NEUILLY-L' ÉVÊQUE : USINE AGRIVOLTAÏQUE : PERMIS DE CONSTRUIRE ACCORDÉ PAR LA PRÉFECTURE

Épisode précédent :  NEUILLY-L' ÉVÊQUE : LE PROJET PRIVÉ D' UNE USINE AGRIVOLTAÏQUE TOUS LES FEUX AU VERT ? 

 

  Cette usine agrivoltaïque autorisée par arrêté préfectoral du 12 mai 2026 constitue une première étape dans le déploiement massif des installations solaires industrielles en Haute-Marne1. Derrière le vocabulaire technocratique de la « transition énergétique », c’est en réalité une artificialisation progressive des terres agricoles et des paysages ruraux qui est enclenchée, sous l'impulsion d'un puissant trio, déjà défavorablement connu des amoureux et défenseurs du « Pays de l'eau », voir la déferlante éolienne : les acteurs agricoles, les écornifleurs du soleil et les autorités préfectorales ! Pour ce trio, peu importent les conséquences environnementales et le coût supporté par le contribuable et le consommateur — comme exposé ci-avant, l’essentiel étant que chacun y trouve son intérêt financier : profits pour l’exploitant agricole et le marchand de soleil, mission accomplie pour l’autorité préfectorale.

 

1. HAUTE-MARNE, USINES AGRIVOLTAÏQUES : TOUJOURS PLUS DE PROJETS

 

  L’arrêté préfectoral reconnaît lui-même, à travers une multitude de prescriptions environnementales et de recommandations techniques, les atteintes potentielles et durables que ce type d’installation peut provoquer sur la biodiversité, les sols, la faune et l’équilibre des milieux naturels. Ces précautions administratives, loin de rassurer, confirment surtout que les risques sont connus dès l’origine du projet.

  Les services de l’État appliquent ici les orientations nationales issues de la PPE3 —  Programmation pluriannuelle de l’énergie, validées par le Sénat et l’Assemblée nationale, dans une logique d’accélération du déploiement des énergies renouvelables industrielles. Mais cette politique énergétique suscite des interrogations de plus en plus fortes sur son efficacité réelle et ses conséquences territoriales.

Car les faits demeurent :

1. Les nouvelles capacités éoliennes et solaires ne provoquent pas la baisse significative des émissions carbone qui était pourtant présentée comme l’objectif central de cette stratégie énergétique 
2.  Les mêmes contribuent à multiplier les épisodes de prix négatifs de l’électricité, déséquilibres finalement supportés par les contribuables et les consommateurs 
3.  Les mêmes entraînent la consommation croissante d’hectares de terres agricoles, transformant durablement les paysages, les écosystèmes et l’identité rurale des territoires. Voir précédemment
4.  Les mêmes peuvent tuer  le bétail 
5.  Le développement accéléré des EnR, plus rapide que celui des réseaux, sature les infrastructures engendrant des goulets d'étranglements sur ces mêmes réseaux

 À noter que : 

«  Les prix de l’électricité payé par les ménages dans l’UE les plus élevés fin 2025 sont observés en Irlande, en Allemagne, puis en Belgique. Il est ainsi frappant de constater que les cinq pays de l’Union où l’électricité domestique est la plus chère en euros courants appartiennent aussi au groupe des pays fortement engagés dans les renouvelables. » 

 

 

 

Source 

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 L'auteur des 3 articles suivants est le site Documentaire et Vérité sur X 

 

1.  TRANSITION ÉNERGÉTIQUE : AJOUTER DU RENOUVELABLE N' EST PAS UNE POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE COMPLÈTE !

  « Un nouveau rapport de Montel révèle qu’en 2025, l’ EUROPE a ajouté plus de 70 GW de capacités renouvelables, mais que les ÉMISSIONS DU SECTEUR ÉLECTRIQUE n’ont reculé que de 0,5 %. Pire encore, on constate que de nombreux pays ont même vu la production de combustibles fossiles augmenter…
  La carte de l'Europe ci dessous ne montre pas les émissions totales du secteur électrique, mais l’évolution de l’intensité carbone, c’est-à-dire les ÉMISSIONS MOYENNES PAR MWh PRODUITS. Elle révèle une Europe très contrastée, où certains pays décarbonent réellement leur production, tandis que d’autres voient le GAZ ou autres MOYENS FOSSILES revenir combler les trous laissés par la météo, la demande ou les limites du réseau.

• L’ESPAGNE offre le cas le plus célèbre. Malgré 10 GW de nouvelles connexions d' EnR en 2025, la PRODUCTION AU GAZ Y A AUGMENTÉ DE... 22,9% ! Au point de dépasser le solaire et le nucléaire pour devenir la 2e SOURCE d’électricité du pays. Le solaire fait baisser les émissions à midi, mais le gaz revient pour le dîner. L’INTENSITÉ CARBONE A PROGRESSÉ de 14,6 % sur un an. 
• Le PORTUGAL, fait partie des pays où la PRODUCTION CARBONÉE A LE PLUS AUGMENTÉ EN 2025 : + 53,2 %.  En un an, la production carbonée est passée de 5,1 TWh à 7,92.  C’est l’exemple parfait d’un système où les renouvelables ne suffisent pas à couvrir le besoin marginal lorsque les conditions météo, la demande ou l’équilibre du réseau exigent davantage de production.
• La GRANDE-BRETAGNE offre un autre rappel désagréable : SORTIR DU CHARBON NE SUFFIT PAS POUR SORTIR DU CARBONE ! En 2025, sa production décarbonée a PROGRESSÉ de 3,6 %, tandis que sa PRODUCTION CARBONÉE AUGMENTAIT de 5,7 %. Le GAZ reste appelé pour équilibrer le système, répondre aux pointes et compenser les limites du réseau. 
• L’AUTRICHE, l’une des dernières NATIONS ANTI-NUCLÉAIRE, rappelle une autre évidence : une production renouvelable dépendante de la météo reste dépendante de la météo ! La chute de l’hydroélectricité y a provoqué UNE BAISSE de 18,6 % de la PRODUCTION ZÉRO CARBONE, remplacée... PAR DES ÉNERGIES FOSSILES, du GAZ, en partie russe. L’intensité carbone y a bondi de 40 %.
• L’ALLEMAGNE, de son côté, reste LE PLUS GRAND ÉMETTEUR EUROPÉEN EN VALEUR ABSOLUE ! Et ce, malgré plus de 20 GW de nouvelles capacités renouvelables ajoutées en 2025. Les réductions d’émissions existent, mais RESTENT BIEN MODESTES. Le pays illustre ainsi cette contradiction devenue presque doctrinale : empiler des capacités renouvelables ne suffit pas à décarboner profondément un système si l’on conserve une dépendance structurelle aux fossiles pour l’équilibre du réseau.
• La FINLANDE est un exemple en matière de décarbonation structurelle. Ses ÉMISSIONS ÉLECTRIQUES ONT CHUTÉ de plus de 40 % en un an, en partie grâce à la PROGRESSION DE L' ÉOLIEN MAIS SURTOUT GRÂCE... AU NUCLÉAIRE ! Ce dernier reste la première source de production du pays avec 38,9 % du total en 2025.

  La conclusion est donc simple, quoique fâcheuse pour les catéchismes : 
  AJOUTER DU RENOUVELABLE N' EST PAS UNE POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE COMPLÈTE ! »

 

 

 

Source 

 

2. ÉLECTRICITÉ : ET QUI SAIT QUI PAYE À LA FIN ?

  « Au premier trimestre 2026, les marchés de l’UE ont enregistré 1 223 heures À DES PRIX NÉGATIFS ! Soit, en 1 AN, le phénomène a plus que doublé. La transition avance, mais avec cette élégance particulière des systèmes qui produisent trop quand personne n’en veut, puis pas assez quand tout le monde en a besoin...

  Le tableau n’est pas uniforme.

• L’ESPAGNE concentre à elle seule 347 heures négatives au premier trimestre 2026, soit environ 16 % de toutes les heures. Pourtant avant 2023, elle n’en avait jamais connu une seule.
• Le PORTUGAL suit la même trajectoire.
• La GRÈCE, elle, passe de zéro heure négative au premier trimestre 2025 à 138 heures un an plus tard.

  Mais le plus instructif est ailleurs. Le Trimestre1 est encore la période la plus clémente pour les déséquilibres solaires. L’ENSOLEILLEMENT culmine surtout au T2. Lorsque l’Espagne ou la Grèce affichent déjà de tels volumes d’heures négatives en début d’année, ce n’est pas une anomalie saisonnière mais bien l’avant-goût statistique de ce qui se produit lorsque la capacité renouvelable croît plus vite que les moyens capables d’absorber ses excès.

  Il faut toutefois distinguer deux choses :

• La fréquence des prix négatifs
• Leur profondeur.

  Une heure à -2 €/MWh n’a évidemment pas le même effet économique qu’une heure à -250 €/MWh.

 

 Sur l’année 2025 :

• L’ ALLEMAGNE a enregistré 576 heures négatives, avec un prix moyen de -10,89 €/MWh et un minimum à -250 €/MWh.
• L’ESPAGNE, elle, a connu 556 heures négatives, presque autant que l’Allemagne, mais avec une moyenne de seulement -2,10 €/MWh. Même nombre d’heures, dégâts économiques très différents.

  L’ALLEMAGNE d’avril 2026 mérite un examen particulier.

  Le pays a connu 123 heures négatives sur 720, soit 17 % du mois. Parmi elles, 105 heures, soit 85 %, se concentrent entre 10 h 00 et 16 h 00, PRÉCISÉMENT DANS LA FENÊTRE DE PRODUCTION SOLAIRE MAXIMALE ! Le prix moyen de ces heures négatives atteint -36 €/MWh. Presque la moitié de l’électricité solaire mensuelle allemande a donc été injectée au moment où le marché disait explicitement : « merci, mais non merci »…

 

  La conclusion est simple, mais elle a le mauvais goût d’être contraire au récit dominant.

  L’EUROPE ne subit pas seulement quelques épisodes passagers de prix négatifs, elle ENTRE DANS UNE PHASE OÙ L' ABONDANCE INTERMITTENTE DEVIENT UN PROBLÈME STRUCTUREL !

 

  Plus on ajoute de capacités variables sans ajouter au même rythme les moyens de flexibilité, de stockage, de pilotage de la demande et de renforcement du réseau, plus on fabrique des heures où l’électricité vaut moins que rien. 

 

  Le CONTRIBUABLE ET LE CONSOMMATEUR paient en définitive 2 fois :

• Pour soutenir l’investissement et garantir les revenus,
• Pour corriger les déséquilibres que cette production intermittente !

  Les prix négatifs donnent ainsi la VAGUE ILLUSION d’une électricité abondante et gratuite, alors qu’ils signalent surtout que la valeur économique s’est déplacée vers les coûts de flexibilité, de réseau et de compensation publique.

  Les PRIX NÉGATIFS démontrent qu’une production variable, ajoutée massivement dans un système insuffisamment flexible, finit par DÉTRUIRE SA PROPRE VALEUR au moment même où elle produit le plus. C’est la fameuse cannibalisation des prix, cette manière très moderne de célébrer une énergie « compétitive » tout en découvrant qu’elle ruine son prix de marché dès qu’elle devient abondante... » 

  

Source. 

 

5. QUAND LES ENR PROVOQUENT DES BOUCHONS SUR LES RÉSEAUX...

 « Ember révèle que près de la moitié des 240 GW de nouvelles capacités renouvelables attendues en Europe d’ici la fin de la décennie pourraient être bloqués par des goulets d’étranglement sur les réseaux . Ce graphique démonte la fiction selon laquelle la transition serait simplement une question de volonté politique. La réalité se révèle plus brutale : on installe des EnRi plus vite qu’on ne construit des lignes électriques...
  Dans plus de la moitié des pays étudiés, les infrastructures sont déjà saturées. Jusqu’à deux tiers des projets éoliens et solaires prévus à horizon 2030 pourraient ne jamais voir le jour, non par manque d’investissements, mais faute de raccordement .
  Le chiffre est brutal : au moins 120 GW de projets sont d’ores et déjà bloqués parce qu’ il n’y a simplement pas de place sur le réseau… Et encore, selon les analyses d' Ember, ce constat est probablement sous-estimé. Plusieurs grands systèmes électriques, notamment en Allemagne et en Italie, ne publient pas l’intégralité de leurs données, ce qui laisse penser que l’ampleur réelle du problème est plus large encore.
  La situation vire à l’absurde au niveau des particuliers : 1,5 million de foyers pourraient être empêchés d’installer des panneaux solaires, faute de capacité disponible . On incite les ménages à produire leur propre électricité… avant de leur expliquer que le système n’est pas conçu pour l’absorber.
  Le diagnostic est limpide : les renouvelables avancent plus vite que les réseaux. 
Le capital est là, les projets aussi, les objectifs encore davantage, mais les infrastructures progressent à vitesse administrative.
  Comme le résume avec une sobriété toute technocratique le rapport d’ Ember :
« Les ambitions seules ne font pas circuler les électrons... »

 

 

Source. 

ÉOLIENNES ET SANTÉ : LA JUSTICE VALIDE LES ALERTES SCIENTIFIQUES

  L’article écrit par Jean-Pierre Riou, publié sur son blog Le Mont Champot propose une réflexion critique sur les effets sanitaires potentiels des éoliennes industrielles et sur la manière dont ces questions sont traitées dans le débat public.

  Le texte défend l’idée qu’il existerait désormais des éléments suffisamment sérieux pour considérer qu’un lien de causalité entre certaines installations éoliennes et des troubles de santé chez des riverains ne peut plus être écarté. Les nuisances ressenties ne relèveraient pas uniquement d’un phénomène psychologique ou d’un simple effet d’inquiétude, mais seraient liées à des phénomènes physiques réels : infrasons, basses fréquences, vibrations et bruit pulsé généré par les pales.

 Pour cela, plusieurs types de sources sont citées :

• des témoignages de riverains,
• des études acoustiques et médicales,
• des travaux de chercheurs spécialisés,
• ainsi que certaines décisions de justice récentes.

Le texte insiste notoirement sur la portée symbolique et juridique de certaines décisions de justice, présentées comme une reconnaissance progressive des difficultés rencontrées par des habitants vivant à proximité de usines éoliennes. J-P. Riou y voit un tournant important dans la manière d’aborder la question sanitaire et des raisons d'espérer pour les victimes.

 

Bonne lecture.

 

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Éoliennes et santé : une causalité factuelle et juridique

  Le code de la santé publique fixe à 5 décibels — pondérés A, en journée et 3 dBA la nuit, l’émergence maximum d’un bruit de voisinage dit « bruit particulier ». Toutefois cette émergence n’est recherchée que si le bruit total, dit « bruit ambiant » est supérieur à 25dBA dans l’habitation du plaignant ou 30 dBA en extérieur. Cette émergence est alors calculée en retranchant le bruit de fond, dit « bruit résiduel », au bruit ambiant. 

 

  Or il apparaît, dans les communications même de la filière, que les éoliennes sont incapables de respecter ce code aux distances légales d’implantation. 
  Ce qui explique que des riverains indemnisés par la justice civile pour des troubles sanitaires dont le lien avec une nuisance excessive est dûment constaté, sont dans l’incapacité de faire cesser cette nuisance qui relève du juge administratif, pour lequel les prescriptions de l’administration dérogent au code de la santé publique.

 

Le bruit éolien et sa perception

  La puissance acoustique d’une éolienne varie entre 100 et 110 dBA selon les modèles et le mode de fonctionnement,bridé ou non. Les caractéristiques sonores de la Vestas V 90 3 MW en mode 0 est reproduit ci-dessous et atteignent 109,4 dBA avec 8 m/s de vent. 

 

 

 

  Ce bruit et sa perception varient selon la vitesse du vent, mais également selon les conditions atmosphériques et la topographie locale et, bien sûr, avec la distance. Des bâtiments ou un relief interposé entre l’éolienne et le riverain peut supprimer la quasi-totalité de la nuisance sonore, un effet d’écho peut la majorer considérablement — 3 dBA. Les battements liés à la synchronisation de 2 éoliennes augmentent le bruit, du givre sur les pales peut ajouter jusqu’à 11 dBA. Avec l’usure, des bruits parasites peuvent augmenter le niveau sonore.

La réglementation 
  Sur l’échelle logarithmique acoustique, le doublement d’une source sonore correspond à + 3 dBA. La réglementation distingue le bruit résiduel — sans éoliennes, du bruit particulier — des éoliennes, dont l’addition constitue le bruit ambiant. Plus qu’à la valeur absolue de ce bruit particulier, le code de la santé publique s’attache particulièrement à son émergence — bruit ambiant moins bruit résiduel, qu’il privilégie pour caractériser l’infraction. Une émergence de 3dBA est la limite nocturne autorisée pour un bruit particulier et 5 dBA pour un bruit diurne. En effet, la gêne provoquée par l’intrusion d’un bruit particulier est essentiellement liée à la valeur de cette émergence qui sera bien plus intrusive dans un environnement calme qu’avec un bruit résiduel important. Toutefois, cette émergence n’est recherchée que si le bruit total dépasse 30 dBA.

Une incompatibilité structurelle
  L’illustration de la filière elle-même montre ci-dessous qu’à la distance légale de 500 m, les éoliennes ne respectent pas ce code, puisqu’avec le bruit résiduel d’un jardin calme — 20 dBA, qui correspond à l’environnement sonore du cadre rural de leur implantation, les quelques 35 dBA indiqués pour une seule éolienne, suffiront pour dépasser le seuil de 30 dBA, caractérisant ainsi l’infraction de ses 15 dBA d’émergence que représentent la différence entre 20 dBA et 35 dBA, quand le maximum légal est de 5 dBA diurne et 3 dBA nocturne.

 

 

 

 
  Ce dépassement structurel est la raison de l’amendement au projet d’arrêté du 26 aout 2011, porté notamment par le syndicat des énergies renouvelables, qui a introduit une dérogation à ce code en portant ce seuil à 35dBA pour les éoliennes au lieu des 30dBA prévus dans le projet de texte, au motif « que dans les zones rurales calmes où les éoliennes sont généralement implantées, il leur est difficile de respecter le seuil imposé par le code de la santé publique », selon la sénatrice Loisier qui l’a dénoncé dans sa question au gouvernement. 
  Ajoutons qu’à 500 m, ce bruit particulier de 35 dBA confessé par la filière, correspond à l’atténuation géométrique d’une éolienne de seulement 100 dBA  — L 500m = 100 dBA -11-20 log 500 = 35 dBA. Tandis qu’en Belgique où la réglementation autorise 45 dBA en journée, les exploitants ne craignent pas d’annoncer « Une éolienne qui tourne émet environ 45 dB, soit le bruit d’un lave-vaisselle silencieux récent. Pas de quoi troubler une soirée de lecture. ». Cette communication oublie de préciser que le lave-vaisselle se situera devant la fenêtre de la chambre à coucher et tournera toute la nuit.

La réalité de leurs impulsions sonores 
  Mais la réalité est bien pire car le caractère impulsionnel* de ce bruit, à chaque passage des pales devant le mât, est gommé par des moyennes sur 1 seconde — indice fractile L50 des LAeq,1s sur 10 min, retenu pour décrire l’ambiance sonore au point 3.5 du projet de norme NF S316114. 
  En effet, leur prise en compte demande des durées d’intégration de 0,125 seconde, comme le préconise la norme NF S31-010 pour les bruits impulsionnels, pour permettre de caractériser chaque pic sonore perçu par le riverain. 
  L’importance de ce point est illustrée dans le rapport de Robert W. Rand, de Rand Acoustics, adressé le 27 mai 2021 à la commission d’enquête concernant le « Rail Tie Wind Project » — Application WECS-01-21. Dans celui-ci, il montre son propre enregistrement avec un Leq 0,1s — ci-dessous, de mars 2021 des éoliennes d’ Antrim, qui fait apparaître un dépassement de 9 dBA à 17 dBA par rapport aux prédictions les plus fortes — « worst-case » Leq prédictions, de leur étude d’impact de 2016. Comme en France ce type d’étude d’impact indique un bruit médian pour chaque classe de vent dont chaque échantillon est déjà une moyenne sur 1 seconde, expliquant la différence entre le niveau de bruit annoncé — 35,7 dBA, et les pics de bruits perçus par le riverain — 53 dBA.

 

 

 

 

La perception du bruit 

  Des milliers de témoignages dénoncent les effets néfastes du bruit des éoliennes dans le monde entier. Selon les attendus du TGI de Montpellier, les investigations auprès de riverains qui ne s’étaient jamais plaints sont particulièrement édifiantes en constatant 

« Que 18 des 26 personnes interrogées qui déclarent subir un préjudice (lequel à raison de l’éloignement plus grand est nécessairement moindre que celui des demandeurs comme déjà indiqué) ont parlé de bruits permanents consistant en ronronnement et sifflements, audibles même à l’intérieur de leur maison et obligeant à hausser le son de leur télévision voire à construire une véranda et à fermer les volets, la fermeture des volets constituant également une protection contre le crépitement des flashs toutes les deux secondes et qui sont permanents de jour comme de nuit. »

  De même le rapport d’enquête de la DDASS [ Direction départementale des affaires sanitaires et sociales ] à la suite d’une plainte de riverains d’ Ally-Mercœur écrit : 

« La quasi-totalité des personnes rencontrées s'est plaint du bruit en extérieur. Nombreux sont ceux qui regrettent de ne plus pouvoir vaquer à leurs occupations extérieures en toute sérénité — jardinage, travaux des champs, promenades.., lorsque le niveau de bruit est trop important.

  Dans 9 foyers — sur 21 enquêtes, les nuisances sonores à l'intérieur du logement ont été dénoncées.

  Pour 7 d'entre eux, les pièces dans lesquelles les nuisances sont dénoncées ne sont pas phoniquement isolées — absence de double vitrage.

  Pour 1 foyer, la maison est entièrement isolée — murs doublés, fenêtres équipées de double vitrage récent, et pourtant ses occupants ont remarqué que le bruit est perceptible à l'intérieur lorsqu'ils posent leur tête sur l'oreiller

  Pour un autre foyer non isolé, le problème est différent puisque l'un des occupants souffre de problèmes respiratoires et doit dormir avec la fenêtre de sa chambre ouverte toute l'année, il dénonce des nuisances sonores fréquentes ».

Une grande variabilité du bruit et de sa perception

  En approfondissant leur étude, les enquêteurs ont pu : 

« mettre en évidence la présence de « couloirs » de bruit : le niveau de bruit varie de façon important entre 2 points distants de seulement quelques mètres. En effet, plusieurs phénomènes se conjuguent et varient en fonction de l'intensité et de la direction du vent. Il existe un premier phénomène d'écran qui diminue le niveau sonore certains bâtiments gênent la propagation du bruit. Un second phénomène dit de réverbération accentue le niveau sonore : il s'agit d'un phénomène qui se traduit par une prolongation de l'existence d’un son due aux réflexions multiples sur certaines parois ».

  Cette variabilité de la gène est exacerbée par les conditions atmosphériques, les battements créés par la synchronisation de 2 ou plusieurs machines et par les niveaux de sensibilité individuelle au bruit.

 

Sommeil et santé, une cause nationale

  En 2017, l’ ANSES [ Agence nationale de sécurité sanitaire de l’alimentation, de l’environnement et du travail ] avait publié un rapport comportant l’analyse d’un grand nombre d’études sur le sujet et avait conclu : 

« Toutes les études épidémiologiques transversales qui ont recherché une association entre l’exposition au bruit des éoliennes et la qualité du sommeil (sauf une) ont montré une relation significative. »

  Cette même année, l’Académie de médecine confirmait dans son rapport : 

« Toutes les données de la littérature concordent pour souligner l’effet très négatif du bruit sur le sommeil. De fait, les troubles du sommeil représentent sans doute la doléance la plus constante des riverains. Ils sont d’ailleurs objectivés par les enregistrements somnographiques effectués par des cliniques du sommeil. Ces études concluent qu’à l’intérieur d’un périmètre de 1,5 km le bruit émis par les éoliennes perturberait la qualité du sommeil. Une autre étude suggère que certaines basses fréquences — autour de 30 Hz, interfèreraient avec les ondes « Beta » cérébrales du sommeil qui sont associées avec les réactions d’alerte, de stress et d’anxiété. Cette interférence expliquerait les troubles du sommeil. Mais ce mécanisme est très controversé. »

  Dans une étude de décembre 2025, des chercheurs de l’université d’Oregon ont mis en évidence une « corrélation claire entre la qualité du sommeil et l’espérance de vie » — clear correlations in each year and in most U.S. states between sleep and life expectancy.

  C’est ainsi que la mauvaise qualité du sommeil « surpasserait désormais l'impact de la mauvaise alimentation et du manque d'activité physique ». L’étude n’a fait que quantifier ce qu’on savait déjà, en juillet 2025, le ministère français de la santé avait érigé le sommeil en enjeu de santé publique majeur dans une feuille de route ministérielle.

 

Causalité juridique et factuelle

  Le 8 juillet 2021, la Cour d'appel de Toulouse, 3ème chambre n° 20/01384 avait formellement reconnu l’existence d’un syndrome éolien et la responsabilité des éoliennes dans les troubles sanitaires occasionnés en condamnant leur exploitant à indemniser les 2 victimes à hauteur de 4.000 € chacun au titre du pretium doloris, et 2.216,25 € au titre de la réparation de leur déficit fonctionnel temporaire dont les « Souffrances endurées avant consolidation ». Cette jurisprudence avait déjà été retenue en 2013 par le TGI de Montpellier et vient d’être confirmée le 13 novembre 2025 par le TGI de Strasbourg.

  En tout état de cause, cette « causalité juridique » est complétée par la causalité factuelle des éoliennes dans la dégradation de la santé, par le truchement de la dégradation de la qualité du sommeil, mise en évidence par les conclusions de l’Académie de médecine et de l’ ANSES.

 

Une discrimination anticonstitutionnelle

  Cette question sanitaire est occultée par l’extrême variabilité des paramètres relatifs à la propagation du bruit, à la nature du relief et des conditions atmosphériques, à l’isolation des habitations et à la sensibilité individuelle au bruit et au stress. L’émergence, retenue par le code de la santé publique comme principal facteur de la gène, est d’autant plus importante que le bruit résiduel est bas, pénalisant ainsi les zones calmes de rase campagne que la Directive européenne 2002/49 sur le bruit demande pourtant de préserver à ce titre. Le développement éolien privilégie les secteurs hyper ruraux en raison de leur faible densité de population, entraînant ainsi une discrimination anticonstitutionnelle qui prive ses habitants de la protection du code de la santé publique au prétexte qu’ils ne seraient pas nombreux.

 

* Impulsionnel Bruit consistant en une ou plusieurs impulsions d'énergie acoustique, ayant chacune une durée inférieure à environ 1 s et séparée(s) par des intervalles de temps, de durées supérieures à 0,2 s.— NF S31-010.

 

Sur le Web. 

 

 

 

 

 

 

VOITURE ÉLECTRIQUE : LES STATIONS DE RECHARGE LE MAILLON FAIBLE

   L’électrification du parc automobile est souvent présentée comme une évidence technologique et environnementale. Pourtant, derrière l’image d’une mobilité « zéro émission » fluide et universelle, se cache une question beaucoup plus complexe : celle de l’infrastructure énergétique nécessaire pour soutenir cette transition. L’article « Électrification de l’automobile : la difficile équation économique des stations de recharge », publié par Contrepoint, lire ci-devant, met précisément en lumière cette réalité souvent sous-estimée.

  À travers une analyse économique et technique des stations de recharge, y compris « rapide », le texte souligne le décalage entre les ambitions politiques de généralisation du véhicule électrique et les contraintes concrètes de déploiement du réseau. Contrairement à une station-service traditionnelle, une station de recharge haute puissance nécessite des investissements lourds, une disponibilité énergétique massive et une rentabilité encore incertaine. La question n’est donc pas seulement technologique : elle est aussi financière, industrielle et territoriale.

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 Électrification de l’automobile : la difficile équation économique des stations de recharge

 

 

 

La généralisation du véhicule électrique suscite beaucoup de discussions autour de leur autonomie, de leur coût, de leur impact sur les émissions de GES. Mais un point est souvent ignoré: le coût explosif d’un réseau suffisamment développé de stations de recharge, et la difficulté de le rentabiliser, sauf par le racket du contribuable.

  Le débat sur le financement d’un réseau de stations de recharge électrique étendu accompagnant une électrification massive du parc automobile n’a pas encore franchi les murailles de la visibilité médiatique. Pourtant, c’est un casse-tête économique.

 

Un jour de grands départs… un problème de débit

  Pour illustrer le problème, partons d’un cas concret: un samedi de grands départs en vacances.

  Remplir le réservoir d’une voiture à moteur thermique — VT, prend moins de 3 minutes montre en main, paiement inclus. Ajoutons 1 minute pour assurer le roulement entre deux véhicules, et une pompe à essence peut remplir au moins 15 réservoirs à l’heure. L’autonomie réelle moyenne des VT sur autoroute peut être elle-même estimée à 500 km — hypothèse prudente, une pompe peut donc fournir à chaque heure l’énergie permettant de parcourir 7500 km au minimum.

  La borne de recharge électrique est limitée soit par sa puissance unitaire, soit par la capacité de la batterie de la voiture électrique — VE, à encaisser une charge plus ou moins rapide sur une certaine durée. La chimie des batteries ralentit nettement la charge au-delà de 80%, et la carte électronique des batteries la ralentit volontairement dès que le moindre risque de surchauffe est détecté. Un constructeur comme Hyundai indique, pour son modèle IONIQ le plus récent, un modèle dans la moyenne du marché, une recharge 20-80% en 18 minutes dans les meilleures conditions. Cela correspond à environ 50 kWh rechargés dans la batterie, et à une autonomie comprise entre 200 et 250 km sur autoroute. En ajoutant 2 minutes de transition entre deux véhicules, une prise de recharge peut donc redonner 600 à 750 km d’autonomie par heure, 10 à 12 fois moins.

  Il faut donc compter au moins 10 points de recharges électriques pour permettre le même service de déplacement que 1 point de distribution d’essence/gasoil.

 
Jour de pointe contre jour ordinaire: des surcapacités potentiellement massives
  Une grande station d’autoroute compte 10 pompes réservées aux VT en moyenne. Dans l’hypothèse d’une électrification du parc à 50%, il faudra donc que le réseau de chargeurs rende le même service que 5 pompes à essence, soient 50 bornes de recharge électrique là où 5 pompes à essence suffisent.

  Outre le nombre de bornes plus élevé, cela suppose beaucoup plus d’espace et de génie civil. Les ratios actuels montrent que les dépenses en capital — abrégé:CAPEX, totales par borne sont du même ordre que pour une pompe à essence, au minimum.

  Par conséquent, à service rendu égal, on peut considérer que le réseau de charge nécessaire à assurer un service équivalent au réseau essence coûtera au moins 10 fois plus cher en investissement.

  Et encore certains analystes sont moins optimistes. En effet, 50 bornes en usage simultané avec une puissance de 250 kW exigeront 12.5 MW de puissance électrique souscrite pour la station, hors fonctionnalités ordinaires — magasin, partie essence, etc., de ladite station. C’est à peu près 50 à 100 fois plus qu’une station essence d’autoroute classique, et autant qu’un site industriel de taille moyenne. Le coût total du renforcement du réseau électrique des stations, et du réseau amenant le courant immédiatement en amont de leur raccordement, est encore évalué avec beaucoup d’incertitudes.

  Dans une économie non subventionnée, ce seraient évidemment les stations qui devraient financer ce surcoût, et le répercuter sur leurs clients. Et sans ce renforcement — qui est plus compliqué qu’espéré, cf ce rapport IREF récent, il est probable que les stations réduisent automatiquement la puissance moyenne servie à chaque véhicule pour ne pas disjoncter en période de pointe, réduisant encore le débit horaire des pompes. Cela augmentera encore le nombre de prises nécessaires et donc les CAPEX pour assurer un service de pointe correct.

L’investissement est déterminé par la capacité de pointe, les revenus par l’utilisation moyenne
  Or, les stations électriques se heurteront plus encore que les stations à essence actuelles à un problème économique classique : l’utilisation moyenne de ces stations sera très inférieure à leur utilisation de pointe, et donc le capital investi aura un taux moyen d’utilisation faible… Ce qui obèrera leur capacité à générer des revenus à la hauteur de l’investissement consenti.

  Certes, les stations essence classiques font également face à ce problème, mais il est plus facile à gérer avec des CAPEX dix fois moins élevées ! De plus, l’électrique aura un concurrent que l’essence n’a pas : la recharge à domicile. Plus de 80% des déplacements automobiles sont courts et, pour les possesseurs de VE disposant d’un garage, la charge nocturne sur prise domestique, malgré sa lenteur, sera privilégiée en raison de son coût.

  Toutes les études académiques sur la rentabilité du réseau de recharge grand public insistent sur ce point : leur rentabilité sera déterminée par leur pourcentage d’utilisation moyen. Or, aujourd’hui, les taux d’utilisation moyens des bornes sont faibles — 5 à 15% en général, et il y a peu d’espoir qu’il augmente beaucoup, du fait de la concurrence de la recharge à domicile. Les études académiques estiment le surcoût de la recharge en station entre 10 et 40 centimes selon les hypothèses retenues, auquel il faut bien sûr ajouter celui de l’électricité elle-même, celui de son acheminement par un réseau renforcé pour la pointe, et les inévitables taxes que le gouvernement ne manquera pas d’introduire, pour compenser les pertes de taxes sur les produits pétroliers. Déjà en Europe, les recharges rapides ou « ultra rapides » aux bornes publiques affichent un coût moyen compris entre 50 et 80 centimes par kWh, 2 à 3 fois plus élevé que celui de la recharge à domicile.

  Le chiffre d’affaires moyen d’une borne électrique publique en France est d’environ 4000 euros, à comparer avec 160 000 € hors taxes en moyenne par pompe à essence. Seul un faible pourcentage des bornes affiche un CA supérieur à 15 000 Euros. Aux États-Unis également, une pompe à essence génère 10 à 50 fois plus de CA unitaire qu’une borne électrique, seules les stations avec de superbes emplacements réduisant cet écart.

  Les gestionnaires de stations font face à un dilemme simple. 

• Soit ils dimensionnent les stations pour assurer un bon service de pointe, ce qui implique un suréquipement massif en bornes et en puissance réseau, largement sous-utilisé le reste de l’année, donc peu rentable. 
• Soit ils dimensionnent leurs stations en fonction de leur utilisation moyenne, mais alors une saturation sévère lors des pics sera à prévoir, avec files d’attente, dégradation du service et rationnement des livraisons, ce qui réduira l’appétit de la clientèle pour le véhicule électrique… Et donc la clientèle potentielle des stations.

L’illusion de la recharge « rapide » et des super-batteries

  Certains objecteront que les progrès technologiques en termes de batteries et de bornes pourraient limiter ces inconvénients, et les annonces spectaculaires régulières des constructeurs chinois laissent espérer des autonomies supérieures ou des vitesses de charge plus rapides. C’est exact, mais les points suivants sont à considérer :

• Le handicap de la recharge électrique sur l’essence est aujourd’hui d’un facteur 10 en matière de besoin d’investissement. Même si, dans une dizaine d’années, ce facteur est réduit à 5, et rien ne le garantit, l’équation économique restera compliquée.
• Même si des réseaux de bornes ultra rapides sont déployés, les VE vendues actuellement seront le goulot d’étranglement, peu supporteront une vitesse de charge beaucoup plus élevée qu’actuellement. Or, le surcoût — essentiellement électrique, d’un réseau de bornes de charges à 500 kW au lieu de 250 est estimé au bas mot à 50%. Rentabiliser ce surcoût alors que nombre de voitures seront limitées à 150-200 kW par la vitesse de charge de leur batterie sera difficile. La recharge ultra rapide –qui reste lente comparée au thermique– restera donc longtemps un produit de niche à prix élevé.
• Les prises et les câbles actuels sur les véhicules — standard CCS2),ne supporteront pas structurellement plus de 500 kW de charge, pour des raisons liées aux lois de la physique: il faut impérativement limiter la chauffe de la batterie et des câbles pendant la charge. Les futures générations de véhicules capables de se charger plus rapidement devront adopter un nouveau standard. Or, tout réseau futur devra assurer l’interopérabilité avec le parc antérieur. Rien d’insurmontable techniquement, mais cela ajoutera encore des coûts non nécessairement bien anticipés.
• En jour de super-pointe, il est vraisemblable que la capacité totale des réseaux étranglera les charges ultra rapides, érodant leur avantage en termes de débit horaire, et la possibilité de facturer plus cher cet avantage.

Subventions, subventions…
  Toutes ces questions sont bien connues des professionnels du secteur et des économistes. Aujourd’hui, aucun grand réseau européen — Fastned, Allego, Ionity, etc., ne gagne d’argent, malgré les aides — surtout indirectes et fiscales, qu’ils reçoivent. Certaines études récentes — exemple, montrent que, même sous des hypothèses relativement favorables de coût de déploiement, une part importante des stations, en dehors des zones denses ou des corridors très chargés, ne peut pas atteindre la rentabilité sans subventions directes ou indirectes.

  En France, les aides directes à la mise en place de points de recharges représentent environ 500 millions annuels — y compris pour les bornes domestiques, et ce montant ne comprend pas les aides indirectes — TVA réduite, crédits d’impôts, revente de crédits carbone, etc.. Naturellement, une accélération du programme de bornes de recharge nécessitera une augmentation de ces subventions. Mais l’État n’en a pas le premier sou.

  La mise à niveau des réseaux en amont des stations constitue une autre forme de subvention indirecte aux stations de recharge. Bien entendu, cet empilement d’aides permettra aux politiciens d’affirmer que le VE a un coût de roulage plus faible que l’essence surtaxée, mais si tous les coûts étaient pris en charge par les clients finaux de chaque filière sans subvention, et à égalité de taxation, l’avantage disparaîtrait.

  Ces subventions au système de recharge se cumulent évidemment aux subventions aux véhicules électriques, sans lesquelles ceux-ci se vendent nettement moins bien. Or, les acheteurs de VE appartiennent majoritairement aux classes les plus aisées. Les subventions aux VE, qu’elles soient directes ou indirectes via le réseau de recharge public, sont donc un énième exemple de spoliation des classes modestes au profit des ménages affluents.

Ce qu’il faudrait faire
  Dans un rapport de 2022, l’ IREF a recommandé d’abandonner les obligations coercitives et les subventions en faveur du véhicule électrique, et de laisser les progrès des constructeurs provoquer une adoption de ce moyen de transport au rythme choisi par les consommateurs. Ce choix politique n’aurait qu’une incidence infinitésimale sur les émissions de gaz à effet de serre, et éviterait d’empiler des surcoûts non anticipés, notamment sur le réseau de recharge, surcoûts qui risquent fort d’être reportés sur le contribuable.

  Si cette approche libérale ne trouvait pas de majorité politique, un compromis raisonnable serait de ne pas imposer le VE en 2035 mais de s’en tenir à une obligation d’hybridation pour les véhicules à partir d’une certaine puissance — 100 kW par exemple, les trajets courts étant alors effectués en mode électrique, et les trajets longs pouvant rester l’apanage majoritaire des moteurs thermiques. Ainsi, plus besoin de financer un réseau de charge surdimensionné, le développement de bornes électriques pourrait être financé sur fonds 100% privés, au rythme supportable par le marché. Quant aux ménages modestes, ils pourraient toujours trouver des alternatives thermiques meilleur marché pour pouvoir continuer à se déplacer dans de bonnes conditions.

 

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