EnR et CO2 réputé évité : entre supposition et constat

 

EnR et CO2 réputé évité : entre supposition et constat

Jean PierreRiou 

 

Mécaniquement, l’empreinte carbone du kWh de chaque moyen de production publié dans la base empreinte de l’Ademe appliqué au bilan électrique 2024 de RTE permet de calculer qu’en 2024, les EnR intermittes (EnRi) ont permis d’éviter une moyenne de 6,85gCO2/kWh au mix français, déjà décarboné à plus de 90% depuis ¼ de siècle grâce à son parc nucléaire/hydraulique. Ce calcul de base, développé ci-dessous, est bien loin des 481,4gCO2/kWh avancé par RTE ou des différentes estimations de l’Ademe dont les variations du simple au double (entre 300gCO2/kWh et 600gCO2/kWh) illustrent le manque de rigueur.

En effet, ces différents calculs théoriques reposent sur une omission majeure et comportent 3 biais méthodologiques. L’omission étant les émissions liées à l’empreinte carbone de la mise en œuvre des EnR, en considérant uniquement 0gCO2/kWh pour leur phase production, alors que l’analyse de leur cycle complet montre notamment que les émissions du solaire, avec 43,9gCO2/kWh, dans cette base empreinte de l’Ademe, sont même supérieures à l’empreinte du mix français 2024 que ce calcul indique à 30,44gCO2/kWh*.

Les 3 biais reposent sur le postulat que les EnRi se substituent principalement au thermique en raison de son coût marginal supérieur, alors que concrètement les contraintes de l’équilibre du réseau amène celui-ci à rester présent, voire en préchauffe, pour lisser leur production, tout en dégradant ses facteurs de pollution par les régimes partiels et à coups de fonctionnement induits par ce lissage. Et que d’autre part, les conséquences sur le marché des surplus aléatoires force le nucléaire à s’effacer.

Le 3^ème biais consistant à comptabiliser les émissions induites par nos exportations hors frontières, là où l’intérêt pour les EnRi n’est pas celui de la France, alors que celle-ci peine à respecter des engagements financièrement contraignants sur ses émissions nationales. Les rebondissements juridiques concernant les éventuelles sanctions contre l’excès des émissions françaises planant à nouveau devant le TA de Paris depuis le 13 décembre 2024. Et aucune circonstance atténuante n’est évoquée pour cet effet de décarbonation des mix électriques de nos voisins pour lesquels ce n’est pas au consommateur français de payer.

Le calcul en question

La base empreinte de l’Ademe fait état de l’empreinte carbone du cycle de vie de chaque filière française de production d’électricité dont notamment : 3,7gCO2/kWh pour le nucléaire, 14,1g pour l’éolien terrestre, 15,6g pour l’éolien en mer et 43,9g pour le solaire (fabriqué en Chine et retenu par défaut par l’Ademe pour la France).

En appliquant ces valeurs à chaque moyen de production du Bilan RTE 2024, on parvient à des émissions totales de 16,41 millions de tonnes (Mt) de CO2, soit une empreinte carbone de 30,44gCO2 pour chacun des 539 milliards de kWh produits en 2024.

Si on retranchait la production des EnRi (éolien + solaire) de ce bilan, la production serait ramenée à 467,4TWh, pour 14,65 Mtonnes de CO2, soit une moyenne de 31,35gCO2 pour une production uniquement pilotable et supérieure aux 449,2 TWh de la consommation 2024. Ce qui, avec 18,2TWh de solde exportateur n’en aurait pas moins placé la France au rang de 2^ème exportateur mondial d’électricité derrière la Suède (33TWh) et devant la Norvège (18TWh), au lieu de 1^er mondial avec un solde export de 89TWh.

En tenant ainsi compte des émissions bien réelles liées au béton, à l’acier,  au transport et au démantèlement de chaque filière, ces valeurs de l’Ademe indiquent que sur les 16,41 MtCO2 totaux, éolien et solaire ont été responsables de 1,75 MtCO2, respectivement 603,4 ktonnes de CO2 pour les 42,8 TWh d’éolien terrestre, 62,4ktonnes pour les 4 TWh d’éolien en mer, et 1088,7ktonnes pour les 24,8TWh de solaire.

En considérant ainsi leur cycle de vie, les 71,6TWh produits par les EnRi en 2024 auront donc émis 1,75Mt de CO2, soit une moyenne de 24,5gCO2/kWh, en remplacement des 2,24Mt qu’auraient émis les 31,35gCO2/kWh d’un mix français privé d’EnRi pour produire ces mêmes 71,6TWh, soit 490,6ktonnes de CO2 mécaniquement évité par la production de 71,6TWh d’éolien et solaire, c'est-à-dire 6,85gCO2 évité par kWh d’EnRi.

Les biais

Pour parvenir à ses différentes estimations, l’Ademe considère que les EnRi se substituent essentiellement au charbon et au gaz. Ce qui résiste mal à l’observation.

Étude de cas sur le site Energy Charts : focus sur octobre 2025

Sur l’illustration ci-dessous nous voyons la puissance cumulée des EnRi, avec l’éolien terrestre en gris, l’éolien en mer plus sombre et le solaire en jaune

Et sa variation, entre 1021 MW le 8/10 à 5h45 et 27600 MW le 23/10 à 13h30

Par delà les pics journaliers du solaire, on distingue plusieurs périodes de forte production éolienne, dont la première, du samedi 4 et dimanche 5 octobre, correspond à une période de faible consommation.

Modulation nucléaire

Dans le graphique suivant, la ligne noire  représente la consommation nationale, et tous les moyens de production ont été ajoutés aux EnRi, dont le nucléaire, en rouge.

 C’est ainsi qu’on peut visualiser la profondeur de la modulation à la baisse du nucléaire à chaque pic de production renouvelable, tout spécialement les 2 weekends où la générosité éolienne correspondait à une période de faible consommation.

Le remplacement du nucléaire (3,7gCO2/kWh) par de l’éolien (14,1gCO2/kWh) ou pire, du solaire (43,9gCO2/kWh*) entrainant de facto une augmentation des émissions qui n’est pas comptabilisée par RTE qui retient 0gCO2/kWh pour chacun d’eux.

La décarbonation hors frontières

Mais on peut également déduire que toute la production qui excède la consommation (ligne noire), doit être remontée sur le réseau RTE pour être exportée.

Les facteurs de pollution

L’illustration suivante montre les régimes partiels et à coups de production pratiqués par les centrales à gaz (en bas, en ocre) à chaque pic solaire. La puissance concernée par cette modulation étant bien inférieure à celle du nucléaire.

Le graphique ci-dessous illustre enfin le comportement spécifique du parc à gaz. Les données 2025 n’étant pas encore disponibles, le même mois de 2024 en illustre le fonctionnement. Chaque centrale a une couleur différente, la ligne noire indique la capacité active, c'est-à-dire comprenant les centrales en préchauffe, avec une production de 0,000MW, mais prêtes à démarrer dès que le vent tombe.

C’est ainsi que le cadre de gauche montre que sur 14 centrales actives, 10 centrales sont en préchauffe pour 4 centrale en production, l’incertitude liée au concours passager des EnRi réclamant ainsi 917 MW actifs pour 259 MW produits.

Les émissions de CO2 de ces centrales en préchauffe ne sont comptabilisées nulle part, pas plus que l’augmentation des facteurs de pollution liée aux régimes partiels des centrales en production. On sait pourtant que ce type de fonctionnement a un effet désastreux sur l’impact environnemental, comme l’a montré la demande de dérogation du Duke Energy pour permettre à ses centrales à gaz de suivre les cycles de production solaire.

C’est d’ailleurs la raison de la question de la sénatrice Loisier, à laquelle le gouvernement à confirmé que le calcul des émissions étaient théorique sans que quiconque ait tenté de le vérifier à partir d’une étude d’impact de terrain tenant compte de ces facteurs.

A la seconde question de la Sénatrice qui précisait le cas de Duke Energy, le ministère n’a pas apporté de réponse.

Et ne semble pas avoir programmé la moindre étude de terrain en ce sens.

 

EnR et blackout : le spectre de l’apprenti sorcier

Dans Économie Matin 

Selon le gestionnaire du réseau électrique européen (Entsoe), le blackout qui a frappé la péninsule ibérique le 28 avril dernier serait le plus grave depuis plus de 20 ans. Mais surtout le premier du genre !

By Jean-Pierre Riou Published on 15 octobre 2025 5h30

transition-energetique-francais-renouvelables - © Economie Matin

42,5%L'UE a pour but de porter la part des énergies renouvelables à 42,5 % en 2030

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En effet, il ne semble pas relever d’un incident fortuit, d’ailleurs toujours pas identifié, mais résulter d’une situation difficilement gérable sur une période de plusieurs heures. Et cette situation s’avère tout aussi difficilement gérable encore aujourd’hui. Bien que l’importance des énergies électriques intermittentes (EnRi) caractérise le mix ibérique, leur responsabilité dans ce blackout n’est toujours pas dénoncée clairement après 5 mois d’enquête. Pour autant, leur responsabilité devient de plus en plus difficile à cacher.

L’analyse sommaire

En mai 2025, l’association PNC diffusait l’analyse du « Mont Champot » sur les raisons de ce blackout. Le message de son illustration « plongés dans le noir à cause du soleil… c’est ballot ! » laissait deviner sa conclusion. Cependant, plus de 5 mois après l’incident, le dernier rapport provisoire de l’Entsoe n’a toujours pas identifié l’élément responsable des déconnexions en cascade de moyens de production, même s’il s’agit, pour la première d’entre eux, d’une centrale solaire. L’instabilité systémique de la tension du réseau n’en reste pas moins mise en cause, ainsi que les difficultés liées aux fluctuations de la production des EnRi.

L’aveu espagnol

Pour assurer l’équilibre électrique, les gestionnaires de réseaux doivent respecter les lois européennes de la concurrence. En Espagne, c’est la Commission Nationale des Marchés et de la Concurrence (CNMC), créée par la loi 3/2013 du 4 juin 2013, qui est chargée d’appliquer la transcription en droit national des règlements européens sur la concurrence, notamment les articles 101 et 102 du Traité sur le fonctionnement de l’UE.

C’est ainsi que l'article 7.1, alinéa b) de cette loi, autorise la CNMC à « établir la méthodologie d'accès aux infrastructures transfrontalières, y compris les procédures d'allocation de capacité et de gestion de la congestion dans le secteur de l'électricité. De même, l'alinéa c) du même article autorise cette Commission à établir les méthodologies de fourniture des services d'équilibrage au sein du système électrique. »

Le courtier en énergie Selectra vient de faire état d’un nouveau « risque imminent de blackout » en Espagne dont la responsabilité serait portée par les EnRi, contraignant le gestionnaire du réseau espagnol REE à l’avouer à la CNMC, pour solliciter des aménagements à cette libre concurrence en confessant son incapacité à équilibrer le réseau face à leurs écarts de production au gré du vent et du soleil.

Dans le document de procédure d’audience de la CNMC visant à introduire des mesures urgentes de stabilisation du système, « particulièrement en période de production solaire élevée », REE insiste sur la nécessité d’une programmation en amont des productions d’EnRi et réclame la fin des changements brutaux de puissance, par l’obligation du respect de programmes préétablis (PTR). Il y constate un accroissement des variations rapides de tension, notamment enregistrées ces deux dernières semaines, susceptibles de provoquer des coupures qui déstabilisent le système électrique. Cette évolution du système ces dernières années étant due, selon lui, à plusieurs facteurs, dont le plus important provient de la croissance significative du nombre d'installations connectées au réseau via l'électronique de puissance, telles que l’éolien et le solaire, et leur forte concentration en certains points du réseau. Ces installations pouvant modifier leur puissance « en quelques secondes seulement, pratiquement par paliers », tandis que ces technologies « ne régulent pas la tension en continu » comme le font les centrales conventionnelles, ainsi qu’il le déplore.

Selon Green Univers du 9 octobre, confronté à une situation analogue à celle d’avril dernier, REE n’aurait même pas attendu l’autorisation de la CNMC, puisque l’audience de celle-ci est prévue le 15 octobre, pour autoriser de nouvelles procédures, notamment de limitation dans la hausse ou la baisse des plages de puissance des EnRi, susceptibles jusqu’alors de passer de 0% à 100% de leur capacité en 120 secondes, ainsi que leur exclusion de certains marchés d’ajustement, dont la lenteur a été identifiée parmi les causes du blackout. Sachant que ces mesures entraîneront un manque à gagner significatif pour les exploitants d’EnRi.

L’inquiétude française

En France, cette inquiétude des gestionnaires de réseau, est également palpable. Selon « L’écho du solaire », Xavier Piechaczyk, président du directoire de RTE aurait fait passer un message identique en titrant « Ce que RTE attend de vous, producteurs d’EnR, pour sortir de l’adolescence ! » Un article qui rapporte les termes de ses critiques, notamment : « Aujourd’hui, les producteurs d’installations de plus de 1 MW devraient nous envoyer leur courbe de programmation de production. Mais 95% des producteurs ne le font pas. » Ou encore « le 1^er avril 2025 à 13 heures, on est passé en épisode de prix négatif et à ce moment-là, sur le réseau, on a perdu en quelques minutes 9 GW de production. Sur ces 9 GW combien de producteurs nous avaient transmis leur programmation selon laquelle ils allaient couper leur installation parce que les prix spot allaient devenir négatifs ? Zéro. 9 GW, c’est comme si on perdait d’un coup neuf tranches nucléaires. C’est compliqué de gérer la fréquence quand on perd en quelques minutes l’équivalent de 9 tranches nucléaires. C’est au-delà de l’incident dimensionnant en Europe ».

Par « incident dimensionnant, X Piechaczyk fait allusion à l’anticipation de l’incident maximum de perte de puissance fortuite pour lequel les réserves sont dimensionnées. En effet, pour gérer la fréquence, selon RTE dans son bilan de sûreté, « Aujourd’hui, la réserve primaire européenne (FCR pour Frequency Containment Reserve) est dimensionnée pour être en capacité de faire face à l’incident dimensionnant, défini comme la perte simultanée des 2 plus gros groupes en service (réacteurs nucléaires de 1 500 MW chacun), soit 3 GW. Ce besoin est ensuite réparti entre les différents pays composant la plaque synchrone Continental Europe. »

Annonçant des mesures qui devront impacter la filière solaire, X Piechaczyk prévient qu’ «il va se passer pas mal de choses dans votre secteur » et que « c’est la contrepartie de la fin de l’adolescence et du passage à l’âge adulte» car « l’éléphant dans la pièce, c’est le prix de l’électricité » et « l’autre éléphant dans la pièce c’est : veillons à ne pas multiplier les actifs qu’il faut amortir sur le système électrique français, car il faudra tout de même le payer un jour ».

Par « multiplier les actifs qu’il faut amortir » l’article ne dit pas si le président du directoire de RTE envisageait une analyse aussi radicale que celle du « triptyque énergétique » qui montre que notre transition nous amène à payer 3 fois pour le même kWh : 1 fois pour les EnRi, 1 fois pour les centrales en réserve des EnRi et une fois encore pour la restructuration du réseau permettant d’intégrer ces EnRi. Ce qui pose question dans le cas de la France où le parc pilotable n’avait aucun besoin de ces EnRi pour être déjà décarboné.

Le mur des réalités

Les mesures se succèdent désormais pour limiter les productions d’EnRi, en France comme en Allemagne où la loi « Solarspitzengesetz » a mis un terme aux subventions de l’énergie solaire lors des périodes de prix négatifs.

Le propos du présent article n’est pas d’affirmer que ce bridage de leur production, ainsi que diverses améliorations technologiques permettant de restructurer le système, ne seront pas susceptibles de compenser les problèmes posés par l’intermittence de production des EnRi. Mais à l’heure où le coût de cette politique se chiffre désormais en milliers de milliards d’euros, notamment jusqu’à 5 400 Md€ en 25 ans pour l’Energiewende, selon la méta analyse de la chambre de commerce et de l’industrie allemande, son objet est de montrer que malgré les sommes exponentielles investies dans les réseaux, le risque de blackout semble croître plus vite que les aménagements financés pour l’éviter.

En tout état de cause le spectre de l’apprenti sorcier du renouvelable, véhiculé par le blackout ibérique, a mis un terme à l’insouciance de sa gabegie financière.

 

Les énergies renouvelables sur « courant alternatif »

 

Transition énergétique Publié pour Atlantico le 6 août 2025

 

https://atlantico.fr/article/decryptage/cout-energie-quand-cour-des-comptes-se-trompe-toute-la-ligne-energies-renouvelables-courant-alternatif-Jean-Pierre-Riou 

Coût de l’énergie : quand la Cour des Comptes se trompe sur toute la ligne… les énergies renouvelables sur « courant alternatif »

Alors que les énergies renouvelables sont souvent présentées comme un atout économique et écologique pour l’avenir, un regard croisé entre les prévisions de la Cour des comptes en 2018 et les chiffres plus récents de la CRE pour 2026 révèle de profondes divergences d’analyse.

avec Jean-Pierre Riou

Coût de l’énergie : quand la Cour des Comptes se trompe sur toute la ligne… les énergies renouvelables sur « courant alternatif »

avecJean-Pierre Riou

Atlantico : Vous avez fait un parallèle entre le rapport de la Cour des comptes 2018 et les prévisions de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour 2026, pouvez-vous nous en préciser le sens ?

Jean-Pierre Riou : Le coût des énergies renouvelables pour le consommateur/contribuable est au centre de la controverse sur l’énergie, particulièrement en ce qui concerne la place de l’éolien et du photovoltaïque dans l’équilibre du système électrique. Et la réponse à votre question demande un rappel historique.

Lors de son audition devant le Sénat de juin 2007 le vice-président du syndicat des énergies renouvelables prévoyait qu’après être une charge pour les consommateurs jusqu’à 2015,  « la contribution devient négative. Les producteurs éoliens génèrent alors une rente pour la collectivité. »

En réalité, 10 ans plus tard, c’est une tout autre prévision que publie la Cour des comptes dans son rapport de mars 2018, en chiffrant à 121 milliards d’euros le seul surcoût du soutient aux tarifs d’achat des énergies renouvelables conclus jusqu’en 2017, jusqu’à leur échéance, la plus tardive intervenant en 2046, ainsi que l’illustre le graphique de la page 46 du rapport reproduite ci-dessous.

Pourtant, la Cour des comptes n’avait pas prévu l’exception de 2022-2023 où la France a connu pour la première fois de son histoire un solde importateur net d’électricité, au lieu du rang de plus gros exportateur MONDIAL d’électricité qu’elle assure pratiquement chaque année depuis 1990. Cette exception est liée au concours de circonstances d’un problème générique de corrosion sous contrainte qui a affecté son parc nucléaire dans un contexte d’arrêts de longue durée liés au grand chantier 2014-2025 du « grand carénage » destiné à remettre à neuf et aux normes les plus exigeantes post Fukushima l’ensemble du parc nucléaire français. Auxquels s’est greffée l’irresponsable fermeture des 2 réacteurs de Fessenheim , pourtant en parfait état pour de seules raisons politiciennes.

Le risque de pénurie qui en avait découlé avait alors affolé les marchés. Dans son rapport sur les prix à terme pour l’année 2023, la CRE considérait que « Les prix à terme de l’électricité pour l’hiver 2022-2023 pour livraison en France sont extrêmement élevés et ne correspondent plus à une anticipation moyenne des prix spot telle que modélisée historiquement. Ils reflètent soit des anticipations de forte pénurie, soit une prime de risque élevée sur le marché de l’électricité français, et vraisemblablement la conjonction des deux. »

C’est ainsi que les prix spot du MWh français ont atteint des niveaux inédits, atteignant le plafond de 3000/MWh le 4 avril 2022 et justifiant le soutien du gouvernement par un bouclier tarifaire.

La charge des EnR pour le service public de l’énergie étant calculée en lui déduisant le coût évité par leur production sur la base des prix du marché, on comprendra aisément que lors de l’exception historique de 2022-2023, ces EnR auront contribué positivement au budget de l’État. Je n’insisterai pas sur le déferlement de commentaires triomphants cherchant à accréditer l’idée de l’incompétence de la Cour des comptes qui n’avait pas compris qu’éolien et photovoltaïque allaient rapidement devenir une aubaine pour les finances publiques.

C’est la raison pour laquelle j’ai mis en parallèle l’historique et les prévisions des charges publiés la CRE, et reproduits ci-dessous

Cette illustration confirme que la contribution positive des EnR (ou charges négatives) est bien une parenthèse et non un statut pérenne.

Le graphique ci-dessous de l’institut Fraunhofer montre, si besoin en était, que le cours spot du MWh français a bien connu une exception particulièrement marquée en 2022, ce cours étant déduit de la charge liée aux tarifs d’achat de chaque MWh produit par les EnR.

Vous évoquez aussi les contrats conclus après 2017. Quelle est leur particularité ?

Les tarifs (d’obligation) d’achat sont fixés pour chaque filière et l’indexation de leur évolution est inscrite dans la loi. Mais après 2017, ils ont été remplacés par des appels d’offre débouchant sur des compléments de rémunération (sauf notamment pour l’éolien en mer qui est resté en obligation d’achat). Le producteur vend alors lui-même sa production sur le marché et le contrat lui garantit le complément de rémunération permettant d’assurer la garantie du prix convenu. La Cour des comptes ne pouvait pas intégrer ces appels d’offre qui n’étaient pas encore attribués en 2018. C’est la raison de la décroissance de son graphique après 2023 avec l’extinction progressive des anciens contrats. Tandis que celui de la CRE comptabilise les tarifs obligatoires d’achat et les compléments de rémunération. Son illustration semble montrer qu’au contraire, le pire est à venir.

Pourquoi l’intermittence de l’éolien ou du photovoltaïque vous semble-t-elle si décriée ?

On ne sait toujours pas stocker l’électricité pour un coût acceptable par la collectivité à une échelle suffisante pour se permettre la moindre réduction du parc pilotable en raison des épisodes prolongés sans vent ni soleil. C’est ainsi que depuis 2000 la production de l’UE, qui n’a augmenté que de 6,23%, s’est accompagnée d’une augmentation de son parc pilotable de 6,43% malgré le développement exponentiel de ses EnR de + de 3000%, ainsi que le montrent les chiffres d’Eurostat.

Cette politique et l’obligation d’entretenir un doublon pilotable est défendable pour des pays au mix électrique fortement carboné comme l’Allemagne auquel les EnR permettent de réduire le facteur de charge des centrales à charbon. Mais l’intérêt de financer un doublon intermittent pour un pays comme la France dont le mix est déjà décarboné est bien difficile à cautionner. L’effet des EnR est de forcer les centrales nucléaires à moduler de plus en plus à la baisse chaque fois que le soleil ou le vent sont généreux. 

Non seulement elles remplacent alors un moyen de production moins carboné qu’elles mêmes, avec 3,6 gCO2/MWh pour le nucléaire pour 3 fois plus pour l’éolien et 10 fois plus pour le PV, mais il s’avère que ces modulations forcées fatiguent prématurément des composants des réacteurs, ainsi que l’a très bien montré l’ancien haut-commissaire à l’énergie atomique Yves Bréchet.

C’est la raison pour laquelle le rôle de la France me semble être d’assurer la stabilité du réseau européen et non de le fragiliser davantage, car son gestionnaire, Entsoe a alerté à plusieurs reprises des risques que lui faisaient courir de fortes proportions de ces énergies renouvelables intermittentes.

 

Energiewende et Solarspitzengesetz

 

Energiewende et Solarspitzengesetz : pile je gagne, face tu perds 

Publié dans https://www.europeanscientist.com/fr/opinion/energiewende-et-solarspitzengesetz-pile-je-gagne-face-tu-perds/ 

De Jean-Pierre Riou - 12.09.2025

Saviez-vous que l’on subventionne les éoliennes et les panneaux photovoltaïques afin qu’ils produisent moins ? Heureusement nos voisins viennent de créer un loi … mais la solution sera-t-elle vraiment moins couteuse ? Jean-Pierre Riou a soulevé le capot du moteur de cette usine à gaz. Ce qu’il a découvert ne manquera pas de vous étonner.

Où il apparaît que la loi peut permettre de cesser de payer pour une électricité dont on ne sait plus que faire

Périodes avec et sans

Les productions d’électricité intermittente entraînent schématiquement 2 situations critiques majeures lorsqu’elles dépendent du vent ou du soleil :

• Les périodes où il y en a
• Les périodes où il n’y en a pas

La succession des 2 dans une même journée en cumule d’ailleurs les effets néfastes en les exacerbant, sous le nom de Hitzeflaute [1] Outre-Rhin.

On connaît en effet le problème lié à leur absence de production qui explique qu’alors que sa consommation d’électricité est restée identique (+ 6,24%), l’Europe n’a toujours pas pu se passer du moindre MW pilotable (en violet ci-dessous) depuis l’an 2000 (+ 6,43%), ainsi 

que le montre l’illustration des chiffres Eurostat [2].

Casse tête des prix négatifs

Mais on connaît moins les conséquences du véritable casse tête provoqué par les records de production d’EnR déconnectés des besoins qu’illustre le phénomène des prix négatifs. Ceux-ci ne se contentent pas de cannibaliser l’ensemble du marché du MWh, mais impliquent une explosion des subventions destinées à interrompre la production excédentaire. Cette explosion étant bien évidemment corrélée à l’augmentation de la puissance installée.

Dans son analyse du phénomène [3], la CRE constate l’envolée du nombre d’heures concernées, entre 2023 et le seul 1^er semestre 2024 et précise l’écroulement du marché en y ajoutant les heures où le MWh est à prix nul ainsi que celles à moins de 0,1 €/MWh.

Pour comparaison, le 1^er semestre 2025 compte déjà 362 heures uniquement négatives [4].

C’est la raison pour laquelle l’article 175 de la loi de finance 2025 [5] prévoit que les acheteurs obligés des EnR (principalement EDF OA) « peuvent demander au producteur l’arrêt ou la limitation de la production de tout ou partie des installations de production lorsque cet arrêt ou cette limitation permet de réduire les surcoûts ». Les importantes compensations financières [6] aux producteurs concernés par cet arrêt de leur production faisant partie de ces surcoûts.

Les 2 conséquences des prix négatifs

L’écroulement induit du marché, directement lié aux records éoliens et surtout solaires, est la cause de l’alerte de l’Entsoe [7] qui s’inquiète de la perte de rentabilité des centrales conventionnelles dont on ne peut pourtant se passer. Ce qui détourne les investisseurs des infrastructures nécessaires à la sécurité, notamment les 71 nouvelles centrales à gaz [8] indispensables à l’Allemagne qui a décidé de les construire lors des 10 prochaines années.

Mais par delà la nécessité induite de subventionner désormais tout moyen de production pilotable, nucléaire compris, l’État perd actuellement le contrôle du volume d’argent public destiné à soutenir les EnR pour qu’elles ne produisent rien en raison de l’explosion prévue de leurs capacités, notamment avec les 8 à 10 GW d’éolien en mer prévus par la PPE3 [9] pour les seuls appels d’offre 2026, à comparer aux 1,4 GW en fonctionnement aujourd’hui [10].

Une solution venue d’Outre-Rhin

 

Lire la suite dans https://www.europeanscientist.com/fr/opinion/energiewende-et-solarspitzengesetz-pile-je-gagne-face-tu-perds/ 

L'atteinte à la santé protégée par la loi.

 

Éoliennes 

L'atteinte à la santé protégée par la loi.

Jean Pierre Riou 

Depuis que le roi fit « Très expresses inhibitions et défenses  (aux corps judiciaires) de prendre à l'avenir connaissance d'aucunes affaires qui peuvent concerner l'État, l'administration et le gouvernement d'icelui que nous réservons à notre seule personne ».  ( Édit de Saint Germain 1641)

Ce privilège que s'est octroyé LOUIS XIII pour asseoir son autorité face au pouvoir judiciaire des Parlements perdure aujourd'hui notamment en matière d'éoliennes en privant leurs riverains de la protection du droit commun.

En effet, si la reconnaissance et l’indemnisation des troubles de voisinage et de leurs conséquences sur la santé relèvent du tribunal judiciaire, en matière d’éoliennes la décision de faire cesser les troubles dépend uniquement du tribunal administratif, ainsi que vient de le confirmer la jurisprudence qui est l'objet de cet article.

Des atteintes à la santé dûment constatées

C’est ainsi que La Cour d'appel de Toulouse, 3ème chambre, 8 juillet 2021, 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 € à 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: (…) tenant compte de l’hospitalisation en urgence, du suivi médical, de la réalisation d’examens complémentaires, de la prise de traitements ponctuels et du retentissement psychologique. »

La condamnation totale de l’exploitant, notamment pour préjudice moral perte de valeur du bien et trouble de jouissance, s’était élevée à 110.582 euros, en plus de la condamnation aux dépens.

Pour autant, ces riverains d’éoliennes « ont également saisi le préfet de l’Aude afin que soient prises toutes mesures permettant de faire cesser ces mêmes troubles et ont demandé réparation des préjudices dont ils estiment être victimes. Confrontés au refus du représentant de l’État de faire droit à leurs demandes d’annulation et d’indemnisation par l’État, ils ont demandé à la cour administrative d’appel de Toulouse, compétente en premier et dernier ressort, de se prononcer sur le litige les opposant au préfet de l’Aude. » ainsi que le rappelle le jugement Cour administrative d’appel de Toulouse – 4ème chambre Arrêt n° 23TL01482 du 25 septembre 2025.

Mais par cet arrêt, « la cour a rejeté leurs demandes après avoir considéré que les conditions de fonctionnement du parc éolien n’imposaient pas la prise de mesures complémentaires dès lors notamment que les études acoustiques ne révélaient pas de non-conformité au regard des exigences réglementaires applicables » La Cour dégage également l’État de toute responsabilité dans les troubles avancés par les requérants.

Une dichotomie propre au droit français

En effet « le principe de la séparation des autorités administratives et judiciaires » s'oppose à ce que le juge judiciaire substitue sa propre appréciation à celle que l'autorité administrative a portée sur les dangers ou inconvénients que peuvent présenter ces installations » et qu’en conséquence, « les tribunaux judiciaires ont compétence pour se prononcer tant sur les dommages-intérêts à allouer aux tiers lésés par le voisinage d'une telle installation classée que sur les mesures propres à faire cesser le préjudice que cette installation pourrait causer dans l'avenir, à condition que ces mesures ne contrarient pas les prescriptions édictées par l'administration en vertu des pouvoirs de police spéciale qu'elle détient ». (http://www.juricaf.org/arret/FRANCE-COURDECASSATION-20170125-1525526)

La jurisprudence de cette dichotomie juridique est développée dans Éoliennes et droit de propriété, qui rappelle notamment l’origine de cette particularité du droit français dans l’édit de Saint Germain.

Un problème de santé publique

 

Un rapport de l’Agence européenne pour l’environnement estime que les nuisances sonores contribuent chaque année à 48 000 nouveaux cas de maladies cardiaques et à 12 000 décès prématurés en Europe.

Ce même 25 septembre, les députés européens ont soutenu à l’unanimité une pétition demandant que la Commission européenne fournisse des éclaircissements supplémentaires sur les mesures qu'elle peut prendre pour améliorer la mesure et la gestion du bruit des éoliennes.

(Voir l’enregistrement de la séance entre 9h59 et 10h25)

Dans son discours de politique générale du 1^er octobre 2024, Michel Barnier s’était déjà engagé à mieux mesurer tous les impacts des énergies renouvelables, en ajoutant « je pense en particulier aux éoliennes ».

 

Des lacunes réglementaires…

 

Rappelons que les limites légales, repoussées par l’arrêté du 26 août 2011, dispensent les machines du respect du code de la santé publique en les autorisant à porter à elles seules le bruit ambiant à 35dBA au lieu de 30dBA dans ce code, tandis que les protocoles de mesurage de leur bruit souffrent de nombreuses carences qui occultent les aspects les plus dérangeants de leur bruit, comme les basses fréquences et leur modulation d’amplitude. Aucun protocole depuis 2011 n’ayant jamais réuni les conditions nécessaires de consensus et d’enquête publique lui permettant de prétendre constituer une norme. Le protocole actuellement employé dans les études d’impact ayant été censuré pour cette raison par le Conseil d’État.

 

… Pour mesurer un trouble que nul n’ignore

Personne n’ignore pourtant que les limites réglementaires appliquées aux éoliennes sont insuffisantes pour protéger la santé des riverains et qu’une partie non négligeable de ceux-ci sont affectés par le bruit lorsque les éoliennes atteignent les limites autorisées. Ce qui est le cas dès qu’il y a du vent dans la mesure où un plan de bridage est généralement prévu pour rester exactement à cette limite. Les incertitudes de mesurage ne bénéficiant même pas aux riverains.

La filière industrielle n’en ignore rien, ainsi qu’elle l’a explicitement reconnu lors d’une conférence sur le sujet en 2004 en considérant que « Les limites de bruit sont généralement adaptées aux limites de bruit industriel et reposent sur le principe selon lequel un pourcentage donné de la population se sentira gêné lorsque la limite sera exactement respectée », ainsi que l’illustre la capture d’écran ci-dessous d’une de ses diapositives.

L'égalité devant la loi

On sait que le bruit des éoliennes dérangera certains riverains, on sait que leur bruit entraînera des symptômes attestés par des médecins, et même par les juges. On sait que les limites actuellement autorisées sont insuffisantes pour l’éviter.

Mais on sait surtout que même en cas d’atteinte avérée à la santé, ces limites, et les protocoles de mesure permettant de considérer qu’elles ne sont pas dépassées, permettront au juge administratif de s’opposer aux mesures susceptibles de réduire une atteinte à la santé pourtant avérée par le juge judiciaire. 

L’émergence du bruit des éoliennes est d’autant plus importante que les zones rurales de leur implantation sont calmes, et les témoignages de souffrance de leurs riverains sont innombrables.  

Dans un souci constitutionnel de garantir l’égalité devant la loi, le législateur vient de renoncer à interdire aux « gueux » d’entrer en ville avec leurs vieux véhicules.

Il serait temps que ce même souci d’égalité accorde aux riverains d’éoliennes la protection du code de la santé publique et du droit commun d'être un justiciable comme les autres.