17/11/25 Courrier aux élus : coût des EnRi
- Vent Contraire en Touraine & Berry
- il y a 4 jours
- 12 min de lecture
Il nous a semblé utile, face à la pression des promoteurs éoliens et solaires sur les élus de nos communes, de rappeler deux points importants qui justifient le refus de leurs propositions.
Courrier du 17 novembre 2025
Objet : Face à la pression des promoteurs éoliens et photovoltaïques, examinons le coût réel pour nos communes, pour notre pays et pour les citoyens
Chers élus,
A entendre nombre d’entre vous, vous êtes soumis à la pression des promoteurs éoliens et photovoltaïques qui cherchent à vous convaincre de l’intérêt de ces énergies pour notre pays et pour votre commune.
La réalité est tout autre.
1°) Comme un coup de tonnerre, la lettre du Haut-Commissaire à l’Energie Atomique (HCEA) du 10 juillet au Premier Ministre, a mis en évidence plusieurs éléments rédhibitoires concernant le développement à marche forcée de ces énergies :
a) Leur inutilité face à une surestimation des besoins en électricité et une surcapacité de production entraînant une inflation des prix négatifs.Conséquence : en 2024, nous avons bradé 17% de notre production d’électricité à 56€ le MWh et acheté les énergies renouvelables à 174,8€ le MWh (Source tableau CRE juillet 2025 réactualisé)
b) Des contraintes techniques sur le nucléaire, difficilement supportables avec un grand nombre de modulations qui affectent le matériel et sa rentabilité.
c) Un surcoût élevé pour le contribuable.Cerise sur le gâteau, les producteurs d’électricité renouvelable sont indemnisés lorsqu’ils ne produisent pas pour éviter de déstabiliser le réseau (risque de blackout comme en Espagne) Vous trouverez en annexe la lettre intégrale du HCEA, mais aussi un résumé qui reprend les points essentiels, si vous n’avez pas le temps de tout lire.
2°) Les promoteurs mettent en avant les revenus pour les communes. Nous vous invitons à lire la question de la Sénatrice Bonnefoy à Monsieur le ministre de l’Économie, des Finances et de la Relance sur la situation financière des communes percevant des revenus éoliens, et la réponse de ce dernier.Les revenus des communes sont amputés du montant des sommes annoncés par les promoteurs.
Ajoutons à cela que les éoliennes ou le photovoltaïque affectent la valeur des biens en co-visibilité et détruisent l’attractivité du territoire. Des jugements reconnaissent cet état de fait, ainsi que le trouble anormal de voisinage qui affecte la santé et le bien-être des personnes impactées. *
Où est le bénéfice ? ..Qui profite ? ...On peut parler de spoliation des habitants et des communes confrontés à ces projets.
Ceci est d’autant plus inacceptable que la France ne pèse que 0,7% des émissions mondiales de CO2, qu’elle a une électricité décarbonée à 95% (Source RTE). Le HCEA résume ainsi cette course folle aux moyens renouvelables intermittents :
« De fait, les moyens renouvelables actuellement mis en service et, pire, ceux programmés dans la prochaine décennie, seront très largement contraints de ne pas produire. Chaque actif nouvellement installé sera quasi échoué dès son inauguration, c’est-à-dire qu’il ne pourra produire que marginalement (lorsque le soleil est bas : le matin, le soir, l’hiver). Cela se traduira par des surcoûts considérables pour le contribuable, pour une électricité qui ne sera pas produite. »Il est urgent d’ouvrir les yeux sur une réalité qui détruit la vie des personnes, la valeur de leurs biens, la biodiversité, le tourisme... qui contribue à la désindustrialisation de notre pays, en entretenant une électricité entre 2 et 3 fois plus chère qu’aux USA et ne peut assurer notre indépendance énergétique (matériel importé, besoin du gaz)**
Chers élus, refusez ces projets destructeurs. Refusez par lettre recommandée les invitations des promoteurs à des « comités de projets », dans le mois suivant leur invitation. C’est une façon de vous contraindre à donner suite.
Nous restons à votre écoute et vous prions d’agréer nos respectueuses salutations.
Maggy Ernst Présidente
Dominique Vandeweghe Vice-président
Patrick Pelletier Vice-président
* Arrêt CA Rennes 12/3/24 (RG n°17 :03596).Arrêt CA Toulouse, 9/03/2020, n°17/04106)Arrêt CA Toulouse, 8/07/2021, n°20/01384)
** projet de 40 nouvelles centrales à gaz d’ici 2030 en Allemagne, par suite de l’arrêt du nucléaire (Boursorama le 13/8/25)
PJ : Lettre HCEA et résumé
Question de la Sénatrice Bonnefoy et réponse
Pièces jointes :
Lettre HCEA et résumé
RESUME de la note du Haut-Commissaire à l’Energie Atomique le 10/7/25 au Premier Ministre intitulée « Évolution du mix énergétique et impacts technologiques » :
I. Introduction
Le Haut-Commissaire à l’Énergie Atomique (HCEA) analyse le projet de Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE3), exprimant un scepticisme fondé sur plusieurs constats :
Demande en électricité surestimée : la consommation réelle est inférieure au scénario A de RTE (basé sur le plan européen « Fit for 55 »).
→ Baisse de la consommation industrielle, ralentissement de la mobilité électrique et du développement de l’hydrogène.
Surcapacité de production : la PPE3 prévoit trop d’installations renouvelables, entraînant des prix de l’électricité négatifs ou nuls (phénomène observé 23 jours sur 30 en avril 2025 et 29 jours sur 31 en mai 2025).
Coût élevé pour le contribuable : indemnisation des producteurs d’électricité renouvelable même lorsqu’ils ne produisent pas.
Contraintes techniques sur le nucléaire : les variations de puissance imposées par la production solaire sont difficilement supportables pour le parc nucléaire, ce qui conduit à arrêter les productions photovoltaïques en milieu de journée.
II. Rappels généraux
Décarbonation : priorité nationale via l’électrification des usages.
Complémentarité nucléaire–renouvelables : toutes deux bas-carbone.
Rôle du nucléaire : assurer les pics hivernaux sans vent ni soleil.
Danger d’une surcapacité : coûts importants pour la collectivité.
Flexibilité limitée : stockage et gestion de la demande nécessaires mais insuffisants.
III. Constat : Surcapacité de production
1. Explosion des épisodes de prix nuls ou négatifs
La surproduction, notamment solaire, entraîne une chute des prix spot.
En 2025, ces épisodes sont devenus quasi quotidiens.
Les prix peuvent remonter fortement le soir (jusqu’à 235 €/MWh en France, 476 €/MWh en Allemagne).
IV. Effets de la surcapacité : effacement des moyens de production
En cas d’excès d’offre :
Les centrales à gaz et hydrauliques réduisent d’abord leur production.
Puis le nucléaire module entre 8 et 15 GWe chaque jour.
Le photovoltaïque doit désormais s’effacer à son tour : phénomène de la « courbe en hibou ».
En mai 2025, le solaire a été réduit de 4 GWe vers midi, soit 20 GWh perdus (mais payés).
La situation est aggravée par les productions étrangères (Allemagne, Espagne).
V. Une PPE basée sur un pari de demande irréaliste
A. Hypothèse de forte hausse de consommation (scénario A de RTE)
+140 TWh d’ici 2035, répartis entre :
42 TWh pour les véhicules électriques,
46 TWh pour l’industrie,
56 TWh pour l’hydrogène.
B. Réalité observée
Mobilité électrique en stagnation
300 000 ventes annuelles ; rythme 5 fois trop lent.
Tendance à la baisse en 2025 (-15 % par rapport à 2024).
Consommation industrielle en recul
124 TWh (2014) → 103 TWh (2023).
Aucune reprise en vue.
Hydrogène vert non compétitif
Production quasi nulle (3 % des objectifs du plan Hulot).
Coût : 6 €/kg contre 1,5 €/kg pour l’hydrogène fossile.
Nécessiterait un prix du CO₂ > 300 €/t (actuellement ~70 €).
➡️ Conclusion partielle : la demande ne croît pas, et la surcapacité s’aggravera.
VI. Contraintes techniques du parc nucléaire
A. Nécessité de maintenir au moins 20 GWe le jour
Pour assurer la production nocturne, le parc ne peut descendre plus bas.
B. Raisons techniques :
Redémarrage long des réacteurs arrêtés : minimum 24 h.
Puissance minimale stable : 20 % de la puissance maximale (limite physique et de sûreté).
Fin de cycle du combustible : modulations limitées par manque de réactivité.
Obligations réglementaires : fonctionnement à pleine puissance périodiquement.
➡️ Le parc nucléaire ne peut pas descendre durablement sous 20 GWe, forçant le photovoltaïque à se limiter.
VII. Conclusion générale
L’Europe connaît une surproduction structurelle, accentuée par la croissance rapide du photovoltaïque (notamment en Allemagne et Espagne).
La demande stagne tandis que l’offre augmente.
Le nucléaire ne peut pas moduler davantage.
Les nouvelles capacités solaires risquent d’être des actifs échoués, subventionnés mais inutilisés.
Risque de double peine :
hausse des coûts pour le contribuable,
ralentissement de la décarbonation.
Recommandations :
Réorienter la politique énergétique vers la demande :
allégement de la fiscalité sur l’électricité (vs gaz),
redirection des subventions vers les pompes à chaleur et data centers,
soutien à la flexibilité du système (stockage, pompage, effacement).
Accepter un rythme plus lent d’évolution du mix : la hausse de la demande sera progressive.
VIII. Annexes
Annexe 1 – Surcapacité européenne
Croissance du solaire :
Allemagne +16,5 GW (2024) ; Espagne +9 GW (2024).
UE : +60 GW en 2024.
France : 34 GW de projets PV en cours d’instruction.
➡️ L’offre augmente plus vite que la demande.
Annexe 2 – Contraintes technico-économiques
Gestion du combustible, contraintes de sûreté, planification industrielle EDF.
Impossibilité d’arrêter trop de tranches simultanément.
Nécessité de maintenir une tranche couplée par site pour la stabilité du réseau.
Modélisation économique (DOAAT EDF) détermine les arbitrages entre production nucléaire et arrêt.
➡️ Désormais, le solaire est de plus en plus contraint de s’effacer lorsque les prix deviennent négatifs.
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🟦 1. FICHE DE SYNTHÈSE (≈2 pages)
Évolution du mix énergétique et impacts technologiques
Note du Haut-Commissaire à l’Énergie Atomique (10 juillet 2025)
Contexte et objectif
Le Haut-Commissaire à l’Énergie Atomique (HCEA) analyse la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE3).Son avis met en évidence un déséquilibre croissant entre l’offre et la demande d’électricité en France et en Europe, résultant d’une surcapacité photovoltaïque et d’une demande trop faible.
L’enjeu est d’anticiper les conséquences techniques et économiques de ce déséquilibre sur le parc nucléaire, les finances publiques et la transition énergétique.
I. Constats principaux
1. Une demande d’électricité inférieure aux prévisions
Les scénarios officiels (RTE, « Fit for 55 ») prévoyaient une forte hausse de la demande liée :
à l’électrification des transports,
à la réindustrialisation,
et à la production d’hydrogène.
En réalité :
Les ventes de véhicules électriques stagnent (–15 % en 2025 vs 2024).
La consommation industrielle baisse (de 124 TWh en 2014 à 103 TWh en 2023).
La production d’hydrogène vert reste marginale (3 % des objectifs atteints).
➡️ La demande ne croît pas et la PPE3 repose sur un pari irréaliste.
2. Une offre en forte expansion : la surcapacité de production
Depuis 2024, la production solaire et éolienne a explosé :
France : +40 % de raccordements PV au T1 2025, 34 GW de projets en attente.
Allemagne : +16,5 GW en 2024 ; Espagne : +9 GW.
Résultat : une offre excédentaire chaque midi au printemps 2025.
Conséquences :
Prix spot nuls ou négatifs quasi quotidiens (29 jours sur 31 en mai 2025).
Effacements forcés de centrales (gaz, hydro, puis nucléaire, enfin solaire).
Le photovoltaïque doit s’autolimiter : courbe en « hibou ».
3. Des contraintes physiques sur le nucléaire
Le parc nucléaire ne peut pas descendre sous ~20 GWe le jour :
redémarrage d’un réacteur : minimum 24 h ;
fonctionnement stable : puissance ≥ 20 % nominale ;
réacteurs en fin de cycle : modulation limitée.
➡️ Impossible d’éteindre le nucléaire en journée sans compromettre la production du soir.
Résultat : le solaire doit s’effacer, créant des actifs échoués financés par le contribuable.
II. Impacts économiques et énergétiques
Surcoûts massifs pour le consommateur et l’État :
rémunération des producteurs PV même sans production,
coûts de réseau accrus pour absorber les pics.
Double peine :
plus de dépenses publiques,
mais moins de décarbonation (ralentissement de l’électrification).
Risque européen : l’interconnexion amplifie la surcapacité commune (notamment via l’Allemagne et l’Espagne).
III. Orientations et recommandations
Réorienter la politique vers la demande :
incitations fiscales pour l’électricité (réduire les taxes par rapport au gaz) ;
rediriger les installateurs solaires vers les pompes à chaleur et la rénovation énergétique ;
soutenir le développement de data centers pour stimuler la demande.
Renforcer la flexibilité du système :
stockage d’énergie, stations de pompage, décalage de consommation.
Stabiliser le rythme des EnR :
ajuster la PPE3 pour éviter les excès d’offre,
préparer la transition du solaire vers une phase de maturité et de maintenance.
Conclusion générale
Le HCEA appelle à corriger l’asymétrie entre l’offre et la demande d’électricité.Tant que la demande n’augmentera pas significativement, toute nouvelle capacité solaire ou éolienne sera inefficace et coûteuse.
👉 Priorité : agir sur la demande (usages, flexibilité, compétitivité de l’électricité) avant d’ajouter de nouvelles capacités de production.
🟨 2. PLAN ANALYTIQUE DÉTAILLÉ
I. Introduction
1. Contexte juridique et institutionnel
Avis du HCEA sur la PPE3 (art. L141-13 du code de l’énergie).
2. Objectifs de la note
Prolonger l’avis du 20 février 2025 à la lumière des constats du printemps 2025.
3. Hypothèses critiques
Demande surestimée (scénario A RTE).
Surcapacité de production et prix négatifs.
Risques économiques pour le contribuable.
Contraintes techniques du parc nucléaire.
II. Rappels fondamentaux
Décarbonation et électrification des usages.
Mix énergétique français : complémentarité nucléaire / EnR.
Nécessité d’équilibre permanent entre offre et demande.
Coût élevé d’une surcapacité.
Flexibilité limitée du système électrique.
III. Diagnostic : une surcapacité croissante
A. Explosion des prix négatifs
Multiplication des épisodes en 2025.
Exemples chiffrés (avril–mai 2025).
Corrélation avec la surproduction solaire.
B. Effets sur les moyens de production
Hiérarchie de l’effacement : gaz → hydro → nucléaire → solaire.
Courbe en « hibou » (modulation du solaire à midi).
Impact européen (production allemande et espagnole).
IV. Faiblesses structurelles de la PPE3
A. Hypothèse de forte hausse de la demande (scénario A)
Objectif : +140 TWh entre 2019 et 2035.
Trois piliers : mobilité, industrie, hydrogène.
B. Constats inverses
Transports : stagnation des ventes de VE (300 000/an, 17 % du marché).
Industrie : consommation en recul constant (–10 TWh depuis 2019).
Hydrogène : coût non compétitif, production marginale (6 €/kg).
C. Conclusion partielle
Aucune dynamique de demande ne justifie l’expansion prévue de l’offre.
V. Contraintes techniques du nucléaire
A. Minimum de production incompressible : 20 GWe
Nécessité de disponibilité nocturne.
Redémarrage lent (≥24 h).
Stabilité du cœur nucléaire (20 % min).
Fin de cycle combustible : réactivité limitée.
Contrôles réglementaires réguliers.
B. Conséquences
Limite technique de modulation → solaire contraint.
Risque d’actifs échoués et surcoûts publics.
VI. Conséquences économiques et énergétiques
Coûts directs : indemnisation, réseaux, stockage.
Coûts indirects : frein à l’électrification, perte de compétitivité.
Double effet :
dépenses publiques accrues,
décarbonation ralentie.
VII. Recommandations stratégiques
A. Réorienter les efforts vers la demande
Ajuster la fiscalité (accises électricité vs gaz).
Rediriger les installateurs PV vers la pompe à chaleur.
Encourager les usages nouveaux (data centers, industrie électrifiée).
B. Renforcer la flexibilité du système
Développement du stockage et des STEPs.
Incitations au report de consommation.
C. Adapter la trajectoire des EnR
Réduction du rythme d’installation PV et éolien.
Passage à une phase de maturité et maintenance.
VIII. Annexes techniques
Annexe 1 – Surcapacité européenne
Croissance massive du solaire en Allemagne, Espagne, France.
+60 GW de PV installés dans l’UE en 2024.
France : 34 GW de projets PV en instruction.
Annexe 2 – Contraintes EDF et arbitrages économiques
Gestion du combustible et des arrêts.
Nécessité de garder une tranche couplée par site.
Décisions basées sur les prix spot (optimisation DOAAT).
Effacement croissant du PV depuis 2024.
Synthèse finale :
La France et l’Europe font face à une saturation structurelle du système électrique.La priorité doit être de stimuler la demande et la flexibilité, avant d’accroître encore l’offre.Sans cela, la transition énergétique risque de devenir inefficace, coûteuse et contre-productive.
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Question au gouvernement Sénatrice Bonnefoy et réponse
PERTE DGF
Situation financière des communes ayant installé des parcs éoliens
15e législature
Question écrite n° 18383 de Mme Nicole Bonnefoy (Charente - SER)
publiée dans le JO Sénat du 22/10/2020 - page 4777
Mme Nicole Bonnefoy attire l'attention de M. le ministre de l'économie, des finances et de la relance sur la situation financière des communes ayant installé des parcs éoliens.Elle a été saisie par un maire de Charente à propos de la perte de dotations de péréquation consécutive à l'implantation d'éoliennes sur le territoire communal.En effet, Monsieur le maire indique avoir perdu près de 20 000 euros de dotations sur trois ans du fait de la présence du parc éolien qui augmente de quatre euros le potentiel financier par habitant, faisant basculer la collectivité de l'autre côté du seuil d'équilibre.Cette baisse des dotations de péréquation a pour conséquence de nuire à la capacité de la collectivité à lancer des investissements et à faire face à ses dépenses d'entretien.Cette situation est donc incohérente au regard du volet écologique du plan de relance et elle n'encourage par les collectivités locales à investir dans la transition énergétique.Aussi, alors que le Parlement entame l'étude du projet de loi de finances n°3360 (Assemblée nationale, XVème législature) pour 2021, elle souhaiterait savoir si le Gouvernement compte mettre en place une neutralisation des recettes fiscales « verte » dans le calcul du potentiel fiscal des collectivités.
Transmise au Ministère auprès du ministre de l'économie, des finances et de la relance - Comptes publics
Réponse du Ministère auprès du ministre de l'économie, des finances et de la relance - Comptes publics
publiée dans le JO Sénat du 01/07/2021 - page 4080
Le Gouvernement a pris l'engagement de maintenir le niveau de la dotation globale de fonctionnement (DGF) et de l'ensemble des concours financiers de l'État aux collectivités locales entre 2017 et 2022. Cet engagement a, de nouveau, été tenu cette année puisque, pour la quatrième année consécutive, le montant de la DGF est stable en 2021. L'analyse de la répartition des montants entre les communes et les établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) à fiscalité propre, mise en ligne au début du mois d'avril, montre une grande stabilité par rapport à 2020. En effet, plus de 80 % des communes connaissent une variation de DGF en 2021 représentant entre - 1 % et 1 % de leurs recettes de fonctionnement. Environ 17 % des communes ont une variation de DGF inférieure, à la hausse ou à la baisse, à 300 € en 2021. Le potentiel financier est l'un des indicateurs utilisés, parmi d'autres, pour procéder à la répartition de certaines composantes de la DGF. Il traduit la capacité d'une commune à mobiliser les ressources, notamment fiscales, présentes sur leur territoire. Il est dès lors logique qu'une hausse de l'imposition forfaitaire de réseau (IFER) perçue sur le territoire d'une commune, du fait de l'installation d'une éolienne, soit prise en compte dans le calcul de son potentiel financier. Au demeurant, la part de l'IFER éolien dans le panier de recettes fiscales des communes utilisé pour le calcul de leur potentiel financier est relativement limitée.
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