Le porteur de projet et la commission s'engagent à répondre à toutes les questions sur le projet de parc éolien en mer des îles d'Yeu et Noirmoutier.
Tous vos avis et commentaires sont soumis à une charte de modération
Question posée à l'occasion de la réunion d'ouverture mais qui n'a pas eu de réponse : A combien de kilomètre se situera le parc Yeu et Noirmoutier du projet de parc au large de St Nazaire qui devrait voir le jour en 2018-2019 ?
La distance entre les parcs, à partir des deux extrémités des deux zones est de 18,4 km, comme l’illustre la carte ci-dessous.
Sachant que l'énergie éolienne a un prix d'achat qui représente plus de 4 fois le coût de production normale, qu'elle nécessite une quantité de matériaux considérable pour une faible production, qu'elle nécessitera des nouvelles lignes à haute tension et surtout qu'avec un facteur de charge qui ne dépassera pas 35% (d'après l'expérience des parcs existant), ce qui est une moyenne annuelle, et donc que la production variera de manière imprévisible entre 5 et 70% (ce qui signifie qu'une bonne partie de cette énergie sera au mieux bradée à perte, au pire vendue à un prix négatif quand elle ne sera pas délestée du réseau et donc perdue) comment pouvez vous justifier de tels investissements ?
1. La quantité de matériaux
Le maître d’ouvrage a choisi l’éolienne AD 8-180 d’Adwen pour équiper les deux parcs. Au-delà d’une productivité améliorée, cette innovation technologique permet de réduire le nombre d’éoliennes à 62 unités, et donc la quantité de matériau nécessaire, pour une puissance totale du parc de 496 MW.
Cette réduction du nombre d’éoliennes permet en outre une installation plus rapide, une maintenance optimisée et une réduction des investissements grâce notamment à la réduction du nombre de fondations nécessaires.
2. Raccordement électrique
Le raccordement au réseau de transport électrique public est effectué sous la responsabilité du gestionnaire de ce réseau, Réseau de Transport d'Electricité (RTE). Son coût est financé en totalité par le maître d’ouvrage et est inclus dans les deux milliards de coût du projet, il est estimé à 300 millions d’euros.
3. Variation de la production
Concernant la capacité de production de l’éolienne 8 MW d’Adwen, les études menées (répartition des vents sur la zone d’implantation du projet) montrent que la production annuelle des éoliennes correspond à un fonctionnement à pleine puissance (c’est-à-dire lorsque la vitesse du vent est de 43 km/h) pendant 40% du temps. Les éoliennes démarreraient néanmoins à partir de 11 km/h de vitesse de vent (moyenne sur 10 minutes) et s’arrêteraient automatiquement lorsque le vent dépasse 108 km/h. Elles produiraient donc de l’énergie pendant 90% du temps :
Le parc permettrait donc de fournir l’équivalent de la consommation électrique annuelle d’environ 750 000 personnes (production annuelle d’environ 1 900 GWh), soit plus de la totalité de la population vendéenne, pendant la durée d’exploitation, soit 25 ans environ.
En outre, la variation de la production du parc d’une année sur l’autre du parc a été prise en compte dans la définition de l’offre du maître d’ouvrage pour fixer le prix de l’électricité produite par le parc éolien (art 3.3 du cahier des charges).
4. Caractère prévisible de la production
L'équilibre offre-demande de l'électricité est fait par l'intermédiaire de RTE. Chaque jour, RTE veille à ce que la production d'électricité soit égale à la demande pour que les consommateurs soient alimentés 24h sur 24h. Concernant l'énergie éolienne, RTE dispose d'un modèle de prévision de production basé sur les prévisions Méteo France de vent qui lui permet d'anticiper les variations.
Le surcoût payé par EDF pour acheter l'électricité à un prix très élevé en comparaison de ce qu'il pourrait trouver sur le marché ou dans ses propres production est estimé à 330 millions d'euros par an par la Commission de Régulation de l'Energie (communiqué du 24/4/2014). Ceci pendant 20 ans, donc 6,6 milliards € au total. Pouvez-vous le confirmer ? Qui paie la facture et sous quelle forme?
L’engagement d’achat d’électricité renouvelable par EDF-Obligation d’Achat (EDF-OA) [1] entraîne en effet des surcoûts qui sont compensés en ayant recours à la Contribution au service public de l’électricité (CSPE), financée à 40% par les consommateurs résidentiels et à 60% par les entreprises et les artisans.
Outre les surcoûts liés aux tarifs bonifiés de l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables (le photovoltaïque représentant aujourd’hui 35,3% du montant total de la CSPE), la CSPE finance ceux liés aux tarifs sociaux de l'électricité (5,5%) et à la production d'électricité dans les zones non connectées au système électrique européen (23,4%).
Selon un rapport de la Commission de régulation de l'énergie d’octobre 2014, la CSPE s’élevait en 2014 à 16,5 €/MWh HT, et représentait 13 % de la facture moyenne d’un client résidentiel consommant 8500 kWh/an, soit 75 euros HT par français.
Les charges couvertes par la CSPE sont estimées chaque année par la Commission de régulation de l’énergie. Pour 2015, le surcoût, soit l’augmentation des charges couvertes par la CPSE, est évalué par la CRE à 6,3 milliards d’euros, dont 15,2 % dus à l’énergie éolienne terrestre (pas de surcoût pour l’énergie éolienne en mer pour l’instant). Le montant de la CSPE a été porté à 19,5 €/MWh HT au 1er janvier 2015.
A plus long terme, la CRE estime que la CSPE devrait atteindre environ 30 €/MWh en 2025, intégrant les surcoûts de l’éolien en mer (un tiers des charges serait alloué pour soutenir l’éolien terrestre et en mer [2]) et les évolutions à la baisse des autres surcoûts dont ceux liés au photovoltaïque par exemple.
[1] EDF OA est l’entreprise qui gère les contrats d’achat d’énergie, dans le cadre réglementaire de l’obligation d’achat.
[2] Rapport de la Commission de régulation de l'énergie d’octobre 2014 :
« La contribution au service public de l’électricité (CPSE) : mécanisme, historique et prospective »
Qu’est-ce qui justifie de la part des responsables politiques nationaux et locaux, ce choix économique d’engager la France dans un projet aussi couteux pour la population française déjà en grande difficulté financière ? Au coût de rachat de 200€/Mwh minimum, indexé pendant 25 ans, le SER, la FEE et les porteurs de projets eux même ne cessent de répéter que le prix de l’éolien en mer baisse, et que les nouveaux projets des danois sont à actuellement à 100€ Mwh ? Pourquoi ne pas acheter au prix des Danois ?
D’après Jean Syrota, ex-PDG de Cogema, les 2 raisons essentielles qui ont conduit Areva a sa perte sont :
1- « La décision d’investir dans l’uranium a été prise au pire moment, malgré l’avis contraire des spécialistes d’Areva. Le prix de l’uranium sur le marché était au plus haut » Comme pour L’uranium, nos politiques ne sont ‘ils pas entrain de reconduire la même erreur pour l’éolien en mer en s’engageant à racheter pendant un quart de siècle, le Mwh au prix le plus haut, malgré l’avis négatif de la CRE, alors que le prix moyen du marché de l’électricité actuel est de 40€ et devrait encore baisser ?
2- « La deuxième est l’engagement dans les énergies renouvelables. Pour réussir à se faire une place dans un marché déjà établi, il faut posséder un avantage économique ou technologique sur ceux qui y sont entrés bien avant. Ce n’était pas le cas d’Areva et cela s’est traduit par des pertes».
Comme pour l’engagement dans les énergies renouvelables par Areva, nos politiques ne sont-ils pas en train de reconduire la même erreur en démarrant une filière éolienne française, 20 après ses concurrents, où la France n’a aucun avantage économique et technologique sur ceux qui y sont entrés bien avant ?
Les responsables politiques pourraient-ils expliquer en quoi cette filière est économiquement rentable pour le pays sachant que le la fusion de 2 sociétés déjà bien malades, Aréva Allemagne et Gamesa Espagne ont déjà beaucoup licencié récemment ?
Bonjour,
1. Concernant les choix faits au niveau national, donc par le gouvernement, nous vous invitons à consulter les éléments apportés par la ministre Ségolène Royal sur l’opportunité de développer une filière française, lors de l’annonce des lauréats du 2ème appel d’offres, le 7 mai 2014 :
2. Concernant la position des industriels français sur ce marché :
Bien qu’encore en phase de développement en France, l’éolien en mer bénéficie d’une technologie mature, fondée sur l’expérience acquise par ses porteurs de projets (notamment sur des projets à visée internationale).
- ENGIE, acteur des énergies marines renouvelables, tant dans l’éolien en mer (attributaire du projet Mermaid en Belgique - 450 MW) que dans le domaine de l’hydrolien (attributaire d’un projet de parc pilote au raz Blanchard en Normandie)
- EDP Renewables, troisième producteur éolien terrestre en France et dans le monde. il exploite depuis trois ans un démonstrateur éolien flottant de 2 MW au large du Portugal. il est développeur et futur opérateur de deux sites éoliens en mer en Ecosse (Moray Firth pour 1,5 GW et Inch Cape pour 1 GW), dont le retour d’expérience bénéficie au projet.
- Neoen Marine, filiale commune de Neoen et de la Caisse des Dépôts spécialisée dans le développement de projets d’énergies marines renouvelables, notamment dans l’éolien en mer. elle s’appuie sur une présence historique en Bretagne et en Vendée.
Aux termes d’un appel d’offres compétitif, la société Les Eoliennes en Mer a signé un accord de partenariat exclusif avec AREVA, pour la fourniture des éoliennes, ainsi que pour leur maintenance. Ce choix a été notamment motivé par la fiabilité et la maturité de la plateforme technologique d’AREVA ainsi que par son retour d’expérience acquis en Allemagne.
En effet, AREVA disposait d’une avance technologique, industrielle et opérationnelle unique. Dès 2004, les premiers prototypes de ses éoliennes de 5MW ont été installés à terre, avant la mise en service d’un premier projet pilote en mer du Nord en 2009 (alpha ventus), puis l’installation de deux projets de grande envergure, Trianel Borkum et Global Tech I, finalisée en 2014.
En mars 2015, AREVA s’est allié à Gamesa, créant en mars 2015, Adwen, co-entreprise dédiée à l’éolien en mer.
Gamesa est un acteur majeur de la conception, la fabrication, l’installation ainsi que l’exploitation et la maintenance d’aérogénérateurs. Avec 21 ans d’expérience dans l’éolien et plus de 31 200 MW installés dans plus de 50 pays, GAMESA renforce l’expérience acquise par AREVA dans l’éolien en mer grâce à son expertise de la maintenance d’une large base installée ainsi que de l’industrialisation de la production.
Adwen se place ainsi parmi les trois premiers acteurs européens de l’éolien avec près de 20% de la capacité installée au premier semestre 2015.
Adwen a repris les engagements initiés par AREVA en France, aux termes de l’appel d’offres et achève le développement de son éolienne de 8MW basée sur la technologie éprouvée du modèle de 5MW.
Enfin, si en Allemagne les usines de production d’AREVA ont bien été affectées par une baisse de charge conjoncturelle en 2014-2015, elles ont pu s’y adapter sans plan de licenciement et leur production montera à nouveau en puissance au dernier trimestre 2015.
Gamesa a quant à elle renoué avec les bénéfices depuis 2013 avec des résultats en forte progression depuis, annonçant, le 29 juillet dernier, un bénéfice net doublé au premier semestre 2015.
En cas de collision par gros temps de deux navires dans le chenal d'accès au port de St Nazaire, à hauteur des 2 parcs éoliens en mer, combien de temps cela prendrait il à deux remorqueurs pour se porter sur les lieux et prendre les navires en remorque?
S’il s’agit de petits navires, le remorquage peut être assuré par la SNSM. En fonction des conditions météorologiques, il faut trois quart d’heure à une heure et demie pour arriver par exemple au niveau des futurs parcs.
En revanche, le seul remorqueur de haute mer capable de remorquer un grand navire de commerce par gros temps sur la façade Atlantique est l’Abeille Bourbon, basé à Brest. Si les conditions météorologiques sont très mauvaises, il naviguera à vitesse réduite (6 à 8 nœuds). Il lui faudra alors plus de 12 h pour arriver sur zone. Dans la pratique, il peut être fait appel si nécessaire à d’autres moyens (affrètement de remorqueurs privés par exemple) pour stabiliser la situation en attendant l’arrivée de l’Abeille.
Ce dispositif est le résultat d’un compromis entre les risques identifiés sur la façade et les contraintes budgétaires.
L'exemple donné des parcs éoliens offshore anglais n'est guère convaincant. Vérification faite, bien des marins-pêcheurs anglais ont abandonné l'idée d'y pêcher à cause du danger de collision, des engins de pêche qui s'accrochent dans les structures ou dans les rochers qui recouvrent les cables. Dans les autres pays d'Europe, la pêche est y est interdite. La décision de ne pas interdire la pêche dans le parc éolien Yeu Noirmoutier n'est elle pas tout simplement symbolique, afin de pouvoir convaincre les pêcheurs d'accepter l'argent qui leur est offert en échange de leur soutien?
Bonjour,
La décision finale du maintien ou non de la navigation sur le site reviendra à la Préfecture maritime de l’Atlantique. Elle fera suite à la tenue d'une Grande Commission Nautique qui réunira les représentants de l'Etat et des usagers de la mer
Deux décrets seront pris par le PREMAR : le premier pour la phase de travaux et le second lors de la mise en service.
Il appartiendra à la Préfecture maritime de préciser les modalités de maintien des pratiques de pêche dans le parc : calendrier, métiers, zones d'exclusion et/ou de sécurité. En amont de cette décision, l'organisation de la pêche entre les différents métiers pourra être discutée avec les entités concernées au sein du groupe de travail « Sécurité Maritime » de l'instance de concertation et de suivi préfectorale, en présence des représentants des autorités maritimes.
Les résultats des Grandes Commissions Nautiques [1] qui ont été tenues lors du premier semestre 2015 sont encourageants : dans le cas des projets de parcs de Courseulles-sur-Mer, de Fécamp et de Saint Nazaire (voir présentation du Préfet maritime lors de la réunion de la CPDP du 29 juillet dernier ), la Grande Commission Nautique a rendu des avis favorables assortis de recommandations sur les modalités de pratiques de la pêche dans les parcs : le détail est disponible sur le site internet du SHOM [2].
L’expérience britannique présente l’intérêt de montrer que la pratique de certains arts trainants était possible dans les parcs éoliens en mer, et est fonction du type de pêche, de l’agencement du parc (couloirs de navigation suffisamment larges ou non, etc) et de la sécurisation prévue des câbles.
Enfin, conformément aux articles L. 122-1 du Code de l'environnement, le projet de parc éolien en mer des îles d’Yeu et de Noirmoutier est soumis à l'obligation d'étude d'impact. Le volet socio-économique de cette étude d'impact, qui porte notamment sur le secteur de la pêche, sera remis aux services de l'Etat au plus tard en décembre 2016. Dans le cadre de cette étude, un état initial des activités économiques sera établi par le maître d'ouvrage. Sur base de cet état initial, l'objectif de l'étude sera d'évaluer l'impact du projet sur ces activités. Le maître d'ouvrage présentera alors une série de mesures destinées à éviter, réduire ou compenser les éventuels impacts négatifs.
[1] Les commissions nautiques permettent de consulter les navigateurs sur les projets de réalisation et de transformations d'équipements civils intéressant la navigation maritime. Elles ont été instituées par le décret n° 86-606 relatif aux commissions nautiques. Il existe des commissions nautiques locales et des grandes commissions nautiques, selon le type de dossier instruit.
[2] SHOM : Opérateur public pour l’information géographique maritime et littorale de référence, http://www.shom.fr
Sur le document « dossier de présentation du projet 2010 du débat public au Tréport" pages 106 et 107 » la règle de répartition était la suivante : http://eolienmer-pdlt.debatpublic.fr/debat-public-2010
1- « déduction faite de la part de l’État (8% de l’enveloppe totale)».
- Les indemnités réservées aux communes et à la pêche sont donc de 92% des taxes acquittées par l’exploitant et non pas 100%. Pourquoi n’est ce pas précisé sur votre document ?
- Cette ponction de l’état est elle toujours d’actualité? Le pourcentage a t’il évolué depuis 2010?
- Pouvez vous affirmer que ce % n’augmentera pas, comme ce fut le cas pour la CSG , qui de 0,5% au départ , a atteint 15%?
2 - La clé de répartition a changé en moins de 5 ans.
Pour la pêche locale et la plaisance.
En 2010, d’après le document « La moitié des recettes de la taxe spécifique aux éoliennes en mer sera consacrée aux communes littorales susceptibles d’avoir vue sur le parc éolien et l’autre moitié à un fonds départemental dédié aux activités de pêche et de plaisance, après déduction faite de la part de l’État (8 % de l’enveloppe totale). »
En 2015, « 35% pour le comité national des pêches maritimes et des élevages marins (CnPMeM), pour le financement de « projets concourant à l’exploitation durable des ressources halieutiques » 15% dédiés, à l’échelle de la façade maritime, au financement de projets concourant au développement durable des autres activités maritimes. Concernant l’éolien terrestre, la Com de Com touche actuellement un % d’indemnité non prévu au départ, au détriment de la commune concernée par un parc éolien terrestre.
- N’en sera-t-il pas de même pour les communes du littoral au moment où des regroupements de communes, des Com de Com, des régions sont entrain de se mettre en place?
- La loi de finance étant revue chaque année, que restera-t'il réellement aux communes du littoral et aux pêcheurs locaux?
1. Sur les prélèvements de l’Etat
L’article 1519 C du code général des impôts (CGI) prévoit en effet que le produit de la taxe sur les éoliennes en mer est affecté au fonds national de compensation de l'énergie éolienne en mer, « à l'exception des prélèvements mentionnés à l'article 1641 du CGI effectués au profit de l'Etat ».
Toutefois, l’article 1641 du CGI ne vise pas la taxe annuelle sur les éoliennes en mer dans la liste des taxes mentionnées. Aujourd’hui, le code général des impôts ne prévoit donc pas de prélèvement au profit de l’Etat sur le montant total de la taxe sur les éoliennes en mer.
A notre connaissance, aucune proposition de loi visant à intégrer la taxe sur les éoliennes en mer à la liste des taxes soumises à prélèvement de l’Etat au titre de l’article 1641 du CGI n’est en cours de discussion.
2. Sur la répartition de la taxe spécifique sur l’éolien en mer
Il convient de distinguer la taxe spécifique sur l’éolien en mer, qui s’applique au projet des îles d’Yeu et de Noirmoutier, de l'imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER)qui s'applique aux parcs éoliens terrestres (conformément à l’article 1519 D du CGI).
L’IFER qui s’applique aux parcs éoliens terrestres est répartie entre les différents niveaux des collectivités territoriales. Une partie est donc versée aux établissements publics de coopération intercommunale et une partie au département et à la région : l’IFER ne bénéficie pas directement aux communes.
En revanche, la taxe spécifique à l’éolien profite directement et entièrement aux communes littorales concernées.
Par ailleurs, lors du débat public de 2010, les conditions d’attribution de la taxe spécifique sur l’éolien en mer étaient fixées par les dispositions de l’article 1519 C du CGI alors en vigueur, et par le décret n° 2008-851 du 26 août 2008 [1].
Les ressources étaient alors réparties entre les communes depuis lesquelles les éoliennes étaient visibles et les ports de pêche subissant un impact économique.
Ce dispositif a été remanié par la loi n° 2010-874 du 27 juillet 2010 de modernisation de l'agriculture et de la pêche qui a affecté une partie du produit de la taxe aux professionnels de la pêche. Le produit de la taxe demeure affecté au fonds national de compensation. Les règles de répartition des ressources de ce fonds sont définies par l’article 1519 C du CGI, et par le décret n°2012-103 du 27 janvier 2012 [2].
Le produit de la taxe est désormais réparti comme suit :
- 50 % du produit de cette taxe seront affectés aux communes littorales depuis lesquelles les installations sont visibles dans une limite de 12 miles nautiques soit près de 22 kilomètres (soit environ 3, 8 M€/an).
- 35% du produit de la taxe seront attribués au CNPMEM (soit environ 2,6 M€/an).
- 15% seront dédiés au financement de projets locaux concourant au développement durable des autres activités maritimes (soit environ 1,1 M€/an).
A notre connaissance, aucun projet ni proposition de loi visant à modifier la taxe sur les éoliennes en mer n’est en cours de discussion.
[1] Décret relatif aux conditions d'application et de répartition de la taxe annuelle sur les installations de production d'électricité utilisant l'énergie mécanique du vent situées dans les eaux intérieures ou la mer territoriale
[2] Décret relatif à l'utilisation des ressources issues de la taxe instituée par l'article 1519 B du code général des impôts.
Bonjour La taxe CSPE que nous payons sur notre facture EDF est de l'ordre de 20€ par an et par foyer. Ces projets Eoliens offshore vont ils faire augmenter cette taxe ou est ce déjà inclus ? Le maitre d'ouvrage a annoncé un coût de 3€ pour le projet Yeu/Noirmoutier. Ce coût est il déjà compris dans les 20€ ou va t il s'ajouter? Si on considère les 4 projets offshore en cours ( yeu/Noirmoutier, Courseulles, St Nazaire...) et qu'il faut compter 3€ par projet , en coutera t il 32€ pour le contribuable ( 20€+12€) Merci
Bonjour,
Selon un rapport de la Commission de régulation de l'énergie d’octobre 2014, la CSPE s’élevait en 2014 à 16,5 €/MWh HT, et représentait 13 % de la facture moyenne d’un client résidentiel consommant 8500 kWh/an, soit 75 euros HT par français. La Commission de régulation de l’énergie estime qu’elle doit être financée à 40% par les consommateurs « résidentiels », et que le reste est financé par les entreprises et les artisans.
Cette Contribution au service public de l'électricité finance les surcoûts liés aux tarifs sociaux de l'électricité (5,5% de son montant), la production d'électricité dans les zones non connectées au système électrique européen (23,4%) et les surcoûts liés aux tarifs bonifiés de l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables : à ce jour, le photovoltaïque représente aujourd’hui 35,3% du montant total de la CSPE.
Pour 2015, ces charges sont évaluées par la CRE à 6,3 milliards d’euros, dont 15,2 % pour l’énergie éolienne terrestre (pas de surcoût pour l’énergie éolienne en mer pour l’instant). Le montant de la CSPE a été porté à 19,5 €/MWh HT au 1er janvier 2015, par rapport au montant de la CSPE de 16,5 €/MWh HT en 2014, selon un rapport de la Commission de régulation de l'énergie d’octobre 2014.
A plus long terme, la CRE estime que la CSPE devrait atteindre environ 30 €/MWh en 2025, intégrant les surcoûts de l’éolien en mer (un tiers des charges serait alloué pour soutenir l’éolien terrestre et en mer [1]) et les évolutions à la baisse des autres surcoûts dont ceux liés au photovoltaïque par exemple.
[1] Rapport de la Commission de régulation de l'énergie d’octobre 2014 :
« La contribution au service public de l’électricité (CPSE) : mécanisme, historique et prospective » :
Bonjour,
Le maitre d'ouvrage peut il s'engager sur le fait que les riverains (Yeu et Noirmoutier) ne subiront aucune nuisance sonore notamment sur les basses fréquences (infrasons) qui sont génératrices de troubles pour l'humain.
- Par vent d'ouest pour l'île de Noirmoutier
- Par vent du Nord pour l'île d'Yeu.
Votre réponse devra prendre bien sur en considération des éoliennes de 8Mw et la vitesse du vent.
Merci
Bonjour,
La réglementation sonore applicable aux éoliennes en mer est celle concernant les bruits de voisinage (articles R. 1334-30 et suivants du code de la santé publique). Elle repose sur le principe du respect des seuils réglementaires d’émergence sonore, établi à partir d’une comparaison entre le bruit résiduel (sans éoliennes) et le bruit ambiant (éoliennes en fonctionnement), auprès des habitations les plus proches.
L’étude préliminaire menée par EGIS (2013) a permis d’évaluer les niveaux de bruit aérien généré par le parc éolien des îles d’Yeu et de Noirmoutier en fonctionnement et de conclure à l’absence d’impact acoustique au niveau de la côte, éloignée de 12 km au minimum. L’émergence sera en effet inférieure à 3 (seuil réglementaire pour la nuit) ou 5 dB(A) (seuil règlementaire pour le jour) sur la côte.
Concernant la période des travaux, étant donné la distance entre les éoliennes les plus proches du projet et l’île d’Yeu (12 km), les niveaux sonores susceptibles d’être perçus dans les zones habitées ne sont pas significatifs non plus.
En revanche, les usagers de la mer passant à proximité de la zone pourront entendre le bruit des travaux.
A ce titre, les modélisations passées montrent que les niveaux sonores aériens attendus en mer à 200 mètres de la source, sont de 43 dB(A) pour les bruits des navires et de 63 dB(A) pour le battage de pieux.
Afin de confirmer et d’affiner les résultats de cette précédente étude acoustique, le maître d’ouvrage réalisera :
- D’une part, des mesures in situ du bruit ambiant (depuis plusieurs points du littoral) afin de caractériser l’ambiance sonore sur le littoral face au projet et de permettre un meilleur ajustement du modèle informatique ;
- D’autre part, de nouvelles simulations de propagation du bruit du parc sur la base de nouvelles hypothèses intégrant les éventuelles évolutions techniques du projet (position des éoliennes, puissances acoustiques des éoliennes, hauteur…) et les résultats des mesures in situ. Ces études permettront d’affiner tant les connaissances sur l’état sonore initial que l’impact acoustique potentiel du parc.
Concernant les infra-sons, qui ne peuvent généralement pas être perçus par l’oreille humaine, le maître d’ouvrage n’a à ce jour pas fait le choix de mener d’étude spécifique. Néanmoins, dans un rapport de l’Office bavarois de protection de l’environnement, relayé et traduit par l’Office Franco-Allemand pour les énergies renouvelables [1], nous pouvons noter qu’il est estimé que « les infrasons produits par les éoliennes situées à distance habituelle des zones d’habitation sont d’un niveau sonore nettement inférieur aux seuils d’audition et de perception. D’après la limite définie en fonction des connaissances scientifiques actuelles, les parcs éoliens n’ont de ce fait pas d’effet nuisible sur le bien-être et la santé de l’Homme. »
Pour plus d’information, vous pouvez consulter la synthèse d’étude sur l’acoustique sous-marine et aérienne disponible sur le site de la CPDP.
Ce projet est-il vraiment sérieux ? Comment l'Etat et le promoteur peuvent-ils présenter au public un projet qui repose sur autant de vent (passez-moi le jeu de mots). En effet, n'est-il pas gênant qu'un an après l'attribution de l'appel d'offres il n'existe toujours pas de prototype de l'éolienne de 8 MW ? Alors qu'en juin 2016, à l'issue de la levée des risques, le promoteur devra confirmer la robustesse technique de son offre : sur quoi s'appuiera-t-il pour établir le fiabilité de cette éolienne dont on peut douter qu'un prototype aura pu être installé d'ici là (ou si peu de temps, dans le meilleur des cas) ? Où sera construit ce prototype ? Où est-il prévu de l'installer ? Par ailleurs, comment expliquer que la construction des usines Areva/Adwen du Havre prévues dès le premier appel d'offres en 2011 n'a toujours pas commencée alors que l'usine d'Alstom prévue à la même époque est déjà opérationnelle ? On connaissait le "air guitar", voici à présent le "air project" ! Merci pour vos précisions.
Le maître d’ouvrage a en effet choisi l’éolienne AD 8-180 d’Adwen pour équiper les deux parcs.
Au-delà d’une productivité améliorée, cette innovation technologique permet de réduire le nombre d’éoliennes à 62 unités pour une puissance totale du parc de 496 MW.
Cette réduction du nombre d’éoliennes garantit une installation plus rapide, une maintenance optimisée et une réduction des investissements grâce notamment à la réduction du nombre de fondations nécessaires.
Les éoliennes Adwen de 8 MW sont développées sur la base de la plateforme technologique éprouvée de la 5 MW. L’entreprise dispose déjà de plus de 10 ans de retour d'expérience depuis l'installation du premier prototype de 5 MW en 2004, et de plus de 6 ans sur l'exploitation en mer depuis l'installation en 2009 du premier champ pilote allemand, alpha ventus, équipé d'éoliennes Adwen de 5 MW.
126 éoliennes de 5MW sont aujourd'hui installées, faisant d’Adwen un des trois premiers acteurs européens de l’éolien en mer, avec près de 20% de la capacité installée au premier semestre 2015. C’est grâce à ce retour d’expérience qu’Adwen peut sécuriser le développement de son éolienne de 8MW dont le premier prototype sera fabriqué dans l’usine allemande de Bremerhaven avant d’être implanté en 2016. Le choix du site d’implantation du prototype sera confirmé à l’automne 2015.
Les éoliennes de 8MW destinées à équiper les projets français des premier et deuxième appels d’offres – Saint-Brieuc, Yeu-Noirmoutier et Dieppe-Le Tréport – seront fabriquées dans les usines normandes d’Adwen, pour une mise en service à partir de 2020-2021. Le calendrier de développement des usines est adapté aux besoins de ces projets, avec un démarrage de production prévu en 2018.
Au Havre, la préparation de l’implantation des usines Adwen se poursuit : après des études géotechniques menées en 2014 sur le quai Joannes Couvert, Adwen a sélectionné l’architecte-maître d’œuvre qui, à partir du mois de septembre 2015, affinera le projet d’implantation et préparera les dossiers de permis de construire.