Effets sanitaires des éoliennes

Effets sanitaires néfastes des éoliennes :

Certitudes et hypothèses

Jean Pierre Riou

Préambule :

-         La santé, telle que définie par l’Organisation mondiale de la santé (OMS) consiste en « un état de complet bien être physique, mental et social et pas seulement une absence de maladie ou d'infirmité »

-          Le bruit, avec plus de 10 000 décès prématurés par an, est considéré la 2^ème cause sanitaire environnementale. (European Environnement Agency, report 10/2014, p 5).

-          La Directive européenne sur le bruit (2002/49/CE) attire l’attention, dans son annexe 1, sur l’importance des critères suivants :

La composante basse fréquence du bruit

Le bruit à caractère impulsionnel

La situation en zone calme de rase campagne

Le nombre d’événements sonores

Bruit et perturbation du sommeil :

Les conséquences sanitaires d’une perturbation du sommeil ne sont plus à démontrer.

Dans Night noise guidelines for Europe l’OMS constate des effets sur le sommeil dès le seuil de 30 décibels (dBA) à l’extérieur (outside). Les populations les plus vulnérables en subissant les effets les plus intenses. (Voir extrait ci-dessous)

Cet extrait mentionne également que des effets peuvent apparaitre sous ce seuil chez les individus les plus sensibles, et que l’intensité de ces effets dépend également de la nature de la source sonore.

Bruit éolien :

1° Les plus petits modèles d’éoliennes actuelles (2 MW) présentent une puissance acoustique de 104 dBA dès que la production électrique atteint environ le tiers de leur puissance nominale. Les plus gros modèles (Enercon E 126) atteignent 108 dBA.

Dans « Low-frequency noise from large wind turbines » Moller et Pedersen relèvent un bruit audible de 35 dBA pour 1 seule éolienne jusqu’à une distance de plus de 1200 m de la machine.

2° La littérature scientifique sur le sujet s’accorde pour considérer qu’à puissance égale, le bruit éolien se situe parmi les plus dérangeants.

 (E.Pedersen “Perception and annoyance due to wind turbine noise”)

Et cela notamment en raison de l’importance de ses composantes basse fréquence, mise en évidence par de nombreux auteurs comme J.Punch qui montre la corrélation entre l’augmentation progressive de la puissance des machines et l’abaissement de leur spectre sonore.

Mais aussi en raison de son caractère impulsionnel, sa grande variabilité et la circonstance aggravante qu’il émerge la plupart du temps dans un environnement silencieux.

L’avis de l’Académie de médecine :

Le 9 mai 2017,  l’Académie nationale de médecine adoptait son rapport sur les « Nuisances sanitaires des éoliennes terrestres »

Ce rapport affirme sans équivoque « Toutes les données de la littérature concordent pour souligner l’effet très négatif du bruit sur le sommeil. De fait, les troubles du sommeil représentent sans doute la doléance la plus constante des riverains. Ils sont d’ailleurs objectivés par les enregistrements somnographiques effectués par des cliniques du sommeil. Ces études concluent qu’à l’intérieur d’un périmètre de 1,5 km le bruit émis par les éoliennes perturberait la qualité du sommeil [23-30] »

Éoliennes et santé publique

Comment comprendre, dès lors, qu’à la demande de la filière professionnelle, les éoliennes aient été dispensées du respect du code de la santé publique, qui caractérise l’infraction dès 30 dBA, et autorisées à porter seules le bruit ambiant à 35 dBA, grâce à un amendement au projet d’arrêté qui prévoyait le strict respect de ce code ?

Cette circonstance, accordée par les dispositions de l’arrêté du 26 août 2011, implique que le juge judiciaire ne sera plus compétent pour sanctionner un trouble sanitaire avéré provoqué par une éolienne dument autorisée par le juge administratif, ainsi que l’a relevé le Conseil d’Etat en cassant le jugement du TGI de Montpellier qui avait ordonné la démolition des éoliennes incriminées.

Des soupçons d’effets sanitaires plus graves encore :

L’Académie de médecine mentionne des études scientifiques qui décrivent différents mécanismes d’effets néfastes sur la santé, comme celle de Rand concernant l’interférence des fréquences de 30 Hz des éoliennes avec les ondes beta du sommeil ou celle de l’équipe Alves Pereira sur la maladie vibro acoustique. Ce dernier auteur décrivant entre autres les conséquences cardio-vasculaires d’une exposition chronique aux basses fréquences et infrasons des éoliennes.

Mais les innombrables études sur le sujet faisant l’objet de controverse, l’Académie de médecine se contente de conclure : « Le problème toutefois est que la définition de la santé a évolué et que, d’après l’OMS, elle représente aujourd’hui un état de complet bien-être physique, mental et social, ne consistant pas seulement en l’absence de maladie ou d’infirmité.

Dans cette acception, force est d’admettre que le syndrome des éoliennes, quelque subjectifs

qu’en soient les symptômes, traduit une souffrance existentielle, voire une détresse

psychologique, bref une atteinte de la qualité de vie qui, toutefois, ne concerne qu’une

partie des riverains ».

La santé en question

Signalons pour conclure que cette définition de la santé figurait déjà dans le Préambule à la Constitution de l'Organisation mondiale de la Santé, tel qu'adopté par la Conférence internationale sur la Santé, New York, 19 juin -22 juillet 1946 ; signé le 22 juillet 1946 par les représentants de 61 Etats. (Actes officiels de l'Organisation mondiale de la Santé, n°. 2, p. 100) et entré en vigueur le 7 avril 1948.

Cette définition n'a pas été modifiée depuis 1946.

Les témoignages de souffrance de riverains d'éoliennes sont innombrables.

Jouer avec le feu

Les risques de l'intermittence

Jean Pierre Riou

En forme d'épilogue au précédent article http://lemontchampot.blogspot.fr/2017/08/ferme-ta-centrale.html

Jouer avec le feu 

L'exception française
Le parc nucléaire français est le seul au monde à faire varier sa production en suivant au plus près les besoins de la consommation, aussi bien sur le plan saisonnier que journalier grâce à 38 de ses 58 réacteurs chargés de varier leur puissance jusqu'à 80% en plus ou en moins en moins de 30 minutes.

 (Source SFEN)

C'est grâce à cette exception française que notre parc thermique est un des plus réduits au monde, en dehors de pays comme la Norvège ou le Costa Rica qui ont la possibilité de tirer l'essentiel de leur production électrique de l'énergie hydraulique, ou d'un mix hydraulique/géothermie comme l'Islande.

Le modèle n'étant pas forcément transposable pour autant.

Malgré cette absence de ressources naturelles, la France n'affiche pas moins le meilleur indice d'efficacité climatique au monde, n'en déplaise aux grincheux.

(Source Climat change performance index)

Les caprices du vent
En Allemagne, la colossale capacité intermittente installée (éolien/solaire), de plus de 90 GW est susceptible aussi bien de battre des records que de cesser pratiquement toute production, comme le montre ci dessous leur bilan de juillet 2017 qui accuse des variations de plus de 45 GW.

(Source https://www.energy-charts.de/power.htm?source=solar-wind&month=6&year=2017)

L'équivalent d'un parc nucléaire hors contrôle

A titre de comparaison, la puissance de notre parc nucléaire est de 63,13 GW, et c'est donc une puissance supérieure encore d'un tiers à ce parc qui se met à produire au gré des caprices de la météo et cesse pratiquement toute production en l'absence de vent et de soleil.
Ce qui a imposé à l'Allemagne de garder en doublon l'intégralité de ses moyens pilotables et pose les problèmes qu'on imagine aux régulateurs de son réseau.

N'est pas EDF qui veut
Pour tenter d'en limiter les effets, la centrale nucléaire de Brokdorf avait été chargée, en 2006, de copier le fonctionnement des centrales françaises et tenter de compenser ces aléas par un fonctionnement en suivi de charge, au lieu du régime optimum pour lequel elle était conçue.
Greenpeace avait publié un rapport en 2011 dans lequel il considérait que cette complémentarité était à risque.
En février dernier, un contrôle périodique de la centrale de Brokdorf a mis en évidence une corrosion anormale et considéré qu'elle datait déjà de 2011. 
L'expertise a attribué cette oxydation aux changements de régimes imposés par ce suivi de charge.
La centrale a dû être arrêtée pour maintenance et vient seulement d'être recouplée au réseau en ce début août.
Le Ministre de la transition énergétique, Robert Habeck a déclaré qu'il ne convenait pas que la centrale puisse continuer ce type de régime irrégulier.

Selon Bloomberg, cet arrêt aurait coûté plus de 100 Millions d'euros à son exploitant Eon.

L'histoire ne précise pas que ce fonctionnement en suivi de charge des centrales nucléaires ne fait pas que les fragiliser mais augmente également la quantité d'effluents radioactifs par rapport à un fonctionnement régulier.


Le même Eon venait de recevoir l'obligation ce même mois de maintenir sa centrale à gaz de Irsching ouverte en réserve du réseau malgré les lourdes pertes d'un fonctionnement infime que ne compensent pas les subventions accordées dans ce cadre, ainsi que nous l'avons évoqué dans le précédent article.

Le développement des énergies renouvelables entraîne un surcoût considérable pour le consommateur. Le graphique ci dessous montre que malgré les annonces que ces énergies deviennent de plus en plus compétitives et moins chères même que les autres, les charges qu'elles représentent sont de plus en plus lourdes

Si de tels surcoûts permettent, du moins, une réduction d'activité des moyens fossiles allemands, c'est jouer avec le feu d'en reproduire le modèle avec nos centrales nucléaires, pour un bénéfice sur lequel il est permis de s'interroger.

Ferme ta centrale

Ferme ta centrale

Jean Pierre Riou

Vouloir et pouvoir
Pour respecter les objectifs de la loi sur la transition énergétique et la croissance verte, Nicolas Hulot a annoncé qu'il faudra fermer "Peut être jusqu'à 17" réacteurs nucléaires.

Le flou artistique du "peut être" et du "jusqu'à" ont évoqué un manque de volonté du ministre.
Il ne s'agissait que de sa simple confrontation avec les faits.
Or ceux ci sont têtus.

Deux idées fausses
Car s'il est bien une idée reçue qui fausse le débat public, c'est celle qu'une puissance de production "intermittente" (éolienne ou solaire) serait à même de remplacer ne serait ce qu'une seule centrale "pilotable", c'est à dire disponible en fonction des besoins de la consommation.

Bien que maintes fois reproduit sur ce blog, il semble nécessaire de rappeler le graphique ci dessous qui montre l'impossibilité de l'Allemagne à fermer le moindre moyen pilotable malgré le doublon d'une puissance intermittente supérieure encore à celle de notre parc nucléaire.

Cet échec est valable pour la France comme pour l'Europe en général.

La véritable "débauche" de moyens de production qui l'accompagne entraîne une perte considérable de rentabilité des centrales à gaz, pourtant moins polluantes que celles à charbon, en raison des régimes partiels et arrêts qui leur sont imposés par la priorité d'injection donnée aux énergies intermittentes dont le coût marginal est nul, ainsi que le montre le graphique ci dessous qui représente la production du parc allemand à gaz à l'arrêt quasi complet dès que le vent souffle. (Moins d'1 GW effectif pour 25 GW installés)

(Source https://www.energy-charts.de/power.htm?source=gas&week=31&year=2017)

Et contrairement à une 2° idée reçue, ce ne sont pas les exploitants qui refusent de fermer ces centrales mais, bien au contraire, l'administration qui le leur interdit, alors que ceux ci, perdant de l'argent, multiplient les démarches pour en obtenir l'autorisation.

Le Mont Champot avait notamment évoqué le feuilleton judiciaire de l'électricien Eon pour obtenir l'autorisation de fermer sa centrale d'Irsching, pourtant ultramoderne (2010) fierté de la transition énergétique allemande par sa technologie à cycle combiné produisant électricité et chaleur.

L'impossibilité allemande de fermer la moindre centrale
Un nouvel épisode vient d'être publié ce 4 aout qui se solde par l'obligation pour celle ci de se maintenir encore 13 mois supplémentaires en réserve du réseau dont l'équilibre ne peut se passer.

L'article précise que de nouvelles centrales à gaz sont prévues pour sécuriser l'approvisionnement du réseau allemand sur la base de nouvelles dispositions contractuelles de subventions qui permettront de couvrir leurs pertes et offrir des taux d'intérêt attractifs à leurs exploitants afin d'inciter les investisseurs.
Le tout étant payé par le consommateur.

Le fragile équilibre français
En plus de l'équivalent de 3 réacteurs nucléaires libérés pour la consommation par Georges Besse 2 en 2013, le parc électrique français n'a réduit sa puissance thermique installée d'un petit GW incomplètement compensé par l'augmentation de la biomasse.
Cette réduction, si minime soit elle, participe à la fragilisation de l'approvisionnement lors des pointes de consommation, dont le risque est mis en évidence par l'Entsoe, régulateur du réseau européen.

Le Comité central d'entreprise d'EDF a récemment publié un communiqué de presse montrant que la France était passée, le 25 janvier dernier, à 2 doigts d'une rupture d'approvisionnement.
Soulignons qu'à ce moment crucial, le parc nucléaire fonctionnait avec un facteur de charge de 89,5% (56533 MW pour 63130 MW installés)malgré les nombreux réacteurs en arrêt forcé par les contrôles si médiatisés de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN), ce qui signifie une disponibilité proche de 100% pour les réacteurs restant.

Les intermittentes de l'énergie affichant 0% pour le solaire et moins de 13% pour l'éolien.

Les conséquences d'une telle rupture sont pourtant incalculables, notamment sur la sécurité même de certaines centrales nucléaires.

De la responsabilité de gouverner
Le décret du 24 mai 2017 confère également à Nicolas Hulot la responsabilité de la sécurité industrielle ainsi que celle de la sécurité d'approvisionnement.

"Ferme ta centrale" est un  slogan facile, éviter un blackout est un exercice autrement plus difficile.

Intermittence et CO2

Intermittence et évolution du CO2 

Des effets de l'augmentation des EnR intermittentes sur les émissions de CO2 : 

Comparaison France/Allemagne 

 

Jean Pierre Riou

 

Allemagne

La quantité exacte d'équivalent CO2 d'un parc de production d'électricité peut s'évaluer grâce aux différents coefficients d’émission propres aux unités de production de chaque filière.

Ces coefficients pouvant également varier avec l’âge de chaque unité ainsi que ses régimes de fonctionnement, une même unité étant en effet infiniment plus polluante lorsqu’elle ne fonctionne pas à son régime optimum.

RTE (Réseau de transport d’électricité) donne une moyenne de ces ratios sur son site http://www.rte-france.com/fr/eco2mix/eco2mix-co2

Bien qu’insuffisante pour quantifier exactement les émissions réelles de CO2,  la quantité d’électricité produite par chaque filière reste un indicateur majeur de l’évolution d’un système électrique. Et malgré l’approximation de ce seul critère, il permet de prendre la mesure de l’efficacité d’une politique énergétique au vu de l’évolution des filières les plus émettrices.

Les émissions évitées par l’évolution technologique des centrales d’une même filière relevant d'un autre domaine, susceptible d'ailleurs de fausser les conclusions d'une analyse.

C’est pourquoi, en prenant arbitrairement le coefficient moyen de 0,4 tonne de CO2 par MWh produit à partir du gaz, de 0,7 pour le fioul, 1 pour charbon/lignite (le lignite étant plus émetteur encore que le charbon) et 0,98 pour la biomasse, le calcul des émissions à partir de la production de chaque filière reste un indicateur pertinent de l’efficacité du remplacement d’une filière par une autre. 

Permettant au graphique ci-dessous de montrer que les émissions allemande sont en augmentation depuis 2002 (cadres grisés pour 2002 et 2016), notamment en raison des 47 TWh de biomasse en 2016 (en bas, en vert), contre 4 TWh en 2002.

(D’après Energy Charts)

Parallèlement, la production de charbon/lignite est en diminution, celle de gaz, en augmentation.

Mais malgré une augmentation de la production depuis 2002, liée aux excédents intermittents, alors que les besoins de la consommation sont constants, le MWh allemand affiche, selon ce calcul, 0,54 t CO2 en 2002 et 0,55 en 2016 (avec une production 2002 de 498 TWh (net) et 542 TWh en 2016).

L'envolée des exportations

Il apparaît en effet sur le graphique ci dessus, que les exportations, en violet en bas augmentent chaque année parallèlement à l’augmentation de la production aléatoire éolien/photovoltaïque.

Ces mêmes exportations variant rapidement en fonction de la production solaire ou éolienne, tandis que l’Allemagne importe de l’électricité lorsque soleil et vent ne sont pas au rendez vous, ainsi que cela apparait sur le graphique ci-dessous.

(Source Energy Charts)

La biomasse en question

Certaines analyses tentent de minimiser l’impact de la biomasse, sur les émissions de CO2, à leur sujet, deux remarques s’imposent :

1° L’aspect bénéfique évoqué sur la capture de CO2 qui serait ainsi permise est largement réfutée par des analyses récentes, et la destruction des forêts primaires, ainsi remplacées par le "bois énergie" de piètre qualité est condamné par les Nations Unies.

2° Quand bien même la biomasse n’émettrait pas de CO2, l’intégration de sa production au sein des "énergies renouvelables" (EnR) tend à conférer des capacités imméritées à celles d'entre elle qui sont intermittentes (EnRi), alors que la biomasse ne relève bien souvent que d'une alimentation différente des même centrales thermiques pilotables, c'est à dire à production garantie.

 

France

Le parc de production électrique français a la spécificité d’être décarboné à plus de 90% alors qu’il ne dispose que de 25,4 GW hydrauliques sur les 130,8 GW de puissance totale.

Les centrales thermiques sont en effet réduites au strict minimum, avec 21,8 GW, grâce au fonctionnement unique au monde de notre parc nucléaire (63 GW) qui assure la base, mais également la ½ base en suivant au plus près les besoins de la consommation, aussi bien au fil des saisons que dans son rythme journalier, comme le montre le graphique ci-dessous.

 (Source : analyse J.P.Hulot d’après données consolidées RTE)

Il est aisé de comprendre que toute augmentation de l’intermittence de production par l’injection accrue d’énergies aléatoires comme le solaire ou l'éolien, demandera d’avantage de moyens thermiques pour leur ajustement avec les besoins de la consommation.

Le graphique ci-dessous représente la production électrique du mois de janvier 2016, dans laquelle la production solaire/éolienne a été multipliée par 10 ainsi que le préconise le scénario Ademe.

(Source : analyse F.M.Bréon d’après données consolidées RTE )

Il apparaît en effet sur ce graphique que même avec 10 fois plus d’éoliennes, quand il n’y a pas de vent ni de soleil, c’est l’intégralité des moyens pilotables qui doit demeurer disponible, et qu’on ne peut pas espérer fermer le moindre réacteur grâce à des moyens susceptibles d'interrompre leur production. 

Et s'il apparaît sur ce graphique que la production dépasserait largement les besoins de la consommation, au mêmes moments d'ailleurs qu'en Allemagne.

Et que toute l'Europe ne peut se permettre d'exporter au même moment.

Il apparait surtout que l’amplitude de ces variations  demandera d’avantage de moyens thermiques pour maintenir instantanément l’équilibre du réseau électrique.

Et que, par là même, les émissions de CO2 augmenteront. 

Le développement d'énergies intermittente en France ne saurait permettre de fermer le moindre réacteur, mais surtout, ne saurait diminuer les émissions de CO2, déjà réduites à la portion congrue de 19 Mt en 2014 (avant d'augmenter les 2 années suivantes malgré le développement des EnRi).

La Commission de régulation de l'énergie (CRE) vient de publier la prévision des surcoûts des énergies renouvelables pour ces 5 prochaines années.

"Rattraper son retard en matière d'énergies renouvelables" saurait il justifier les milliards d'argent public engagés.

Acoustique des parcs éoliens

Problématique acoustique des centrales éoliennes en France

Jean Pierre Riou

Les contrôles acoustiques des centrales éoliennes en France se réfèrent au projet de norme AFNOR Pr NF S31 114 dans sa version provisoire de juillet 2011 telle que mentionnée dans l’arrêté ICPE éolien 2980 du 26 aout 2011.

Caractéristiques de la norme

Toute norme repose sur le consensus entre les différents intérêts représentés au sein de la commission chargée de la rédiger.

Après mise à l'enquête publique du projet de norme, ce projet devient norme française après avoir impérativement été signée par le Directeur général de l’AFNOR.

A défaut d'avoir satisfait à l'enquête publique et que ne soit apposée cette signature, aucun texte réglementaire ne peut y faire référence.

La rédaction provisoire de ce projet de norme comportait une modification de la notion d'émergence telle qu'elle est retenue dans le code de la santé publique, c'est à dire la caractérisation de l'apparition d'un bruit particulier par dessus le bruit résiduel (ou bruit de fond).

Le projet de norme visait à classer par vitesse de vent, et indépendamment du temps, les niveaux de bruit et à moyenner cette intrusion sonore sur une longue période au sein d'un "indicateur d'émergence", en y intégrant les incertitudes de mesurage (et de calcul).

Le Syndicat des énergies renouvelables (SER) avait d’ailleurs tenté, sans succès, d’intégrer cette modification de la notion d’émergence dans le texte même de l’arrêté, en proposant un amendement en ce sens lors de la réunion du Conseil supérieur de l’Énergie chargé de se prononcer sur le projet de texte de l’arrêté, le 8 août 2011.

(Source Ministère de l'Environnement, de l’Énergie et de la Mer)

A partir de 2011, les intérêts des riverains ont également été représentés au sein de la commission AFNOR 31 114, notamment par des acousticiens, qui se sont élevés contre cette interprétation jugée biaisée de la définition de l'émergence, qui existe depuis 1996 (norme NF S31 010).

Les différences considérables de résultats selon les méthodes de mesurage utilisées ont naturellement prolongé les débats, qui avaient d'ailleurs débuté de façon officieuse, puisque aucun groupe de travail légal n'avait été lancé par l'AFNOR lors de leur première phase.

Les travaux de la commission S30J éolien ont été interrompus à la demande de la Direction générale de la prévention des risques (DGPR) en janvier 2017 et le projet de norme abandonné au profit d'un projet de guide de mesurage.

La rédaction en a été confiée au Centre d'étude et d'expertise sur les risques, l'environnement, la mobilité et l'aménagement (Cerema), organisme d’État, qui évite ainsi la nécessité de recherche d’un consensus entre tous les acteurs, notamment les associations de riverains. 

Cette démarche avait été dénoncée dans une lettre ouverte, le jour même de cette décision.

Selon un article d’Actu Environnement « Deux méthodes d’analyse de l’émergence sonore sont encore en discussion à ce jour : une approche statistique basée sur une observation des niveaux sonores de long terme, telle que décrite dans l’actuel projet de norme et une méthode basée sur une approche “instantanée”, qui suppose le respect des exigences “à tout instant” »

Et c’est bien là, en effet,  le fond du problème !

D’un côté le besoin des exploitants, à partir de mesurages complexes, de comprendre comment brider leurs machines pour éviter de dépasser les seuils réglementaires, quels que soient les régimes de vent et les conditions météorologiques, de l’autre, les associations de riverains qui souhaitent que ces prévisions s’accompagnent d’un réel respect de la réglementation.

La première méthode, statistique et de long terme, étant prédictive, la seconde établissant un constat.

Le constat met en évidence la validité de la prédiction, en aucun cas la prédiction ne peut remplacer le constat.

Les riverains n’ont d’ailleurs pas à se mêler de la façon dont les exploitants parviennent à prévoir. Seule, la rigueur du constat, en cas de dépassement des valeurs réglementaires, leur importe.

Et c’est pourquoi ces deux méthodes d’analyse doivent impérativement coexister : celle de constat pour garantir la protection des riverains, l’approche statistique de long terme permettant aux exploitants de brider leurs machines de façon à respecter la méthode de constat.

La difficile maîtrise de la problématique

Contrairement à ce qui semble ressortir de l’article, la filière professionnelle a les plus grandes difficultés à prévoir le bruit d’une centrale éolienne, notamment en raison d’interactions imprévisibles entre éoliennes qui créent épisodiquement des zones de bruit accru, des battements liés aux corrélations/décorrélations de phase, ou dont les turbulences accroissent les émissions sonores. 

Une inversion de température ou la survenue de givre pouvant également entrainer un accroissement considérable de l’impact sonore du bruit éolien sur les riverains.

Pilotage automatique des éoliennes

En évoquant des systèmes interactifs entre les machines et les données acoustiques, l’article d’Actu Environnement fait allusion au système IEAR qui permet à l’exploitant d’optimiser sa production en assurant le bridage minimum permettant, en temps réel, de rester au plus près des seuils limites réglementaires.

La filière éolienne reconnait pourtant que les réglementations du bruit éolien sont généralement fondées sur l’acceptation du fait qu’un nombre significatif de riverains sera dérangé lorsque les seuils autorisés sont pleinement employés (voir document Vestas page 16).

Un tel système interactif impliquera l’augmentation de la durée de ces périodes de gène, tout en dissuadant le riverain de se plaindre puisqu’à priori le seuil réglementaire ne sera pas dépassé.

La dispense du code de la santé publique

Ce seuil réglementaire, autorisé ainsi sur de longues périodes, même nocturnes, a été porté, rappelons le, à 35 décibels au lieu des 30 décibels inscrits dans le code de la santé publique prévus dans le projet de texte, notamment à la demande du Syndicat des énergies renouvelables, dans les conditions décrites par la Sénatrice A.C. Loisier dans sa question au gouvernement.

L’insuffisance des critères de gène retenus

De nombreux critères de gène ne sont pas pris en compte en France (voir 2° partie de http://lemontchampot.blogspot.fr/2017/05/effets-sanitaires-des-eoliennes.html).

Les publications scientifiques récentes (depuis 2011 notamment) ont amené de nombreux pays à réglementer les bruits de basse fréquence des éoliennes, et même leurs infrasons (pris en compte au Danemark à partir de 10 Hz depuis 2011), tandis que la réglementation britannique est en cours de modification pour y proscrire les modulations d’amplitude excessives.

De nombreux riverains regrettent amèrement l’intrusion de ces machines dans leur environnement sonore.
L’Académie de médecine vient de considérer que ces éoliennes perturbaient le sommeil dans un rayon de 1,5 km.

Malgré les efforts indéniables de la filière professionnelle, il est difficile de se contenter de l'affirmation que la problématique acoustique des centrales éoliennes en France serait résolue.

Démantèlement éolien en Allemagne

Démantèlement éolien

Le retour d'expérience allemand
En annexe à http://lemontchampot.blogspot.fr/2017/06/demantelement-eolien.html

Jean Pierre Riou 

En Allemagne, les sommes provisionnées pour le démantèlement des éoliennes dépendent des régions (ländern).

Le décret de 2015 du Land Rhénanie-Westphalie, permet notamment à l´autorité locale de demander 6,5% de l´investissement total comme garantie financière pour la déconstruction d´une éolienne.

(§ 5.2.2.4 " Rückbauverpflichtung" décret  https://www.umwelt.nrw.de/fileadmin/redaktion/PDFs/klima/windenergieerlass.pdf)

Ce qui correspond à un provisionnement de 715 000 € pour une machines telle que l'Enercon E 126, dont le coût à la construction est de 11 millions d'euros. 
(http://www.energienpoint.de/erneuerbare-energien/windenergie/e-126/)

D'autre part, Selon un jugement du tribunal administratif supérieur du Land Schleswig-Holstein de 2016,  (http://www.pontepress.de/pdf/u14_201605.pdf ), l´inflation sur une période de 20 ans, indique plutôt que le coût réel de la déconstruction dépassera de 40% le montant de la garantie financière ainsi calculée. 
C'est à dire, pour le précédent modèle d'éolienne, un coût de démantèlement dépassant le million d'euros.
Ce qui semble confirmé par le plan d'amortissement d'une simple éolienne de 3 MW, qui considère une inflation de 2% par an, avec une prévision de 36 701 € chaque année et un coût total de démantèlement de 734 020 € après 20 ans.

lvbw-wka.de/media/linnen/Investitionsrechnung_Windkraft-Enercon-E101-01.04.2014.pdf

Enfin, la déduction des valeurs résiduelles revalorisées par le recyclage du matériel de déconstruction reste problématique car l´autorité locale n´a pas d'accès direct à ces actifs. Ce qui implique la vraisemblance d'un coût de revient réel bien supérieur encore, pour la collectivité amenée à devoir opérer le démantèlement en cas de disparition de l'exploitant.
La plupart des devis ne proposant la suppression des massifs en béton (sur une profondeur de 1,5m) que de façon optionnelle, avec un coût supplémentaire de plusieurs dizaines de milliers d'euros.


En 2016, Greenpeace portait plainte contre EDF pour tromperie sur sa santé financière par la falsification de ses comptes qui auraient notamment sous estimé les coûts du démantèlement des réacteurs nucléaires:
https://www.greenpeace.fr/edf-soupconnee-de-trafiquer-ses-comptes-greenpeace-porte-plainte/

Serait ce donc moins grave dans le cadre du démantèlement éolien, pour lequel la sous estimation est sans commune mesure, au prétexte que ce sont les collectivités territoriales qui risquent bien d'avoir à l'assumer?

Malgré l'importance des sommes provisionnées en Allemagne, cette question du démantèlement des éoliennes fait l'objet d'une inquiétude significative :

http://ruhrkultour.de/teure-hinterlassenschaften-die-rueckbaukosten-von-windraedern/

http://www.energiedialog.nrw.de/rueckbau-von-windenergieanlagen-eine-ungeloeste-problematik/

Les sommes concernées sont largement équivalentes en France comme le montre la proposition de  900 000€ HT, hors suppression des massifs en béton, en réponse faite par le président de la société Saint Pierre à un appel d'offre concernant une éolienne de 3 MW.
Cette réponse figure p 130 du procès verbal de l'assemblée plénière du Conseil régional du Rhône des 23 et 24 octobre 2013. 

Il ne semble pas, pour autant, que cette hypothèque sur l'avenir empêche les propriétaires ou les élus locaux de dormir. 


Pour comparaison, d'autres décrets allemands sur le sujet:

décret  Land Brandebourg de 2006

https://kleineanfragen.de/brandenburg/6/334-rueckbau-von-windkraftanlagen-in-brandenburg

https://bravors.brandenburg.de/de/verwaltungsvorschriften-219223

décret Land Saxe de 2006, mise à  jour 2016

http://www.bauen-wohnen.sachsen.de/download/Bauen_und_Wohnen/Anschreiben_LDS_und_Gemeinsame_Hinweise_SMUL_und_SMI.pdf

Démantèlement éolien

Nucléaire & Éolien

Étude comparée de démantèlement
Suivi d'une annexe sur le retour d'expérience allemand  
http://lemontchampot.blogspot.fr/2017/06/demantelement-eolien-en-allemagne.html 

Jean Pierre Riou

Où il apparaît que  le démantèlement éolien risque de coûter plus cher que le démantèlement nucléaire, mais pourrait surtout incomber à des personnes qui ne s’attendent pas à devoir l’assumer

Les hypothèses du présent article pourraient être utilement approfondies, notamment par une Mission parlementaire telle que celle qui vient de se prononcer sur la faisabilité du démantèlement nucléaire.

Démantèlement nucléaire

La problématique

Le démantèlement nucléaire recouvre les 58 réacteurs à eau pressurisée (REP) actuellement en exploitation et 9 anciens réacteurs à l’arrêt.

Les difficultés techniques du démantèlement de ces anciens réacteurs sont considérables.

Le petit réacteur expérimental à eau lourde de Brennilis multiplie surcoûts et délais, notamment rallongés par l’annulation, par le Conseil d’Etat, du décret qui autorisait la procédure de démantèlement, après qu’il eut été saisi par le réseau « Sortir du nucléaire ».  

De même, les difficultés concernant les 6 réacteurs à uranium naturel graphite gaz (UNGG), ont amené EDF à changer de stratégie et accumuler surcoûts et retards.

Ces filières des débuts de l’aventure nucléaire française ont été abandonnées au profit des réacteurs à eau pressurisée actuels.

Ajoutons enfin le cas de Superphénix, pour lequel l’anticipation des limites des ressources en uranium avait entrainé la volonté politique de développer ce prototype de surgénérateur.

Il avait été exploité par le consortium européen Nersa.

Après sa meilleure année de fonctionnement, c’est à nouveau la volonté politique qui en a décidé la fermeture.

EDF est resté seul actionnaire de Superphénix à l’annonce de son arrêt définitif et assume, depuis, la charge de son démantèlement dans des conditions jugées satisfaisantes par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN).

La versatilité politique a transformé l’aventure en gouffre financier.

Le surgénérateur BN 800 de Rosatom en a fait la « meilleure centrale nucléaire au monde ».

Son financement

Après 40 ans de fonctionnement, le parc actuel de REP aura produit un peu plus de 17000 milliards de kWh (en considérant les 77% de taux de charge de ses 63,130 GW).

Le coût total du démantèlement, première génération comprise, est estimé par EDF à 60 milliards d’euros et correspond ainsi à une charge de 0,35 centimes d’euro par kWh.

Ce qui représente une quantité négligeable quand bien même cette évaluation devrait être doublée, comme tente de le suggérer l’accusation de Greenpeace au vu d’un audit commandé par elle au cabinet Alpha Value.

Cependant, la question n’est pas de savoir si on doit, ou non, démanteler les premiers réacteurs de l’épopée nucléaire française, mais de se prononcer sur la pertinence stratégique du surcoût du démantèlement des réacteurs actuels (REP) et futurs, en regard du service attendu de la filière nucléaire.

Or la faisabilité et les coûts du démantèlement de ceux-ci bénéficient déjà d’un retour d’expérience, notamment américaine, qui met en évidence la maîtrise technologique et financière du problème.

Une Mission parlementaire a rendu ses conclusions sur ce sujet en février 2017

(http://www.assemblee-nationale.fr/14/rap-info/i4428.asp)

Il y apparait que les coûts de référence pour le démantèlement des réacteurs à eau pressurisée se situent, selon les exemples retenus, entre 439,7 €/kW, 537,8 €/kW et 550 €/kW.

EDF vient d’ailleurs de démontrer sa propre expertise avec le démantèlement du REP de première génération de Chooz A. Et confirme sa capacité à respecter une telle fourchette de prix, comprise entre 350 et 500 millions d’euros pour un réacteur d’1 GW.

Quel coût par unité d’énergie produite ?

Un REP d’1 GW peut, au minimum, fonctionner 40 ans et être prolongé à 50 ou 60 ans.

La Suisse notamment, qui vient d’opter pour une sortie progressive du nucléaire, a décidé par référendum l’an dernier de prolonger ses réacteurs en état de fonctionnement au-delà de 45 ans.

Le parc nucléaire français, qui représente d’ailleurs moins de la moitié de la puissance de production électrique totale, (63,130GW pour un total de 130,818GW) ne fonctionne qu’avec le taux de charge moyen de 77%.

Malgré cette restriction de puissance et une durée de vie abrégée à 40 ans, un réacteur de 1 GW produira ainsi 77% de 1GW pendant les 8760 heures de chacune des 40 années de son fonctionnement, soit 269 808 GWh.

En retenant la fourchette haute de 500 millions d’€, son démantèlement reviendra ainsi à 1853€ par GWh produit, c'est-à-dire un surcoût de 1,85€ par MWh (ou 0,185 centimes d’euro par kWh)

Tandis que la fourchette basse (350 millions), pour un réacteur fonctionnant 50 ans avec 87% de taux de charge, comme la plupart des réacteurs au monde, diviserait ce coût par 2 avec 0,09 centime d’euro de surcoût pour chacun des 381 milliards de kWh produits.

Remarque importante

L’exception française : une trentaine de réacteurs sur les 58 du parc nucléaire sont engagés dans la participation au « service système » du réglage primaire et secondaire du réseau et aux mécanismes d’ajustement.

A cet effet, ils fonctionnent de façon réduite afin de conserver une marge de manœuvre pour la modulation de puissance, grâce à leur possibilité de la faire varier jusqu’à 80% en plus ou en moins en moins d’une demi heure.

C’est ainsi que, pour suivre les besoins de la consommation, notre parc nucléaire a effectué en 2015 plus de 140 variations d’amplitude supérieures à 5000 MW, contre moins de 60 en 2008.

(Source SFEN : « Introduction accrue d’énergie renouvelable dans le système électrique : quelles conséquences sur le parc nucléaire ? »)

Ce qui permet au parc nucléaire français de suivre au plus près les besoins de la consommation, contrairement à une idée bien ancrée.

(Source Analyse Jean Paul Hulot d’après données consolidées RTE)

Le service rendu par un tel fonctionnement, qui semble constituer une exception mondiale, demande une juste rémunération.

On peut également considérer le manque à gagner, pour EDF, par rapport au taux de charge de 10% supérieur de la plupart des parcs nucléaires, notamment de son voisin allemand.

La délibération de la CRE du 2 mars 2017  portant sur la rémunération du surdimensionnement des installations nécessaire à ce « service système » ne semble pas répondre à l’importance de l’enjeu.

Le manque à gagner pour EDF d’un tel fonctionnement qui représente une baisse de 10% de taux de charge moyen, entraîne en effet une moindre production d’environ 55 TWh chaque année, soit une moindre recette annuelle de 2,3 milliards d’euros (en retenant le seul prix Arenh de 42€/MWh)

Si cette exception française trouvait toute sa justification dans le cadre d’un monopole, l’ouverture du marché de l’électricité exige le respect des lois de la concurrence qui s’accommodent mal d’une rivalité entre un tel service et des producteurs intermittents subventionnés qui, de surcroit, cassent les prix du marché lorsque le vent souffle ou que le soleil brille.

Démantèlement éolien

Il est régi par l’arrêté du 26 août 2011 qui en prévoit le provisionnement à hauteur de  50 000 euros par machine.

Les développeurs de projet évoquent généralement eux même des sommes entre 2 et 3 fois supérieures, tandis que le retour d’expérience semble indiquer un coût réel 8 fois plus important, dépassant 400 000 € pour une machine (hors enlèvement du massif en béton !)

Quel coût par unité d’énergie produite ?

Avec un taux de charge moyen de 23% pendant les 20 ans de sa durée de vie, une éolienne de 2,3MW aura produit 92,680 GWh.

La seule somme officiellement provisionnée pour son démantèlement correspond donc déjà à un minimum de 539,49€ par GWh produit, tandis que le retour d’expérience (400 000€) évoque un coût de 4315 € par GWh (ou 4,3€ par MWh produit).

Le démantèlement d’un réacteur à eau pressurisée ne représentant, rappelons le que 1853€ par GWh produit, (1,8€/MWh) en considérant la fourchette haute, et la moitié pour la fourchette basse.

Cette comparaison ne prend pas en considération la différence de service rendu entre un MWh disponible à la demande et un MWh intermittent qui implique d’importants surcoûts.

Mise en perspective

La Mission parlementaire dénonçait l’insuffisance du provisionnement nucléaire avec encore seulement 36 milliards d’euros de provisions constituées par EDF au 31 décembre.

En tout état de cause, le taux de charge des réacteurs et leur durée d’exploitation en conditionneront la rentabilité et le poids relatif du démantèlement pour EDF.

Une partie considérable de cette charge provenant des débuts de l’aventure du nucléaire français et de l’évolution des volontés politiques qui l’ont accompagnée.

A l’occasion d’une décision politique sonnant le glas des moyens de production intermittents, notamment en raison de leur incapacité à remplacer quelque moyen pilotable que ce soit, peut être s’apercevrait on alors que le véritable problème du démantèlement n’est pas celui qu’on croit, mais celui des milliers de « Jurassic Parks éoliens» qui défigurent les campagnes et en bétonnent les sols.

Il semble nécessaire que d’ici là, les coûts en soient provisionnés dans la plus grande transparence.

Faute de quoi les propriétaires des terrains sur lesquelles les éoliennes sont implantées risqueraient d’en faire les frais, puisque la forme des baux emphytéotiques, comme la législation concernant la nomenclature ICPE des machines, semblent en faire les propriétaires des machines et seuls responsables de leur démantèlement et de la dépollution des sols en cas de disparition de l’exploitant.

Ce problème concerne également les collectivités territoriales, mais aussi les acteurs des projets participatifs, destinés à en faire accepter les nuisances aux futurs riverains en leur faisant miroiter l’espoir de retombées financière mais ne dédouanant pas pour autant du principe pollueur payeur.

L’éventuelle double peine d’une déconvenue financière risquant assurément de trouver son apogée devant le gouffre du démantèlement.