Stockage de PV surdimensionné à grande échelle avec stockage de sel fondu

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Selon des recherches récentes menées par des scientifiques israéliens et français, la combinaison d’une installation photovoltaïque surdimensionnée à grande échelle avec des réservoirs de stockage de sels fondus serait une solution technique viable pour les régions à forte consommation d’énergie.

Dans l’étude intitulée « Providing large-scale electricity demand with photovoltaics and molten-salt storage », publiée dans Renewable and Sustainable Energy Reviews, les chercheurs ont présenté un modèle permettant d’intégrer la production d’électricité solaire à partir d’installations de grandes tailles avec un stockage de sels fondus à haute température dans les régions où le rayonnement solaire direct est faible et le rayonnement solaire global élevé.

La solution PV-plus-thermal-storage (PV-TS) proposée par les universitaires, qui est affichée comme « prête pour une mise en œuvre immédiate », en raison des « conditions économiques exceptionnellement favorables » offertes par la technologie PV, représente une alternative aux solaire à concentration par tours avec sel fondu (CSP, en initiales anglaises) dans les régions où cette dernière technologie n’est pas considérée comme viable parce que les concentrateurs ne peuvent pas exploiter le rayonnement solaire diffus. « Plutôt que de chercher des réponses précises pour des endroits spécifiques, l’objectif ici est de voir si les magnitudes pour la taille des systèmes PV, la capacité de stockage, les niveaux de pénétration du réseau et les estimations de coûts sont réalisables », expliquent les universitaires.

Dans l’unité PV-TS, une partie importante de l’énergie solaire produite serait utilisée pour chauffer par résistance le stockage thermique des sels fondus à des températures supérieures à 565 degrés Celsius, et l’énergie thermique stockée serait à son tour utilisée pour faire fonctionner des turbines à vapeur à haut rendement pour la production d’électricité.

Les simulations réalisées par le groupe franco-israélien ont montré que dans certaines régions, le taux de pénétration du PV dans le réseau électrique peut passer d’environ 30%, lorsqu’aucun stockage thermique n’est utilisé, à environ 80% avec seulement 12 heures de stockage thermique. « De plus, avec une augmentation de seulement 25% de l’apport solaire, on peut atteindre un taux de pénétration du réseau de 90% », explique le groupe de chercheurs. « Pour les sites les plus isolés, où la proportionnalité peut être maintenue jusqu’à environ 90%, un supplément de 25% de l’apport solaire peut faire passer la pénétration du réseau à environ 95% ».

Dans ce type de projet, la centrale photovoltaïque ne doit pas être dimensionnée comme une installation commune qui doit répondre à une demande de pointe particulière pendant la journée et la majeure partie de l’électricité produite doit être utilisée pour le stockage de la chaleur dans les réservoirs de sel fondu. « Et cette chaleur stockée permettrait de satisfaire la demande d’électricité non seulement la nuit, mais aussi pendant les périodes diurnes d’ensoleillement sub-pointe », ont précisé les chercheurs, ajoutant qu’une surface moyenne de terrain d’environ 0,64 km2 serait nécessaire pour un térawatt-heure de production annuelle d’électricité.

Selon eux, la solution « non conventionnelle » proposée dans l’étude peut également être intégrée à des panneaux photovoltaïques sur les toits et à de grandes turbines à vapeur déjà en service dans des centrales à combustibles fossiles et nucléaires en cours de démantèlement dans plusieurs pays.

Les résultats de l’étude ne concernent que le territoire américain, mais ils pourraient être étendus à toutes les régions présentant des conditions climatiques et des profils de demande de « utilities » similaires. « Pour les régions dont l’ensoleillement moyen est supérieur à celui des États-Unis – dont certaines ont également des profils de demande d’électricité mieux corrélés avec la disponibilité de l’énergie solaire – les besoins en énergie photovoltaïque et en stockage par terrawatt-heure de consommation d’électricité seront plus faibles », indique le document. « En outre, le passage aux véhicules tout électriques pourrait augmenter la fraction de la demande d’électricité pendant la journée, lorsqu’une grande partie de la charge des batteries sera effectuée ».

La Russie, les anciennes républiques soviétiques, le Japon, l’Asie du Nord et l’Europe centrale et du Nord sont considérés comme les régions les plus appropriées, avec les États-Unis, pour le déploiement de projets PV-TS.

L’équipe de recherche est composée de scientifiques de l’université israélienne Ben-Gourion du Néguev, de l’université française d’Aix-Marseille et de Promes, qui est le laboratoire national français de R&D sur les systèmes solaires à concentration.

 

*L’article a été mis à jour le 26 janvier pour ajouter un paragraphe supplémentaire sur la configuration du système PV-TS.

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