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Loi APER : Courrier aux élus 29 août 2023 et ses documents en annexe

Dernière mise à jour : 20 sept. 2023

Courrier du 29 août 2023

Objet : Loi APER _ loi d’accélération de la production d’énergies renouvelables

A l’attention de Mesdames et Messieurs les Maires, Mesdames et Messieurs les Conseillers

Municipaux

Chers élus

Le 27 juin dernier nous vous adressions un courrier concernant des questions sur l’aspect

juridique de la loi APER et notamment à propos du rôle des communes.

Depuis vous avez reçu des instructions préfectorales avec un calendrier et un dossier

contenant des cartographies élaborées pour vous guider dans le choix des zones

d’accélération des EnR.

Ces cartographies ne sont pas opposables et il vous appartient de compléter cette

approche macro par un travail intégrant les spécificités locales, pour, selon les propres

termes du ministère :

«Grâce à cette loi, les communes peuvent désormais définir, après concertation

avec leurs administrés, des zones d’accélération, où elles souhaitent

prioritairement voir des projets d’énergies renouvelables s’implanter. Ces zones

d’accélération peuvent concerner toutes les énergies renouvelables : le photovoltaïque,

le solaire thermique, l’éolien, le biogaz, la géothermie, etc. Tous les territoires sont ainsi

concernés et pourront personnaliser leurs zones d’accélération en fonction de la réalité

de leur territoire et de leur potentiel d’énergies renouvelables."

Avec un rappel important :

« La diversification du mix énergétique doit permettre d'apporter une réponse aux

besoins de chaleur d'une part et à l'intensification des usages électriques d'autre part,

en cohérence avec les ressources et contraintes des territoires et en conciliation des

différents enjeux de sécurité, protection de l'environnement et du cadre de vie. »

C’est une tâche importante qui engage votre responsabilité politique, et en même

temps une formidable opportunité pour nos communes qui ont ainsi la possibilité de

développer les énergies les plus en adéquation avec leurs ressources, les plus

bénéfiques pour les habitants et l’économie locale et les moins nuisibles pour

l’environnement et le vivant. C’est aussi une chance de pouvoir associer les habitants

à ce choix par l’organisation d’une concertation.

Les orientations qui seront prises pour cette première tranche de 5 ans risquent

d’engager les décisions à venir. Vos choix sont donc importants. Par exemple, on

constate qu’une zone éolienne en appelle d’autres pour rentabiliser les installations

des réseaux, parfois jusqu’à saturation !

Nous nous permettons d’attirer votre attention sur quelques éléments qu’il nous semble

utiles d’intégrer dans la réflexion que vous conduirez :

1°) La loi APER concerne l’ensemble des EnR :

Pas seulement l’éolien ou le solaire comme certains voudraient le laisser entendre.

Les EnR électriques intermittentes : éolien et photovoltaïque représentent seulement

14,5% des EnR ( annexe 1) nécessitant des ressources thermiques (charbon, gaz, fioul)

émettrices de gaz à effet de serre (GES) pour produire de l’électricité, quand il n’y a pas, ou

peu de vent et de soleil. L’Allemagne qui a choisi de privilégier ces EnR électriques

majoritairement, produit 7 fois plus de CO2 par KWh que la France (source RTE) et

importe de l’électricité de France depuis l’arrêt de ses centrales nucléaires.

_ Les autres EnR, hydrauliques ou thermiques (géothermie, bois, pompes à chaleur,

méthanisation…) représentent 85,5% des EnR. Elles ne dépendent pas ou très peu des

caprices de la météo.

Mais sous la pression des lobbies, du nord de l’Europe essentiellement, les énergies autres

que l’éolien et le solaire (intermittents) ont été largement négligées dans un passé récent. La

Cour des comptes l’a clairement dénoncé dans son rapport de 2018 (page 41 ) : 88% des

subventions ont été attribués aux EnR électriques intermittentes et 12% aux EnR

thermiques. Fin 2017, 121 milliards avaient été engagés pour soutenir les EnR électriques

(éolien et solaire) qui créent prioritairement des emplois à l’étranger ainsi que l’a rappelé la

Cour des comptes*

L’heure est venue de s’appuyer sur l’hydroélectricité et les EnR thermiques, elles sont

pilotables, génératrices d’emplois et moins impactantes…A découvrir ! dans l’intérêt

de tous.

En ce qui concerne l’hydraulique, longtemps délaissée, selon les exploitants de nos

barrages, des travaux de rénovation permettraient d’augmenter leur capacité de production

de 20% (la Tribune le 23/3/23). La petite hydroélectricité mérite aussi être reconsidérée. En

fait, elle est source d’autonomie énergétique, le passé nous l’enseigne ; elle contribue à

ralentir l’écoulement des rivières vers la mer et corrélativement, à relever le niveau moyen

des nappes phréatiques autour des lits majeurs de nos rivières.

La géothermie dont notre région est richement dotée est une ressource qui n’a pas d’impact

sur la consommation des surfaces (loi ZAN), sur le paysage, le patrimoine, la santé, la

biodiversité… Son facteur de charge atteint 95%. Elle permet de diminuer la consommation

d’électricité pour des applications de chauffage, avec réversibilité pour produire du froid avec

des PACg (Annexe 7) .

La méthanisation, si elle ne mobilise pas des surfaces cultivables nécessaires à

l’alimentation, et si elle est à taille humaine dans les zones habitées, est une excellente

formule pour valoriser les déchets agricoles et autres. Un collectif de 300 associations, très

important dans le nord-est de la France (ETNEF) préconise des grosses unités le long des

voies ferrées ou des canaux, et des petites unités dans la campagne, pour limiter les

nuisances. (En annexe 2, une info sur la micro méthanisation)

Le bois énergie est une filière importante dans notre région, qui se substitue aux énergies

fossiles importées, contribuant ainsi à notre indépendance énergétique

De nombreuses informations sur les énergies thermiques pilotables sont consultables sur

internet. Nous avons juste souhaité attirer votre attention sur quelques points intéressants.

2°) Les objectifs pour 2030 sont irréalistes :

En 2020 la France n’a pas atteint l’objectif de 23 % d’EnR dans sa consommation finale

brute d’énergie qu’elle s’était fixée. Nous étions à 19,3% et l’Allemagne à 19,2% ! mais

cela nous a valu la menace d’une amende de 500 millions d’€, et les gros titres des journaux,

alors que nous sommes l’un des 3 pays d’Europe les plus performants en matière de

décarbonation ! Nous avons ainsi été condamné par la Commission Européenne à acheter

pour 500 millions d’€ de MWh à d’autres pays européens.

En 2030 nous devrons avoir atteint 33% dans notre consommation finale brute

d’énergie, et les EnR devront représenter 40% de la production d’électricité.

Les 33% ont d’ailleurs été portés à 42,5% lors d’un accord politique européens

provisoire fin mars 2023 (Euractiv le 9/6/23 La France revoit fortement à la hausse ses

besoins pour 2030)

En annexe 3 vous trouverez le poids des différentes filières dans la production d’électricité

en 2020/21 et 22. Et en annexe 4 un tableau qui reprend l’évolution de la puissance installée

et de la production éolienne pour ces mêmes années.

La baisse des vents révélée par COPERNICUS et relayée par le GIEC sur la partie nord de

l’Europe, fait que le facteur de charge de l’éolien est passé de 26,30% en 2020 a 21,6%

en 2022. Les nouvelles machines installées (plus puissantes) ne génèrent pas une hausse

de la production en relation avec cet accroissement de puissance.

Comment passer de 23,8% d’électricité produite par des EnR en 2022 à 40% en 2030 dans

ces conditions ?

L’éolien et l’hydraulique constituent les sources majeures. Multiplier les éoliennes ne sert à

rien, le foisonnement est un leurre. Il est possible de gagner quelques points en hydraulique

en investissant…. Mais il est clair que cela ne suffira pas, il faut être lucide

En tout cas il serait irresponsable de miser sur l’éolien. L’exemple allemand nous l’enseigne.

Pour répondre aux pointes de consommation en hiver sans beaucoup de soleil et pas de

vent, il nous faudrait doubler cette puissance intermittente par des ressources thermiques

émettrices de GES. Un bilan écologique et économique catastrophique !

Plus d’éolien, c’est plus de CO2, c’est renoncer à notre sécurité énergétique en

accroissant notre dépendance au gaz, au charbon et au pétrole, mais aussi notre

dépendance à l’industrie éolienne terrestre étrangère, très menacée par la Chine.

Cerise sur le gâteau, c’est la mauvaise surprise des coûts de démantèlement : 1,5

million pour 3 socles d’éoliennes à Trédias (Annexe 8). Avec une réserve légale de

seulement 50 000 ou 75 000 €, et le risque d’une nébuleuse de propriétaires qui ont fait

des placements financiers dans l’éolien (fonds de pension étrangers entre autres). Le

démantèlement risque d’échoir au propriétaire terrien, ou à défaut à la commune !

Nous ne reviendrons pas sur les autres dégâts collatéraux bien connus de l’éolien et, en

premier lieu sur les hommes eux-mêmes (valeur du patrimoine, tourisme, biodiversité,

risques sanitaires...). Accepter et favoriser cette énergie pèseraient longtemps sur la

responsabilité politique des élus décideurs, alors que les EnR thermiques offrent tant de

possibilités et d’intérêt pour nos communes !

Avant de terminer, il faut absolument tenir compte du fait que notre région produit 4 fois plus

d’électricité qu’elle n’en consomme (source RTE) et que nous pratiquons la solidarité à un

haut niveau avec nos 4 centrales nucléaires (tableau annexe 5). La solidarité que l’on

souhaite nous faire accepter avec l’implantation d’éoliennes, n’a pas de raison d’être dans

une région qui se situe majoritairement à 2 sur 7 sur l’échelle des vents Météo France,

surtout si l’on considère les performances en régression de cette énergie.

Nous pouvons et nous devons développer d’autres sources d’énergie

Enfin, nous vous proposons une grille d’évaluation des énergies avec leurs caractéristiques

et leurs impacts. Cette grille n’est pas exhaustive, mais elle permet d’ouvrir la discussion

(annexe 6).

Notre démarche, comme la vôtre, est guidée par l’attachement profond que nous portons à

notre région et nos communes. Nous comptons sur vous pour protéger tout ce qui fait leur

valeur.

Nous restons à votre écoute et à votre disposition si vous avez des questions ou des

suggestions, et vous prions chers élus d’agréer nos respectueuses salutations.


Maggy Ernst Dominique Vandeweghe Patrick Pelletier

Présidente Vice-président Vice-président


*Selon un récent rapport de l’Agence internationale de l’énergie (IEA), la Chine

contrôle 80 % des processus industriels du photovoltaïque dans le monde. Près de

75 % des modules photovoltaïques y sont fabriqués (Révolution énergétique 12

juillet 22)

Quant à l’éolien terrestre il est sous la domination du Danemark, de l’Allemagne et

de la Chine. Cette dernière fournissant de nombreux composants et attaquant le

marché européen comme elle l’a fait pour détruire le photovoltaïque en Allemagne

particulièrement


PJ : 8 pièces jointes



Annexe 1

Poids de chaque EnR dans le bouquet des EnR année 2021

NB : Les pompes à chaleur plus performantes que l’éolien !


Annexe 2

Sigrid Farvacque : « La microméthanisation est une solution pour les exploitations

agricoles »

Par la rédaction. Publié le 13 juillet

Environnement magazine

A l’ombre de la méthanisation de grande puissance, la microméthanisation agricole

poursuit son petit bonhomme de chemin. Spécialiste belge du secteur, Biolectric

cherche aujourd’hui à doubler ses moyens de production. Rencontre avec sa Senior

Country Manager, Sigrid Farvacque.

Environnement Magazine : Qu’est-ce que la microméthanisation ?

Sigrid Farvacque : La microméthanisation est un système en cogénération se présentant

sous la forme d’un micro-méthaniseur calibré en fonction de la taille du cheptel produisant de

l’électricité et de la chaleur. Il s’agit d’un système en circuit court permettant un

fonctionnement en totale indépendance du monde extérieur et pouvant fonctionner

uniquement sur base des effluents d’élevage. Ce système présente plusieurs avantages :

une indépendance énergétique des élevages, via l’autoconsommation électrique et la

revente du surplus d’électricité ; une optimisation des effluents – le digestat est considéré

comme un engrais amélioré permettant de réduire les dépenses en engrais chimiques ; une

diminution drastique des émissions de méthane – en moyenne, 82 % du méthane provenant

des lisiers est capté dans le biogaz et transformé en électricité ; une diversification

économique des exploitations agricoles participant à leur pérennisation.

Quel est l’intérêt de la microméthanisation par rapport à la méthanisation classique ?

Contrairement à la méthanisation classique, un projet de microméthanisation est

financièrement abordable par une exploitation et n’impose donc aucunement de nouvelles

associations. L’outil est calibré en fonction des intrants déjà disponibles sur la ferme,

l’exploitant est donc dans le contrôle total de l’alimentation de son méthaniseur. D’autre part,

les effluents d’élevage seuls permettent son fonctionnement, aucune culture n’est donc

requise. Les effluents utilisés sont frais ce qui engendre un captage du méthane quasiment

immédiat et donc une véritable gestion des émissions de gaz à effet de serre (GES). Enfin,

aucun trafic routier n’est généré, aucune incidence olfactive donc ; au contraire, les digestats

sont grandement désodorisés.

Quel est l’état du marché en Europe, et en particulier en France ? Et quelles en sont

les perspectives dans les années à venir ?

Près de 350 installations sont en fonctionnement en Europe, dont 110 en France. De

nombreux projets sont en cours. Les pays où Biolectric est le plus représenté sont la

Belgique, les Pays-Bas, le France et la Pologne, mais nous sommes également actifs en

Grande-Bretagne, en Suède, en Allemagne, en Italie, en Espagne et en Lituanie.

La demande est en constante augmentation, la réduction des émissions de GES, comme la

gestion des coûts énergétiques, sont des sujets de grande importance pour tous les

professionnels, le monde agricole n’y échappe pas. Aujourd’hui, nous sortons deux

installations par semaine de notre usine située en Belgique, à un peu plus d’une heure de la

frontière française. Nous travaillons à doubler notre capacité de production à moyen terme

afin de pouvoir répondre à la demande grandissante.

A ce jour, en France, seule la méthanisation classique est soutenue financièrement, sauf

dans le Sud-Ouest, où la région a mis en place une aide pertinente dans le but de soutenir

les éleveurs dans leurs démarches. Aussi, le monde politique ne fait aucune distinction, au

niveau législatif, entre la microméthanisation agricole en circuit court et les installations de

grande puissance.

En quoi la microméthanisation réduit-elle l’impact environnemental des élevages ? Et

quels bénéfices les agriculteurs peuvent-ils en tirer ?

En utilisant le lisier le plus frais possible dans un micro-méthaniseur, on évite l’évacuation du

méthane dans l’air et on le capte dans le digesteur pour ensuite le transformer en électricité,

grâce à des moteurs biogaz et des génératrices. Quand on sait que 20 % des émissions de

GES dans les élevages laitiers, par exemple, proviennent des effluents d’élevage,

l’installation d’une solution Biolectric est clairement une des solutions à un développement

éco-responsable de ces exploitations. Les revenus pour les agriculteurs sont générés par les

économies en électricité, la revente du surplus de l’électricité produite, les économies en

énergie thermique et en ammonitrate – grâce à l’épandage du digestat – et la valorisation

des crédits carbone.

Quelles sont les activités de Biolectric ? Et quelle est la stratégie de l’entreprise,

notamment en France ?

Biolectric est spécialisé en micro méthanisation, il s’agit de notre unique activité. Nous

investissons énormément en R&D et en qualité de service après-vente, car il s’agit des deux

points d’une importance capitale pour une entreprise ayant une vision à long terme. En

France, nous tentons de sensibiliser les autorités politiques sur le bon sens de tels

investissements afin de pouvoir se déployer de manière encore plus significative sur le

territoire. En effet, la microméthanisation agricole est une des clés pour assurer la pérennité

des exploitations de manière responsable, contribuer à la production d’énergie verte locale,

et réduire les émissions de GES et les intrants sur les terres grâce à l’utilisation du digestat.


Annexe 3

Poids des différentes filières dans la production d’électricité en 2020/21/22


Annexe 4


Annexe 5

Ce tableau qui émane du collectif ETNEF* appelle des commentaires. Notre

région en vert produit plus qu’elle ne consomme et il est difficile de revendiquer la RIIPM

(Raison impérative d’intérêt publique majeur) pour imposer des EnR qui seraient refusées

par les maires et la population.

Les énergies renouvelables thermiques offrent des opportunités de développement d’EnR.


Annexe 6


Annexe 7

Chaleur géothermale : la grande oubliée des énergies renouvelables

Le 26 avril 2023

Mikaël Philippe

responsable de l’unité géothermies et stockage d’énergie, BRGM

Jérôme Vergne

physicien à l’École et Observatoire des Sciences de la Terre à Strasbourg

En bref

• La géothermie exploite la chaleur du sous-sol : elle est captée et valorisée

sous forme d’électricité ou de chaleur.

• Elle est particulièrement intéressante pour les zones urbaines, et constitue un

véritable atout dans le contexte du changement climatique.

• Pourtant, une très faible part de la consommation de chaleur est fournie par

la géothermie en France : en 2021, elle s’élève à 1 % de la consommation

finale.

• En effet, elle est peu connue du grand public et des collectivités, et il existe

assez peu d’entreprises de forage en France.

• Grâce aux nombreux projets qui sont mis en place, l’Europe devrait

enregistrer une hausse de 270 % de consommation d’énergie géothermale

entre 2019 et 2024.

Et si la France misait en partie sur la géothermie pour atteindre la neutralité

carbone ? En février dernier, le gouvernement présentait un plan d’action pour

accélérer son déploiement. L’objectif : « Produire en 15 à 20 ans suffisamment de

chaleur pour économiser 100 TWh/an de gaz, soit plus que les importations en de

gaz russe avant 2022. » La programmation pluriannuelle de l’énergie vise à

multiplier par 2 ou plus les installations de production de chaleur géothermale entre

2016 et 2028.

La géothermie exploite la chaleur du sous-sol1 : elle est captée et valorisée sous

forme d’électricité ou de chaleur. Penchons-nous sur la production de chaleur,

l’objectif du gouvernement.

Les géothermies pour produire de la chaleur

À plus de 200 mètres de profondeur, la géothermie profonde basse énergie –

comme l’aquifère du Dogger en Île-de-France – consiste à pomper puis réinjecter

l’eau d’aquifères, des réservoirs souterrains. Elle y est réchauffée par la

désintégration naturelle des éléments radioactifs des roches du sous-sol. La

géothermie profonde haute énergie – comme à Soultz-sous-Forêts en Alsace –

exploite l’eau naturellement contenue dans des roches fracturées. Ces sites se

situent dans des zones volcaniques actives ou encore dans des fossés

d’effondrement (des structures géologiques particulières).

À moins de 200 mètres de profondeur, la géothermie de surface exploite l’inertie du

sol, presque insensible aux variations de la température atmosphérique : elle

demeure constante autour de 10–15 °C en France métropolitaine. L’utilisation

d’une pompe à chaleur géothermique (PACg) est nécessaire : elle valorise la

différence de température entre la surface et le sous-sol. La chaleur est récupérée en

pompant (puis réinjectant) l’eau souterraine ou en faisant circuler un fluide

caloporteur au sein d’un tuyau dans le sol chaud.

La géothermie en France

En France, la chaleur produite par géothermie profonde alimente principalement

des réseaux de chaleur urbains (au nombre de 59 aujourd’hui) et est utilisée dans

des procédés industriels (2 TWh au total) ou pour chauffer des serres. « Avec un

plan ambitieux de déploiement, il serait possible de produire une dizaine de TWh

de chaleur supplémentaire d’ici 20 ans. », complète Mikaël Philippe, responsable

de l’unité Géothermies et Stockage d’Énergie du BRGM. Elle est particulièrement

intéressante pour alimenter les grandes agglomérations : elle nécessite l’installation

d’un réseau de chaleur et d’une centrale à proximité, d’une emprise d’environ

2 000 m2. « Il existe de nombreux aquifères non exploités aux ressources très

intéressantes, décrit Mikaël Philippe. Nous débutons de nouveaux programmes

d’exploration et de recherche pour mieux évaluer leur potentiel. » Ces bassins se

situent à l’Ouest de Paris, dans le Sud-Est de la France ou dans le bassin aquitain.

La limite ? « L’exploitation de la ressource n’est possible qu’en adéquation avec le

besoin : il est indispensable que l’aquifère se situe à proximité d’une forte densité

de population. », répond Mikaël Philippe.

Autre potentiel à développer : la géothermie de surface. Elle représente la plus

grande partie de la chaleur géothermale produite aujourd’hui en France (4,8 TWh).

« Nous estimons le potentiel atteignable d’ici 20 ans à 100 TWh, c’est 10 fois plus

qu’avec la géothermie profonde », précise Mikaël Philippe. Son intérêt majeur ?

Elle est disponible sur la quasi-totalité du territoire français, contrairement à la

géothermie profonde. « La géothermie de surface est particulièrement intéressante

dans les zones d’habitats dispersés moyennement denses, ajoute Mikaël

Philippe. Sa réversibilité pour produire du froid, grâce aux PACg, est un véritable

atout dans le contexte du changement climatique. »

Quelles limites pour la géothermie ?

Pourtant, une très faible part de la consommation de chaleur est fournie par la

géothermie en France : en 2021, elle s’élève à 1 % de la consommation finale2.

Pourquoi ? « Elle est peu connue du grand public et des collectivités, décrit Mikaël

Philippe. On dénombre également peu d’entreprises de forage sur le territoire.

Avec l’aide de plusieurs structures, nous travaillons à lever ces freins. » Les coûts

d’investissement sont également élevés, même si l’État soutient son déploiement à

l’aide de différents dispositifs (Fonds Chaleur, MaPrimeRenov’, Coup de pouce

chauffage). Pour une maison individuelle, l’Ademe estime3 le coût (hors aides)

d’une PACg à 2 731 € TTC/an (installation comprise), contre 2 236 € pour une

chaudière à gaz ou 4 429 € pour un chauffage électrique. Le calcul s’avère

cependant différent si la hausse du prix de l’électricité, du gaz et du bois est prise

en compte : la géothermie devient la solution au plus faible coût de

fonctionnement. Pour le collectif et le tertiaire, la géothermie de surface est la

solution la plus onéreuse actuellement.

En 2021, la géothermie représentait 1 % de la consommation finale de chaleur.

Qu’en est-il à l’international ? Tout le monde a en tête les images de centrales

entourées de vapeur en Islande. En alimentant une turbine, la chaleur géothermale

(supérieure à 110 °C) sert ici à produire en cogénération de la chaleur et de

l’électricité. En Islande, en 2013, 29 % de l’électricité est produite avec cette

technique et 45 % des bâtiments sont chauffés4. Mais l’Islande fait figure de

modèle : à travers le monde en 2022, seule 0,37 % de la chaleur consommée est

d’origine géothermique5. La production française de chaleur se monte à 6,7 TWh,

contre 82,1 TWh à l’échelle de l’Europe6 et 26 000 TWh à l’échelle mondiale7.

Concernant l’électricité, les États-Unis enregistrent la plus grande capacité de

production (2,5 TWh), suivis de l’Indonésie et des Philippines8. En France, la

production électrique se limite essentiellement aux centrales de Bouillante en

Guadeloupe (112 GWh/an) et de Soultz-sous-Forêts en Alsace (12 GWh/an).

« En France, nous notons une accélération des projets de production de chaleur

notamment pour les bâtiments tertiaires et les réseaux de chaleur. », précise

Mikaël Philippe. D’après l’Agence internationale de l’énergie, la Chine et la

Turquie sont responsables de la majorité de la croissance de la production de

chaleur géothermale ces dernières années. Dans ses projections, l’agence estime

que la croissance chinoise devrait se maintenir, mais note également que l’Europe

est l’un des marchés les plus actifs : le continent devrait enregistrer une hausse de

270 % de consommation d’énergie géothermale entre 2019 et 2024.


Annexe 8

Trédias. « Un chantier hors norme » : annulé par la justice, le parc

éolien en pleine déconstruction

Le promoteur du parc éolien de Trédias (Côtes-d’Armor) BayWar. e avait entamé le

chantier avant que le Conseil d’État n’annule l’autorisation d’implantation. Il doit

aujourd’hui remettre le site dans l’état initial. Pas si simple.

Des brises roches de 70 tonnes grignotent les 500 m3 de béton de chaque socle d’éolienne | OUEST-FRANCE Voir en plein écranle 04/08/2022 à 20h15

Une noria de camions bennes traverse dans un nuage de poussière la campagne

de Trédias (Côtes-d’Armor) depuis deux semaines. Les engins sont chargés de dizaines de

tonnes de béton issu du chantier de déconstruction des socles des trois éoliennes qui

devaient être installées cette année.

Ce parc éolien ne verra jamais le jour, annulé par une décision de justice du Conseil d’État le

17 décembre 2021 sur la base d’un effet d’écrasement et de trouble des commodités de

voisinage. Un soulagement pour les membres de l’Association pour la préservation du

territoire et de l’environnement des riverains de la Rosette (Apterr) qui ont bataillé pendant

huit ans devant les tribunaux pour obtenir l’abandon du projet par le promoteur de et la

remise en état du site originel.

1 500 m³ de béton, 150 tonnes de ferrailles

Une catastrophe pour Can Nalbantoglu, le président de BayWar. e France. Bilan : trois

socles de bétons armés à détruire, soit 1 500 m3 de béton et 150 tonnes de ferrailles. «

C’est un chantier hors norme, reconnaît William Roumier, le chef de chantier de

l’entreprise Kerleroux de Brest chargé de la démolition. Si nous avons déjà détruit des

parcs éoliens en fin de vie, nous n’avons jamais été appelés pour détruire des socles

qui ne supporteront jamais d’éolienne. »

Sur le chantier, des tonnes de ferrailles doivent être retirées. | OUEST-FRANCE Voir en plein écran

De son côté, l’entreprise BayWar. e est parvenue à revendre les éoliennes qui

étaient stockées sur un site à Montoir et à réutiliser le poste électrique de livraison

qui a été transféré cet été sur le parc éolien de Merdrignac-Illifaut. L’addition

s’avère tout de même salée puisque le promoteur estimait l’arrêt des travaux,

la remise en état du site et les pertes induites à 1 500 000 €.

« Notre matériel casse »

De son côté, l’entreprise Kerleroux essuie quelques difficultés. « Nous avons

besoin de trois semaines par éolienne, pour briser un socle de béton

particulièrement résistant et couper la ferraille dont certaines tiges d’acier

s’enfoncent à plus de 5 m dans le sol, explique William Roumier. Nous sommes

obligés de décaisser tout autour avant de grignoter le béton ultrarésistant avec

nos brises roches de 70 tonnes et nos pinces hydrauliques géantes. Et c’est

tellement dur que notre matériel casse souvent ! »

Plusieurs centaines de camions se sont relayés depuis deux semaines pour enlever

le béton qui sera broyé et réutilisé. Ensuite, les engins de l’entreprise Colas

réaliseront le terrassement avant de recouvrir le site de terre végétale pour permettre

la reprise des cultures. Le chantier sera achevé d’ici à la fin août promet le chef de

chantier.



Pour info :

mail envoyé par la préfecture aux mairies sur l'élaboration des zones terrestres loi APER:



Direction Départementale des Territoires d’Indre-et-Loire

juin 2023

Élaboration des zones d'accélération pour l'implantation

d'installations terrestres de production d'énergies renouvelables

- Porter à connaissance de l’État -

PACZonesd'accélérationEnR-vf
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