec TES et BESS simultanés. La capacité des différents composants de production et de stockage du système, ainsi que le pourcentage de contribution de chaque source d'énergie, sont déterminés par l'algorithme ESCEA, qui propose toutes les alternatives possibles. L'algorithme choisit ensuite l'option optimale, qui a le LCOE le plus bas. L'algorithme a été appliqué dans une étude de cas à Oujda, au Maroc, avec une charge électrique de 50 MW. Plusieurs configurations ont été étudiées, y compris CSP/PV/Wind avec à la fois des batteries et des TES, mais avec un pourcentage de partage différent pour chaque centrale électrique. L'algorithme a indiqué que le LCOE le plus bas réalisable était de 0,18 $/kWh pour le système hybride CSP/PV/éolien avec un pourcentage de partage de 65,4 %, 26,1 % et 8,5 % respectivement, avec TES et BESS par rapport à 8 autres configurations différentes. Pendant ce temps, la configuration du PV avec BESS et de l'éolien avec BESS a atteint 0,24 $/kWh et 0,40 $/kWh avec une augmentation de 33,3 % et 122,2 % avec une probabilité de perte d'alimentation électrique (LPSP) de 0 %. Al-Ghussain et al. [111] ont étudié la faisabilité technico-économique du couplage du TES avec plusieurs configurations PV, éoliennes et CSP en Jordanie, et ils l'ont comparé à des scénarios utilisant des batteries lithium-ion. La nature intermittente des ressources solaires et éoliennes s'est avérée compensée par le TES. Par rapport aux autres scénarios, l'ajout de TES au système CSP/PV/éolien a produit le LCOE le plus bas de 0,0485 $/kWh et le pourcentage de fraction de système d'énergie renouvelable le plus élevé de 99,35 %.

De même, Guo et al. [113] ont développé une conception pour un système hybride éolien/PV utilisant un TES pour utiliser un réseau de transmission de 100 MW à Karachi, comme illustré à la Fig. 22, au Pakistan, en utilisant l'algorithme MOPSO. Ils ont ensuite comparé les résultats du LCOE avec ceux obtenus lors de l'utilisation de BESS à la place de TES et sans l'utilisation de périphériques de stockage. Lorsque le TES est ajouté au système hybride, les résultats révèlent une légère diminution du LCOE de 0,074 %, mais une augmentation considérable de la puissance de 11,37 %. Pendant ce temps, le LCOE a considérablement augmenté de 12,79 % en raison du remplacement du BESS par le TES. D'un point de vue économique, He et al. [114] ont examiné quatre technologies de stockage d'énergie différentes (BESS, TES, PHS et stockage d'hydrogène) à déployer dans un système hybride PV/éolien pour un profil de demande de 100 MW à Karachi, au Pakistan. Les résultats démontrent que, sous le même LPSP (10 %), les LCOE de TES, BES, Hydrogène et PHS sont, dans cet ordre, de 0,1421 $/kWh, 0,01793 $/kWh, 0,1956 $/kWh et 0,2196 $/kWh. Cela prouve que TES est également la solution de stockage d'énergie la plus économique pour les profils de charge variables. De plus, Y. He et al. [115] ont suggéré un système hybride éolien/PV avec TES et ont étudié le problème d'optimisation de la capacité à objectifs multiples qui intègre la diminution du LCOE. Différentes techniques d'optimisation ont été appliquées, dont des algorithmes (NSGA-III et MOEA/D) et TOPSIS pour la prise de décision. Le LCOE atteignable le plus bas du système hybride a été déterminé à 0,1106 $/kWh avec un LPSP de 15,3 %.

Dans leurs applications commerciales, les technologies géothermiques et solaires à concentration (CSP) utilisent généralement la chaleur à différentes températures. Cela permet d'hybrider les cycles géothermiques de fond et les cycles solaires de couverture aux endroits où les deux ressources sont présentes, comme le montre la Fig. 23. McTigue et al. [116] ont présenté les possibilités techniques et financières d'un cycle de remplissage de vapeur à énergie solaire ajouté à une centrale géothermique sous-performante située dans l'Idaho, aux États-Unis. Le cycle géothermique est ramené à sa position de conception par la chaleur résiduelle du cycle de finition. Cette idée hybride augmente l'efficacité et la production d'énergie de la centrale géothermique tout en utilisant efficacement les températures élevées qui peuvent être produites en concentrant les champs solaires. Les chercheurs ont étudié l'effet de l'ajout de TES sur le LCOE au système hybride ou de son remplacement par un PV équivalent avec BESS. Les résultats ont démontré une légère augmentation du LCOE de 2,4% mais avec une augmentation significative de la production annuelle d'énergie de 20,44%. Pendant ce temps, le système PV avec BESS a fourni un LCOE supérieur de 46,09 % par rapport à l'utilisation du système hybride suggéré avec TES. De même, McTigue et al. [117] ont étudié une centrale hybride géothermique/CSP pour l'ajout de chaleur solaire afin de compenser la baisse des ressources géothermiques pour une centrale géothermique en Californie, aux États-Unis. Les résultats de l'hybride avec le système de taille TES de 3 h et 10 h ont été comparés à un PV équivalent avec BESS. Il a été constaté qu'il a été découvert que le système hybride avec 3 h de stockage avait un LCOE réduit de 28 %, tandis qu'un système avec 10 h de stockage avait un LCOE inférieur de 47 %.

Le tableau 5 montre une liste d'études récentes qui se concentrent sur les systèmes hybrides utilisant TES et leurs résultats LCOE sont inclus avec l'emplacement de l'étude. Le tableau montre qu'en Jordanie, où les valeurs GHI et DNI sont relativement élevées, il est possible d'atteindre un LCOE de 0,0485 $/kWh d'un système hybride PV/éolien/CSP avec système TES, ce qui conduit à d'excellentes performances pour les centrales PV et CSP et à une diminution significative du LCOE [111]. En général, les régions avec des valeurs DNI élevées, telles que la région MENA, le Chili, les États-Unis, l'Australie et la Chine, peuvent obtenir des LCOE inférieurs à 0,1 $/kWh. TES a le LCOE le plus bas et l'un des systèmes à durée de vie la plus élevée par rapport aux autres technologies de stockage d'énergie. De plus, il permet aux systèmes hybrides d'augmenter leur facteur de capacité à 90 %, ce qui aide à surmonter la variabilité des ressources renouvelables et l'intermittence de la production des systèmes d'énergie renouvelable, ce qui se traduit par des réseaux plus stables et une meilleure adaptation à la demande.

Tableau 5. Résumé des résultats LCOE de la recherche récente sur les systèmes hybrides d'énergie renouvelable.

Les centrales CSP sont divisées en trois générations en fonction de leur cycle thermodynamique et de leur efficacité de cycle Fig. 24. La première génération de centrales CSP utilise le cycle de Rankine, qui a une efficacité de cycle de conception de 28 à 38 % et une température de cycle de pointe de 240 à 440 °C, et le PTC, la tour solaire et le LFR sont souvent utilisés [123]. Étant donné que la plupart des installations CSP de première génération manquaient de stockage thermique, elles ne pouvaient fonctionner que par temps ensoleillé tout au long de la journée. Les CSP de première génération continuent de représenter la grande majorité de la capacité CSP déployée, les systèmes PTC contribuant actuellement à 64 % du total des projets. La plupart des centrales CSP de deuxième génération sont composées de PTC, SPT et LFR, avec des efficacités de cycle de Rankine allant de 38 à 45 % et des températures de cycle maximales atteignant 565 °C. Presque toutes les nouvelles centrales CSP de deuxième génération sont équipées de systèmes de stockage d'énergie thermique. Ces installations CSP de deuxième génération peuvent atteindre une efficacité solaire-électrique annuelle d'environ 10 à 20 % en raison de leur efficacité de cycle élevée, contre 9 à 16 % pour les systèmes CSP de première génération [123]. La troisième génération d'usines CSP se concentre sur l'augmentation de la température maximale du cycle en utilisant des matériaux plus modernes pour la transmission de la chaleur, le stockage thermique et le fluide de travail dans le cycle thermique. Cependant, toutes les technologies CSP de troisième génération sont encore au stade de démonstration, sans applications commerciales disponibles [124]. L'objectif principal du CSP de troisième génération est de minimiser le LCOE en augmentant l'efficacité de l'électricité solaire lorsque les températures de fonctionnement dépassent 600 ° C [124].

Selon l'Association européenne de l'énergie solaire thermique, l'Agence internationale de l'énergie et Greenpeace, le CSP pourrait fournir 3 à 3,6 % de l'approvisionnement énergétique mondial en 2030 et 8 à 11,8 % d'ici 2050. Cela suggère la nécessité d'une augmentation de capacité à deux chiffres dans les prochaines années, ce qui n'a pas encore été démontré [125]. D'autres projections indiquent que le coût du CSP pourrait tomber à 0,05 $/kWh d'ici 2025 [126].

Les développeurs d'usines CSP utilisant des systèmes TES à sel fondu sont confrontés à plusieurs défis, notamment la réduction du coût du sel fondu et la réduction du risque de gel du sel fondu. L'utilisation parasite, les coûts d'antigel et les coûts de pompage de circulation sont tous des problèmes. La réduction du coût de l'actif de stockage thermique utilisé par la centrale est l'un des principaux objectifs de la diminution du LCOE du CSP. Selon l'IRENA [127], les systèmes CSP avec quatre à huit heures de capacité de stockage thermique ont des coûts installés totaux allant de 3183 $/kW à 8645 $/kW. Les projets avec huit heures ou plus de capacité de stockage thermique ont une fourchette plus étroite, allant de 4 077 $ à 5 874 $ par kW. Selon une récente évaluation de l'IRENA [128], des progrès significatifs dans la réduction des prix du stockage thermique à chaleur sensible et latente sont prévus au cours des deux prochaines décennies, avec des coûts aussi bas que 12 $/kWh lorsqu'ils sont intégrés à des projets CSP, PV ou éoliens. Le tableau 6 énumère certains des objectifs liés au TES pour les années à venir. L'examen des qualités matérielles communes et des principaux attributs physiques sera utilisé pour développer de nouveaux HTF à l'avenir. La corrosion, l'inflammabilité, la toxicité, la stabilité thermique, le coût et la disponibilité sont toutes des propriétés courantes des matériaux [129].

Tableau 6. TES primaire avec objectifs d'innovation technique CSP [128].

Plusieurs problèmes technologiques et économiques doivent être surmontés par les centrales solaires à concentration, les thermofluides et fluides caloporteurs, et les systèmes de stockage d'énergie thermique. Les problèmes économiques comprennent les coûts d'investissement élevés, l'imprévisibilité des prix, les finances, le manque d'échelle, les prix des matériaux, la disponibilité et les dépenses d'exploitation. Les obstacles technologiques comprennent la variabilité des ressources solaires, l'intégration au réseau, la corrosion, la stabilité thermique et la complexité du système. Ces problèmes soulignent la nécessité d'innover et d'investir en permanence dans la technologie CSP pour la rendre plus rentable et plus efficace, ainsi que pour surmonter les obstacles au déploiement à grande échelle qui sont à la fois technologiques et économiques. En outre, il existe un besoin de soutien gouvernemental et de cadres réglementaires qui encouragent le développement de la technologie CSP, ce qui peut aider à accélérer la transition vers un avenir alimenté par une énergie propre.

La fluctuation des ressources solaires provoquée par des circonstances météorologiques telles que les nuages ​​et la poussière peut avoir un impact négatif sur l'efficacité des installations CSP. Les technologies de stockage d'énergie thermique utilisées dans les centrales CSP peuvent être affectées négativement par les pertes thermiques ainsi que par la complexité du système. En raison de leur imprévisibilité inhérente, leur intégration dans le réseau peut être une tâche difficile, et un entretien régulier est nécessaire pour s'assurer que leur efficacité est maintenue. Les centrales CSP sont coûteuses à construire, elles sont confrontées à des prix de l'électricité incertains et à des problèmes de financement, et elles manquent d'économies d'échelle en raison des premiers stades de l'industrie. Tous ces facteurs contribuent au coût relativement élevé de l'énergie CSP par rapport au coût de l'électricité produite par d'autres sources d'énergie renouvelables [125,[130], [131], [132], [133], [134]].

Les thermofluides et les fluides caloporteurs utilisés dans les centrales solaires à concentration (CSP) présentent plusieurs obstacles, tant sur le plan technique qu'économique. Des dommages peuvent être causés par ces fluides en raison de leur nature corrosive et de leurs températures élevées, ce qui peut également raccourcir leur durée de vie et affaiblir leur stabilité thermique dans le temps. La gestion de la compatibilité des matériaux peut parfois être difficile et la détérioration des fluides peut entraîner une diminution de la productivité. Le prix des fluides spécialement créés pour une application peut être assez élevé et certains fluides ne sont pas facilement accessibles, ce qui nécessite des procédures de manutention et d'expédition uniques. Le recyclage et l'élimination de ces fluides peuvent également être une tâche coûteuse et difficile à accomplir pour l'environnement [[135], [136], [137]].

L'efficacité des systèmes qui stockent l'énergie thermique peut fluctuer et les pertes thermiques peuvent entraîner une réduction de cette efficacité, ce qui peut entraîner des dépenses plus importantes pour faire fonctionner le système. La compatibilité des matériaux est essentielle dans la lutte contre la corrosion et d'autres problèmes. De plus, les grands systèmes peuvent être plus compliqués, ce qui peut entraîner une augmentation des dépenses de construction et d'entretien. Il peut être difficile et coûteux d'étendre les systèmes de stockage d'énergie thermique en raison de la demande d'équipements et de matériaux spécialisés. Les matériaux qui sont utilisés dans ces systèmes peuvent être assez coûteux. Le besoin de traçage thermique et d'isolation peut entraîner des dépenses d'exploitation relativement élevées, ce qui est particulièrement vrai pour les systèmes à sel fondu [138,132,139,140].

Pour que l'industrie CSP réussisse à surmonter ces obstacles technologiques et économiques, il doit y avoir une innovation continue et réussir à surmonter ces obstacles technologiques et économiques, il doit y avoir une innovation continue ainsi qu'un investissement dans la recherche et le développement de nouvelles technologies. Des gains d'efficacité et des économies de coûts peuvent être réalisés grâce à l'utilisation de diverses améliorations opérationnelles, matérielles et de conception. Accélérer le déploiement de la technologie CSP et surmonter les obstacles à l'entrée sur le marché peut être rendu possible grâce à un soutien politique et à des cadres réglementaires qui favorisent le développement de la technologie CSP. En fin de compte, la capacité du secteur CSP à devenir plus rentable et compétitif par rapport aux autres sources d'énergie renouvelable déterminera le succès de l'industrie.

La technologie CSP est une technologie d'énergie renouvelable efficace pour la production d'électricité qui a attiré l'attention des chercheurs. La technologie CSP peut générer de l'électricité avec des capacités élevées dans de vastes régions du monde avec une efficacité totale du solaire à l'électricité atteignant plus de 16 %. En comparant environ 143 projets CSP dans le monde avec 114 en exploitation, 20 actuellement non opérationnels ou déclassés et 9 en construction pour commencer leurs opérations en 2022 et 2023. La comparaison a montré que l'Espagne, les États-Unis et la Chine sont les pays leaders dans l'utilisation des centrales CSP. L'Espagne a la capacité la plus installée avec un total de 2,3 GW et 51 projets construits à travers le pays, tous opérationnels. Parmi les quatre technologies CSP courantes, la technologie la plus utilisée est celle des capteurs cylindro-paraboliques (PTC), avec 91 projets, suivie des tours solaires thermiques avec 34 projets, des réflecteurs Fresnel linéaires avec 16 projets et de seulement deux projets paraboliques, tous deux déclassés. Environ 75 % de la capacité installée utilisait la technologie PTC. De plus, la technologie des réflecteurs linéaires de Fresnel s'est avérée avoir le plus grand facteur d'utilisation du sol parmi les autres technologies. Cependant, la surface de champ solaire nécessaire par 1 MW de capacité s'est avérée être d'environ 11 000 m2 pour Fresnel linéaire et Power Tower. De plus, la pandémie de Covid-19 a eu un impact négatif sur le déploiement des centrales CSP, avec seulement 9 projets achevés au cours de cette période (2020 - 2022). Le LCOE a atteint une valeur minimale de 0,049 – 0,22 $/kWh pour la méthode d'intégration hybride du PV et de l'éolien avec le CSP.

Sur la base de l'analyse actuelle, les recommandations suivantes sont essentielles pour la prochaine étude dans le domaine des systèmes hybrides d'énergie renouvelable et des TES, selon les conclusions de cette étude.

Les auteurs déclarent qu'ils n'ont pas d'intérêts financiers concurrents ou de relations personnelles connus qui auraient pu sembler influencer le travail rapporté dans cet article.

© 2023 Le(s) Auteur(s). Edité par Elsevier Ltd.

https://doi.org/10.1016/j.ijft.2023.100340