Les projets de centrales solaires (thermiques) à concentration se multiplient dans de nombreux pays, des Etats-Unis à l’Inde. Alexis Gazzo, consultant chez Ernst & Young, analyse l’état du marché et les perspectives de cette technologie, qui a du mal à se faire une place en France.
GreenUnivers : le dernier baromètre d’Ernst & Young sur les énergies renouvelables montre un engouement pour le solaire à concentration (CSP), la technologie la plus avancée du solaire thermique (des lentilles concentrent les rayons sur des miroirs, qui font chauffer un fluide qui fait tourner une turbine à vapeur). Où en est ce marché ?
On constate en effet un véritable retour en force de cette technologie, qui est pourtant maîtrisée depuis longtemps puisque les premiers projets ont été mis en service en Californie dans les années 80. La première grande centrale de nouvelle génération date seulement de juin 2007, dans le Nevada, « Solar one », une centrale de 64 MW. Globalement, l’Association européenne d’électricité solaire thermique (Estela) évalue la capacité installée à environ 450 MW dans le monde fin 2008, ce qui reste encore marginal par rapport au photovoltaïque. Mais il y a de très gros projets en prévision, d’assez grande envergure, entre 50 et 300 MW pour la plupart. Les estimations tablent sur 17 000 MW de CSP en cours de développement et un objectif potentiel de 70 GW en 2020 dans le monde.
GU : Quels sont les pays les plus en pointe ?
Le solaire à concentration nécessite un très fort ensoleillement et une faible humidité : il est particulièrement adapté au sud-ouest américain, au Moyen-Orient, au pourtour méditerranéen, aux déserts d’Australie ou du Chili. Les Etats-Unis et l’Espagne sont actuellement les deux marchés les plus importants et les plus attractifs car ils bénéficient d’un contexte réglementaire très favorable. Aux Etats-Unis, plusieurs Etats comme la Californie et le Nevada, ont poussé les utilities à développer les énergies renouvelables dont le solaire (Renewable energy portfolio standards) et des mesures fiscales favorables ont été étendues. En Espagne, il existe un tarif d’achat obligatoire pour le solaire (thermique) à concentration, de 27 centimes le kWh, qui pousse les entreprises et les investisseurs. Mais d’autres pays misent sur cette technologie, comme l’Inde ou l’Italie.
GU : Quelles sont les technologies les plus matures ?
Il y a quatre grandes familles, dont deux sont beaucoup plus développées. Les centrales cylindro-paraboliques, où la concentration du rayonnement se fait sur un seul foyer, un tube à fluide caloporteur, pour obtenir une haute température, dominent clairement le marché. On trouve aussi beaucoup de projets de centrales à tour, équipées d’une multitude de miroirs orientables. Deux autres familles sont plus marginales : les réflecteurs Fresnel, une technologie moins mature mais proche du cylindro-parabolique, et les concentrateurs paraboliques (dish-stirling). Elles sont plus adaptées à des installations décentralisées qu’à des centrales de grande puissance.
GU : en-dehors d’un cadre réglementaire favorable, le solaire à concentration a-t-il des atouts spécifiques ?
Sa capacité de stockage est un atout important par rapport au photovoltaïque. Il est possible de produire le matin, par exemple, et de stocker l’énergie thermique pour produire de l’électricité l’après-midi aux heures de pointe. Cette technologie est également très prometteuse pour des centrales de grande puissance qui peuvent bénéficier d’économies d’échelle importantes. Ces dernières ne sont pas aussi grandes pour le photovoltaïque, plus adapté à la production d’énergie décentralisée. Et puis, il est aussi possible de coupler les centrales à concentration avec des centrales à gaz ou à des usines de désalinisation pour valoriser au mieux la chaleur produite et accroître le rendement des installations. Des projets pilotes de ce type existent au Maroc et dans les pays du Golfe. Du côté des barrières, il y a bien sûr le problème de la disponibilité de l’eau (pour les besoins du refroidissement) dans les zones arides.
GU : Les coûts de production baissent-ils actuellement autant que ceux du photovoltaïque ?
Ils diminuent peu à peu, mais la courbe est moins spectaculaire que pour le photovoltaïque. On se situe aujourd’hui entre 15 et 30 centimes le Kwh, selon le niveau de rayonnement. Le plancher se situait à 20 centimes il y a peu de temps. Les coûts de production deviennent ainsi plus acceptables dans les pays dépourvus de tarifs de rachat garantis.
GU : pourquoi la France n’a-t-elle pas de projets dans ce domaine ?
Nous avons eu une expérience avec la centrale Thémis dans les Pyrénées-Orientales, dans les années 80, mais ce projet a été abandonné par la suite. Aujourd’hui, Thémis semble renaître de ses cendres avec plusieurs projets de recherche. On pourrait tout à fait avoir des centrales dans le sud de la France, il n’y a pas de blocage majeur mais il existe plusieurs freins, et d’abord l’absence de tarif d’achat spécifique. En principe, c’est le tarif pour le non intégré au bâti qui s’applique, mais il est aujourd’hui plafonné à 1 500 heures par an pour bénéficier de l’obligation d’achat. Ce n’est pas très encourageant pour les investisseurs. Dans le cadre du Grenelle, le déplafonnement des heures de fonctionnement pour les centrales solaires a d’ailleurs été identifié comme mesure de soutien.
Les Espagnols et les Allemands ont investi beaucoup plus sur cette technologie et ont aujourd’hui des entreprises en pointe, comme Abengoa, Acciona ou Iberdrola pour les premiers ou Solar Millennium et Schott pour les seconds. Pour l’Allemagne, c’est un marché d’export. En France, nous sommes plus en retrait mais nous avons malgré tout des industriels présents sur différents composants, comme Saint-Gobain pour les miroirs ou Alstom pour les turbines, ainsi que des projets pilote en cours de développement.
Voir Repère: les plus grands projets mondiaux de centrales solaires thermiques (et la nouvelle de Pierre Boulle, “Miroîtements’)