samedi 14 avril 2018

PPE : ne pas se tromper de débat


Politiques énergétiques PPE
Michel Simon, Philippe Charlez, Jean-Pierre Riou pour le Collectif Science-Technologies-Actions

Le débat public préalable à la révision de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) se tient jusqu’au mois de juin 2018. Cette PPE est un élément déterminant pour la politique énergétique française, dont les effets se feront sentir pendant plusieurs décennies.
Il importe donc que ce débat puisse se tenir de façon sereine, raisonnée et constructive, accordant aux arguments techniques et scientifiques toute la place qu’ils méritent.
Une politique énergétique à long terme doit se construire sur une base rationnelle et non sur des objectifs passionnels, irréalistes ou contradictoires.

Lire la suite dans Le Monde de l’Énergie....

http://www.lemondedelenergie.com/ppe-collectif-science-technologie-actions/2018/04/12/

dimanche 18 mars 2018

Débat public sur la PPE

Le pouvoir de décarboner

Jean Pierre Riou

La loi de Transition énergétique prévoit la révision de la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) avant la fin de l'année 2018
Demain 19 mars s'ouvre le débat public préalable la concernant.
Chacun sera donc appelé à s'exprimer sur l'avenir de notre énergie, domaine stratégique s'il en est et dont dépend notre avenir.
Encore faudrait il que les avis exprimés le soient en connaissance de cause, étayés par des faits et non par des rêves chimériques.
Ainsi que par des bilans et non par les slogans de ceux dont c'est le fonds de commerce.
La priorité des priorités est de réduire les émissions de CO2(eq).
Les énergies renouvelables (EnR) sont réputées y parvenir.

Leur coût
L'effort supplémentaire consenti par les français pour en subventionner le développement, prélevé à travers la contribution au service public de l'électricité (CSPE), est considérable.
De 5,9 milliards d'euros en 2018, ils s'élèvera à 7,9 milliards d'euros pour l'année 2019.

(Source Commission de Régulation de l’Énergie)

A minima, ce point ne saurait être ignoré, afin d'éviter qu'on puisse imaginer que la gratuité du vent serait un gage d'économie.

D'autre part, l'intermittence de production des principales énergies renouvelables que sont l'éolien et le photovoltaïque entraîne des effets pervers sur les moyens chargés d'en prendre le relai qui leur interdit d'obtenir les résultats promis sur la réduction des émissions.
De nombreux paramètres doivent être pris en compte pour expliquer notamment leur stricte inefficacité en France où l'accélération de leur développement s'est accompagné de 3 années consécutives de hausse des émissions.

Leur efficacité
The Power to Decarbonize est une étude qui a analysé l'évolution de l'intensité carbone du kWh des mix énergétiques mondiaux, parallèlement au développement des 4 principales production d'énergie décarbonée que sont hydraulique, nucléaire, éolien et solaire.
Un tableau montre, pour chaque pays, l'évolution de l'intensité carbone du kWh en fonction de l'évolution de la production d'électricité produite par chaque filière, par habitant.

Et l'étude récapitule le lien, pour chacun de ces pays, représenté par un point coloré sur le graphique ci dessous, entre MWh annuels par habitant produit par chacune de ces technologies et l'intensité carbone du kWh du pays concerné.
Le pouvoir de décarboner un mix électrique, de chacune de ces technologies, apparait ainsi clairement.

Toute critique de cette étude ne saurait être que constructive.
L'ampleur de son travail exige qu'on ne l'ignore pas.

Il serait dommage d'imaginer que le développement des énergies renouvelables intermittentes en France serait efficace pour diminuer le CO2(eq) d'un parc électrique qui n'en émet déjà pas.
Tout en faisant des économies.
Surtout si cet avis devait être pris en compte par la PPE.

Ce serait s'exposer à une double peine.

jeudi 15 mars 2018

Eoliennes au Danemark



Intermittence et hydraulique
Zoom sur le cas Danois
 
Jean Pierre Riou

Pourquoi le développement de l’intermittence en France imposera un suivi de charge supplémentaire à ses réacteurs nucléaires, qui altère leur rentabilité et en compromet la sûreté, sans participer à la suppression du moindre d’entre eux.

Le Costa Rica, l’Uruguay, le Canada ou la Norvège produisent plus de la moitié de leur électricité grâce à l’énergie hydraulique. Une bonne part de cette énergie, stockée dans des barrages, leur permet toutes les fantaisies de production avec des moyens intermittents tels que le solaire ou l’éolien.
Mais les problèmes soulevés par le projet de barrage de Sivens rappellent douloureusement que ce modèle n’est pas universellement transposable.
Or l’impossibilité de stocker de l’électricité en masse, par tout autre moyen que les retenues hydrauliques, pour un coût acceptable par la collectivité est la raison qui a interdit à tout pays ne disposant pas d’un tel atout, de réduire la puissance installée de ses centrales  pilotables d’un seul MW en contre partie d’un développement de moyens intermittents, quelle qu’en soit la puissance.
Celle-ci étant susceptible de tomber à moins de 1% de sa puissance installée quand le vent tombe, comme ce 12 mars 2018 sur le Danemark.


Cliquer sur l'image pour mieux la visionner 
 
Des «patates anticycloniques » peuvent pourtant s’abattre une semaine entière sur l’Europe, tandis que la régularité de l’alimentation du réseau est indispensable.
Ce qui explique que l’Allemagne n’a toujours pas réduit son parc pilotable d’1 seul MW en contre partie de 100 000 MW intermittents, qu’il en est de même en Espagne, et que la France se leurre si elle attribue la fermeture de 3 GW de charbon à toute autre cause qu’à l’économie permise par la mise en service de l’usine Georges Besse 2.

Le cas danois
Le cas du Danemark demande une attention particulière puisqu’il a réussi, en 25 ans, à réduire son parc thermique de 2 GW et le ramenant de 10 214 MW en 1995 à 8 141 MW en 2015, parallèlement au développement d’une puissance intermittente solaire/éolien supplémentaire de 5 GW.
Et cela, sans disposer de réserves hydrauliques permettant d’amortir les aléas de la production éolienne.
Le tableau ci-dessous détaille cette évolution


Décryptage
Cette évolution du parc électrique danois ne peut s’appréhender qu’au sein du réseau nordique avec lequel il est étroitement connecté, principalement avec la Suède et la Norvège qui lui fournissent la quasi-totalité de ses importations, et avec l’Allemagne vers qui il exporte ses excédents, ainsi que l’indique le graphique ci-dessous qui illustre l’évolution de ses échanges transfrontaliers depuis 1990.

La ligne rouge tracée sur ce graphique montre l’évolution de la tendance de ces échanges. D’exportateur net en 1995, leur solde diminue progressivement, jusqu’à devenir importateur à partir de 2011, et représente jusqu’à 17% de la consommation danoise en 2015.

L'hydraulique nordique et balte
Le réseau électrique nordique, qui relie Suède, Danemark Norvège, et plus loin, Finlande, Estonie, Lettonie et Lituanie se caractérise par une hydro électricité considérable, à l’exception du Danemark et de l’Estonie.
L’énergie hydraulique a fourni, en effet,  96,3% de la consommation d’électricité norvégienne en 2016 et la moitié de celle de la Suède, Finlande, Lettonie et Lituanie utilisant largement cette facilité d’en ouvrir ou refermer leurs vannes pour réguler le réseau, comme le montrent les brusques variations de production hydraulique lituanienne, ci dessous.

Tous les œufs dans le panier hydraulique/nucléaire de ses voisins
 L’énergie nucléaire caractérise également le mix électrique de la Suède et de la Finlande, où nucléaire/hydraulique assurent 83,4% de la production d'électricité en 2016 (hors cogénération), et 80,3% de la production en Suède (87% de la consommation).

Et ce sont donc les réserves hydrauliques suédoises et norvégiennes qui permettent au Danemark d’avoir du courant quand le vent tombe. Et lui assurent un éventuel débouché pour sa production éolienne, car ces voisins n’ont pas plus de difficultés à ouvrir des vannes pour exporter qu’à les fermer pour absorber des excédents.
Car les importations du Danemark sont d’autant plus importantes que ses éoliennes produisent moins, et le solde devient exportateur lorsque la puissance de son parc éolien dépasse, grosso modo, 2800 MW, comme le montre le graphique ci-dessous, qui illustre la stricte corrélation entre la quantité d’électricité éolienne produite par le Danemark et la quantité d’électricité qu’il exporte, ou qu’il est contraint d’importer.



Un tel comportement avec des voisins si conciliants compensant largement sa carence en capacités de stockage et évite de devoir subventionner des centrales thermiques de secours comme doit le faire l’Allemagne.

La charnière 2005 2015
Entre 1995 et 2005, 2,5 GW éoliens ont été ajoutés au parc électrique danois quasiment sans réduire le parc thermique (moins 0,3 GW). Cette augmentation de la capacité installée a cependant  été accompagnée d’une baisse des exportations, en raison d’une augmentation de la consommation sur la même période, ainsi que nous le voyons sur le graphique ci dessous.

La ligne rouge horizontale permet de mettre en évidence la similitude de consommation entre celle de 1995 et celle de 2015, qui encadrent cette étude, et sans laquelle toute comparaison serait biaisée.
C’est la période 2005 2015 qui est significative, puisqu’elle c’est alors que le Danemark a opéré l’essentiel de la réduction de son parc thermique. Mais que, d’exportateur net, il est devenu importateur de 17% de ses besoins, alors que sa consommation baissait pourtant régulièrement, de 34,2 TWh en 2005, à 31,7 TWh en 2015.

Epilogue

Son système électrique confère au Danemark l’électricité la plus chère d’Europe pour les ménages, avec 0,3088€/kWh en 2016, tandis que ses voisins nordiques et baltiques bénéficient d’un kWh 2 fois moins cher : 0,12€ en Estonie, 0,16€ en Lettonie, 0,12€ en Lituanie, 0,15€ en Finlande, 0,18€ en Suède et 0,15€ en Norvège.
Mais du moins, l’industrie éolienne, avec 25 000 emplois au Danemark représentait 8,5% de la totalité des exportations, car le marché intérieur de l’éolien ne représente que moins de 1% de l'activité.de ce petit pays en 2011, avant que la Chine ne s’empare du marché. 

La contre partie
Ces chiffres sont indiqués dans le courrier adressé au Ministre de l’Environnement de l’époque par la filière industrielle, afin de lui rappeler que sa place de leader européen de cette industrie attirait les yeux de tout le continent sur la réglementation acoustique éolienne du Danemark et que les projets de prise en compte des nuisances de leurs bruits de basse fréquence risquaient ainsi d’être copiés par d’autres pays.
Et que cela entrainerait un préjudice considérable à l’économie danoise si la réglementation concernant la protection des riverains venait à se durcir.
C’est du moins le contenu de la lettre édifiante dont une traduction assermentée a été publiée dans un rapport finlandais (p 73/74).

Cette lettre est datée de l’époque où le Professeur H.Møller, spécialiste de l’acoustique incontesté au Danemark, se battait pour que les très basses fréquences et infrasons éoliens soient mesurés dans les habitations et non simplement calculés. C’est l’époque à laquelle il a été limogé de l’Université d’Aalborg où il professait, époque à laquelle cette Université a évoqué, sur son propre site, les pratiques mafieuses de ce licenciement à prétexte économique, et à laquelle la presse a dénoncé ces pratiques et lui a rendu un vibrant hommage.

vendredi 9 mars 2018

Transition espagnole

Transition espagnole

Jean Pierre Riou 

Avec un parc éolien de 22 863 MW en 2018, l'Espagne fait figure de modèle au même titre que l'Allemagne. A la différence avec celle ci, qu'elle est parvenue à réduire en même temps ses émissions de CO2(eq).
Parti de 0,403 tonnes de CO2(eq) par MWh produit en 1990, le facteur d'émission de son parc de production d'électricité et descendu à 0,217 tCO2eq/MWh en 2018.

Décryptage :

Le graphique ci dessous illustre l'évolution du parc électrique de la péninsule espagnole* depuis 1990.

Infographie J.P.Riou d'après les chiffres http://www.ree.es/es/estadisticas-del-sistema-electrico-espanol
(Cliquer sur le graphique pour le visionner)

Une ligne horizontale rouge marque la puissance pilotable installée en 2006, année où la consommation de 253,654 TWh était identique à celle de 2017 (253,082 TWh).

On remarque particulièrement l'apparition, en 2002, puis le développement rapide, ensuite, des centrales à cycle combiné, en gris bleuté, au dessus du charbon, en noir. 
Leur technologie de pointe permet d'améliorer le rendement tout en réduisant les émissions atmosphériques. 
Dans le même temps, on observe la disparition complète des centrales fioul et gaz de conception plus ancienne (en marron, au dessus du charbon, jusqu'en 2011). On observe également une augmentation sensible des capacités hydrauliques, en bleu, en bas.
  La stabilité pilotable
Mais nous observons surtout que le développement considérable de l'éolien (en vert) et du solaire (en jaune) ne s'accompagne pas de la moindre réduction de la capacité installée en centrales "pilotables". 

Cette puissance pilotable étant même supérieure en 2018 qu'en 2006, alors que les besoins de la consommation n'ont pas progressé.

Pire, l'Espagne qui exportait en 2006 (3,28 TWh) est redevenue importatrice pour la 2ème année consécutive en 2017 avec un solde import de 9,171 TWh parallèlement à une baisse de production éolienne.

Ses moyens aléatoires, au gré du vent, permettent à l'Espagne de battre d'éphémères records de production éolienne. 
Mais il est capital de bien comprendre que leur paralysie dès que le vent tombe, notamment lors de patates anticycloniques sur toute l'Europe, qui peuvent durer une semaine entière, interdit à l'Espagne, comme d'ailleurs à la France ou l'Allemagne, de se priver du moindre MW pilotable installé.

Complémentarité nucléaire
Cette constante est particulièrement lourde de sens pour la France, puisqu'il est difficilement justifiable de coupler des réacteurs nucléaires avec des énergies intermittentes, si ce n'est pas pour permettre de se passer du moindre d'entre eux.
Si le risque du nucléaire n'est pas jugé acceptable, il est envisageable d'en sortir. 
Quoi qu'il en coûte, tant sur le plan climatique, géostratégique que financier. 
Mais en se dotant impérativement d'une puissance équivalente également pilotable, telle que celle de centrales à cycle combiné à gaz, de loin les moins émettrices de CO2(eq).

Toute autre hypothèse reste une chimère.

*Pour plus de clarté, les situations particulières des Baléares, Canaries, Melilla, Ceuta, ne sont pas intégrées

vendredi 23 février 2018

La transition des épithètes

La transition des épithètes*

Le Ministère de la Transition écologique et solidaire vient de publier le suivi de la "Stratégie Nationale Bas Carbone" (SNBC)

Ce qui permet d'avoir enfin un retour sur les effets de l'effort collectif considérable visant à limiter les émissions de gaz à effet de serre (GES), exprimées en équivalent CO2 (CO2eq).

Les moyens mobilisés :
Il en ressort, en premier lieu, que la plus grosse partie du financement de cette politique provient de la contribution au service public de l'électricité (CSPE), c'est à dire d'une taxe sur la facture d'électricité, payée par tous*, sans distinction de taux, contrairement à l'impôt qui est proportionnel aux revenus.
(*à l'exception des tarifs spéciaux accordés aux plus précaires)

 Source Suivi des recommandations "transversales" (sic) de la "stratégie bas carbone"

Cette répartition de la principale charge financière de cette stratégie relève d'une curieuse acception de l’épithète "solidaire" accolée au nom du Ministère.  
Avec 5,68 milliards d'€, c'est le secteur qui supporte la plus forte hausse en 2017.


La cible :
En second lieu, cette cible "prioritaire", qu'est donc la production d'électricité, ne représente, avec une trentaine de MtCOeq par an, selon RTE, que moins des 2/3 du secteur de production d'énergie (dont raffinage) qui ne constitue lui même que 11 % des émissions, selon le rapport du Ministère.
L'efficacité de la stratégie :
 Pour couronner le tout, la stratégie employée pour décarboner ce secteur se révèle strictement inefficace.
D'une part pour la raison qu'on ne tond pas un œuf, et que le parc électrique français n'avait pas attendu la "Stratégie bas carbone" pour n'émettre quasiment pas de CO2, grâce à 77% de production nucléaire et plus de 10% d'hydraulique.

La production nucléaire française a progressé de 41% entre 1990 (297,9 TWh) et 2011 (421 TWh).

Expliquant la réduction logique des émissions depuis cette date de référence.

D'autre part, il convient de mentionner que la période 2011/2013 correspond au remplacement de l'usine d'enrichissement d'uranium Eurodif par l'usine G.Besse 2, dont la consommation de 60 MW, est 50 fois inférieure à celle des 3000 MW d'Eurodif à qui les 3 réacteurs du Tricastin étaient dédiés.
Et que la libération, pour la consommation nationale, de ces 3 réacteurs, correspond à la chute des émissions en 2014.

Le graphique du rapport de la "Stratégie bas carbone", ci dessous, montre cette évolution.
Ainsi que les 3 années consécutives d'augmentation des émissions qui ont suivi, (la 3ème (2017) figurant en jaune dans les prévisions), qui ont donc marqué les effets de notre "stratégie bas carbone".
La prévision de hausse ayant hélas été confirmée par le bilan électrique 2017 de RTE.


Les effets différés de cette stratégie 
Le Ministère ne croyant pas lui même à l'efficacité de sa "stratégie bas carbone", aucune amélioration n'est attendue sur son graphique avant ... 2028 !

Comme si on avait la moindre idée de ce que les fantastiques progrès technologiques nous réservaient comme surprise dans 10 ans !

Et surtout comme s'il était acquis que l'intermittence de production des énergies dites "renouvelables" serait encore soutenable d'ici là.
Car leur l'épithète "durable" de leur développement caractérise précisément leur incapacité à durer lorsque le soir ou le vent tombe.
Et aujourd'hui déjà, les restructurations du système électrique vers des smart grids "intelligents", règles d'effacements de consommation,  ou nouvelles dispositions sur l'indispensable et problématique stockage électrique, entrainent des coûts démesurés, et de nouvelles règles de marché que vient notamment de dénoncer la Commission de régulation de l'énergie (CRE) qui rappelle que "l’ambition européenne doit être en phase avec les réalités techniques du fonctionnement des réseaux".
Dans son communiqué de presse elle dénonce le fait que "les mesures harmonisées sur l’équilibrage pourraient avoir un coût prohibitif pour le gestionnaire de réseau de transport et de ce fait peser sur la facture du consommateur français sans bénéfice avéré". 

"Bas carbone", "novateur", "intelligent", "responsable", "durable", "citoyen", "participatif", "solidaire" ..., autant d'épithètes autoproclamées haut et fort qui semblent dénoncer leur vacuité avec la même emphase maladroite que celle de "démocratique" lorsqu'elle est accolée à République.

*Cet article a été rédigé postérieurement à la remarquable analyse de la même source par 
Sylvestre Huet
http://huet.blog.lemonde.fr/2018/02/22/politique-climatique-erreur-francaise-fraude-des-mots/


mercredi 21 février 2018

Les faces cachées d'une politique climatique

Les faces cachées d'une politique climatique


L'évolution redoutée du climat justifierait tous les efforts pour limiter les effets accélérateurs de l'activité humaine. Et la réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES), exprimée en équivalent CO2 est érigée en priorité absolue.
La confusion entre les objectifs et les moyens supposés y parvenir ont permis au développement des énergies renouvelables de relever désormais d'un engagement distinct.
Et même pour la France, dont le parc de production d'électricité n'émet pas de CO2 !
Ou quasiment pas.

Décryptage.

1° Le cas de la biomasse, ou : comment casser le thermomètre pour faire tomber la fièvre.
Avec 0,98tonnes de CO2/MWh produit, les énergies telles que biomasse, biogaz ou biodéchets sont considérées les plus émettrices de CO2 par RTE.
Mais leur caractère pilotable leur permettrait du moins de remplacer n'importe quelle énergie fossile, ainsi qu'à Gardanne, en brûlant du bois à la place du charbon.
Pour autant, le bénéfice environnemental ne va pas de soi, ainsi que vient de le rappeler la décision de justice concernant son exploitation, en raison des effets dévastateurs sur les forêts du sud est.

La réduction de CO2 la plus radicale consiste donc à ne plus en comptabiliser les émissions. Impliquant de rendre la démarche visible dans les bilans, par la modification obligée des chiffres de l'année précédente, ainsi que cela apparaît par la comparaison des 2 bilans RTE ci dessous, celui de 2016 et celui de 2017.
(Source Bilans annuels RTE)

Les mêmes bioénergies de 2016 accusant 6,2 millions de tonnes de CO2 l'an dernier, et s'étant refait une vertu entre temps, pour se représenter avec 1,6 million de tonnes dans le bilan de cette année.
Le bilan 2016 indiquant sur une autre page "0,98 t/MWh pour les autres groupes thermiques (biogaz, déchets, bois-énergie et autres combustibles solides)" dont la formulation est remplacée dans celui de 2017 par "0,988 t/MWh pour les UIOM* (seule la part non renouvelable est prise en compte dans les émissions, soit 50% de la production)"

Ainsi finit la prise en compte des émissions de la biomasse et autres biocombustible, laissant supposer une amélioration quelconque, alors que seul le thermomètre aura été cassé.
Car c'est bien 32,5 millions de tonnes et non 27,9 millions que le parc électrique français a émises en 2017, si on veut conserver les critères employés pour les chiffres publiées par RTE les années précédentes, notamment celui de 19 millions en 2014.

Les critères de calculs changent également, mais dans une moindre mesure, pour les énergies fossile, peut être d'ailleurs par souci de transparence pour les faire bénéficier du mode de calcul plus précis employé en 2017 sans fausser les comparaisons de bilans, de même que le graphique du chapitre suivant de RTE reprend l'historique à critères constants.

2° Les 3 réacteurs secrets de la France
Dans le plus grand secret, le parc électrique français s'est doté de 3 réacteurs nucléaires supplémentaires entre 2011 et 2013.
Ou, plus exactement, à libéré, pour la consommation, les 3 réacteurs du Tricastin qui étaient dédiés aux 3000MW nécessaires à l'usine d'enrichissement d'uranium Eurodif. En effet, avec une consommation 50 fois moindre ( 60 MW), l'usine Georges Besse 2 permet désormais d'affecter leur production aux besoins de la consommation nationale. Ce qui a permis, dans le même temps, la fermeture de la stricte équivalence de leur puissance en centrales à charbon.
Pour autant, ces 3 "réacteurs secrets" n'apparaissent nulle part, pour qui veut suivre l'évolution du système électrique.
Ni dans l'évolution des consommations en chiffres bruts, qui fluctuent avec les températures, ni en termes corrigés, puisque ceux ci excluent la consommation du "périmètre du secteur de l'énergie".
Ni, bien sûr en puissance installée, puisque ces 3 réacteurs étaient déjà construits.
La baisse des émissions ainsi permise apparaît clairement au sein d'une tendance générale plutôt à la hausse.
Baisse que la discrétion sur nos 3 réacteur supplémentaires laisse, à qui le veut bien, le loisir de s'en attribuer le mérite.

(D'après Bilan RTE 2017)

3° Les effets de l'intermittence, ou : polluer plus en produisant moins
RTE rappelle que la consommation "hors secteur de l'énergie" et corrigée de l'aléa climatique est stable. Celle de 2008 est quasiment identique à celle de 2017.
La puissance conventionnelle pilotable du parc électrique français est tout aussi stable depuis.
Elle était de 113,4 GW en 2008, elle est de 109,5 GW aujourd'hui.
Et les 3,8 GW de moins ont été presque intégralement compensés par l'apport des 3 GW du Tricastin. Car des énergies intermittentes sont incapables de remplacer la moindre puissance pilotable installée. Comme le rappelle le cas de l'Allemagne où 100 000 MW intermittents éolien/solaire, n'ont pas permis la diminution d'un seul MW pilotable depuis 2002.
Et cela pour la raison qu'en cas de pic de consommation, les gestionnaires de réseau ne peuvent compter sur aucune production garantie par la puissance intermittente solaire et quasiment aucune par celle de l'éolien.
C'est pourquoi ces énergies imposent des régimes partiels et à coups de fonctionnement aux centrales charger de prendre le relai quand la nuit ou le vent tombent.
 Le cas allemand montre à quel point le doublon intermittent contraint le fonctionnement des centrales pilotables. Or aucun bilan ne montre l'augmentation des facteurs de pollution des centrales concernées par ces contraintes.
Pourtant cette augmentation est parfaitement connue et bien décrite dans de nombreuses études.

Conclusions
RTE rappelle que les émissions de de CO2 du parc électrique français sont en augmentation pour la 3ème année consécutive.
Il faut donc bien comprendre :
1° Que ces émissions ont augmenté bien d'avantage que les chiffres ne le suggèrent en raison des 2 premières raisons évoquées.

2° RTE explique notamment cette augmentation par la moindre disponibilité du parc nucléaire en raison des contrôles de l'autorité de Sûreté Nucléaire (ASN).
Il confirme ainsi le 3ème point de cet article concernant Georges Besse 2.
A savoir que plus de nucléaire entraîne moins d'émissions.
Ce que confirme également l'analyse de Environmental Progress qui rappelle la corrélation directe entre développement hydraulique et/ou nucléaire et réduction des émissions de CO2, ainsi que l'absence de tout lien  de ce type avec le développement éolien et/ou solaire.
Chaque nouveau projet éolien fait pourtant fièrement état de la quantité de CO2 qui sera évitée grâce à lui et laisse entendre que d'avantage d'éoliennes permettront moins d'émissions.
La comparaison des différents mix énergétiques mondiaux n'évoque strictement rien de semblable.

*Unité d'Incinération d'Ordures Ménagères

mardi 20 février 2018

Consultation publique

Communiqué

Jean Pierre Riou

La Conseil Supérieur de la Prévention des Risques Technologiques (CSPRT)
organise une consultation publique sur le projet de décret relatif aux éoliennes terrestres et portant diverses dispositions de simplification et clarification du droit de l’environnement.
http://www.consultations-publiques.developpement-durable.gouv.fr/csprt-du-13-mars-2018-projetde-decret-relatif-aux-a1784.html 


Pourtant :

L’Académie de médecine vient de considérer que les éoliennes
perturbaient incontestablement le sommeil dans un rayon de 1500m.

- Or les riverains d'éoliennes sont déjà privés de la protection du
code de la santé publique par l'article 26 de l’arrêté ICPE du 26
août 2011.
- Ils seront désormais privés des dispositions du droit commun pour
exercer tout recours.
- Les dérogations accordées aux éoliennes suppriment également des
contrôles de conformité  et permet des entorses aux  simples codes de
l’environnement ou de l’urbanisme.

Ces différents codes imposent des contraintes.
Mais ont été élaborés pour protéger aussi bien la santé publique, que
les paysages et les espaces naturels.

Il est anormal que le groupe de travail chargé de proposer des mesures
permettant de faciliter l'implantation des éoliennes n'ait même pas
permis aux personnes qui sont appelées à être exposées de façon
permanente aux bruits, vibrations, mouvement et flashes lumineux incessants
des éoliennes, d'exprimer leurs inquiétudes ou leurs souffrances.

Une telle absence de concertation, au nom de la protection de
l’environnement, pose question !

C'est pourquoi je suis opposé aux dérogations proposées dans ce projet
de texte.

Et je tiens à faire connaitre mon attachement au retour du respect du code
de la santé publique par les éoliennes.
C'est-à-dire au contrôle de leurs basses fréquences à partir de 125 Hz
et à celui de l'émergence de leur bruit particulier dès le seuil de 30
dBA, ainsi que le prévoyait le projet de texte d'arrêté du 26 août
2011, tel que soumis à la consultation des différents services de
l’État, notamment du Conseil supérieur de la prévention des risques
technologiques lors de sa séance du 28 juin 2011.

En effet, ce n'est pas le fait d’être classées  ICPE qui dispense les
éoliennes de respecter le code de la santé publique puisqu’elles sont
formellement exclues de leur régime acoustique par l’article 1 de
l’arrêté du 23 janvier 1997.

En outre, les lois de l'acoustique ne permettent pas aux éoliennes de
respecter ce code aux distances actuellement réglementaires.
Une distance proportionnelle à la taille et la puissance des machines
apparait nécessaire comme vient également de le rappeler l'Académie de
médecine dans son rapport de mai 2017.

Une règle de 10 fois la hauteur des machines telle qu'imposée notamment
en Bavière semble un minimum.
Car la santé des riverains ne saurait être une variable d'ajustement.