•            Il est difficile de trouver des chiffres comparatifs du coût de production d’électricité, selon les diverses filières de production, car les études qui partent des prix des contrats reposent sur des chiffres très variables, conclus dans des conditions différentes.

                La solution qui semble la plus satisfaisante est  d’essayer d’analyser le coût économique d’investissement, (amortissement), de fonctionnement (exploitation, entretien), et éventuellement d’approvisionnement en combustible.

                Je suis parti d’une analyse faite en 2017, par l’Union des Comités locaux de LYON, (UCIL), très complète et documentée, qui a utilisé cette méthode et dont je recopie les deux schémas ci-après.

               Le premier schéma est un coût de production sans tenir compte du raccordement au réseau. ( il y a deux coût pour le nucléaire l’un pour les centrales actuelles, l’autre pour les centrales de troisième génération à sécurité beaucoup renforcée- par exemple EPR.  Il y a également un poste « éoliennes + STEP - stockge de l’énergie par pompage d’eau)

     

    Comparaison des diverses filières de production d'électricité.

                Le coût de l’éolien est élevé, car son taux de disponibilité est faible (20% pour l’éolien terrestre, 40% pour l’éolien maritime), et son coût de maintenance plutôt élevé encore plus pour l’éolien maritime.

               Le coût du photovoltaïque est plus élevé que son coût de rachat par EDF, même si l’on peut extrapoler sur le fait que le coût d’investissement baissera dans l’avenir. En effet, son rendement énergétique reste faible. Son coût élevé provient du fait que le photovoltaïque ne produit qu’une faible partie de sa puissance nominale, compte tenu de la variabilité d’éclairement.
    Ce coût devrait baisser, par diminution du coût des panneaux et une amélioration du rendement des cellules.
               Le solaire par chauffage par des miroirs des sels fondus serait beaucoup moins cher, du fait de la plus grande durée journalière d'utilisation.

                Le coût des centrales au fioul est élevé à cause du coût du combustible, même s’il est au plus bas en ce moment.

               Le coût des centrales au gaz est l’un des plus bas, en raison du faible investissement nécessaire et du coût du gaz très bas en 2016. Les centrales CCG utilisent en parallèle une turbine classique à vapeur et une turbine à gaz, avec échangeur pour créer la vapeur

               Cependant, vu l’épuisement progressif des réserves, les combustibles thermiques (gaz, fioul) ont atteint leur maximum de production et les coûts de production devront fatalement remonter dans un avenir qu’il est difficile de fixer, car soumis à des décisions géopolitiques.

                Le coût de la filière charbon est l’un des plus bas, car le coût actuel du charbon est très faible. Cependant les réserves de charbon restent importantes (120 ans). Des études nombreuses cherchent à créer des centrales CCS, avec stockage du CO2 produit; Cela reviendrait évidemment nettement plus cher.

                L’appréciation de la filière des centrales utilisant la biomasse est complexe, car les solutions sont diverses. 

               Le coût du nucléaire est en augmentation dans les nouvelles centrales de 3ème génération (genre EPR), plus sûres mais plus complexes, notamment quant au refroidissement et au stockage du combustible (enseignements de Fukushima).

               Le deuxième schéma est un coût de production qui tient compte du raccordement au réseau.

                Il pénalise surtout les énergies éolienne et solaire, intermittentes, mais aussi pour l’éolien avec des sources de production nombreuses et éloignées.

     

    Comparaison des diverses filières de production d'électricité.

                En définitive, si elles n’étaient pas soutenues par les Etats (surtout en France), donc par les contribuables, les énergies dites renouvelables intermittentes seraient une mauvaise affaire pour les investisseurs pour le consommateur qui finance en France, le surcoût via une taxe fiscale, la CSPE, fixée à plus de 2 c€/kWh en 2016. 
               
    Et, n’en déplaise au écologistes, si ces énergies venaient à fournir une part importante de l’électricité, le bilan en CO2, serait faible, compte tenu de la nécessité de suppléer aux manques dus à leur caractère intermittent, par des centrales au gaz.
               De plus les décisions des gouvernements français successifs ont été pris uniquement sur de coûts de production, sans tenir compte du coût prohibitif de raccordement au réseau.

                La Cour des Comptes française a d’ailleurs critiqué sévèrement lapolitique énergétique (notamment en mars 2018).

               Elle chiffre le soutien public aux énergies renouvelables auquel s’est engagé l’Etat par les contrats signés avant 2017, au bénéfice des producteurs d’électricité d’origine éolienne et photovoltaïque, à 121 milliards, qui seront distribués à un rythme annuel qui va passer par un pic à 7,18 milliards en 2025 : « des charges importantes, durables et mal évaluées ».

               Elle considère qu’il aurait fallu « asseoir la politique énergétique sur des arbitrages rationnels fondés sur la prise en compte du coût complet des différentes technologies ». 

               La Cour des Comptes a calculé que le soutien à l’électricité photovoltaïque, est prohibitif, pour un résultat infime. Les seuls contrats signés avant 2010 pèseront, au total, lorsqu’ils seront arrivés à terme 8,4 milliards d’euros pour les finances publiques,  pour 0,7% de la production d’électricité.

               Ces dépenses publiques massives, prélevées sur les consommateurs via la facture d’électricité par une taxe sur leur consommation d’électricité, auraient du avoir deux objectifs raisonnables et justifiés: d’une part agir pour maîtriser les émissions de gaz à effet de serre, et d’autre part, contribuer à créer des filières industrielles générant de l’emploi sur le territoire national.
               D‘abord, le résultat est climatologiquement très faible, car il cible la production d’électricité au lieu de viser les secteurs les plus émetteurs de gaz à effet de serre, comme le chauffage ou les transports routiers. Comme le système électrique français, dont le socle est constitué du nucléaire et de l’hydro-électricité, est déjà décarboné à près de 95%, il ne peut donc constituer une cible efficace pour l’action climatique.
               Les finances consacrées à la production d’ électricité par le énergies renouvelables est dix fois supérieur à ceux consacrées au chauffage et au transport.
               Quant à la filière industrielle, la Cour montre que aucune industrie française de production n’a été développée et que la plupart des panneaux solaires et des éoliennes ont été achetés à l’étranger, et que l’éolien et le photovoltaïque n’ont créé que des emplois de montage et d’entretien (environ 20 000) et qu’en concentrant la dépense publique sur les énergies renouvelables thermiques (bois, géothermie, réseaux de chaleur, pompes à chaleur), on aurait pu davantage diminuer les émissions à effet de serre, et créer plus d’emplois durables.

                En définitive, la politique menée par les gouvernements successifs en matière d’énergies renouvelables a coûté très cher aux contribuables, sans avoir un effet significatif sur les émissions de gaz à effet de serre, et sans créer ni industrie, ni emplois de façon importante. En fait, son but essentiel était de conserver les voix des écologistes en diminuant la part du nucléaire, alors que cette énergie est moins chère et moins polluante.

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  • Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects économiques.

     (la centrale photovoltaïque française de Toul-Rosières)

     

            Après les aspects techniques de l’énergie photovoltaïque, voyons en les aspects économiques

     L’énergie photovoltaïque dans le monde :

              Le photovoltaïque a produit environ 2,14 % de l'électricité mondiale en 2017.
              Le tableau ci-dessous donne par pays ayant fait effort dans le domaine solaire, d’une part la puissance totale installée fin 2017, et d’autre part la quantité totale annuelle d’énergie produite.

    Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects économiques.

               La Chine produit 60% des cellules photovoltaïques dans le monde avec sept des plus grandes entreprises. Deux américains et une firme allemande/Corée se partagent une grande partie du marché restant, un certain nombre d’entreprises ayant fait faillite dans les années 2010, notamment allemandes et américaines.
              Le gouvernement français n’a pas su développer une industrie dans ce domaine.  La firme Evasol a fait faillite en 2012 et la firme Voltec-Solar n’a que de très faibles capacités, comparées aux grands producteurs mondiaux. EDF énergies nouvelles n’est pas un fabricant mais finance la construction d’installations.

     L’énergie photovoltaïque en France :

               Le photovoltaïque s’est développé en France à partir de 2000 grâce à des subventions importantes de l’Etat quant au kw acheté (ou excédentaire racheté) et donc payé par le contribuable, mais aucun effort n’a été fait pour developper la production de cellules et de panneaux.
              Il a fourni 9,2 TWh en 2017, soit 1,7 % de la production électrique.
              En termes de puissance installée, la France se situait en 2017 au 8e rang mondial et au 4e rang européen; mais en termes de puissance installée par habitant, elle se trouve reléguée au 15e rang
              Elle était au 7e rang des producteurs européens d'électricité photovoltaïque en 2017 avec 7,6 % de la production européenne, derrière l'Allemagne, l'Italie, le Royaume-Uni.
              Le « facteur de charge » (production réelle due aux interruptions par rapport à une production théorique) est faible : entre 10 et 15 %.
              Le graphique ci-dessous montre que les 3/4 des installations sont de petites installations individuelles de moins de 3 kW, mais qui ne représentent que 10% de l’énergie. Les centrales de puissance supérieure à 250 kW sont peu nombreuses mais représentent la moitié de l’énergie totale installée.

    Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects économiques.

               La liste des centrales photovoltaïques françaises est donnée dans le tableau ci-dessous :

    Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects économiques.

                Le développement du solaire individuel  a été encouragé par un système de soutien aux énergies renouvelables sous la forme de l'obligation d'achat de ces énergies par les fournisseurs d'électricité à un tarif réglementé (institué par la loi no 2000-108 du 10 février 2000) ; le surcoût de ce tarif réglementé par rapport au prix de marché est remboursé au fournisseur d'électricité grâce à une taxe sur les factures d'électricité dénommée contribution au service public de l’électricité (donc payée par le consommateur).
                Le coût de ce système ayant été fortement critiqué par les autorités de contrôle financier et l’Europe ayant essayé d’harmoniser les aides, plusieurs modifications de ces tarifs ont eu lieu, à la baisse, mais par contre l’Etat a lancé de nombreux appels d’offres, non seulement pour des installations importantes, mais aussi pour des installations moyennes  sue des bâtiments.
                A titre d’exemple voici les tarifs d’achat consentis en  2014, extrêmement avantageux par rapport au prix du marché (et donc payés par le consommateur). Ils ont baissé actuellement d’environ 10 % (source : Eurostat81):  
                            
    - ménages (2500 à 5 000 kWh) : 16,71 c€/kWh TTC

                            - professionnels (< 20 MWh) : 16,42 c€/kWh TTC;
                            - petits industriels ( 20 à 500 MWh) : 13,63 c€/kWh TTC;
                            prix de gros sur le marché : 4 à 5 c€/kWh (fourchette années 2010-2013).
                Une loi en préparation devrait instituer une prime à l’investissement, mais une réduction du tarif de rachat de l’électricité en surplus à 6 c€ le kWh.
                Compte tenu de ces mesures, le prix de production de l’énergie photovoltaïque serait du même niveau que celui de la fourniture EDF ou autre, de l’ordre de 15c€ compte tenu des multiples taxes, mais le retours d’investissement restent de l’ordre de dix ans..

    Les coûts de cette énergie :

                 Il faut distinguer le coût des investissements et celui du kWh.
                
    L’ADEME, en 2012, donnait les coûts approximatifs suivants des investissements : - 2,2 à 3,5 €/W pour des systèmes de puissance nominale inférieure à 3 kW, mais des frais d’intégration aux structures du bâtiment peuvent augmenter ce coût.

                            - 1,5 à 4 €/W pour un système en toiture inclinée ou terrasse de puissance supérieure à 36 kW ;
                            - 1,8 à 3,2 €/W pour une centrale au sol de puissance supérieure à 1 MW.
     Ces coûts ont baissé du fait de la diminution du prix des panneaux solaires. 

                Le coût du kWh est assez variable, car il dépend du montant de l’investissement, de la durée de l’amortissement (en fonction de la longévité des matériels) et du rendement climatique fonction de l’ensoleillement.
                Wikipédia donne des indications qu’on peut résumer ainsi :
                             - pour une installation domestique, un prix de revient selon la quantité produite (donc de l’ensoleillement) compris entre 13 et 24 c€ le kWh.
                            - pour des centrales anciennes le prix du MWh en France était de l’ordre de  380 €/MWh en 2014
                Mais la baisse des coûts des panneaux solaires entraine une baisse de ces coûts dans des pays ensoleillés : 100 €/MWh et 66 €/MWh dans le sud du pays, en France, 80 €/MWh en Afrique ou en Inde, voire 40 €/MWh au Chili et 48 €/MWh à Dubai. Un projet dans le Emirats Arabes Unis aurait été proposé à 30 €/MWh pour une centrale de 800 MW. On peut se demander si ces deux derniers cas ne sont pas du dumping.

                 Bref il est difficile d’évaluer le coût économique du solaire, car les chiffres du marché sont très variables, les conditions des contrats et les lieux d’exploitation étant très différents.
                Par ailleurs ces coûts sont estimés sans celui du raccordement au réseau, ni, dans le cas d’une augmentation sensible de cette filière, celui du complément en centrales à gaz nécessaires du fait de l’intermittence de cette production.
                D'autre part le gain en production de CO2, si on tient compte de la fabrication des éléments et surtout de celui produit par les centrales à gaz complémentaires, et finalement assez faible.

                En définitive, compte tenu du faible rendement des cellules solaires et de la présence intermittente du soleil, qui intervient en milieu de la journée, au moment où l’on a le moins besoin d’électricité, le solaire reste une énergie chère et finalement peu efficace au plan écologique

      Dans un prochain article, j’essaierai de voir ce que l’on trouve en matière de comparaison des diverses filières de production d’électricité, et par ailleurs ce que la Cour des Comptes a écrit sur la politique énergétique française.

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  •             Je continue aujourd’hui mes articles sur les énergies dites « renouvelables « , mot qui ne signifie pas grand chose (l’énergie nucléaire d’un surgénérateur utilisant du Thorium est tout autant renouvelable, les cellules solaires ont une durée de vie limitée et il faut par ailleurs de l’énergie pour fabriquer les panneaux solaires), mais je les appellerai « intermittentes », car il n’y a pas d’énergie s’il n’y a pas de vent ou de soleil.

                Après les éoliennes ou hydroliennes, j’examinerai le solaire.

                  Actuellement le solaire consiste essentiellement à utiliser des matériaux qui transforment les photos émis par le soleil en électrons que l’on collecte sous forme d’un courant électrique : c’est l’énergie photovoltaïque.

                Le problème des cellules photovoltaïques est quintuple : leur rendement est très faible, elles produisent un courant continu, de faible voltage (environ 0,5 V), et elles sont relativement chères (et certaines peu fiables). De plus si l’on veut des puissances importantes, cela mobilise des surfaces très importantes et enfin le soleil n’est pas présent de façon homogène, en fonction de l’heure et de la météorologie, et évidemment absent la nuit et l’exposition solaire est difficilement prévisible.

     
    Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects techniques.   
    Les cellules photovoltaïques peuvent être vues comme un empilement de matériaux :

                  la couche active constituée d’un premier matériau accepteur d’électrons et d’un second matériau donneur d’électrons.
                  les contacts métalliques avant et arrière,constituant les électrodes positive et négative qui collectent le courant généré ;
                  des couches supplémentaires comme un anti-reflet ou une couche plus fortement dopée permettant d’améliorer les performances de la cellule : meilleure absorption de la lumière, meilleure diffusion des porteurs de charges dans le matériau....

                 C’est le matériau absorbeur qui diffère selon les cellules.
                Les premières cellules photovoltaïques monocristallines étaient d’un coût prohibitif. Elles ont été replacées par des cellules polycristallines moins chères et d’une durée de vie importante (une trentaine d’années). Leur rendement est de l’ordre de 15 à 20 %
                On voit apparaître des cellules souples, constituées de silicium amorphe sur des supports plastiques (je ferai un article à ce sujet).
                Mais le rendement, déjà peu élevé, est de l’ordre de 3 à 7%. Le prix, au début assez élevé, baisse considérablement et devrait donc rendre compétitif, à surface égale,  les panneaux constitués de ces modules.
                Des matériaux autres que le silicium sont utilisés : Tellure de Cadmium, , Arséniure de Gallium, Cuivre/indium/sélénium….
                Outre le rendement faible des cellules, il faut tenir compte du rendement d’émission solaire, due à la variabilité de l’atmosphère et à la nuit. (puissance réelle produite/ puissance théorique nominale homogène sur 24h) Les rendements moyens sont de 13% en France, 11% en Allemagne et 21% en Espagne. Ils sont très variable d’un mois sur l’autre et d’une année sur l’autre. De ce fait, 1 GW nucléaire produit en moyenne 7 à 8 TWh/an, contre 1,2 TWh/an pour 1 GW photovoltaïque.

                 L’énergie photovoltaÏque est très bien adaptée à l’alimentation de petits appareils électroniques, qui ne demandent qu’une puissance faible et disposent d’un batterie que la cellule photoélectrique recharge. Cela a d’ailleurs été sa première utilisation.

                Elle peut être considérée comme intéressante pour un emploi local dans des maisons individuelles, bien qu’actuellement la limitation en surface de panneaux ne permet pas de disposer de plus de 3kW et que d’autre part elle ne permet pas le chauffage et à l’éclairage, la nuit, sauf batteries importantes de stockage. Elle sert surtout au chauffage de l’eau sanitaire et à l’alimentation de machines utilisées le jour.
                Elle est actuellement d’un coût déjà élevé, bien qu'on n'ait pas besoin de la transporter puisque produite sur place.

                 Par contre les centrales solaires photovoltaïque sont à mon avis d’un intérêt limité.
                Pour pouvoir transporter l’énergie sans pertes prohibitives, il faut transformer le courant continu en alternatif au moyen d’onduleurs, puis élever la tension, ce qui rajoute un rendement négatif supplémentaire important, avant l’injection dans le réseau, et un coût prohibitif de raccordement au réseau de distribution. D’autre part la discontinuité de l’ensoleillement rend le stockage nécessaire. C’est donc une énergie très chère.
                Les surfaces nécessaire sont prohibitives. Si l’on voulait assurer la production mondiale d’électricité il faudrait 100 000 km2, soit la surface de l’Irlande.
                Des centrales flottantes sur la mer sont développées au Japon.

    Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects techniques.

                 La centrale française EDF près de Nancy, comporte 1,4 millions de panneaux solaires de 120 X 60 cm, avec une puissance théorique de 125 Mw, couvre 367 ha et fonctionne depuis 2012. Les modules sont fabriqués par la firme américaine First Solar et utilisent le tellure de Cadmium. Elle a coûté 430 M€.

                 Une autre utilisation possible de l’énergie solaire n’est malheureusement pas très répandue et serait probablement plus rentable au plan de centrales : les installations thermodynamiques.

                Les premières étaient de petites installations mobiles destinées à un emploi particulier. On recevait les rayons solaires sur un miroir parabolique qui concentrait l’énergie sur un récepteur (figure de gauche ci-dessous) ou bien sur des miroirs cylindro-paraboliques qui concentraient l’énergie sur des tuyauteries contenant un fluide à réchauffer (figure de droite ci-dessous). Le but n’était pas forcément de produire de l’électricité mais de chauffer une installation.

    Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects techniques.Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects techniques.

     

               De telles installations ont été expérimentées en France à Odeillo, dans les années 80, par des services de l’Etat, mais les pouvoirs publics ne s’y sont jamais intéressé.

                Des installations à l’échelle de centrales peuvent en être déduites selon les deux schémas ci-dessous. Dans la première une multitude de petits miroirs paraboliques placés en cercle autour d’une tour, concentrent l’énergie solaire sur un récepteur dans lequel circule un fluide caloporteur. Dans la seconde les miroirs sont linéaires, ainsi que le récepteur.

    Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects techniques.Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects techniques.

     

     

     

     

     

     

     

     

     


                 
    Le fluide caloporteur peut être de l’eau transformée en vapeur qui alimente ensuite des turbines classiques qui produisent l’électricité. Il peut être aussi constitué de sels fondus qui transforment l’eau en vapeur dans un échangeur. L’avantage des sels fondus est leur température (environ 650 d°), ce qui permet de continuer à produire de la vapeur pendant une certaine durée, alors que l’intensité de l’ensoleillement à disparu.

                Une grande centrale de ce type existe en Espagne, Gemasolar, près de Séville, constituée de 2500 héliostats qui concentrent la chaleur solaire sur un récepteur dans la tour, contenant des sels fondus, ce qui les chauffe à 900 degrés et permet de produire de l'électricité pendant 15 heures sans ensoleillement.Elle produit trois fois plus d'énergie qu'une centrale photovoltaïque de même puissance. D'une puissance de 20 MW, elle produit110 GWh/an, et alimente en électricité 25 000 foyers en Andalousie. Elle a coûté 710 millions d'euros.
    Seul inconvénient : elle couvre 187 hectares.

     

    Produire l'électricité à partir de l'énergie solaire : aspects techniques. 

     

     

     

     

     

     

     

     

                Dans le prochain article, je parlerai des aspects économiques de l’énergie solaire photoélectrique.

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  •      La production de l’énergie produite par les courants en milieu marin, est suffisamment importante pour être traitée de façon spécifique.
        Comme l'éolien, l'énergie des courants de marée est intermittente avec des variations d'intensité liées au cycle de la marée (le courant est faible quand la mer est étale, soit quatre fois par 24 heures) et de son coefficient. Mais cette force du courant n'est pas dépendante de la météo mais de la lune : on peut donc faire des prévisions des années à l'avance et estimer avec précision la production d’électricité.
        C'est un domaine qui paraît prometteur puisque l'on estimait que, pour s'en tenir aux seules hydroliennes, la puissance installée dans le monde serait de l'ordre de 2-3 gigawatts en 2020 et entre 20 et 30 gigawatts en 2030.
        Pour notre seul pays, le potentiel d'exploitation était estimé à 2,5 gigawatts (c'est le second en Europe, après celui des îles Britanniques), correspondant à un chiffre d'affaires de 2,5 milliards d'euros en 2020 et de 10 milliards d'euros en 2030.
        Le développement de ces technologies était prévu en trois étapes avec des enjeux différents.
        Le premier enjeu est d'ordre purement technologique, pour faire des démonstrations à l'échelle unitaire. Il est actuellement réalisé dans la firme française DCNS, devenue Naval-Groupen 2017, et ses filiales.
        Le deuxième enjeu est industriel, celui de la ferme pilote, pour faire marcher plusieurs machines ensemble avec un coût de l'énergie pertinent et un développement commercial.

        Naval-Group voulaitt faire de Cherbourg, où le groupe naval construit des sous-marins, son site de fabrication d'hydroliennes. Situé à quelques encablures du Raz Blanchard, c'est l'un des plus gros gisements mondiaux de courants de marée.
        Il s’agirait, à terme, de produire à Cherbourg 100 hydroliennes par an, (donc une tous les deux jours) une machine de la taille d'un immeuble de 7 étages.
        Cherbourg est un établissement où sont produits depuis plus de cent ans, les sous-marins et il est donc habitué aux études de grosse mécanique, de moteurs et de production de courants électriques.
        Le projet serait de construire un millier d’hydroliennes de 2,5 MW, dans le Raz Blanchard, soit au total 2,5 GW (2,5 Gw est équivalent à 1,5 centrale nucléaire).
        Situé entre La Hague et l'île anglo-normande d'Aurigny (Alderney pour les Anglais), ce passage d'une quinzaine de kilomètres est l'un des sites côtiers français où les courants de marées sont les plus forts, et le "troisième gisement mondial", après la baie de Fundy à l'est du Canada et un site au nord de l'Ecosse.
        L'autre atout de ce site est sa proximité avec la centrale nucléaire de Flamanville : les hydroliennes pourront en effet être "branchées" sur le réseau électrique de la centrale, moyennant sa "mise à niveau" par EdF pour le rendre capable de recevoir l'énergie supplémentaire.

      La filiale Openhydro achetée par  DCNS a mis au point une turbine sous-marine, à axe horizontal avec génératrice périphérique à aimants permanents, complètement intégrée dans la carène qui supporte l’hélice. La machine est fixée sur un tripode métallique par 30 mètres de fond. L’arrimage au sol est en effet un problème difficile. La hauteur totale est de 21 mètres au dessus du fond et le poids de la machine est d’environ 700 tonnes.
        La turbine fait 16 mètres de diamètre. Son centre ouvert laisse un passage à la faune marine. La turbine est réversible, pour s’adapter au changement de sens du courant.
        La roue, constituée de pales fixes et bi-directionnelles, est en fibre de verre et présente la particularité d'être évidée en son centre, permettant ainsi le passage des poissons et mammifères marins dans un un orifice de 3 mètres de diamètre. Le maintien et le guidage de l'ensemble roue / rotor dans son logement sont assurés par des paliers pour les faibles vitesses puis par la création d'un film d'eau à vitesse nominale.
        Openhydro a déjà réalisé en 2011 une turbine expérimentale pilote pour l’EDF, de 0.5 MW, à Paimpol-Bréhat, qui fonctionne depuis 2011. Deux nouvelles turbines de 16mètres de 2,5 Mw ont été testées, raccordées au réseau, pour pouvoir démontrer la fiabilité à long terme d’une technologie totalement innovante en situation réelle. Cette phase pilote devait permettre le déploiement à partir de 2016 de fermes pré-commerciales et le développement d’une filière industrielle de l’hydrolien en France.

    Le scandale ds hydroliennes françaises


         Openhydro a expérimenté depuis 2011une ferme expérimentale au large de Paimpol. Les essais ont été terminés en novembre 2017; (voir photo ci-dessous). La plusgrande difficultérencontrée est un problème de corrosion.

    Le scandale ds hydroliennes françaises

        Openhydro a également été sélectionnée par le Ministère de l’Energie de Nouvelle-Ecosse, au Canada, pour la réalisation d’une ferme pilote d’hydroliennes sur le site expérimental du Centre de recherche FORCE (Fundy Ocean Research Centre for Energy).
        Cette expérimentation en Baie de Fundy doit permettre de valider la technologie utilisée afin de lancer la phase industrielle du projet dans le Raz-Blanchard, au large de Cherbourg,  Ce parc prévoit l'immersion à une trentaine de mètres de profondeur de sept hydroliennes de 16 mètres de diamètres. Implanté à 3,5 kilomètres de Goury, ce parc doit occuper une surface de 28 hectares. Estimé à environ 112 millions d'euros, dont environ 50 millions d'euros de subventions, ce parc doit avoir une puissance de 14 MW soit l'équivalent de la consommation électrique annuelle de 10 000 à 13 000 personnes.
         Une première hydrolienne a été immergée en 2016 dans la baie de Lundy. Cette immense turbine de 1 000 tonnes et 16 mètres de diamètres doit produire  2 mégawatts. Elle a été connectée avec succès en 2018 au réseau électrique.
        La réalisation de telles installations est complexe, car à coté des matériels eux mêmes, il faut faire de nombreuses études d’interférence avec le courant pour optimiser le rendement des machines.

         Devant ces résultats positifs, Openhydro a construit la première usine d’assemblage d’hydroliennes au monde qui a été inaugurée jeudi 14 juin 2018 à Cherbourg. Un site de 5500 m² implanté sur un terrain de 5 ha et disposant d’un accès direct aux quais du port,
        Dimensionné pour une production de 25 machines par an, le site peut accueillir en parallèle jusqu’à 8 hydroliennes de 16 mètres de diamètre et de 300 tonnes chacune à différents stades d’assemblage. Il devait procéder à l'assemblage deux hydroliennes commandées par le Japon et le Canada ainsi que les 7 hydroliennes destinées au projet Normandie Hydro, qui prévoit, au profit d'EDF, la réalisation sur le site du Raz Blanchard, zone géographique bénéficie des courants de marées parmi les plus importants au monde, de 7 hydroliennes de 2MW chacune.

       Chose inconcevable, un mois après cette inauguration, la construction des hydroliennes n'est plus financée et Openhydro est mise en liquidation, et l'usine sera utilisée à d'autres fins. Alors que la Commission européenne avait donné son accord pour que la ferme pilote "Normandie Hydro" puisse bénéficier des subventions de l'Etat français, celui-ci ne veut plus accorder de subvention et Naval-Group, ne pouvant supporter seule les coûts correspondants, arrête ces efforts dans ce domaine (c'est en fait une décision de l'Etat, qui détient 60% du capital de Naval-Group).
        Le motif invoqué est que le coût du MWh est trop élevé et que de ce fait les perspectives de construction d'un nombre suffisant d'hydroliennes ne sont pas suffisantes.
        C'est une décision scandaleuse, que dénonce d'ailleurs Hervé Morin, le président de Région. Ce n'est pas parce que le ministère du budget et parce que les technocrates qui ont la main sur le pays aujourd'hui, expliquent que cela coûte trop cher dans un premier temps, qu'on doit renoncer à une filière industrielle qui a un potentiel gigantesque à l'horizon de dix ans.
        En effet les hydroliennes pouvaient peu à peu baisser de coût et de plus petites hydoliennes installées dans le lit de fleuves et rivières, ce qui permettrait de fournir en électricité de nombreuses villes.
        C'est une décision irresponsable de ne pas le soutenir, alors que la France possédait une avance technique certaine et un atout industriel dans ce domaine. Cela ressemble à la décision catastrophique d'avoir arrêté, en juin 1997 le réacteur surgénérateur SuperPhénix, qui a ruiné toute notre avance de dix ans en matière de réacteur de quatrième génération.
       Et cela d'autant plus que le gouvernement a consenti sur les éoliennes terrestres des coûts anormaux du MWh, qui ne profitent qu'à des financiers et des constructeurs étrangers, sans avoir développé d'industrie française dans ce domaine.
      Une formation technique serait nécessaire à l'ENA, qui est le berceau de nos politiques de nos dirigeants, qui ne sont capables que de penser finances à court terme, et de favoriser ceux qui veulent gagner beaucoup d'argent, mis sont incapables de construire un avenir technique industriel en France.
      

     

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  •      Après mon article sur les éoliennes, terrestres ou marines, je voudrais parler des énergies marines en général, et surtout les hydroliennes et des études faites par des sociétés françaises dans ce domaine..
        Les journalistes ne font guère mention que de l’éolien situé en mer sur des plateformes ancrées ou flottantes. (éolien offshore).
        Ils ne parlent plus de l’énergie marémotrice, due aux mouvements de flux et de reflux des marées, et de la centrale de la Rance. C’est une technique mature, mais qui ne semble pas avoir un grand avenir, car elle est d’un coût efficacité élevé et peu de sites naturels sont susceptibles de l’utiliser.
        Ils s’intéressent peu aux autres techniques :
                - l’énergie hydrolienne, exploitant les courants marins;
                - l’énergie houlomotrice, produite par le mouvement des vagues;
                - l’énergie thermique des mers, exploitant les gradients de température entre les eaux de surface et les eaux profondes;
                - l’énergie osmotique, basée sur les différences de salinité des eaux douces et salées, qui en est au stade recherche et ne sera donc utilisable qu’à long terme.
        Une nouvelle industrie va naître d'ici à quelques années. Le stade de la commercialisation était prévu entre 2018 et 2020.
        La France est le seul pays avec les États-Unis à être présent dans tous les segments; elle était l'actuel leader mondial, avec plus de 500 millions d'euros d'investissement par an.
        Les énergies marines renouvelables pourraient ainsi permettre de créer 80 000 emplois directs et indirects en 2030.
        Mais, on le verra dans le prochain article, notre gouvernement actuel a gâché cette avance que nous avions chèrement acquise, comme un gouvernement socialiste avait détruit l'avance que nous avions en matière de réacteur surgénérateur, en abandonnant en 1997, les études de Superphenix à Marcoule.

        La France dispose d'avantages certains dans ce domaine avec ses façades atlantique et méditerranéenne, et a fait des efforts importants, principalement grâce à la DCNS, sous l'égide d'un de ses directeurs, Frédéric Le Lidec.
        La Direction des Constructions Navale (DCN) était un organisme industriel d’Etat, chargé de l’étude, la construction et l’entretien des navires militaires de la Marine, française, et outre un service Technique et le Bassin des Carènes, en région parisienne, l’établissement d’Indret spécialiste des chaufferies marines, notamment nucléaires, et la forge à canons de marine de Ruelle, comprenait surtout quatre « arsenaux » à Toulon, Brest, Cherbourg et Lorient, créés par Richelieu en 1631, puis Colbert sous Louis XIV.. Elle exportait aussi certains de ses navires.
        En 2001, la DCN change de statut pour se transformer en société de droit privé à capitaux publics, (l’Etat en possède 64%, l’autre principal actionnaire étant Thalès), et en 2007 devient DCNS, qui n'est plus qu’un sigle. Elle emploie 13 650 collaborateurs et a un chiffre d’affaires de 3 milliards d’euros.
       Le 28 juin 2017, DCNS change de nom et devient "Naval Group", pour le 400e anniversaire de l'entreprise
      Naval Group a actuellement une filiale "Energie et infrastructures Marines, dirigée par Thierry Kalanquin, et a acheté la société irlandaise Openhydro, spécialisée dans les hydroliennes.

        Il y a, d’un point de vue technologique et industriel, de grandes synergies entre ce domaine et le naval de défense, métier historique de DCNS. Les savoir-faire du groupe, ses moyens industriels et son expertise permettent à Naval Group de jouer un rôle moteur sur l’ensemble du cycle de réalisation de ces nouveaux systèmes, depuis la conception jusqu’à la construction et la maintenance. La société avait l’ambition de réaliser un tiers de son chiffre d’affaires à terme de la décennie, dans le secteur des énergies marines.
               
        Naval Group a investi dans quatre des principales technologies d’énergies marines renouvelables 

                  - l’énergie du vent en mer, captée à l’aide d’éoliennes flottantes installées au large.
        En décembre 2013, le gouvernement français a lancé une demande d’information en vue d’exploiter le potentiel français de l’éolien flottant en mer, en vue de la réalisation de fermes pilotes en 2018, puis de fermes commerciales à partir de 2020.
        Le projet de ferme pilote au large de Groix, comportant 4 éoliennes flottantes de 6 MW, est porté par la société Eolfi Offshore France, maître d’ouvrage, qui a fédéré autour d’elle un ensemble de partenaires :
            - DCNS, maître d’œuvre de l’installation en mer, de la réalisation et de la connexion du flotteur,
            - Vinci, partenaire industriel pour la réalisation du flotteur;
            - General Electric, fournisseur de la turbine éolienne Haliade, déjà utilisée dans l’éolien offshore posé,
            - VALEMO, en charge de l’exploitation et de la supervision de la maintenance de la ferme pilote

        Toutefois une telle éolienne est une source variable en fonction du vent et non prédictible et a donc les mêmes inconvénients que l’éolien terrestre, mais avec des vents plus forts et plus réguliers.
        Outre la résistance mécanique en mer, la variation de la position de l’éolienne par rapport à la verticale est une des difficulté rencontrées. Les éoliennes actuelles admettent environ 10 degrés d’inclinaison.
        Contrairement aux éoliennes en mer classiques, fixées sur fondation au plancher marin, les éoliennes flottantes sont maintenues grâce à un système d’ancrage à câbles.
    et peuvent être construites sur des fonds marins jusqu’à 200 mètres (contre 40 pour les éoliennes offshore fixes).
        Le problème reste une question de coût de l’investissement et donc du kwh produit, qui est actuellement le triple du coût de l’éolien terrestre.

    La France et les énergies marines



                  - l’énergie des vagues, dont le principe est de récupérer l’énergie de la houle.        
        La France est également bien placée pour l'houlomoteur, avec 2 projets parmi les 10 premiers.
        DCNS évalue actuellement plusieurs technologies houlomotrices en collaboration avec la firme finlandaise Fortum, et contribue actuellement au déploiement, à La Réunion, du projet « Houles australes », permettant de tester une technologie de la société australienne Carnegie. C’est aussi une source variable dans le temps, tributaire de la météo.
        En collaboration avec Fortum (équivalent en Finlande d'EDF) et AW-Energy (start-up finlandaise aussi)  développent un démonstrateur de ferme houlomotrice de trois machines pour une puissance de 1,5MW. Il s’agit d’installer trois panneaux de 20m de large à même le fond qui oscillent avec la houle. Ces panneaux sont posés en baie d'Audierne (qui dispose du potentiel houlomoteur le plus intéressant sur le littoral breton) à 2 km de la cote par des fonds de 10 à 20m.
      Ce procédé reste cher.

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                        - l’énergie thermique des mers exploite la différence de température entre les eaux de surface, chaudes dans les mers tropicales, et les eaux froides des profondeurs, pour produire du courant électrique en continu. C’est une source continue et prédictible.
        A la surface, grâce à l'énergie solaire, la température de l'eau est élevée (elle peut dépasser les 25 °C en zone intertropicale) et, en profondeur, privée du rayonnement solaire, l'eau est froide (aux alentours de 2 à 5 °C), et la densité volumique de l'eau s'accroît lorsque la température diminue, ce qui empêche les eaux profondes de se mélanger aux eaux de surface, et de se réchauffer. Cette différence de température peut être exploitée par une machine thermique, utilisant respectivement l'eau venant des profondeurs et l'eau de surface comme sources froide et chaude .
        Les industriels français occupent la première place mondiale sur l'énergie thermique des mers.
        Il y a deux principaux acteurs dans ce domaine dans le monde : Naval-Group et Lockheed Martin.   Les quelques projets actifs en sont encore au stade de pilote    
        Une telle centrale suppose la conception et l'entretien d'une conduite de quelques mètres de diamètre d'amenée d'eau froide, puisée à plus de 1000 mètres de profondeur, sans commune mesure avec ce que connaît l'industrie pétrolière, qui doit permettre le pompage de 1000 m3/heure. Elle nécessite en outre des échangeurs thermiques résistant à l'encrassement et une efficacité du cycle thermodynamique.
       DCNS a installé début 2012, un prototype énergie thermique des mers à l’Université Saint Pierre à la Réunion. Cette reproduction à échelle réduite du système de production d’énergie d’une future centrale ETM, contribue à confirmer l’intérêt de cette technologie. Il s’agit d’une reproduction, à échelle réduite, du système de production d’énergie d’une future centrale ETM (cf photo ci contre). Le système simule les arrivées d’eau chaude et d’eau froide, nécessaires à son fonctionnement. Le prototype à terre est avant tout un outil de recherche et développement ayant pour but principal de tester différents éléments clés du système de production d’énergie (échangeurs de chaleur, cycles thermodynamiques). Il vise également à optimiser les enjeux technologiques et financiers liés à l’ETM. Le prototype à terre ETM a été construit et qualifié dans le centre DCNS de Nantes-Indret. Il a ensuite été transféré et mis en fonction début 2012 sur le site de l’université de Saint- Pierre, à La Réunion. (photo ci dessous).
        Le réalisation d'une centrale prototype de 10 MW, en Martinique (projet NEMO), a été pour le moment suspendue en raison d'une part du coût et d'autre part de difficultés dans le pompage de l'eau à grande profondeur. 

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        - l’énergie des courants de  marées, captée à l’aide de turbines sous-marines, appelées « hydroliennes », qui transforment l’énergie des courants marins en électricité.    
        L’ambition de Naval-Group est de réaliser un chiffre d’affaires d’au moins un milliard d’euros à l’horizon 2025 sur le marché de l’énergie hydrolienne. Plusieurs dizaines de milliers de turbines devraient être installées à terme à travers le monde.
        Mais ces projets rencontrent actuellement des difficultés dont les média ont parlé très récemment.
        Je traiterai ce sujet dans l’article de demain.

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