Le solaire concentré, qu'est-ce que c'est ?

Qui n´a jamais essayé de concentrer la lumière solaire avec une loupe ? Les centrales à concentration fonctionnent selon le même principe mais ce sont cette fois-ci des miroirs (paraboliques ou plans) qui font converger l’énergie solaire.

Le solaire à concentration thermodynamique est une technologie complètement différente du photovoltaïque. Des miroirs concentrent l’énergie solaire vers un tube contenant un fluide qui chauffe. La chaleur obtenue permet de former de la vapeur d’eau qui entraine une turbine couplée à un alternateur et de l´électricité est ainsi produite. (1)

L´énergie électrique peut être transmise sur de longues distances : avec la technologie HVDC (Hight Voltage Direct Current, 2) la perte n’est que 3% pour 1000km. Cela signifie par exemple qu’une infime partie du Sahara peut produire l’intégralité de l’électricité consommée en Europe et en Afrique du nord. Et 90% de la population mondiale vit à mois de 2700km des déserts chauds de la planète. De l´eau douce peut être produite par cogénération, parallèlement à la production électrique. En effet, la centrale nécessite un système de refroidissement. De l’eau de mer peut être utilisée et de la vapeur se forme au contact des canalisations chaudes. Cette vapeur se condense ensuite et on obtient ainsi de l’eau très pure (Désalinisation MED, 3). Les miroirs (placés à 3 ou 4 mètres du sol) qui collectent l´énergie solaire permettent de former une zone d’ombre mais il entre suffisamment de lumière pour cultiver des légumes ou des fruits. Une partie de l’eau douce formée sur place peut être utilisée pour l’arrosage.

Compte-tenu de son potentiel énorme, le solaire à concentration se développe aujourd’hui dans plusieurs pays et en particulier dans le sud-ouest des USA et en Espagne où de très nombreux projets sont en cours de réalisation. A Sanlúcar La Mayor, près de Séville, la première centrale solaire commerciale d’Europe (PS 10) a été inaugurée il y a quelques mois. Ces projets génèrent des milliers d’emplois ainsi qu’une énergie propre et durable à un prix (4) compétitif avec les énergies fossiles (charbon, gaz, pétrole). L’utilisation massive des énergies fossiles conduit au réchauffement de la planète et au dérèglement corrélatif du climat (5) avec en particulier une intensification du cycle de l’eau. Le solaire à concentration rend possible une réduction massive des émissions de gaz à effet de serre d’ici 2020.  La Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC) fait campagne pour une prise de conscience du potentiel de cette technologie et l’installation de centrales solaires dans le Sahara pour alimenter en électricité l’Afrique du nord et l’Europe. Il couterait beaucoup plus cher de ne pas agir (6 ) que d’investir massivement dans ces technologies propres.   


Solaire à concentration (CSP), données-clés :

> Temps nécessaire pour produire l'équivalent de l'énergie qui a été nécessaire à la construction de la centrale (Energy payback time) : environ 5 mois
> Durée de vie des centrales : au minimum 25 à 30 ans
> Puissance installée dans le monde aujourd'hui : 500 MWe
> Centrales en construction aujourd'hui et qui seront terminées dans 2-3 ans : 5500 MWe
> Potentiel du solaire CSP : 200 GWe dans le sud-ouest des USA et plusieurs milliers de GWe dans le monde.
> Emprise au sol : 1 MWe = 0,5 hectare de surface collectrice (1,5 hectare pour la surface totale de la centrale)

> 90% de la population mondiale vit à moins de 2700km d'un désert chaud - Avec la technologie HVDC, les pertes sont seulement de 3% pour 1000km à un coût standard (on peut diminuer les pertes, jusqu'à 0,3% pour 1000km mais à un coût plus élevé). Il faut ajouter à ces pertes en ligne, les pertes liées à la conversion courant alternatif/Courant continu au départ et courant continu/courant alternatif à l'arrivée. Ces pertes de conversions sont d'environ 0,75 à 1%, soit 1,5 à 2% au total. La perte globale du transfert Afrique du nord / Europe (3000km) est donc d'environ 10,5 à 11%. D'après le groupe suisse/suèdois ABB, leader mondial de l'HVDC, le transfert HVDC de l'électricité solaire saharienne vers l'Europe (700 TWh) conduit à une augmentation d' un demi centime d'euro le kWh CSP. Avec le CSP-CLFR, on passe donc de 7,5 centimes/kWh à 8 centimes/kWh.

> Coût du kWh pour une insolation directe du type Séville (2000 kWh/m2a) : 14 à 16 centimes aujourd'hui (puissance installée mondiale de 500MWe), 8 centimes d'euros le kWh pour une puissance installée de 5000 MWe mais 4 centimes d'euro pour une puissance électrique installée de 100GW (facteurs d'échelle et d'apprentissage) - Ref : IEA, DLR, NREL, CNRS, CIEMAT.
> Coût du kWh pour une insolation directe du type Sahara (2700 kWh/m2a) : 8 à 10 centimes aujourd'hui (pour une puissance installée mondiale de 500MWe)
> Le Gouvernement espagnol a mis en place en 2004 une Loi incitative permettant le rachat du kWh CSP à 18 centimes (au lieu de 12 centimes auparavant). Cela a déclanché une véritable vague d'investissements massifs, étant donné que le coût de production CSP en Espagne est en moyenne de 16 centimes, d'où un bénéfice de 2 centimes par kWh produit, soit 11%, ce qui est considérable.

> 1 GWe installé = 2000 emplois directs créés

> Solution d'envergure pour diminuer massivement et rapidement nos émissions de gaz à effet de serre - 1MWh CSP = 600kg CO2 dans l'atmosphère d'évité

> L'énergie produite par une centrale CSP de 1km2 est suffisante pour produire 165 000 m3 d'eau douce par jour en moyenne annuelle (désalinisation). La ville de Rennes consomme 30 000 m3 d'eau par jour en moyenne annuelle.

Source : 
- Organisation des Nations Unies
http://www.un.org/Pubs/chronicle/2007/issue2/0207p63.htm
- et DLR allemande, Rapport AQUA-CSP



A propos du Solaire concentré :

Dossiers
Sites
Revue de presse

Les centrales solaires à concentration peuvent-elles fonctionner la nuit ?


La réponse est oui : de très importants progrès ont été accomplis dans la recherche sur le stockage de la chaleur ces dernières années (molten salt etc.).

La centrale Solar Two (10 MWe, mise en service en 1996, USA), par exemple, fonctionne jour et nuit en 100% solaire :


http://www.sandia.gov/media/solarll.htm

La centrale ANDASOL I, d'une puissance nominale de 50MW, et d'une surface de 195 hectares est actuellement en construction en Espagne. Elle possède un système stockage (1010 MWh thermiques) lui permettant de produire de l´électricité à plein régime durant 7,5 heures...sans soleil. Elle produira chaque année 181.831.000 kWhe.

ANDASOL 1 est la première d'une série de centrales à concentration linéaire (parabolic trought) : ANDASOL 2, ANDASOL 3 etc. La construction d'ANDASOL 2 a commencé le 11 juillet 2007.

En savoir plus :
- Central termosolar ANDASOL 1
- Andasol 1 and Andasol 2 Projects

Crédit Photo : Solar Millenium, construction d' ANDASOL 1, avec la Sierra Nevada en toile de fond.

Quelle est la surface d'une centrale solaire capable de répondre à la totalité de la consommation mondiale en électricité ?


- Une centrale solaire saharienne (centrale avec parabolic trought, Egypte) ayant une surface collectrice de 2,2 km2 produit 1 TWh/an (soit mille milliards de watts-heures par an).
- La consommation mondiale annuelle en électricité est d'environ 16 000 TWh
- Une centrale ayant une surface collectrice de 35 000 km2 (un carré de 190 km de coté) est donc suffisante pour répondre à la totalité de la consommation mondiale.
- Surface du Sahara : 9 000 000 km2
- Surface de la France : 550 000 km2
- Surface de la Belgique : 34 000 km2

NB :
- Il y a 6,5 milliards d'hommes sur Terre. Si chaque être humain installe 5,5 m2 de miroirs (il y a de nombreux déserts chauds sur la planète), on arrive aux 35 000 km2.
- Pour les surfaces collectrices équivalentes en Europe du sud, multiplier par 1,5 à 2 (on comprend alors l'intérêt de constuire les centrales en zone sahélienne et non en Europe).
- Les surfaces collectrices correspondent aux surfaces des miroirs : multiplier par 3 pour prendre en compte les zones nues, sans miroirs, et obtenir la surface totale de la centrale (centrale du type parabolic trought). On arrive à une surface de 35 000*3 = 105 000 km2 (= Un carré de 330 km de coté = 1,1% de la surface du Sahara)

- Avec une centrale type Solarmundo en zone saharienne (Fresnel based CSP, système 15% plus économique mais qui nécessite une surface un peu plus élevée), multiplier le résultat par 1,28. On arrive avec Solarmundo à environ 45 000 km2 de surface collectrice.

Source : The Solarmundo line focussing Fresnel collector. Optical and thermal performance and cost calculations (table 4 page 10), Andreas Häberle, Christian Zahler, Hansjörg Lerchenmüller, Max Mertins, Christof Wittwer, Franz Trieb, Jürgen Dersch,  - German Aerospace Center/DLR et  Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE
> http://www.spg-gmbh.com/UserFiles/File/PDF/Fresnel_trough_cost_compare.pdf 

NB - ANDASOL 1 : 188GWh/an <-> 195 hectares - Donc : 90GWh par km2 -
Consommation mondiale électricité par an = 16 millions de GWh <-> 178 000 km2 (environ 2% de la surface du Sahara - Mais insolation plus élevée dans le Sahara qu'en Espagne : diviser par 1,3 environ)  

Dispose-t-on de surfaces disponibles suffisantes ? 

 








Et dispose-t-on assez d'espace en zone littorale si l'on veut produire d'énormes quantité d'eau douce par cogénération ? (valorisation de la chaleur des centrales électriques solaires qui serait autrement perdue)

En blanc, les secteurs où l'installation de centrales solaires est possibles :


"CSP desalination plants can be realised in very large units up to several 100,000 m³/day of desalted water (...) CSP plant covering one square kilometre of desert land will deliver enough energy to desalinate over the whole year anaverage of 165,000 m³/day, which is equivalent to a major contemporary desalination unit

Source : Rapport AQUA-CSP, page 34



Est-il possible d'acheminer l'eau à l'intérieur des terres ?
Oui, avec une pompe (fonctionnant à l'électricité solaire ou éolienne) et un aqueduc. Liste des aqueducs romains : http://fr.wikipedia.org/wiki/Liste_des_aqueducs_romains

> Tunisie - De Zaghouan partait l’aqueduc de 123 km pour alimenter Carthage :


> Aqueducs de Los Angeles, Californie :
http://wsoweb.ladwp.com/Aqueduct/historyoflaa

A Armentières (Aube), départ de l'aqueduc de Vanne

De l'eau douce dans le désert ?




L'Europe doit elle obligatoirement importer 100% de son électricité d'Afrique du nord ?

Bien sûr que non ! En effet, l'Europe produit déjà une partie de son électricité à partir d'ENRs : hydroélectricité, éolien onshore, éolien offshore, biomasse, solaire photovoltaïque, solaire CSP sud-européen etc. 

 Pour l'Europe, au niveau énergétique, la solution est très vraissemblablement dans un mix comme celui indiqué ci-dessous; L'Allemagne a démontré la faisabilité d'un mix énergétique avec 100% d'énergies renouvelables. La richesse des énergies renouvelables, c'est leur diversité et leur complémentarité.

- Efficacité énergétique (isolation des bâtiments, passage au moteur électrique dont le rendement est de 90% au lieu de 20% pour le moteur à pètrole) : 20%  -"produit" en Europe  
- Solaire à concentration CSP : 20% - produit en Europe du sud : Portugal, Espagne, Italie, Croatie, Serbie, Monténégro, Albanie, Grèce, Chypre - et en Afrique du nord : Maroc, Algérie, Tunisie, Lybie et Egypte
- Eolien onshore et offshore : 15%  - produit en Europe 
- Biogaz-électricité (valorisation des boues des stations d'épurations, des déchets organiques ménagers et de l'industrie agroalimentaire, des déchets agricoles végétaux et animaux etc.) : 15% - produit en Europe à 80% 
- Biocarburants à base d'huile de Jatropha, de Pongamia, de microalgues et éthanol cellulosique  : 10%  - produit en partie au niveau de la ceinture solaire mondiale - Utilisation pour les camions, les bulldozers, les tracteurs et les avions long courrier
- Hydroélectricité : 10% - produit en Europe
- Photovoltaïque : 5% - produit en Europe
- Géothermie : 4% - produit en Europe
- Energies de la mer (houle, courants, marée) : 1% - produit en Europe
Total : 100%

Un mix énergétique avec 60 à 90% de solaire CSP, est-ce possible ?

Chaque région du monde a ses spécificités. Pour les pays de la ceinture solaire (USA, Chine, Inde, Brésil, Mexique, Indonésie etc.), on peut envisager un système énergétique fonctionnant avec au minimum 60% de solaire à concentration. Selon David Mills, expert international spécialiste du solaire à concentration, une production de l'électricité des USA à base de 90% de solaire concentré est tout à fait envisageable.

Pourquoi le coût du kWh solaire concentré va-t-il continuer à baisser et devenir de plus en plus compétitif ? 

Solutions for BIG Problems ...
Concentrating Solar Power : 
http://www.energylan.sandia.gov/sunlab/PDFs/bigsolutions.pdf (SANDIA Laboratories, USA)

"(...)...competitively priced solar power. These existing CSP plants produce power now for as low as 12¢ per kilowatt hour (12¢/kWh) (including both capital and operating costs), with costs dropping to as low as 5¢/kWh within 10 years as technology refinements and economies of scale are implemented. Independent assessments by the World Bank, ADLittle, the Electric Power Research Institute, and others have confirmed these cost projections. (...)"


Le coût du kWh solaire CSP avec une insolation directe du type Sahara/Sonora (2700 kWh/m2a) est de 9 à 12 centimes d'euro aujourd'hui (miroirs en auge). Le coût du kWh avec une insolation directe du type Séville (2000 kWh/m2a) est de 14 à 18 centimes aujourd'hui, c'est à dire avec une puissance installée mondiale de 500MWe. Ce coût va chuter à 8 centimes d'euros le kWh pour une puissance installée de 5000 MWe et à 4 centimes d'euro pour une puissance électrique installée de 100GW - Ref : IEA, DLR, NREL, CNRS, CIEMAT.

Quels sont les facteurs qui contriburont à cette  baisse ?

Source : DLR/CNRS









1 - La taille des centrales va augmenter : on va passer à des unités de 50MW (taille "standard" aujourd'hui) à des unités de 200MW puis à 400MW (Ausra etc.). Sargent et Lundy ont estimé que le passage d'une unité de 50MW à une unité de 400MW conduit à una baisse de 14% du coût du kWh (Cost Reduction from Scaling).

2 -  De plus,  selon Sargent et Lundy, l'ajout de 600 MW par an conduira à une baisse de 17% du coût du kWh par effet de production en masse (Cost Reduction from Production Volume). Le coût des miroirs (le système collecteur, c'est environ la moitié du prix de la centrale) va baisser avec une production en masse et via la mise en concurrence des producteurs. Quand les chinois et les indiens vont se mettre à produire ces miroirs, les coûts vont s’effondrer. Ils sont aujourd’hui produit dans des pays comme Israël et l'Allemagne ou la main d’oeuvre coûte cher. Il y a en revanche peu de baisse du coût à espèrer au niveau des turbines car elles sont déjà produites en masse aujourd'hui (pour les centrales thermiques au gaz, au charbon etc.)

3 - Par effet d’apprentissage, les coûts de maintenance vont baisser. Les systèmes seront de plus en plus optimisés.

4 - Les technologies évoluent : le passage du CSP avec miroirs en auges à la technologie émergente du CSP-CLFR (miroirs plans : Ausra, Solar Power Group, etc.) conduit par exemple à une baisse du 10% du kWh. De plus les systèmes concentrateurs sont de plus en plus précis, les rendements de plus en plus élevés (Cost Reduction from Technical).

"Today, these systems achieve annual solar-toelectricity-efficiencies of about 10-15 %, with the perspective to reach about 18 % in themedium term. A maximum efficiency of 21.5 % for the conversion of solar energy into grid electricity was measured in a 30 MW plant in California". Source : Rapport AQUA-CSP, page 32 -  DLR, Novembre 2007

5 - Les centrales solaires CSP non équipées de système de stockage ont de grosses turbines étant donné qu'elles doivent utiliser toute la chaleur sur environ 8 heures. Avec un système de stockage, il est possible d'utiliser une turbine moins puissante pour une production électrique sur 24H identique mais étalée. Bilan : le coût du stockage est compensé par l'économie au niveau de l'achat de la turbine (turbine qui coûte cher).

6 - Enfin, quand les banquier auront compris que le CSP est une technologie sûre, des taux de crédit avantageux permettrons de réduire encore plus le coût du kWh (passer par exemple d'un taux de crédit de 10% à un taux de 5% sur des projets de plusieurs milliards d'euros a un impact considérable).

Globalement, on peut raisonnablement s'attendre à une baisse de 55 à 65% du coût du kWh CSP d'ici 2020.  Le kWh CSP produit dans le sud-ouest américain ou dans le Sahara passera donc de 9-12 centimes aujourd'hui à 4-5 centimes d'euro en 2020.   Ajoutons que l'augmentation inéluctable du prix du pétrole sera favorable au solaire CSP en terme de compétitivité. En effet, même si cette augmentation impactera les coûts d'investissements (prix de l'acier, du verre, de l'aluminium, du béton), le coût du combustible des centrales solaires restera inchangé : le rayonnement solaire est gratuit et illimité. En revanche, les centrales à charbon et à gaz seront impactées à la fois au niveau du coût d'investissement et également, directement et fatalement au niveau du coût du combustible. Enfin, les énergies sales finiront par être lourdement écotaxées compte-tenu de leur impact climatique (Voir le rapport Stern). Les énergies renouvelables, et le solaire concentré en particulier, ont de beaux jours devant elles !



























Source :
http://www.dlr.de/tt/Portaldata/41/Resources/dokumente/institut/system/projects/aqua-csp/AQUA-CSP-Full-Report-Final.pdf





Source :   http://ec.europa.eu/energy/energy_policy/doc/02_eu_energy_policy_data_en.pdf

Coût du kWh, Union Européenne, 2007 :

- Energies sales et non durables (qui devraient bien entendu être éco-taxées, ce qui n'est malheureusement pas le cas aujourd'hui) :

> Gaz : entre 3,5 et 7 centimes d'euro
> Pétrole (moteur diesel) : entre 7 et 8 centimes
> Charbon : entre 3 et 5 centimes
> Nucléaire : 4 à 4,5 centimes

- Energies propres et durables :

> Biomasse : entre 2,5 et 9,5 centimes
> Eolien onshore : entre 3,5 et 17,5 centimes
> Eolien offshore : entre 5 et 17 centimes
> Hydro : entre 2,5 et 9 centimes
> Solaire photovoltaïque : entre 14 et 43 centimes

Voici un tableau de synthèse permettant de comparer le coût du kWh  de deux technologies CSP  (miroirs en auges et miroirs plans CLFR type Solarmundo, centrales de 50MWe) avec le gisement solaire égyptien, le coût de la main d'oeuvre en Afrique du nord, un taux de crédit de 6,7% et une durée de vie de la centrale de 28 ans :




Source : The Solarmundo line focussing Fresnel collector. Optical and thermal performance and cost calculations (table 4 page 10), Andreas Häberle, Christian Zahler, Hansjörg Lerchenmüller, Max Mertins, Christof Wittwer, Franz Trieb, Jürgen Dersch,  - German Aerospace Center/DLR et  Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE
> http://www.spg-gmbh.com/UserFiles/File/PDF/Fresnel_trough_cost_compare.pdf   

Le kWh CSP-CLFR (type Solarmundo) est donc estimé par ces chercheurs allemands à 7,5 centimes d'euros, soit 11% de moins qu'avec la technologie utilisant des miroirs en auge (type ANDASOL ou Nevada Solar One).  Aux USA, où le charbon et le gaz dominent, le coût moyen de production du kWh électrique est de 10 cents. La société Ausra, soutenue par Khosla Ventures, Kleiner Perkins Caufield & Byers  et Al Gore développe en ce moment massivement le CSP-CLFR aux USA.



Source : DoE (US Department of Energy) et DLR


Quelle quantité d'acier, de bauxite et de cuivre pour construire les centrales solaires ?

Réponse dans ce rapport GEZEN, page 10 :
http://www.gezen.nl/wordpress/wp-content/uploads/2007/01/macroengineering-5.pdf

Voir aussi ici :
http://objectifterre.over-blog.org/article-14467641.html

Et le coût du transfert de l'électricité solaire saharienne vers l'Europe ?

Avec la technologie HVDC, les pertes sont seulement de 3% pour 1000km à un coût standard (on peut diminuer les pertes, jusqu'à 0,3% pour 1000km mais à un coût plus élevé). Il faut ajouter à ces pertes en ligne, les pertes liées à la conversion courant alternatif/Courant continu au départ et courant continu/courant alternatif à l'arrivée. Ces pertes de conversions sont d'environ 0,75 à 1%, soit 1,5 à 2% au total. La perte globale du transfert Afrique du nord / Europe (3000km) est donc d'environ 10,5 à 11%.

D'après le groupe suisse/suèdois ABB, leader mondial de l'HVDC, le transfert HVDC de l'électricité solaire saharienne vers l'Europe (700 TWh) conduit à une augmentation d' un demi centime d'euro le kWh CSP. Avec le CSP-CLFR, on passe donc de 7,5 centimes/kWh à 8 centimes/kWh.

"Already today it is quite possible to transmit power in the order of 6000 MW per line over a distance from Sahara to central and even northern Europe. To transmit 700 TWh would need a transmission capacity of around 150 GW. This means that around 25 lines would be needed at a total cost (European conditions) of around 60 billion EUR or approx 0,5 Eurocent/KWh..."   

Gunnar Asplund ,  ABB Power systems, Grid Systems, HVDC, 771 80 Ludvika, Sweden (source : TREC)

Importer 20% de l'électricité européenne du Maroc, de la Tunisie, de l'Algérie, de la Lybie et de l'Egypte et du Proche-Orient, est-ce risqué sur le plan géopolitique ?

Favoriser le développement économique et de l'emploi en l'Afrique du nord est source de stabilité. Un producteur d'électricité n'a aucun intérêt à perdre ses clients. Avec une production réalisée sur plusieurs pays, le libre-concurrence conduit à tirer les prix vers le bas. Une partie de la production électrique solaire alimente l'Afrique du nord, l'autre partie est exportée et permet d'enrichir le pays producteur.

L'adhésion du Maroc dans l'Union Européenne est une option à étudier. 


Pourquoi le solaire va-t-il niquer le charbon ? 





VIDEO - Vinod Khosla, fondateur notamment de Sun Microsystems, explique pourquoi le solaire à concentration ne peut que s'imposer dans le monde :








> http://tvworldwide.com/events/eqtv/061016/default.cfm?id=7511&type=wmhigh

> http://tvworldwide.com/events/eqtv/061016/default.cfm?id=7513&type=wmhigh 

 

Documents annexes :

"It is amazing that our enormous power plant in the sky, the sun, has remained mostly untapped despite severe concerns about energy shortages, energy security, the threat of climate change and air pollution with enormous effects on our health and economy. (...)"

http://www.contracostatimes.com/business/ci_7498657?nclick_check=1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Coûts d'investissement comparés du nucléaire et du solaire concentré.
Référence : WETO 2003, figure 4.2 page 71
(WETO = World Energy, Technology and Climate Policy Outlook, Commission européenne)

Investissement d'1 GW :
Coût investissement solaire concentré : 3 euros par Watt
Coût investissement nucléaire : 5,5 euros par Watt

Investissement de 10 GW :
Coût investissement solaire concentré : 2 euros par Watt
Coût investissement nucléaire : 3,5 euros par Watt
.

.


















A propos des coûts du solaire concentré, ce papier est très riche :

The promising perspective of Concentrating Solar Power (CSP)
Evert H.du Marchie van Voorthuysen
http://www.gezen.nl/gezen.nl/archief/ArtikelFPS2005.pdf


Agence Internationale de l'Energie,World Energy Outlook 2004, page 233 :





      

 

 

http://www.promes.cnrs.fr/ACTIONS/Europeenes/downloads/ECOSTAR.Summary.pdf

"Each year, each square kilometre of land in Middle East - North Africa receives an amount of solar energy that is equivalent to 1.5 million barrels of crude oil. A concentrating solar thermal power plant of the size of Lake Nasser in Egypt (Aswan) would harvest energy equivalent to the present Middle East oil production"

 

Source : Rapport AQUA-CSP, page 34