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.

     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.

    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.
  

     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 400^e 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.

              - 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.

                    - 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. 

    - 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.

          Je reprends mes articles sur les énergies.
          Je vais faire des articles sur les éoliennes et les hydroliennes.
          D’abord un article sur les éoliennes classiques terrestres et marines.

          Ce secteur a peu à peu pris de l’importance en France, soutenu par les commandes et les crédits de l’Etat (c’est à dire l’argent des contribuables). Mais c’est normal de soutenir une nouvelle technique, qui n’est pas rentable au début et qui ne le devient que lorsque les appareillages sont construits en série importante, et que leur coût baisse, ainsi que celui de l’électricité produite;
          Mais ce qui est catastrophique et qui montre l’inconscience des gouvernements successifs, c’est qu’on a très peu développé d’industrie des éoliennes en France et que 95% des éoliennes terrestre sont fabriquées à l’étranger, notamment en Allemagne, aux USA et en Suède. L’industrie française se développe cependant un peu pour les éoliennes en mer.
          Cette aide de ‘l’Etat est d’une part sous forme de commandes, notamment pour les parcs d’éoliennes en mer, et d’autre part parce que l’électricité produite par les parcs éoliens bénéficie d'un tarif d'achat garanti (par EDF, entreprise nationale) très supérieur au prix de marché. Pour l’éolien terrestre, cette garantie est de 82 € par MWh pendant 10 ans, puis entre 28 € et 82 € pendant 5 ans selon les sites. Pour l’éolien offshore, le tarif d'achat est fixé à 130 € par MWh pendant 10 ans, puis entre 30 € et 130 € selon les sites. Ce soutien à la filière éolienne est répercuté sur la facture des consommateurs. (Le coût de l’électricité nucléaire est de l’ordre de 60 € le MWh et la facturation au consommateur, compte tenu des subventions et taxes est compris entre 130 et 150 €/MWh).
          Dans ces conditions, la construction d’éoliennes peut être une bonne affaire financière pour les investisseurs et est malheureusement peu bénéfique au plan industriel, alors qu'elle est financée par notre argent de contribuable.

          Le parc éolien français a fourni, fin 2017, 13 760 Mw, soit environ 4,5 % de l’électricité du pays, ( soit 24 000 GWh), et la puissance installée mettait la France au 4ème rang européen, (derrière l’Allemagne, le Royaume-Uni et l’Espagne), et au 7ème rang mondial.
          Les projets d’ajout  étaient fin 2017 de 11 500 MW.
          L’installation et l’entretien de ces éoliennes représente environ 16 000 emplois.
          La puissance d’une éolienne selon les modèles va de 1 à 8 Mw.
          Une éolienne de 2,5 MW coûte environ 3 millions d'euros.

          Une éolienne terrestre est constituée des parties suivantes :

                       • un mât cylindrique en acier, d’une hauteur pouvant dépasser 100 mètres. À son pied est implanté le transformateur assurant l’interconnexion de l’électricité produite par l’éolienne avec les réseaux de transport et de distribution ; la mise en place du mat, qui pèse entre 1000 et 3000 tonnes demandeplusieurs mêtre de profondeur d’ancrage en béton..

                     • un rotor dont l’axe entraîne les trois pales d’une hélice en matériau composite pouvant atteindre jusqu’à près de 75 m de rayon). Sa vitesse de rotation est généralement limitée à 30 à 40 tours/min pour minimiser bruits et vibrations, dans une plage de vent comprise entre 10 et 90 km/h ;

                     • une nacelle orientable implantée en haut du mât. Elle contient : les dispositifs mécaniques et électroniques d’orientation et de contrôle du rotor (vitesse et  incidence des pales) ; 

                     • la génératrice dynamo transformant en électricité la rotation puissante mais fluctuante et lente du rotor. Cette génératrice est généralement de type classique, tournant à une vitesse constante élevée (1 500 tours/min)et qui doit être couplée au rotor par un multiplicateur mécanique à engrenage.

          L’inconvénient majeur des éoliennes est que le vent n’est pas constant : Les éoliennes fonctionnent environ 80 % du temps mais avec une puissance très variable (puissance réelle située entre 0 et 100 %). En fait le rendement global (puissance fournie/puissance installée) est légèrement variable et, sur un an, légèrement supérieur à 20%.
          L’électricité ne se stocke pas la production instantanée globale doit toujours répondre à la demande qui varie de façon importante selon les périodes de la journée et selon les saisons. Les pays qui ont une importante production d’électricité éolienne mettent en marche, en l’absence de vent, des centrales thermiques à charbon ou à gaz qui produisent du CO2. De ce fait l’éolien n’est pas très efficace au plan du changement climatique.

           Le domaine des éoliennes en mer s’est développé depuis 2006 ; en 2012, l’Etat a lancé un appel d’offres pour une centaine d’éoliennes en mer, de 5 à 6 mégawatts, réparties en cinq zones, pour un montant de l’ordre de 10 milliards. Un deuxième appel d’offres a concerné une puissance totale de 1000 MW pour 3,5 milliards. Un troisième appel d’offres en 2016 pour 6 milliards.          
          Diverses sociétés françaises (EDF, AREVA…) associées à des sociétés étrangères ont remporté ces commandes, mais une longue discussion de renégociation des prix de l’électricité a eu lieu, car trop élevés par rapport aux autres prix européens.

          L’implantation d’éoliennes suscite de nombreuses oppositions : esthétique et bruit à terre, pécheurs en mer, voire problèmes avec les militaires.
          Une partie des litiges ont été réglés et les autorisations de construction accordées, mais aucune installation n’est encore faite.

          Diverses études d’éoliennes flottantes ont été lancées et d’installation de « fermes pilotes» en Bretagne et en Méditerranée. (8 éoliennes de 6 Mw et 3 éoliennes de 8 MW).
          L’avantage de l’éolien en mer est la fréquence beaucoup plus importante du vent (presque le double de production par rapport à l’éolien terrestre), mais le coût de l’investissement est beaucoup plus élevé.
          L’avantage des éoliennes flottantes est de pouvoir être construites sur terre et de pouvoir être implantées ensuite à des endroits où la profondeur du fonds ne permet pas l’implantation d’éoliennes fixes.
          L’éolien en mer français reste très cher (200€/MWh) alors qu’aux Pays Bas, le coût est inférieur à 100€/MWh et des coûts inférieurs en Allemagne et si des sociétés françaises sont tributaires des investissements correspondants, la fabrication des matériels reste principalement faite par des étrangers (Allemagne, USA, Suède..)…

          En définitive, les gouvernements successifs ont voulu faire un effort en matière d’éolien, ce qui est une bonne chose, mais ont mené une politique catastrophique, s’engageant à garantir des prix très excessifs du MWh produit, ce qui attirait les investisseurs français et étranger, intéressés par des affaires financières très bénéfiques, mais n'ont fait aucun effort pour développer des études et une production industrielle française des éoliennes et de leurs composants; ce sont donc des sociétés étarngères qui fabriquent les éoliennes françaises.
          Les aides de l’Etat auraient été justifiées si elles avaient développé l’industrie, française génératrice d’emplois, mais elles n’ont servi principalement qu’à enrichir les financiers.

          Demain je vous parlerai des sources d'énergie en mer possibles et après-demain de hydroliennes et là aussi de l'incompétence de nos gouvernants.

          La France possède 58 réacteurs nucléaires, répartis sur 19 sites (voir carte). Six centrales sont en cours de démantèlement.
          Ces réacteurs produisent les 3/4 de la production électrique du pays, soit 410 TWh et environ 15% de l’énergie nucléaire produite dans le monde. C’est pour cela que les rejets de CO2 dans l’atmosphère sont parmi les plus faibles.

           Les réacteurs français, je l’ai dit dans un article sur les réacteurs nucléaires, sont différents des réacteurs russes et japonais, mais la génèse de leur réalisation est complexe. Des réacteurs d’études ont été réalisés à Marcoule puis à Cadarache par le CEA, mais ce qui nous intéresse est la réalisation des réacteurs de production d’électricité d’EDF.

           A l’origine, la France n'avait pas d’usine d’enrichissement de l’uranium 238. Elle a donc étudié un réacteur à uranium naturel, avec du graphite comme modérateur et du gaz carbonique comme caloporteur (UNGG), c’est-à-dire le type des réacteurs de Tchernobyl.
          Six réacteurs sont mis en service entre 1966 et 1971(Chinon, Saint Laurent des Eaux, et Bugey), mais cette filière est abandonnée, car pas assez sûre (réacteurs instables dans certaines conditions) et plus chère que les deux filières développées par les Etats-Unis.  Ces réacteurs américains sont ceux à eau bouillante de la société Général-Electric (analogue à ceux de Fukushima) et les réacteurs à eau légère sous pression (REP) de la société Westinghouse.
          6 réacteurs REP vont être construits en France et divergeront en 1977.
          Il est aussi envisagé de réaliser des réacteurs à eau bouillante plus puissants, mais, pour des raisons de coût et de sécurité, les réacteurs REP sont définitivement adoptés en 1975, et un programme de 18 réacteurs de 900 MWh, puis de 10 autres réacteurs est engagé. Puis entre 1979 et 1984, 20 réacteurs de 1300 MWh sont commandés et mis en service jusqu’en 1994. Enfin 4réacteurs de conception entièrement française de 1450 MWh seront réalisés et mis en service entre 1994 et 1999, dont la sureté est améliorée, en tenant compte de l’accident américain de Three Mile Island de 1979, dont je vais dire quelques mots.

           Le réacteur de la centrale de Three-Mile-Island (deux réacteurs à eau pressurisée de 900Mwh), objet de l’accident, est schématisé ci-dessous.

          Au début de l’incident le 28 mars 1979 à 4 heures du matin, une défaillance de l’alimentation en eau des générateur de vapeur, entraîne l’arrêt , par mesure de sécurité du réacteur et la mise en service des pompes de secours. Mais suite à une erreur humaine, les vannes de ces pompes sont fermées et les opérateurs mettront 8 minutes à s’en apercevoir et à les ouvrir. les produits de fission continuant à chauffer l’eau primaire, la pression du circuit primaire augmente et une vanne s’ouvre automatiquement pour réduire la pression, mais elle reste ensuite coincée en position ouverte, sans que les opérateurs en soient informés. Une injection de sécurité d’alimentation en eau avait été automatiquement mise en service pour compenser la perte par ouverture de la vane, mais les opérateurs l’arrêtent, croyant la vanne fermée.
          L’eau diminuant dans le circuit primaire, le niveau baisse dans la cuve et une prtie du combustible fond, entrainant une libération de produits de fission et une alarme du niveau de radioactivité. Les opérateurs ont alors réalimenté en eau la cuve, ce qui a refroidi la cuve, mais a fait augmenter la pression et obligé à rouvrir la vanne de décharge qui avait été fermée. De la vapeur entrainant des produits de fission a été libérée à l’extérieur du réacteur. Une petite explosion due à l’hydrogène s’est produite, mais le bâtiment a résisté à cette explosion. Les produits radioactifs ont donc été presque totalement contenus dans le bâtiment réacteurs et dans un bâtiment auxiliaire qui du fait de manques d’étanchéité a reçu de l’eau contaminée.
          Il n’y avait qu’un niveau minime de radioactivité à l’extérieur, mais la population s’est affolée du fait d’une recommandation d’évacuation provenant de l’autorité de sûreté américaine (la NRC), recommandation cependant annulée par le Gouverneur de l’Etat de Pennsylvanie et il en est résulté une immense pagaille sur les routes entourant la central.
          Les conséquence de cet incident ont donc été minimes, mais toutes les instance d’étude et de contrôle des réacteurs nucléaires ont revu et amélioré la signalisation de fonctionnement, notamment celle concernant les circuits de refroidissement.

          La filière française de réacteurs est à donc à Uranium enrichi, et à eau légère servant de modérateur et de caloporteur.et 67% environ des réacteurs dans le monde sont de type analogue. Les réacteurs d’un autre type ont été fermés;
          Il y a un circuit d’eau sous pression dans la cuve qui apporte la chaleur dans un échangeur de température étanche qui transforme l’eau d’un circuit secondaire en vapeur, laquelle alimentera les turbines. Les risques de contamination et de fuite sont bien moindres que dans des centrales où l’eau de la cuve alimente directement les turbines (comme les centrales japonaises à eau bouillante).
           Le refroidissement du réacteur est donc autonome et indépendant de la production d’électricité.

          La filière française est donc plus sûre au plan des principes de fonctionnement.

          Par ailleurs, alors que les réacteurs russes, bien que peu sûrs, n’avaient pas d’enceinte étanche, les réacteurs japonais une enceinte mais non prévue pour résister à une explosion due à l’hydrogène qui peut se dégager en cas d’assèchement de la cuve, les réacteurs américains et français ont une enceinte solide, qui lors de l’accident, aux Etats-Unis de Three Miles Island au début de l’exploitation des réacteurs, a permis d’éviter toute fuite extérieure importante.
         Dans les nouveaux réacteurs type EPR en construction, il y a même une enceinte supplémentaire donc 2 enceintes superposées.

          Il existe en France un organisme indépendant, l’Autorité de Sureté Nucléaire (ASN), assistée d’un organisme de recherche et de contrôle, l’Institut de recherches er Sureté nucléaire (IRSN)et chaque centrale fait l’objet de normes de sûreté et de sécurité évoluant en fonction des enseignements des incidents passés nationaux ou internationaux. Chaque centrale est régulièrement contrôlée par l’ASN et l’IRSN et fait l'objet d'une visite décennale et d'un réexamen de sûreté complet à compter de la trentième année pour statuer sur une éventuelle prolongation d’exploitation.  

           Très peu d’incidents sont survenus sur les réacteurs français.
          Un seul événement grave mais sans conséquence extérieure, en 1980 à la centrale Saint Laurent : deux éléments combustibles du réacteur A2 filière UNGG (uranium naturel, graphite-gaz), d'une puissance de 515 Mwh, fondent, mais sans que cela n’entraînant de risque à l'extérieur du site, ni de victime à l’intérieur.
          De petites fuites radioactives internes ont eu lieu, mais avec des conséquences minimes.
          A comparer aux nombreux accidents survenus dans l’industrie chimique pendant la même période de plus de 40 ans, notamment celui d’AZF à Toulouse.

          Quel sont les risques des centrales françaises ?

           Nous ne sommes pas dans une zone sismique (voir carte en début d'article)et il n’y a pas de risque de tsunami pour nos centrales. Elles ont cependant été calculées pour résister à un tremblement de terre.
          On ne risque pas non plus un accident genre Tchernobyl, compte tenu des contrôles effectués et des règles émises par l’ASN et l’IRSN. Les personnels des centrales sont des spécialistes compétent et sont équipés en matière de mesures de sécurité.

           Nos centrales sont vieilles, c’est vrai, mais contrairement ç ce croit l’opinion, la vieillesse ,n’est pas comparable à celle d’un humain, qui ne peut remplacer les organes usés. 
          Les bâtiments sont en béton très épais, la cuve du réacteur en inox, donc très peu sensibles au vieillissement. Ils devraient résister à l’impact d’un avion, et évidemment les drones sont sans effet.                     
          Les gaines de combustibles sont régulièrement changées.
          Le seul point sensible est le système de refroidissement et de condensation de la vapeur. Il est entretenu avec soin et les enseignements des trois accidents nucléaires ont entraîné des améliorations apportées à a sécurité.
          Certes le risque zéro n’existe pas, mais la probabilité d’un accident grave est très faible et des répercussions extérieures extrêmement peu probables. J’habiterais près d’une centrale sans aucune                     
          Mais EDF sous-traite trop l’entretien de ses centrales. Certes un sous-traitant peut être tout aussi compétent, mais il est moins stable que du personnel de l’entreprise.
          Et l’information des populations n’a jamais été faite, nos gouvernants étant d’une ignorance crasse en matière technique et scientifique. De ce fait le danger nucléaire est énormément surestimé, jugé par la population uniquement d’après les accidents de Tchernobyl et Fukushima.

          Quelques mots de l’EPR, le réacteur de troisième génération de 1650 MWh. C’est un réacteur de même type, à eau légère pressurisée. Mais les conditions de sécurité ont été considérablement améliorées : troisième enceinte de confinement, piscine de stockage des combustibles usés beaucoup plus sûres (enseignements de Fukushima) et sécurité accrue des systèmes de refroidissement.
          L’étude a été bien faite mais la réalisation catastrophique d’AREVA. Des anomalies et défauts ont été trouvées par l’ASN, d’abord sur les bâtiments (fissures du radier),, puis surtout sur les soudures de la cuve.
          Les essais « à froid » ont eu lieu et les « essais à chaud » sont en cours. Mais en juillet dernier des anomalies de soudures dans la partie non nucléaire ont été constatées et des contrôles devront être faits à nouveau.
          Des retards successifs s’accumulent et la mise en service, initialement prévue en 2012 n’aura pas lieu avant 2020. Surtout le coût est catastrophique passant d’une prévision initiale de 3,4 à 11 milliards d’euros.
          De plus de mauvaises conditions de travail sont reprochées aux divers employeurs.
           En fait l’EPR s’il est un bon réacteur au plan de la conception est une catastrophe au plan économique.  Je pourrai éventuellement le décrire dans un article.

           Aujourd’hui je vais examiner les conditions de l’accident de Fukushima, très différentes de celles de Tchernobyl, et dont les conséquences ont été très faibles en matière de victimes, mais qui a également contaminé des surfaces importantes qu’il a fallu évacuer.

            L’accident de Fukushima n’est pas du à une erreur humaine mais à un cataclysme naturel : un tremblement de terre et un tsunami.

            L’accident nucléaire n’a fait que deux victimes, irradiée à un niveau de 170 mSv,car elles avaient négligé les alarmes de leurs dosimètres, mais qui sont guéris actuellement , alors que le tsunami a fait de l’ordre de 20 000 morts !

            Par ailleurs, malgré quelques erreurs, la Protection civile japonaise s’est montrée à la hauteur de l’accident et des mesures de protection à prendre.

           Comme nous l’avons vu dans un article précédent les 4 centrales sont des réacteurs à eau bouillante, l’eau étant portée à l’ébullition au contact des barres de combustibles, chauffées par les réactions de fission. La vapeur produite fait tourner des turbines liées à des alternateurs produisant l’électricité; La vapeur est ensuite condensée et retourne au réacteur. Le refroidissement de la cuve est le point fragile du réacteur, car il n'est pas autonome et passe par le circuit des turbines. Par ailleurs l'eau de refroidissement des condenseurs provient de la mer par des canalisations.

            D’une part si l’eau est contaminée, tout le circuit l’est. D’autre part le refroidissement du condenseur est essentiel pour éviter des surchauffes et donc le fonctionnement des pompes de circulation.

           Enfin l’enceinte du bâtiment est étanche, mais n’est pas calculée pour résister à une explosion ou à une pression trop forte.

            Le vendredi 11 mars 2011 à 14 h 46 min a lieu le plus important séisme mesuré au Japon. Il est suivi d’un énorme tsunami 51 minutes plus tard. Une vague de 20à 30m de haut balaie 600 km de côtes, parcourant jusqu'à 10 km à l'intérieur des terres, et détruisant partiellement ou totalement de nombreuses villes et zones portuaires.

           Le système de sécurité a arrêté les centrales au moment du tremblement de terre et a démarré les groupes électrogènes de secours pour alimenter les pompes notamment.

Mais le tremblement de terre a détruit les alimentations électriques extérieures

           La centrale était protégée par un mur contre des vagues de 6m,m mais insuffisant pour arrêter la vague qui a détruit une partie des groupes électrogènes de secours et les prises de l’eau de mer du refroidissement des réacteurs 1 à 4.

           Les réacteurs 5 et 6, construits, sur une plate-forme située à une dizaine de mètres plus haut, n'ont quant pas été atteints parle cataclysme.

         Le séisme et le tsunami ont endommagé les diverses piscines, provoquant des fissures, et l’arrêt des groupes électrogènes empêche tout refroidissement.. Les piscines se sont peu à peu vidées, l’eau ne refroidissant plus les coeurs et ne servant plus de modérateur des neutrons, la réaction de fission même faible, et surtout les émissions de rayonnements des produits de fission chauffent les cœurs des réacteurs 1, 2 et 3 et les assemblages de combustible usé entreposés dans les piscines de ces réacteurs ainsi que dans celle du réacteur 4  et provoque une augmentation importante de température des barres de combustible.

           Vers 800 d°C les barres de combustibles se déforment et laissent échapper des produits de fission. puis au dessus de 1000 d°les constituants métalliques du cœur fondent ou se vaporisent et l’oxyde d’uranium fond vers 2700 d°. Le mélange de métaux vers 2 500 D° peut percer la cuve d’acier,ce qui est arrivé pour les trois premiers réacteurs 3 jours après la catastrophe.

            Vers 1200 d° la vapeur d’eau réagit sur le zirconium des gaines, ce qui produit de l’hydrogène et dans les 4 jours qui ont suivi le séisme, trois explosions on lieu dans les réacteurs 1, 3 et 2. les toits des deux premiers bâtiments s’effondrent, laissant échapper des produits de fission dans l’atmosphère.

Les dates sur la photo des réacteurs sont celles des explosions qui ont endommagé les bâtiments.

           Par ailleurs l’eau des piscines de refroidissement des combustibles usés ayant aussi baissé une fusion de barres laisse aussi échapper des produits radioactifs.

            On ne peut pas reprocher aux techniciens japonais une mauvaise gestion de l’accident, comme à Tchernobyl.

           L’accident est dû à un cataclysme et à une sécurité de construction insuffisante des bâtiments et surtout du système de refroidissement des cuves, mais la conduite des réacteurs n’est pas en cause.

           Les opérateurs de la centrale ont ensuite essayé de refroidir les cœurs, mais les moyens disponibles étaient insuffisants et les dégâts sur les cuves prohibitifs; les doses reçues par les opérateurs étaient mesurées et maîtrisées par retrait en temps voulu des zones d’irradiation. La réalimentation électrique des pompes a été réalisée huit jours après le séisme et de l’eau de mer a été déversée dans les cuves, par camions-citernes et hélicoptères. Les eaux déversées représentent un volume considérable d’eau contaminée (plus de 100 000 tonnes !). Les rigoles qui pourraient mener l’eau en mer sont cimentées. Des installation de stockage sont aménagées (conteneurs) et une usine de décontamination est mise en place, fixant les produits radioactifs sur des résines, l’eau résiduelle, très peu contaminée pouvant être rejetée en mer. Il faudra plusieurs mois pour juguler les rejets en mer et plus de 3 ans avant de pouvoir récupérer les restes des cœurs.

            En définitive, hors les deux personnes irradiées à 170 mSv, 30 personnes seulement ont été exposées à des doses supérieures à 100 mSv et inférieures à 150 mSv. Les personnes intervenant étaient munies d'appareils de mesure de la radioactivité et la durée de leur intervention surveillée et limitée.

           Les effets biologiques chez ces personnes ont été très limités.

            La protection des population a été également bien menée. La radioactivité de l’air et de l’eau a été mesurée en permanence, ce qui a permis d’évaluer les contaminations internes et les doses reçues correspondantes. Par ailleurs l’irradiation de 1700 personnes irradiées en zone contaminée a été évaluée.

           Ces doses reçues sont inférieures à 5 mSv, ce qui est négligeable.

           Des comprimés d’iode avaient été distribués, mais n’ont pas été utilisé, les doses reçues étant très faibles. La consommation d’eau du robinet,et de lait avait été interdite.

 Des mesures de césium faites au spectromètre sur plusieurs milliers d’enfants n’ont détecté que des doses très faibles ou négligeables.

            En définitive les risques pour la population sont restés minimes.

            A titre indicatif, voici quelques chiffres concernant les rejets radioactifs des deux accidents de Tchernobyl et de Fukushima. Les rejets sont mondres dans la cas de Fukushima, mais  la gravité d’un accident ne doit pas être évaluée uniquement par l’importance des rejets radioactifs. Les conditions météorologiques au moment des rejets ont un rôle déterminant (sens du vent, épisodes pluvieux ou neigeux…) sur l’importance et l’étendue de la contamination radioactive. Les conditions environnementales et la saison ont également une influence importante. Au Japon, la situation en bord de mer de la centrale a entrainé une contamination marine, mais les forts courants ont permis une dilution rapide de la radioactivité.

            En définitive, bien que les accidents aient une gravité comparable et que les autorités japonaises aient été dépassées par les événements catastrophique, ils ont eu un comportement compétent et responsable et les conséquences physiologiques sont négligeables, limitées aux intervenants dans la centrale, alors que l’incompétence des responsable soviétique a entrainé une soixantaine de morts et des blessés graves dans les intervenants et des cancers de la thyroïde dans la population.

            Mais les conséquences de ces deux accidents majeurs ne se limitent pas aux effets sanitaires. Dans les deux cas, des territoires sont durablement contaminés, ce qui entraîne des conséquences sociales et économiques importantes avec le bouleversement de la vie de nombreuses personnes (environ 150000 personnes au Japon, environ 370 000 autour de Tchernobyl), qui entraîne un stress très important, due notamment à une évacuation de plusieurs mois, voire plusieurs années..Le schéma ci-contre donne une idée de la contamination des zones autour de la centrale.

            Toutefois, en ce qui concerne Fukushima, les médias ont parlé beaucoup plus de l’accident nucléaire que des conséquences du tsunami, alors qu’aucun mort ne résultait du premier et de l’ordre de 20 000 morts du second et des destructions bien plus importantes, engendrant encore plus de conséquences sociales et économiques. 

 Les opinions publiques, qui n’ont reçu aucune éducation en matière de nucléaire, ont été bien plus effrayées par l’accident nucléaire que par le tsunami.