Coût de l’électricité : Tout ce que vous avez toujours voulu savoir sur les TRV…

 Excellente tribune de Gerard Petit dans European Scientist : Contre l’envol des factures d’électricité : « il était une fois… » un pays qui avait fait de bons choix

https://www.europeanscientist.com/fr/opinion/contre-lenvol-des-factures-delectricite-il-etait-une-fois-un-pays-qui-avait-fait-de-bons-choix/?utm_source=dlvr.it&utm_medium=twitter

Extraits :

La merveilleuse martingale de l’ARENH

« Pour mesurer à quel point nous avons distordu notre marché intérieur de la fourniture d’électricité, pour y faire entrer de force une fausse concurrence, il faut s’armer de courage et consacrer un peu de son temps (sur le site de la CRE(1), ou ceux des Assemblées Parlementaires) pour mieux approcher les arcanes du système…Dans le schéma institué par la loi NOME,  EDF ne se trouve pas seulement face à des concurrents, dans une arène où tous joueraient le même jeu -ce qui, en soi, pourrait s’entendre- mais elle est contrainte de les nourrir grassement, pour qu’ils grandissent vite et puissent mordre efficacement la main qui les sustente..

Ce dispositif dit ARENH distribue la manne en fonction des « portefeuilles clients » des fournisseurs qui en font la demande (80 actuellement, un chiffre à considérer en soi, car il traduit clairement un effet d’aubaine), et parmi eux, des « majors » du secteur de l’énergie, comme Total, ENI, Vattenfall, Iberdrola, Engie, SNCF énergie,..)

A noter qu’Exeltium, un consortium français de consommateur « électro-intensifs » bénéficie de conditions assimilables à l’ARENH (et qui viennent en déduction du volume d’ARENH).

Il est d’ailleurs choquant que la loi contraigne EDF à « biberonner » le géant Total (devenu récemment Total-Energies), pour faciliter sa pénétration du marché de la fourniture d’électricité (via le rachat de « Direct Energie »). Cette situation est parfaitement surréaliste, surtout lorsqu’on sait avec quelle âpreté Total a œuvré pour que la part de la production d’EDF cédée pour l’ARENH, passe de 100 TWh à 150 TWh , mais qui, dans sa requête contre EDF, quand il refusait d’enlever sa part réservée d’ARENH, en pleine crise du Covid, n’a finalement pas été suivi par le Conseil d’Etat, après avoir gagné devant la juridiction commerciale…

Cette merveilleuse martingale a fait vivre grassement, toute une cohorte d’affairistes opportunistes, s’affichant souvent par ailleurs, comme fournisseurs d’électricité verte (grâce au mécanisme obscur des garanties d’origine, qui permet de s’afficher « vert », sans vrai fondement, mais avec un surcoût pour l’utilisateur, doublement abusé donc… »

Dès 2017, une tendance haussière s’est établie sur les marchés, due à l’ajustement des flottes pilotables et à l’augmentation progressive du prix du gaz et de celui du carbone (les mix, hors de France, restant encore largement fossiles). .. Pour les « alternatifs » le recours au marché est donc devenu pénalisant, et a provoqué un repli vers l’ARENH (après une demande nulle en 2016 !) avec demande corrélative que son volume soit accru de 100 TWh à 150 TWh. Mais cette disposition, pourtant votée en 2019 par les parlementaires , n’a pas été acceptée par Bruxelles.

La mécanique infernale des TRV modifiés, conjuguée à l’ARENH, risque de tuer lapoule aux électrons d’or

« En 2014, le Gouvernement a décidé de changer le mode de calcul des TRV, dans une logique dite « d’empilement des coûts », afin que les TRV, valeurs repères pour les « alternatifs », reflètent mieux les conditions de leur approvisionnement (ARENH + marché), sans plus de référence aux coûts de production d’EDF….

Le marché de l’électricité est en effet piloté par le coût de production de la dernière centrale appelée (dans une logique de « merit order ») pour assurer l’équilibre offre-demande sur la plaque européenne, or c’est le plus souvent une unité « Cycle Combiné Gaz », pour laquelle (à la différence du nucléaire) c’est le prix du combustible qui fabrique le coût du kWh.

Quand le prix du gaz s’envole, celui de l’électricité suit…sans corrélation avec le coût de production des centrales de notre territoire national (nucléaire + hydraulique + EnRs), l’appui sur le gaz, bien réel, restant cependant relatif.

Les TRV, construits en intégrant les prix de marché, s’envolent donc, à l’unisson, provoquant la crise que l’on connait. Au prochain ajustement, programmé le 01/02 (14) la CRE prévoyait en effet une augmentation de l’ordre de 40% !!…à moins de 100 jours d’une séquence électorale majeure… la situation paraît inextricable.

Pour contenir cette hausse (la limitant au final à  4%, soit dix fois moins),le gouvernement a fait un triple choix :

D’abord diminuer les taxes (en réduisant l’impopulaire CSPE de 22,5€/MWh, à 0,5€/MWh..) ce qui fait baisser mécaniquement toutes les factures, mais crée un manque à gagner pour l’Etat de 8Mds€.

Puis modifier la formule de calcul des TRV en pondérant différemment les différents composants

Enfin, pour secourir spécifiquement les « alternatifs », très exposés aux prix de marché (pour les raisons dites supra), il a été décidé d’augmenter le volume de l’ARENH qui passerait de 100 TWh à 120 TWh (cet accroissement étant un peu mieux rémunéré (de 42€/MWh à 46,2€/MWh)).

Pour EDF, c’est une charge supplémentaire qu’elle estime à 8Mds€, en partie parce que ces 20 TWh supplémentaires, elle devra se les procurer sur les marchés qui flambent, car ils étaient déjà « placés » dans des contrats conclus avant la crise. Mais hors cette difficulté conjoncturelle (qui affectera certainement plusieurs exercices), EDF se voit désormais contrainte de céder, à vil prix, plus d’un tiers de sa production nucléaire à ses concurrents pour que ceux-ci puissent survivre…au moins jusqu’à 2025, l’horizon fixé par la loi.

Cette dernière décision est lourde de conséquences pour EDF, alors que le besoin d’investir pour l’entretien de son parc nucléaire (un outil plus essentiel que jamais au système), est patent, sans parler du financement de l’achèvement des EPR de Flamanville et de Hinkley Point et de celui des nouveaux projets « envisagés » par le Gouvernement, en France, mais aussi à l’étranger.

Les syndicats, unanimes, soutenus par leur Direction, ont battu le pavé pour dénoncer la mauvaise part faite à EDF, et le cours de Bourse a « dévissé » de 20%.

Le risque de tuer la poule aux électrons d’or est bien réel, malgré les dénégations gouvernementales (Barbara Pompili) et de la CRE (Jean François Carenco), qui parlent seulement de manque à gagner pour EDF…

Des gouvernements hémiplégiques

« Le  Gouvernement a une lecture hémiplégique de la situation, car enfin, la cause de tous ces dysfonctionnements aux conséquences très dommageables, est bien le maintien de cette concurrence artificielle, une fiction énergétique qui a abusé bien des consommateurs et enrichi des affairistes opportunistes.

Sans la création d’un terrain de jeu pour ces « alternatifs » (l’ARENH) et la fabrication d’un bouclier tarifaire à leur avantage (car faisant fuir des clients d’EDF pouvant toujours trouver moins cher que les TRV), la situation actuelle ne présenterait aucun des traits aigus actuels et surtout, EDF, le socle de notre système, ne serait pas durablement affaibli, cette vulnérabilité offrant de nouvelles armes à ses détracteurs historiques.

Si on avait laissé EDF jouer de ses atouts hydro-nucléaires, c’est-à-dire laissé l’entreprise fixer librement ses tarifs sur le marché européen (suffisamment vaste et peuplé de poids lourds, sans risque donc qu’elle n’apparaisse en position dominante), il est clair que la France ne connaîtrait pas cette crise qui, compte tenu des attendus développés dans cet article, devrait durer, comme donc les pseudo-palliatifs qui grèvent EDF. »

Comité de prospective de la CRE_ Le vecteur hydrogène

Rapport rédigé par d’Olivier APPERT, Membre de l’Académie des technologies, et Patrice GEOFFRON, Professeur d’économie à l’Université Paris, Dauphine-PSL

Rapport complet : https://www.eclairerlavenir.fr/wp-content/uploads/2021/06/GT4-Rapport-final-Hydrog%C3%A8ne.pdf

A) Contexte :

On pourra se reporter à deux billets précédents résumant un rapport de l’Académie des Technologies : https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/09/les-enjeux-de-lhydrogene-le-rapport-de.html

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/09/les-enjeux-de-lhydrogene-le-rapport-de_9.html

Et à une conclusion importante  :

« L’utilisation massive d’hydrogène comme stockage intermédiaire d’énergie électrique intermittente (éolien et solaire) dans la chaîne Power-to-Gas-to-Power se heurte à des obstacles rédhibitoires tenant aux volumes considérables des stockages d’hydrogène requis et au faible facteur de charge des électrolyseurs et piles à combustible de la chaîne « conversion-stockage-conversion » qui obère considérablement les coûts… »

« Dans tous les cas, le stockage d’une électricité renouvelable variable sous forme d’hydrogène entraine des pertes de conversion de 70 %, à terme peut-être seulement 40 ou 50 %. Dans un environnement disposant de larges réseaux de gaz ou d’électricité les perspectives de rentabilité pour ces solutions semblent très lointaines, à des niveaux de coût carbone bien supérieurs à ce qu’ils sont actuellement. »

Bon, l’hydrogène c’est pas nouveau ( un molécule prometteuse destinée à le rester ?)

« Élément chimique le plus abondant de l’univers, l’hydrogène est source d’espoirs depuis deux siècles. Mais l’ère post-carbone, où l’hydrogène aura contribué à évincer les énergies fossiles, n’est pas encore advenue. Pour l’heure, ses usages sont certes très concentrés dans l’industrie chimique (ammoniac pour la fabrication des engrais) ou la pétrochimie (pour le raffinage), mais cet hydrogène est très « gris », produit à 95 % à partir de gaz et de charbon (la molécule H2 n’étant pas disponible à l’état naturel). Dans le cadre de la lutte contre le changement climatique, encore loin des espoirs, l’hydrogène fait donc partie pour l’heure du problème, induisant l’émission de près d’un milliard de tonnes de CO2 par an au niveau mondial. Mais l’Union européenne, qui vise la neutralité carbone d’ici 2050, ravive un espoir d’émergence d’une économie de l’hydrogène propre dans son Green Deal : ce à quoi l’Allemagne, la France et l’Italie font écho en prévoyant des milliards d’euros pour construire une filière dans ce domaine. L’objectif est de produire en masse un hydrogène par électrolyse de l’eau, grâce à une électricité décarbonée (éolien, photovoltaïque, hydraulique, nucléaire, etc.) ou dont les émissions seraient captées et stockées »

Le moins qu’on puisse dire est que le rapport rappelle à la raison quant à l’enthousiasme  un peu démesuré et sonnant et trébuchant de certains politiques

B) Les procédés de production de l’hydrogène : de l’hydrogène de toutes les couleurs

Hydrogène gris : Le vaporeformage d’énergie fossile consiste à exposer du gaz ou du charbon à une vapeur très chaude, afin de libérer le dihydrogène. L’ hydrogène « gris » est particulièrement émetteur de gaz à effet de serre Les milliards de tonnes de CO2 émises par la production d’hydrogène représentent 2,5 % du total des émissions mondiales.

Toutefois couplé à une chaîne de captage, de transport puis de stockage du carbone (CCS) : cet hydrogène est alors qualifié de « bleu » .

Hydrogène vert, rose  ou jaune : obtenu par  décomposition de la molécule d’eau, par électrolyse ou par cycles thermochimiques – la molécule se dissocie sous l’effet de températures de l’ordre de 800 à 1 000 °C. L’hydrogène produit est désigné par plusieurs couleurs selon la source d’électricité utilisée. Il est qualifié de « vert » lorsque la source d’électricité est composée exclusivement d’énergies renouvelables ou de « rose » lorsqu’il est produit avec de l’énergie nucléaire. Toutefois, en France, l’hydrogène produit à partir du réseau électrique – parfois caractérisé en « jaune » – dégage peu de CO2 compte tenu de la faible teneur en carbone du mix français largement composé de l’électricité des centrales nucléaires et de l’hydroélectricité des barrages.

Le vaporeformage dégage en moyenne 11 kg de CO2 par kg d’hydrogène (auquel il convient d’ajouter 1 kg pour 100 km de transport), tandis que l’hydrogène vert n’en émet que 1,9 kg et l’hydrogène jaune 3 kg. Comparativement, l’hydrogène produit à partir du réseau d’électricité européen produit quant à lui plus de 20 kg de CO2.

Production à partir du réseau français et taxonomie « verte » européenne :

L’Europe met en place une taxonomie de l’investissement durable pour orienter les flux vers les technologies décarbonées. Cette taxonomie vise à définir un seuil d’émissions de CO2 en-deçà duquel telle technologie ou activité sera considérée comme contribuant à l’évolution positive du climat. L’acte délégué présenté le 23 avril 2021 par la Commission définit comme éligible à la taxonomie verte la production qui dégage moins de 3 kg de CO2 par kg d’hydrogène, un seuil qui rend éligible le recours au mix électrique français

Commentaire : cela me semble très très optimiste lorsqu’on considère l’acharnement des Allemands à combattre l’inclusion du nucléaire dans la taxonomie. Si le nucléaire n’est pas inclus dans la taxonomie, cela rendra probablement l’hydrogène produit à partir du réseau électrique français inéligible à tout financement vert…. De même que tout hydrogène produit à partir de SMR (Small Modular Reactor, pourtant une technologie très prometteuse)

1) Les coûts de production :

Le coût de l’hydrogène produit par vaporeformage dépend de celui du gaz naturel, à partir duquel il est produit, et de celui du CO2. Il s’élève aujourd’hui en France entre 1,5 et 2 €/kg environ, sous l’hypothèse d’un prix du gaz de 20 €/MWh et d’un prix de la tonne de CO2 de 40 €/t sur le marché ETS.

La production de l’hydrogène par vaporeformage avec CCS représente, quant à elle, un surcoût situé entre 1 et 2,5 €/kg par rapport au vaporeformage simple. Le coût d’un kilo d’hydrogène produit par vaporeformage et CCS s’élève aujourd’hui entre 2,5 et 4,5 €/kg. Total estime que le coût de la chaîne de captage, transport et stockage de son projet Northern Light en Norvège pourrait diminuer d’un coût de 150 à 75 € la tonne de CO2 grâce aux effets d’échelle, soit un surcoût de 0,75 € par kilo d’hydrogène produit par rapport au vaporeformage et donc le prix devrait diminuer dans une fourchette entre 2 et 2,5 €/kg à l’horizon 2030.

Compte-tenu de ces évolutions favorables des coûts, le rapport considère que à titre transitoire, et dans une optique de stimuler la demande d’hydrogène décarboné dans l’industrie et la mobilité, il pourrait être envisagé de recourir de manière complémentaire à l’hydrogène bleu produit après CCS.

Le coût de production de l’hydrogène électrolytique dépend des dépenses d’investissement de l’électrolyseur (Capital expenditure, ou CAPEX), du prix de l’électricité et du taux de charge, c’est-à-dire du taux d’utilisation de l’électrolyseur. Les CAPEX s’élèvent aujourd’hui autour de 1 000 €/kW pour les électrolyseurs alcalins et 1 500 €/kW pour les PEM.

Au total, les coûts actuels de production de l’hydrogène électrolytique (4,5 à 6 €/kg) sont encore très élevés par rapport au vaporeformage (1,5 €/kg) et même par rapport à l’hydrogène bleu (2,5 à 4,5 €/kg). Le développement d’une demande pour l’hydrogène produit par électrolyse dans les prochaines années nécessitera donc une baisse significative des prix de production et un soutien public pour couvrir la différence de coût.

Un kilo d’hydrogène produit par electrolyse  sera produit dans une fourchette comprise entre 2 et 4 €/kg à l’horizon 2030. Il ne deviendrait compétitif avec l’hydrogène fossile (2,5 €/kg avec un prix du CO2 à 100 € sur l’ETS) que dans les scénarios les plus optimistes.

2) Modalités de production par électrolyse

Il existe trois configurations possibles pour la production par électrolyse.

La première consiste à relier directement les électrolyseurs à une source d’énergie renouvelable et de n’utiliser que les surplus de production d’électricité pour produire de l’hydrogène, afin de bénéficier des prix les plus bas. Ce fonctionnement s’avère être le plus onéreux, car le taux de charge des électrolyseurs est particulièrement faible compte tenu de l’intermittence des renouvelables… cette configuration oblige à surdimensionner l’électrolyseur pour qu’il puisse recevoir le plus possible d’électricité produite par la centrale. Aucun espoir de rentabilité même à moyen terme avant 2030

Commentaire : en fait, comme l’Académie des technologies avant elle, le groupe de la insiste sur  une absence de modèle économique à horizon 2030 pour le stockage des excédents d’électricité :

L’hydrogène constitue un vecteur d’énergie. À ce titre, il peut servir à stocker l’électricité produite en recourant à l’électrolyse pour la restituer par la suite, par exemple grâce à une pile à combustible. Cet usage, désigné sous le nom de Power-to-gas-to-power, offre la possibilité d’équilibrer l’offre d’électricité à la demande. Il permet ainsi de pallier le problème de l’intermittence des énergies renouvelables, en stockant par exemple l’énergie solaire excédentaire produite en été pour la restituer en hiver. Il offre également la possibilité de résoudre des problématiques de congestion du réseau électrique en évitant d’investir dans de nouvelles lignes. RTE considère néanmoins qu’il n’existe pas de modèle économique à horizon 2035 pour ces deux services.

L’hydrogène apparaît peu compétitif face à aux modes  de stockage existants , compte tenu notamment du faible rendement énergétique (30 % environ actuellement) et du surcoût que représente la production d’hydrogène par un électrolyseur ne captant que les surplus d’électricité (le faible taux de charge augmente la durée d’amortissement des CAPEX, cf. supra). L’Académie des technologies estime ainsi que le coût du MWh produit par une pile à combustible s’établit entre 500 et 800 €/MWh et peut diminuer en dessous de 400 €/MWh en utilisant le même dispositif comme électrolyseur et comme pile à combustible. Par rapport aux solutions thermiques qui pallient aujourd’hui la variabilité des énergies renouvelables, RTE estime que le coût de la tonne de carbone évitée par le Powerto-gas-to-power s’élève à environ 400 €/t de CO2 pour un hydrogène à 3 €/k

Le deuxième mode consiste à relier les électrolyseurs directement au réseau, afin qu’ils fonctionnent toute l’année, sauf pendant certaines périodes de tension où les prix de l’électricité sont élevés. Ce fonctionnement est aujourd’hui le mode le plus économique, car il nécessite moins de capacité d’électrolyse pour un même volume d’électricité et permet ainsi d’amortir plus rapidement le coût d’investissement.

Le dernier mode repose sur l’installation d’électrolyseurs sur un site de production d’électricité renouvelable dédié à la production d’hydrogène, l’électricité pouvant être revendue lorsque les prix sont élevés sur le marché…. l’hydrogène ainsi produit ne deviendrait moins cher que le raccordement direct au réseau qu’en cas de baisse plus forte qu’anticipée du prix des panneaux solaires de l’ordre de 30 % ou de très fortes hausses des prix de l’électricité sur le marché.

Seuls les deux derniers modes – connexion au réseau raccordement à un site d’énergie renouvelable dédié – permettent donc d’optimiser le coût de production d’hydrogène à horizon 2030. Si la première de ces deux configurations est à l’heure actuelle la moins onéreuse, le choix entre ces deux configurations dans les prochaines années dépendra des hypothèses d’évolution des prix de l’électricité renouvelable et des prix de l’électricité sur le marché de gros, et dans une moindre mesure des CAPEX

3) Des modes prometteurs de productions – 1) le Carbon storage

« Pour que l’hydrogène bleu devienne une possibilité sur le plan industriel, les capacités de stockage devront être développées. En 2020, seules 35 millions de tonnes de capacités de stockage sont en projet, principalement aux États-Unis (25 Mt), alors qu’il faudrait 800 millions de tonnes pour seulement stocker le carbone issu de la seule production d’hydrogène, qui ne représente elle-même que 1 % du total des émissions de CO2. Les pays européens les plus avancés sur le CCS, la Norvège, les Pays-Bas ou encore le Royaume-Uni, cherchent à développer cette filière par la mise en place de mécanismes mélangeant incitation et sanction, en couplant des taxes croissantes sur le CO2 et de subventions couvrant le différentiel de coût entre le prix du CCS et celui de la tonne de carbone. Les Pays-Bas ont ainsi instauré une taxe carbone de 30 € en 2020 qui augmentera jusqu’à 125 € en 2030, tandis que la mise en place de contrat pour différence (CfD) sur la valeur du CO2 permet le financement de 100 % de l’écart entre les coûts du projet et le prix du CO2 (dans une limite de 156 €/t pour le CCS). Il convient de noter l’existence de discussions germano-russes destinées à explorer la possibilité d’exporter de l’hydrogène produit en Russie à partir de méthane avec CCS. 

Le développement du CCS en France nécessiterait de déployer des capacités de stockage de CO2 ou transporter ce dernier vers les zones de stockage en Mer du Nord. Des études dans le Nord de la France ont permis d’identifier des petites structures de stockage. D’autres se situeraient probablement en off-shore sur la côte atlantique. Le potentiel est estimé à quelques centaines de millions de tonnes de CO2. Leur exploitation nécessiterait néanmoins des campagnes d’exploration (forages de puits, campagne sismique) longues (8 ans entre le début du projet et sa mise en service) et coûteuses (creuser un puits en mer du nord coûte environ 100 M$). Le choix de recourir à cette technique en France ne peut donc concerner uniquement la production d’hydrogène. L’exportation de CO2 capté en France, plus immédiate, nécessiterait, sur le plan juridique, un accord bilatéral avec le pays d’importation. Le coût de transport d’une tonne de CO2 par navire vers les Pays-Bas est estimé par Total autour de 20 €. Elle serait limitée à l’hydrogène produit à proximité d’un port pour des raisons logistiques.

Commentaire : le stockage du carbone ne pose pas de barrières techniques insurmontables, il suffit de lancer des campagnes d’exploration. En Europe, Norvège, Pays-Bas, Royaume-Uni , des mélanges de taxes sur le CO2 et de subventions permettent d’inviter au développement de cette technique identifiée par l’AIE comme un moyen très prometteur de combattre le réchauffement climatique (cf par exemple https://www.connaissancedesenergies.org/la-capture-du-co2-essentielle-dans-le-cadre-de-la-transition-energetique-selon-laie-200930). Si effectivement il n’y a que peu d’intérêt à développer ces techniques pour la seule production d’hydrogène, elle peuvent devenir un atout majeur dans la transition énergétique. Et pour l’hydrogène

Des modes prometteurs de productions 2)– SMR et électrolyse à haute température

 Le CEA travaille actuellement à un couplage entre un électrolyseur SOEC (solid oxide electrolysis cell) à haute température pouvant fonctionner en mode électrolyse ou PAC et des petits réacteurs nucléaires modulables, dits « SMR » (Small Modular Reactors). Le premier avantage du modèle est d’utiliser la chaleur de la centrale pour augmenter le rendement de l’électrolyse à haute température de 10 points, soit un rendement total de 85 % contre 65 à 70 % maximum pour les électrolyseurs PEM et Alcalins. Un apport de chaleur à 150 degrés sous forme de vapeur surchauffée est suffisant pour entretenir le système. Le modèle permet également d’optimiser la production d’hydrogène en fonction des prix de marché de l’électricité. Lorsque les prix sont élevés, l’électrolyseur serait à l’arrêt ou fonctionnerait en mode réversible (PAC) pour soutenir le réseau. En cas de prix bas, le réacteur nucléaire serait modulé à la baisse pour capter les prix du réseau et produire l’hydrogène à moindre coût. Ce couplage permettrait enfin de produire un hydrogène localement, au plus près des usages, pour éviter les coûts de logistique avale. Le prix cible à long terme est de 2 à 3 € le kilo d’hydrogène. Le Royaume-Uni, l’Allemagne (avec Sunfire), les États-Unis (avec Fuel Cell Energy)expérimentent également cette technique, avec des démonstrateurs jusqu’à 2 MW. Le développement du SMR soulève néanmoins la question de l’acceptabilité sociétale d’une dissémination de réacteurs nucléaires en France, chacun ayant malgré tout une puissance de l’ordre de 250 MW.

Des modes prometteurs de productions –  3) la torche à plasma

Le rapport constate que « la technologie plasma, qui permet de produire de l’hydrogène à partir de méthane sans dégager de CO2, mais seulement du carbone solide, est prometteuse en raison de la faible quantité d’énergie requise et de l’utilisation du carbone produit, bien que les débouchés soient réduits. Elle souffre néanmoins, selon l’Académie des technologies, d’un manque d’intérêt à ce stade de la part des industriels et des pouvoirs publics français »

Commentaire : il s’agit de la décomposition thermique du méthane par torche à plasma qui produit du carbone (valorisable) et non du CO2. Le procédé est généralement considéré encore comme expérimental, mais la Russie y croit beaucoup, avec un programme extrêmement ambitieux. La Russie, premier fournisseur de gaz naturel de l’Allemagne et de l’Europe se prépare à la décarbonisation de l’Union européenne.

Dans son rapport cité précédemment, l’Académie des technologies regrettait  : « Malheureusement, les technologies plus disruptives comme la technologie plasma de production d’hydrogène à partir de méthane sans générer de CO2, les travaux sur la génération microbienne d’hydrogène ou l’exploration de l’hydrogène natif restent des niches délaissées en France par les pouvoirs publics qui financent la recherche. Les TRL plus bas de ces technologies devraient pourtant justifier un plus grand soutien public »

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/09/les-enjeux-de-lhydrogene-le-rapport-de.html

Propositions du groupe de travail concernant la production

- adopter une approche de neutralité technologique quant aux différentes formes d’hydrogène décarboné (« vert », « jaune », voire « bleu ») pour atteindre rapidement les coûts de production les plus bas et minimiser le coût du soutien public ;

- dans le cas d’une production de l’hydrogène à partir d’électricité, favoriser la configuration d’électrolyse la plus économique, compte tenu du mix-électrique français :

- connecter en priorité les électrolyseurs au réseau d’électricité compte tenu de la variabilité des énergies renouvelables qui diminue leur taux de charge. En cas de baisse plus forte qu’anticipée des coûts du photovoltaïque et de l’éolien, favoriser le raccordement à un site d’énergie renouvelable dédié ;

- favoriser le raccordement indirect au réseau public de transport ou la mise en place d’électrolyseurs de plus de 40 MW dans une logique de hubs pour 7 bénéficier de moindres coûts d’accès au réseau ou de synergies dans l’emploi et la logistique de l’hydrogène ;

- recourir à des contrats de long terme entre les producteurs d’électrolyse et les producteurs d’électricité décarbonée pour éviter l’impact de la hausse du prix du CO2 sur le système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne (EU ETS) sur le prix de l’électricité, et maîtriser le risque-marché.

 - poursuivre les soutiens à la recherche et au développement sur les technologies de production de rupture (électrolyse à haute température et SMR, torche à plasma)

Propositions du groupe de travail  concernant les usages les plus pertinents sur le plan économique de l’hydrogène à l’échéance 2030

- concentrer les aides publiques sur les usages les plus mûrs : la substitution à l’hydrogène « gris » actuellement consommé dans l’industrie, puis les transports lourds, dans une perspective de création d’une filière industrielle ;

- créer un comité indépendant sous l’égide de la Commission de régulation de l’énergie pour suivre le développement des usages de l’hydrogène et identifier l’évolution des besoins de construction d’infrastructures ;

- adapter le cadre régulatoire et de soutien en fonction du développement du marché, notamment afin d’éviter les coûts échoués dans des infrastructures de transport d’hydrogène surdimensionnées, sans préjudice de la poursuite des études sur la faisabilité technique de la conversion des réseaux de gaz naturel.

- Commentaires :

Un espace économique potentiel pour le ferroviaire, les poids lourds voire le transport maritime

Trains : oui, mais effet faible :  La moitié du réseau français est actuellement électrifiée : mais si les trains électriques représentent 80 % du trafic, les autres utilisent des moteurs thermiques, lesquels émettent 3 millions de tonnes de CO2 par an.

Poids lourds peu convaincant :  Un camion hydrogène coûte aujourd’hui 450 000 € contre 90 000 € pour un camion diesel et 120 000 € pour le gaz naturel, un surcoût qui s’explique notamment par le prix de la pile à combustible. Les économies d’échelle entraînées par une hausse de la production seront donc indispensables. Le coût des infrastructures demeure également très élevé, autour de 1 M€ pour une station à 350 bars et une capacité d’avitaillement de 200 kg par jour. Afin d’économiser les ressources publiques, les stations devront donc être déployées à proximité des principaux corridors routiers et des principales flottes captives. L’’utilisation de l’hydrogène dans les transports lourds à horizon 2030 conservera donc un surcoût important par rapport au diesel, qui sera délicat à répartir. Le secteur du transport routier ne dégage par exemple que de faibles marges, de sorte que la capacité des acteurs à payer un premium restera limitée

Transport maritime : limité  Il est vraisemblable que le transport maritime ne constituera pas un secteur d’application pour l’hydrogène à l’horizon 2030. Le transport maritime émet chaque année 900 millions de tonnes de CO2, soit 2,6 % des émissions mondiales, susceptibles de croître jusqu’à 1,7 milliards de tonnes à horizon 2050 selon l’Organisation Maritime Internationale. Si l’hydrogène peut être utilisé pour des navires de faible puissance – tels que des ferries ou des navettes fluviales grâce à des piles à combustible – l’hydrogène liquide ou ses dérivés (ammoniac, méthanol) seront néanmoins encore très chers à horizon 2030 pour le transport maritime de longue distance.

Transport léger : non  Une absence très probable de modèle économique pour les véhicules légers à horizon 2030. Le coût du véhicule hydrogène est aujourd’hui quatre fois plus élevé que celui des véhicules thermiques et deux fois plus que celui les véhicules électriques, impactant fortement le coût complet d’usage. Les perspectives de réduction des coûts de motorisation demeurent incertaines »

Avion : non. À l’horizon 2030, l’avion à hydrogène ne devrait pas apparaître. Un Airbus A320 contient 23 tonnes de kérosène, soit l’équivalent énergétique de 9 tonnes d’hydrogène. Toutefois, cet hydrogène occuperait, sous forme comprimée, un volume huit fois plus important que le kérosène, et un volume encore quatre fois plus important sous forme liquéfiée – impliquant de repenser fondamentalement l’architecture des avions

L’utilisation d’hydrogène dans les aéroports implique de résoudre toute une série de difficultés logistiques en termes d’acheminement et de remplissage des avions…tout accident étant susceptible de remettre en cause ce type de technologie (Remember Zeppelin !)

Propositions concernant les enjeux de développement d’une filière industrielle française.

- soutenir les fabricants français et européens de composants essentiels (électrolyseurs, piles à combustible, réservoirs) et élémentaires (plaques bipolaires, assemblage d’électrode à membrane) en favorisant leur collaboration avec les grands groupes et via les appels à projets et les marchés publics

 - accentuer les efforts en recherche et développement sur les matériaux critiques (nickel des électrolyseurs alcalins, iridium des électrolyseurs à membrane polymère échangeuse de protons, platine des piles à combustible) pour optimiser leur usage et favoriser leur substituabilité et les possibilités de recyclage

Propositions concernant la sécurité

- conduire un travail de fond sur la règlementation et l’usage de l’hydrogène, aussi bien dans le domaine du transport que dans celui de l’habitat

- intensifier la participation française dans les activités de normalisation et de coopération internationale sur les enjeux de sécurité.

Commentaires : les problèmes de sécurité ne sont pas à prendre à la légère et peuvent entrainer des revieremenrs rapides de l’opinion , Remember Hindenburg !

« L’hydrogène présente plusieurs caractéristiques qui induisent des risques en termes de sécurité :

 - sa plage d’explosivité se situe entre 4 et 75 % d’hydrogène dans l’air, un intervalle beaucoup plus large que pour le gaz naturel et qui peut être facilement atteint lors d’une fuite dans un milieu confiné.

 À l’air libre, la grande légèreté et la grande diffusion de l’hydrogène limitent ce risque, même s’il persiste une zone inflammable autour du point de fuite, qui peut s’étendre sur plusieurs dizaines de mètres et occasionner une explosion, comme en témoigne l’accident dans une station-service en Norvège en 2019 (accident qui a conduit à la suspension provisoire de la vente de véhicules à hydrogène par Toyota et Hyundai et la fermeture provisoire des autres stations.)

 - son énergie minimale d’inflammation est faible, ce qui, combiné à la plage d’explosivité large, facilite un risque d’inflammation ou d’explosion d’une fuite d’hydrogène ;

- l’hydrogène est une petite molécule qui se diffuse facilement et qui d’autre part présente une problématique de compatibilité avec certains matériaux, comme l’acier, ce qui peut augmenter les risques de fuite d’un tuyau ou d’un réservoir de véhicule

- la combustion de l’hydrogène crée une flamme très chaude, plus de 2 000 °C, mais celle-ci est peu visible, ce qui crée un risque lors des opérations de secours.

L’hydrogène présente néanmoins aussi des caractéristiques favorables en termes de sécurité, comme le souligne l’Académie des technologies. Le faible rayonnement de sa flamme limite fortement le risque de propagation en cas d’incendie ; il n’est pas toxique et, dans des zones convenablement ventilées, il se dilue quatre fois plus vite dans l’air que le gaz naturel et douze fois plus vite que les vapeurs d’essence, ce qui réduit les risques d’accumulations explosives.

Il ressort néanmoins que le développement de la filière hydrogène, notamment pour les nouveaux usages, doit systématiquement passer par un travail de prise en compte de ces risques, afin de prévenir des accidents qui pourraient mettre en danger des vies humaines et réduire fortement l’acceptation sociale de ce gaz. En mai 2019, l’explosion d’un réservoir de stockage à hydrogène d’un centre de recherche gouvernemental en Corée du Sud a causé la mort de deux personnes et blessé six autres, détruisant un complexe de la taille de la moitié d’un terrain de football. Cet accident a entraîné dans le pays des mouvements de protestation de résidents contre les usines d’hydrogène. L’explosion en juin 2019 d’une station-service en Norvège a conduit à la suspension provisoire de la vente de véhicules à hydrogène par Toyota et Hyundai et la fermeture provisoire des autres stations. »

Conclusion

« Au total, si les Européens disposent déjà d’atouts industriels, la construction d’une filière de l’hydrogène impliquera un effort sur le très long terme, avec des effets limités sur les objectifs environnementaux de l’Union européenne en 2030. Notre conviction est que l’hydrogène tiendra lieu de test, de la capacité d’une Union en quête de souveraineté industrielle, à s’inscrire avec constance dans le temps long.

Commentaire : une vision réaliste loin des enthousiasmes délirants, un rappel que l’économie de l’hydrogène est un projet de long terme qui n’apportera pas de solutions aux objectifs environnementaux dans un avenir proche, un rappel  aussi que les utilisations seront peut-être pas si nombreuses

Données complémentaires sur le transport et le stockage de l’hydrogène :

L’hydrogène doit d’abord être comprimé ou liquéfié pour répondre aux usages envisagés. Les réservoirs des véhicules nécessitent ainsi une compression de 350 à 700 bars, quand l’hydrogène produit par électrolyse se situe entre 10 et 50 bars. La compression d’hydrogène jusqu’à 700 bars coûte environ 0,1 €/kg selon l’Académie des technologies. La liquéfaction, qui nécessite plus d’énergie, car la température descend à - 253 °C, coûte environ 0,4 €/kg. Le coût du transport dépend quant à lui du mode qui varie selon la distance. Le transport de longue distance, supérieure à 3 000 km, nécessite un transport par navire, l’hydrogène étant liquéfié ou transformé en ammoniac. La stratégie allemande reposant largement sur l’importation d’hydrogène issu de pays ensoleillés, l’EWI de Cologne a estimé, dans une étude de décembre 2020, que les coûts de transport par bateau (liquéfaction, chargement, transport, regazéification) s’élèvent à 3,2 $/kg aujourd’hui et pourraient diminuer jusqu’à 1,2 $/kg en 2050. Un tel niveau, auquel il convient d’ajouter les coûts de production, rend l’importation d’hydrogène par navire plus chère à moyen terme que la production locale par électrolyse

Le transport sur des moyennes distances peut être réalisé par hydrogénoduc. En effet, le transport direct d’hydrogène par tuyau s’avère beaucoup moins onéreux que le transport par le réseau électrique de l’électricité produite dans une zone à bas prix vers les lieux de production d’hydrogène. Selon GRTgaz et Teréga, dans la configuration d’un besoin d’hydrogène à Lyon et une électricité renouvelable produite moins chère à Marseille, la solution consistant à transporter de l’hydrogène produit par électrolyse à Marseille par les infrastructures de gaz coûte deux à quatre fois moins cher que celle consistant à transporter l’électricité de Marseille vers Lyon et de réaliser l’électrolyse dans cette dernière ville.

Le coût d’une infrastructure de stockage en cavité saline, qui dépend de la taille de cette dernière, de la quantité à stocker et de la fréquence de cyclage de l’hydrogène, s’élève entre 0,2 0,6 €/kg selon Storengy. La technique de stockage d'hydrogène en cavité saline est mûre et est déjà utilisée au Royaume-Uni (site de Teeside) et aux États-Unis. Il convient d'adapter les pratiques pour un cyclage plus fréquent, en réponse aux besoins du marché. Des zones de stockage se situent en France au niveau d’Etrez, dans la région AURA, ou dans le Sud-Est du pays. Enfin, il importe d’ajouter les coûts de distribution en station-service pour les usages de mobilité. »

Les Energies renouvelables, un statut exorbitant

Intoxication des margoulins de l’éolien : il se plaignent !

Dans une lettre ouverte au Président de la République (24  novembre 2020), le Syndicat des Energies Renouvelables (SER) affirme :

« Le sujet des énergies renouvelables et en particulier de l’éolien, est de plus en plus pris en otage par des débats stériles, animés par des organisations opposées à la transition énergétique et par des acteurs politiques qui manipulent l’opinion en agitant des peurs factices. En favorisant la production et la diffusion de fausses informations, ces organisations et personnalités cherchent à opposer les Français les uns aux autres. »

Nicolas Wolff, Président de France Energie Eolienne dénonce « un  climat de défiance, voire d’outrance, où la désinformation et certains agendas politiques empêchent toute rationalité »

Jean-Louis Bal, Président du SER : « Les Français, dans leur très grande majorité, veulent accélérer la transition énergétique et soutiennent pleinement les énergies renouvelables et l’éolien. »

 Ben oui, surtout ceux qui habitent dans les villes et n’en subissent pas les inconvénients. Si les Français soutiennent pleinement les éoliennes ( et ceux qui le font le font-ils pour de bonnes raison ? savent-ils que leur intérêt climatique est quasi-nul, voir négatif), pourquoi autant d’oppositions et pourquoi cette lettre ?

Parmi les signataires figurent le président de la Région Bretagne Loïg Chesnais-Girard (PS), du Grand Est Jean Rottner (LR), le vice-président de France Nature Environnement Jean-David Abel, Yann Arthus-Bertrand, la PDG d'Enercoop Amandine Albizzati, ou le président de l'association de collectivités Amorce Gilles Vincent.

Les margoulins de l’éolien sont sans vergogne. En réalité, ils ont bénéficié d’un pactole de 120 milliards d’euros d’engagements pour même pas produire… 2% de l’électricité française ( et encore une électricité intermittente). 

https://euro-energie.com/lettre-ouverte-au-president-de-la-republique--n-8039

Mais, en plus, pour imposer leurs couteuses machines, ils bénéficient d’un droit à leur main, proprement exorbitant ;

La distance aux habitations

Le 4 décembre 2020 la majorité a rejeté un amendement de Julien Aubert projetant d’augmenter la distance minimale entre éoliennes et habitation (aujourd’hui de 500 mètres, l’une des législations les plus laxistes d’Europe.

Et ceci alors que les hauteurs en bout de pales des machines n'ont fait qu'augmenter et que  les promoteurs imposent maintenant des machines monstrueuses de 150 à 240 m de haut.  La loi qui préconise un éloignement minimum de 500 m des habitations n'est aujourd'hui plus adaptée.

Pour protéger efficacement le cadre de vie des riverains,  il serait temps que le législateur passe cette distance à  1500m minimum ou 10 x la hauteur comme cela est déjà pratiqué dans d'autres pays.

Déjà en 2006, l’Académie de médecine recommandait  de suspendre à titre conservatoire la construction d’éoliennes d’une puissance supérieure à 2,5 MW à moins de 1500 mètres des habitations ; 3) de considérer les éoliennes comme des installations industrielles et qu’à ce titre elles soient soumises aux mêmes contraintes et règlementations, notamment en matière de nuisances sonores.

Rien n’a été fait, bien au contraire ! de quoi se plaint le lobby éolien en France qui bénéficie d’une des législations les plus laxistes…

 Cf/https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/01/petits-problemes-avec-leolien-7.html

La suppression du double degré de juridiction et la cristallisation des moyens

Depuis le 29 novembre 2018 (décret n°2018-1054 dit décret Lecornu) , pris en application de la loi du 10 août 2018 pour un Etat au service d’une société de confiance, le double degré de juridiction dans le contentieux éolien a été supprimé.Désormais, les recours formés contre les permis de construire, les autorisations d’occupation du domaine public, les autorisations d’exploiter et l’ensemble des décisions administratives relatives aux projets éoliens terrestre ne pourront plus être contestée que devant les cours administratives d’appel, en premier et dernier ressort….Ce décret crée un nouveau régime contentieux de faveur, cette fois-ci au profit des projets éoliens terrestres. Le double degré de juridiction avait déjà été supprimé au profit de l’installation d’éoliennes en mer.

Le décret Lecornu prévoit aussi de « cristalliser les moyens » du demandeur deux mois après la communication du premier mémoire en défense, c’est-à-dire de limiter le temps utile aux requérants pour rassembler leurs arguments. Ces mesures seraient complétées par une réduction des délais d’instruction, par l’adoption du principe de « silence vaut accord » (consentement tacite de l’administration) et autres « simplifications » administratives… Ces mesures liberticides s’ajoutent à l’interdiction pour les associations créées depuis moins d’un an d’agir en justice contre une décision relative à l’utilisation des sols.

Commentaire trouvé sur https://blogdroitadministratif.net/2018/12/18/une-restriction-du-droit-au-recours-contre-les-projets-eoliens :

« On peut encore comprendre que, dans un souci de bonne administration de la justice, l’appel soit supprimé dans des contentieux de masse ou de faible importance. Il est nettement moins facile de justifier que l’on puisse, dans des litiges aussi importants que ceux portant sur la construction d’un parc éolien ou d’un grand centre commercial, supprimer la faculté d’interjeter appel, alors que compte tenu de leurs impacts aussi divers qu’irréversibles sur les milieux naturels, les sites et les paysages, le contrôle juridictionnel devrait au contraire être renforcé.

 

Enfin, les objectifs de politique publique invoqués (transition écologique, développement économique…) cachent assez mal le fait que ces régimes d’exception, créés au seul profit de certains secteurs économiques identifiés (filière éolienne, grande distribution, grands groupes cinématographiques…), permettent aussi de préserver des intérêts économiques particuliers. La création de ces régimes contentieux d’exception pose ainsi la question de la réelle impartialité des l’État face aux groupes de pression. Il n’est pas certain que de telles mesures, qui restreignent ainsi le droit au recours des justiciables pour ces motifs ambivalents, contribuent à l’acceptabilité sociale des projets éoliens et à la confiance dans la vie politique. »

 

C’est bien une juridiction d’exception au service d’intérêt privé ( et non de l’intérêt climatique) qui a donc été mise en place !

 

Vers la suppression de l’enquête publique : la neutralité n’est plus respetée

En application de l’article 16 de la loi n°2011-525 du 17 mai 2011 dite de simplification et d’amélioration de la qualité du droit, l’Etat peut recourir, préalablement à l’adoption d’un acte réglementaire, à une simple consultation sur Internet. La mesure sera d’abordexpérimentée en Bretagne et dans les Hauts de France.

Cette mesure a elle-même été soumise à une consultation internet provoquant l’opposition de 93% des participants…

 

Commentaire de Bruno Ladsous, (Sites & Monuments) :  Ainsi, en ne respectant pas les 93 % d’avis défavorables de la consultation Internet, le ministère de la Transition écologique annonce ce qui adviendra lorsque des consultations Internet auront été substituées aux enquêtes publiques ! Bref, la consultation sur les consultations annonce leur future portée… »

 

En effet !

Et cela pose un réel problème : « avec le système expérimenté en vertu du décret, ce sont les préfectures (Direction départementale des territoires) qui instruiront directement les dossiers : autant dire que l’administration sera juge et partie. En effet,  le préfet est par ailleurs soumis aux objectifs gouvernementaux de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE) prévoyant notamment  de « faire passer le parc éolien de 8000 mâts fin 2018 à environ 14 500 en 2028, soit une augmentation de 6500 mâts »

Les énergies éoliennes au détriment des autres usages : Poussez-vous de là que je m’y mette !

Ainsi apprend-on que « le ministère des Armées doit travailler à libérer des espaces soumis à des contraintes radars, afin d'accélérer le développement de l'éolien…. »

Cela ne suffit pas aux margoulin de l’éolien qui en veulent toujours plus : « mis bout à bout, les contraintes de distance de 500 mètres par rapport aux habitations ( !!!NB :l’une des plus laxistes des pays développés) , de protection des zones Natura 2000 et les contraintes de l'aviation militaire et civile limitent largement les possibilités », explique le délégué général du syndicat des énergies renouvelables Alexandre Roesch. A ce jour seuls 20 % du territoire sont accessibles aux éoliennes et grâce à ces travaux, le gouvernement espère libérer « jusqu'à 14.000 à 18.000 km² » supplémentaires.

Et la situation est encore plus critique pour la péche et l’éolien maritime :

Job Shot , président du syndicat de pêcheurs EMK : «Avec ce qui est construit ou décidé en Mer du Nord, 25% des zones traditionnelles de pêches sont déjà occupées…Il faut comprendre que nous sommes chassés de la mer …Ils prétendent que la zone autour des éoliennes crée une sorte de paradis de la biodiversité. C'est exactement le contraire. Ce sont des zones mortes… »

Wind Europe (lobby des producteurs éoliens) :  « Nous allons devoir approcher différemment la planification de l’espace maritime. Les zones aquatiques doivent pouvoir faire l’objet d’usages multiples…. Pour faciliter le développement des parcs offshore, la Commission Européenne va donc devoir résoudre ce problème en priorité. »

Cf. https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/11/eolien-en-mer-les-pecheurs-se-battent.html

 Même les zones Natura 2000 ne constituent plus une protection !

Un parc éolien marin au large d’Oléron, au cœur d’une zone Natura 2000 et d’un parc naturel, est-il concevable ? Cette question ne semble plus poser de problème particulier aux services de l’Etat, qui semblent désormais prêts à lancer la procédure de débat public. Ce projet controversé a pourtant mis du temps à être officiellement intégré dans la politique française de transition énergétique, tant les enjeux environnementaux, pluriels et complexes, s’avèrent éminemment difficiles à concilier. N’a-t-on pas, précisément, atteint les limites de la conciliation ? Car l’ambition de développer les énergies renouvelables en mer se heurte ici à celle, non moins importante, de préserver la richesse de la biodiversité (aviaire et marine), richesse (et fragilité) ayant motivé la mise en place de zones protégées de premier plan.

Après quelques hésitations – qui auraient pu conduire le gouvernement à faire machine arrière –, l’insistance des acteurs du projet éolien oléronais aura finalement conduit à intégrer ce dernier dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) d’avril 2020, laquelle mentionne bien l’implantation d’un parc en zone Sud Atlantique de 500 à 1000 MW… Ce projet, aujourd’hui, semble au seuil de la première étape réglementaire, avec la saisine à court terme de la Commission nationale du débat public (CNDP). Il devrait, dans cette perspective, figurer à l’ordre du jour d’un prochain conseil maritime de la façade Sud Atlantique.

https://www.liberation.fr/debats/2020/12/10/oleron-un-projet-de-parc-eolien-marin-en-pleine-zone-protegee_1808239,  Laurent Bordereaux, professeur à l’université de La Rochelle —

Une justice française qui sort de son rôle  Quelques exemples parmi beaucoup d’autres

Appel des pêcheurs d’Erquy : refusé !

L’Association pour la protection des sites d’Erquy a une nouvelle fois tenté sans succès de faire annuler l’arrêté préfectoral autorisant le projet éolien devant le Conseil d’État. Selon le rapporteur public du Conseil d’État, Olivier Fuchs, le projet éolien de la baie de Saint-Brieuc, est « l’un de projets majeurs offshore de notre pays pour rattraper le retard de la France sur les pays nordiques » Le Télégramme, 12 novembre 2020)

Commentaire : De quel retard s’agit-il ? La Commission Européenne a validé en juillet 2019 des tarifs compris entre 131 et 155 € par MWh pour les parcs éolines français (sauf Dunkerque  (44 € par MWh) . La Commission justifie ainsi ces prix particulièrement élevés :

"Ce soutien élevé par rapport à ceux pratiqués en mer du Nord ou en Baltique se justifient par deux particularités des côtes françaises : des vents plus faibles et une nature de sol plus complexe (sols rocheux carbonatés au lieu de sols sableux ou argileux). »

Bon ben si les côtes françaises ne sont pas adaptées à l’éolien off shore, eh ben, il ne faut pas en faire !!Non ?

Mais surtout au nom de quoi, de quelle compétence la justice française se permet-elle de se prononcer sur le fond de la politique énergétique et sur la pertinence climatique et économique de l’éolien (qui rappelons-le augmente et non diminue les émissions de C02 par rapport au mix existant, au rebours de tous les experts sérieux, tels Jean-Marc Jancovici ?)

Trouble de jouissance lié à la présence d’éoliennes :

 Un arrêt de la cour de cassation rendu le 17 septembre 2020 (Civ. 3e, 17 septembre 2020, 19-16.937) a estimé que la présence d’une éolienne ou d’un parc éolien ne pouvait pas constituer de trouble de voisinage indemnisable pour les victimes qui ont le malheur d’avoir à vivre à proximité et donc leur a refusé toute indemnisation

Dans cette affaire, le litige portait sur l’installation d’un parc éolien à proximité d’une maison d’habitation dont les propriétaires ont estimé subir un préjudice. Les éoliennes se situaient à 588 mètre du voisin le plus proche (distance légale en France, bravo le lobby éolien).  La Cour d’Appel   a approuvé les conclusions de l'expert évaluant à une décote de 10 % à 20 % des biens immobiliers riverains. Cependant, les rapports d'expertise et le constat d'huissier précisent que le bruit émis de jour comme de nuit par les éoliennes est inférieur au seuil réglementaire.

Les motivations de la Cour sont surprenantes : «  nul n'a un droit acquis à la conservation de son environnement".  Prenant en compte les droits respectifs de chaque partie, le juge a comparé la dépréciation de la valeur immobilière des propriétés voisines, à "l'objectif d'intérêt public poursuivi par le développement de l'énergie éolienne".

Un objectif d’intérêt public ? Mais lequel ? Quels experts la Cour a-t-elle consultés ? Quel intérêt pour la décarbonation et le défi climatique ?

 Ce jugement est surprenant et semble  assez arbitraire, d’autant qu’un certain nombre de jugement vont dans un autre sens :  en cas de d’impact visuel permanent et dégradation de la qualité du paysage (CA Douai, 16 avril 2009, n° 08/09250 ; TGI Montpellier, 4 février 2010, n° 06/05229 ; TGI Montpellier, 17 septembre 2013, n° 11/04549) ; En cas de nuisance auditive altérant la vie quotidienne, même en l’absence d’infraction caractérisée à la règlementation, mais à condition de prouver le niveau sonore réel de l’ouvrage (CA Caen, 23 septembre 2014, n° 13/03426 ; TGI Montpellier, 4 février 2010) ; En cas de trouble économique tel que perte d’exploitation ou dépréciation de la valeur du bien immobilier (TGI Montpellier, 4 février 2010, précité), notamment sur le fondement de la perte de chance (CA Rennes, 25 mars 2014) ; En cas de préjudice d’atteinte à la vue dû au balisage créant une tension nerveuse et des phénomènes stroboscopiques et de variation d’ombre (TGI Montpellier, 17 septembre 2013, précité). Etc.

 Cf. https://www.juritravail.com/Actualite/urbanisme/Id/346084?s=09

 Mais il y a bien longtemps que personne ne peut plus prononcer sans rire « J’ai confiance en la justice de mon pays »… De là à la mépriser, il n’y a pas loin. Comme le dit la comptine populaire :  Oh juges, oh mauvais juges, vous avez fait faux jugement-

 Ajoutons que la dévalorisation des propriétés par la proximité d’éoliennes est bien réelle et documentée et plutôt sous-estimée :

" Les éoliennes contribuent à un forte dévalorisation des actifs.. .Quand vous ne pouvez pas vendre votre maison, eh ben, on ne peut pas constater qu’elle est dévalorisée… Aujourd’hui on a de plus en plus de Français qui sont scotchés de facto dans leur maison dont ils ne veulent plus, et cela, uniquement à cause des éoliennes. »

Selon les agents immobiliers, la proximité des parcs éoliens entraine une baisse de valeur des propriétés jusqu’à 40% de leur valeur réelle.

Cf. Christophe Zeller :  https://www.youtube.com/watch?v=LQeH9XxSczY

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/05/les-margoulins-de-leolien-et-leurs-gros.html

Et lorsque la justice, même partiale, ne suffit plus, il reste les pressions  et l’intimidation

Intimidation des plaignants : Total  dans le parc régional du Pilat réclame 90.00 euros à ses opposants

« La  SAS Les Ailes de Taillard » souhaite implanter 10 éoliennes de 125 mètres de hauteur dans le périmètre du parc naturel régional du Pilat. Elles seraient placées, en ligne, sur une crête forestière à une altitude de 1300 mètres, donc en position dominante . Un contentieux a naturellement été formé afin de préserver ces paysages exceptionnels…Le promoteur éolien, détenu par TOTAL-QUADRAN  a alors assigné le 18 juin 2020 trois associations et 29 particuliers requérants devant le Tribunal Judiciaire de Saint-Etienne. C’est pas moins de 893 034 euros (!) qui sont demandés « in solidum » (le promoteur pouvant réclamer l’intégralité de la somme à l’une des 32 personnes poursuivies, à charge pour elle de se retourner contre les autres).

Décidément, las margoulins de l’éolien sont sans vergogne !! Et la lettre du SER au Président de la République est assez détestable et mensongère !