PÉNURIE D' ÉLECTRICITÉ EN ALLEMAGNE : LE PLAN D' URGENCE DE LA « COMMISSION DE RÉGULATION DE L' ÉNERGIE » D' OUTRE-RHIN

  L’Allemagne s’apprête à franchir une ligne rouge. L’Agence Fédérale des Réseaux — Bundesnetzagentur, planche officiellement sur une « base numérique de sécurité électrique » pour l’hiver 2026/2027. Le mot est lâché : l’État se dote d’un outil de commandement centralisé pour couper ou rationner l'électricité. Derrière le jargon administratif, la réalité est glaçante : nous parlons de coupures massives et de « pénuries structurelles » pouvant durer plusieurs jours, voire plusieurs semaines.
  Le dogme du « 100 % renouvelable d'ici 2035 » se heurte violemment au principe de réalité. En sacrifiant ses énergies pilotables au profit du tout-éolien et du tout-solaire, Berlin a sciemment fragilisé son réseau. Les conséquences de cet aveuglement idéologique s'annoncent dramatiques.

• Le naufrage de l'industrie : comment une puissance économique mondiale peut-elle tourner sans courant garanti ? Le risque de délocalisation massive des fleurons industriels — chimie, automobile, métallurgie, est réel.
• Une population soumise : des semaines de pénurie électrique en plein hiver ne relèvent pas du simple désagrément. C'est le blocage des transports, la rupture des chaînes de ravitaillement, la paralysie des services de santé et la précarité énergétique généralisée pour des millions de foyers.
• Le coût financier astronomique : pour compenser ces faiblesses, le contribuable allemand va devoir financer à la fois l'ingénierie administrative de crise et des réseaux de secours hors de prix, entraînant une hausse brutale des factures d'énergie déjà record.

  En voulant imposer une transition à marche forcée sans assurer ses arrières, l'Allemagne s'enfonce dans une crise stratégique sans précédent. Le mirage vert est en train de se transformer en cauchemar industriel et social. 

 

Bonne lecture.

 

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L’Agence Fédérale des Réseaux [ Bundesnetzagentur ] prépare l’Allemagne à des coupures d’électricité de longue durée

 Par Hartmut Lauer

  L’Agence Fédérale des Réseaux se prépare à une pénurie d’électricité pouvant durer « de plusieurs jours à plusieurs semaines ». Inspirée par la « base de sécurité gaz » mise en place dans l’urgence en 2022, la « base numérique de sécurité électrique », vise à créer une structure de commandement centralisée destinée à réduire la consommation d’électricité en cas de crise. Avec cet outil, l’État réagit au risque de « pénuries structurelles » et de longues coupures d’électricité. Le régulateur vise à mettre en place une première version opérationnelle dès l’hiver 2026/2027. 
  Le talon d’Achille de la transition énergétique allemande apparaît ainsi au grand jour. L’objectif politique du gouvernement allemand de vouloir assurer presque 100% des besoins en électricité à partir des énergies renouvelables — notamment éolien et photovoltaïque, d’ici 2035, en substituant en grande partie la production à partir des moyens pilotables, se révèle chaque jour plus difficile à réaliser. 
  Les perspectives en matière de sécurité d’approvisionnement en Allemagne sont plutôt sombres.

 

 

 

 Figure 1 : maquette d’une centrale à cycle combiné gaz « prête pour l’hydrogène » /Source RWE

 
Introduction

  À l’heure actuelle, l’Agence Fédérale des Réseaux continue de considérer comme très improbable la possibilité de perturbations à grande échelle de l’approvisionnement en électricité en Allemagne. 
  Les responsables politiques soulignent généralement le niveau particulièrement élevé de sécurité d’approvisionnement. L’Allemagne occupe une position de leader au niveau international concernant l’indicateur « SAIDI » — System Average Interruption Duration Index, qui rapporte chaque année toutes les coupures de courant survenues sur les réseaux et ayant duré plus de trois minutes. La durée moyenne d’interruption de service par client s’élevait à 11,7 minutes en 2024 — BNetzA 2025. 
  Le régulateur souligne toutefois que l’indice « SAIDI » ne fournit aucune indication quant aux risques de coupures d’approvisionnement à venir.

 

La sécurité d’approvisionnement en électricité diminuera considérablement à l’avenir

  L’Agence Fédérale des Réseaux établit tous les deux ans un rapport monitoring sur la sécurité d’approvisionnement en électricité selon le Code de l’énergie. Le dernier rapport, publié en septembre 2025, examine la période allant jusqu’en 2035. Selon ce rapport, de nouveaux moyens pilotables d’une capacité de 22,4 GW à 35,5 GW, selon le scénario retenu, seraient nécessaires d’ici 2035 — Allemagne Energies 1. 
  Les centrales à charbon, qui fournissent encore aujourd’hui des services système essentiels au fonctionnement du réseau, vont progressivement disparaître du marché dans le cadre de la sortie du charbon. Il est prévu de ramener la capacité, se situant en juin 2026 à environ 27 GW, réserve stratégique comprise, à 17 GW d’ici le 1er avril 2030. La sortie définitive de production d’électricité à partir de charbon est prévue au plus tard à la fin 2038 — Allemagne Energies 1. 
  Le « Plan d’action pour le maintien de la sécurité d’approvisionnement » publié en janvier 2026 par le gestionnaire de réseau de transport Amprion dresse un état des lieux sans fard — Amprion 2026. Le niveau de sécurité d’approvisionnement en électricité diminuera nettement au cours des prochaines années. L’indicateur LoLE — Loss of Load Expectation, fixé par le Ministère Fédéral de l’Économie et de l’Énergie à 2,77 h/an, ne pourra plus être respecté même avant 2030. 
  Pour mémoire : l’indicateur LoLE indique le nombre moyen d’heures par an pendant lesquelles la demande dépasse l’offre en électricité disponible. 
  Selon des analyses internes relatives à l’évaluation de l’adéquation des ressources européennes — ERAA 2025, environ 40 GW de capacités supplémentaires de production d’électricité seraient nécessaires d’ici 2035 pour maintenir en Allemagne l’indicateur LoLE à 2,77 h/an. 
  À titre de comparaison : la Loi — StromVKG, entrée en vigueur fin juillet 2026 et visant à améliorer la sécurité d’approvisionnement, prévoit la construction de 11 GW de moyens pilotables d’ici 2031 — Allemagne Energies 2026. Cela est loin d’être suffisant pour couvrir les besoins en production d’électricité au delà de 2030.

Base numérique de sécurité électrique – SiPlaS — Sicherheitsplattform Strom  

  Pour des mesures devant être mises en œuvre en quelques minutes en cas de problèmes imprévisibles afin d’éviter une coupure d’électricité générale, il existe déjà des procédures bien établies mises en place par les gestionnaires de réseau. 
  La « base numérique de sécurité électrique » vise à améliorer la communication et la coordination en cas de situation, prévisible plusieurs jours à l’avance, de pénurie d’électricité persistante — BReg 2026. Le régulateur vise à mettre en place une première version opérationnelle de la base numérique dès l’hiver 2026/2027. 
  Jusqu’à présent, on ne voyait pas la nécessité d’un tel instrument en Allemagne. La situation a changé dans le sillage de la crise énergétique de 2022/2023, de l’abandon du nucléaire avec la fermeture des dernières centrales nucléaires allemandes en avril 2023 ainsi que de la sortie progressive de la production électrique à partir du charbon à l’horizon de 2038. 
  Au cœur de ce nouveau concept se trouvent une base de données et une plateforme de communication à l’échelle nationale, que le gestionnaire de réseau de transport Amprion doit mettre en place et exploiter pour le compte de l’Agence Fédérale des Réseaux.

 

 

  Figure 2 : conception d’une base numérique de sécurité électrique

 

  Tous les gestionnaires de réseau électrique ainsi que tous les consommateurs d’électricité dont la consommation annuelle dépasse 8 GWh/an devront obligatoirement y être enregistrés. Ce sont notamment les entreprises électro-intensives, telles que l’industrie chimique, métallurgique, papetière ou agroalimentaire. 
  Se référant au règlement 2019/941 de l’Union Européenne sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité — EUR-Lex 2019, l’Agence Fédérale des Réseaux se prépare à faire face à des « situations de pénurie d’électricité prolongées et des situations de crise » pouvant durer « de plusieurs jours à plusieurs semaines ». Lorsque de telles pénuries seront prévisibles, les entreprises concernées recevront, avec un préavis allant de 24 heures à trois jours, l’ordre de réduire leur consommation. 
  Les entreprises peuvent dans un premier temps réduire volontairement elles-mêmes leur consommation d’électricité. En cas d’urgence, les entreprises seront contraintes de réduire leur production.
  L’Agence Fédérale des Réseaux assumera alors le rôle de « répartiteur fédéral de la charge », en rationnant la consommation et en organisant l’allocation des contingents d’électricité encore disponibles.
Information tardive du public 
  Ce nouvel outil d’intervention aurait apparemment été mis en place en toute discrétion depuis 2024, mais la publication n’a eu lieu qu’en août 2026, après révélation de la presse — BReg 2026, BNetzA 2026. 
  Jusque là il n’y avait aucune information concernant des projets visant à créer une base numérique de sécurité assortie de droits d’intervention supplémentaires de l’État dans le secteur de l’électricité.
  Le régulateur n’a fourni aucune explication quant à la raison pour laquelle ce projet n’a pas été rendu public auparavant. Il semble qu’il craignait que ce projet ne suscite une « inquiétude » au sein de l’opinion publique.

Références

Allemagne Energies (1) Le tournant énergétique allemand, en ligne : https://allemagne-energies.com/tournant-energetique/

Allemagne Energies (2026) Allemagne : Bilan énergétique du premier semestre 2026, en ligne : https://allemagne-energies.com/2026/08/04/allemagne-bilan-energetique-du-premier-semestre-2026/

Amprion (2026) Massnahmenplan zum Erhalt der Versorgungssicherheit. Amprion – Gestionnaire du réseau de transport. En ligne : https://www.amprion.net/Dokumente/Publikationen/Amprion-Massnahmenplan_zur_Versorgungssicherheit.pdf.

BNetzA (2025) Ver­sor­gungs­un­ter­bre­chun­gen Strom in 2024 ge­gen­über Vor­jahr ge­sun­ken – Deut­sches Strom­netz ei­nes der zu­ver­läs­sigs­ten im eu­ro­päi­schen Ver­gleich, Communiqué de presse du 09.10.2025, Bundesnetzagentur, en ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2025/20251009_Saidi_Strom.html

BNetzA (2026) Strom: Krisenmanagement und -vorsorge. Bundesnetzagentur. En ligne : https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Strom/start.html.

BReg (2026) Stromausfall – Was ist ein Blackout? Fragen und Anworten – 03.08.2026. Gouvernement fédéral allemand (Bundesregierung). En ligne : https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/stromausfall-blackout-2129818.

EUR-Lex (2019) Règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE (Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE.), en ligne : https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/ALL/?uri=CELEX:32019R0941 

 

 

 

 

 

 

 

 

SERÉCOURT ET ISCHES : LA PRÉFECTURE REFUSE LE PROJET D' USINE ÉOLIENNE

 Épisode précédent : SERÉCOURT ET ISCHES : LE PROJET D'UNE USINE ÉOLIENNE 

 

  VICTOIRE ! Après avoir étudié attentivement le dossier et pris en compte l’ensemble des avis exprimés par les participants, la préfecture a finalement refusé l’autorisation unique d’exploiter une installation de production d’électricité utilisant l’énergie mécanique du vent.

  En attendant l’éventuel recours de l'écornifleur éolien devant la Cour administrative d’appel de Nancy, les opposants peuvent légitimement savourer cette victoire. Et quelle victoire !

  Elle n’est pas tombée du ciel — et surtout, elle ne résulte pas du simple fait de dire « non » à un projet.  Derrière cette décision, il y a eu un important travail de fond pour analyser le dossier, construire des arguments solides, les documenter et surtout convaincre l’administration de leur bien-fondé. Car s’opposer à un projet est une chose; parvenir à démontrer, de manière étayée, pourquoi il doit être refusé en est une autre.

  Cette décision constitue donc une étape majeure mais... pas définitive !

  

 Dans l’épisode précédent — voir ci-dessus — nous avons pris connaissance de l’avis de la Mission régionale d’autorité environnementale — MRAe. Poursuivons maintenant notre analyse avec le Rapport, les conclusions et l' avis de la commissaire enquêteur. Extraits.

 

 

« 4. Les observations

4.1 Visites lors des permanences »

 

 

 

pp. 19-20.

 

  À noter que M. Hubrecht a été réélu en 2026. 

 

« 4.2 Relation comptable des observations »

 

 

 p. 21.

 

  Par expérience, un tel engouement et une telle participation écrite sont, malheureusement, assez rares pour être soulignés. Bravo à toutes et à tous ! 

 

« 4.3  Observations portées au registre dématérialisé »

 

 

p. 22.

 

 

 

p. 32. 

 

 

 

 

 

 

 

 pp. 40-45.

 

 

 

 p. 63.

 

 

 

 

p. 67. 

 

 À noter que M. Petit a été réélu en 2026. 

 

 

 

 

 

pp. 69-70.

 

 

 

 

   

 

 

   

 

 

p. 70

 

  À noter que :

• Le compte rendu indique que Monsieur le Maire n'a pas participé au vote, mais cette seule mention ne permet pas d'établir qu'il n'a pas participé aux débats ou aux travaux préparatoires. Or, la jurisprudence considère que la participation d'un élu intéressé aux travaux préparatoires ou aux débats peut être susceptible de vicier la légalité de la délibération, même lorsque cet élu ne prend pas part au vote, dès lors qu'il a été en mesure d'exercer une influence sur la décision. 
• Monsieur GARCIN Daniel a été réélu en 2026.  

 

 

 

 

 pp. 83-88.

 

« 4.5 Les différents thèmes »

 

 

 

 pp. 96-97.

 

 

 p. 98.

 

 

 

 p. 99. 

 

CONCLUSION ET AVIS

«  Je considère que le dossier d'enquête a permis au public d'appréhender le contexte et les enjeux du projet. Le public a eu un accès libre et sans restriction au dossier d'enquête pendant toute la durée de la procédure, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur. Enfin, j'ai constaté le respect scrupuleux des obligations réglementaires applicables à l'enquête publique. »

 p. 4. 

 

«  La participation du public lors de cette enquête a été marquée par une mobilisation importante, principalement portée par les outils numériques. Si les trois permanences physiques ont permis de recevoir 13 personnes et de consigner 6 observations sur les registres papier (une à Isches et cinq à Serécourt), c’est le volet numérique qui témoigne de l’intérêt majeur suscité par le projet. Le registre dématérialisé affiche une consultation massive avec 4 902 visiteurs uniques, dont près de 2 000 personnes ont approfondi leur examen en téléchargeant les pièces du dossier (pour un total de 2 893 téléchargements). Cette dynamique s'est traduite par le dépôt de 129 contributions en ligne, portant le total à 133 observations (2 doublons). Il est important de préciser qu’un tiers des avis numériques ont été formulés de manière anonyme ; conformément aux principes de l'enquête publique, ces contributions ont été traitées avec la même attention que les autres. Une analyse approfondie des observations recueillies a été faite pour cerner les préoccupations et les attentes du public, et déterminer si des ajustements sont requis.» 

 « Il convient de noter que, malgré une majorité de critiques, trois contributions favorables ont été enregistrées, soulignant l'adhésion d'une partie de la population aux objectifs de transition énergétique portés par le projet »

« Je considère que le dossier de prospection est rigoureux et que l’argument du promoteur concernant le Schéma Régional Éolien est fondé, car ce document d’orientation n’est pas opposable. Je constate que l’implantation en zone dite non favorable ne constitue donc pas une irrégularité juridique et que le choix du site résulte d’une analyse technique et cohérente plutôt que d’une opportunité isolée. J'évalue le volet écologique comme exhaustif et conforme aux méthodes actuelles, notamment pour la protection de la Cigogne noire et du Milan royal. Je juge les mesures de bridage saisonnier et les dispositifs de détection-arrêt proportionnés aux enjeux, tout en précisant que la compatibilité avec la biodiversité restera conditionnée à un contrôle rigoureux de leur efficacité réelle. J'estime également que l’analyse des variantes a permis de retenir la solution la moins impactante pour les milieux naturels et les ressources en eau, garantissant ainsi une maîtrise des risques de pollution. Je qualifie l'étude d'impact de solide et suffisante pour permettre une décision éclairée, mais je tiens à nuancer l'appréciation d'un impact paysager globalement faible. Je considère que les outils techniques ne sauraient occulter la rupture visuelle ressentie par les populations locales dans un cadre rural préservé. Je note que la conformité acoustique est démontrée sur le papier, mais j'insiste sur l'importance du suivi post-implantation pour ajuster le bridage si des nuisances réelles apparaissent. Enfin, je confirme que le cadre réglementaire de l'enquête a été respecté et je m’en remets à l'autorité préfectorale pour le contrôle de la légalité des délibérations municipales. »

pp. 5-6.

«  En conclusion, ce projet répond à un besoin d'intérêt général manifeste. Il contribue de manière concrète aux objectifs de décarbonation de la France, tout en s'inscrivant dans un cadre réglementaire strict qui assure l'équilibre entre ambition énergétique et respect de l'environnement local. »

p. 7.

«  Au regard de l'ensemble de ces éléments, il apparaît que le projet a su concilier les impératifs de la transition énergétique avec les contraintes locales et environnementales. Le dialogue entre la MRAe et le pétitionnaire a permis d'affiner les mesures de réduction des impacts, tandis que les avis techniques des services confirment l'absence de nuisances majeures pour la santé publique et la sécurité aérienne. Le dossier présente ainsi une cohérence globale, appuyée par une démarche d'évitement et de réduction, garantissant la conformité du futur parc avec les exigences réglementaires en vigueur. » 

« Au regard de l'ensemble de ces éléments, j'estime que le dossier présente une cohérence globale satisfaisante. Le projet parvient à concilier les impératifs de la transition énergétique avec la préservation de l'environnement et du cadre de vie. La démarche d'évitement et les engagements fermes du pétitionnaire garantissent un développement territorial maîtrisé et conforme aux exigences réglementaires actuelles. » 

pp.  8-9.

« En conclusion, le projet est jugé opportun, cohérent et compatible avec les enjeux environnementaux et les objectifs de développement durable. » 

«  Compte tenu de ce qui précède et des éléments exposés dans l'ensemble de mon rapport, J’émets un AVIS FAVORABLE au projet d’implantation de cinq éoliennes située sur le territoire des communes d’ Isches et Serécourt. ... » 

p. 10. 

 

 P. S. : Natacha Collin est une commissaire enquêtrice inscrite sur la liste d'aptitude de la juridiction administrative régionale — Département de Meurthe-et-Moselle.

 

 

 

 

 

 

 

Source.

 

Arrêté préfectoral actant le refus

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Source. 

 

  Dans l’attente des suites qui seront données par le porteur du projet, notre attention se porte désormais sur 2 autres combats :

1. Enfonvelle, commune voisine située en Haute-Marne1, où la commission d’enquête se termine aujourd'hui — 19 août, et où l'avis du trio de commissaires enquêteurs sera très attendu. 
2. Fayl-Billot, Pierremont-sur-Amance et Pressigny, Haute-Marne, où une nouvelle procédure est en cours, visant à tenter de relancer l’usine composée de 17 éoliennes, actuellement en cessation d’activité à la suite d’une décision de justice intervenue il y a plus de deux ans. 

1. Seulement 12.5km à vol d'oiseau séparent les 2 communes.  

 

 

 

Source.

 

  À suivre...

En avant toutes !

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SARREY /PROJET D' USINE ÉOLIENNE : LE CONSEIL MUNICIPAL RÉFLÉCHIT À UNE PARTICIPATION FINANCIÈRE

Épisode précédent : SARREY : LE PROJET DE L' USINE ÉOLIENNE ENTRE DANS UNE PHASE CONCRÈTE 

 

  Sous une chaleur étouffante en plein mois d'août, le conseil municipal fraîchement élu s'est penché une fois de plus sur le dossier éolien. Verdict ? Les élus ont décidé... de rien décider, concernant la possible participation financière de la commune au projet.

«  concernant la proposition d’entrée au capital de la société Les Vents de la Traire, les élus ont choisi d’attendre. Afin d’étudier le dossier et d’en informer les habitants, le vote est reporté à l’issue de la rencontre publique du 30 octobre. » 

Source. 

 

  Le conseil municipal 2026-2032

   Les élections de mars ont été marquées par 

• Une hausse significative du nombre d'inscrits, passant de 276 en 2020 à 292 en 2026. Étonnamment, ce nombre de 292 correspond à celui du nombre d'inscrits en... 2014 !?  
• Un renouvellement nette de l'assemblée. 
• Fait exceptionnel en Haute-Marne pour une commune située hors des villes de référence, deux listes s'affrontaient : la liste SIMMONOT l'a finalement emportée dès le premier tour. 

• Nathalie COUTURIER, maire, professeurs des écoles, instituteurs et assimilés 
• Loïc SIMONNOT, 1er adjoint, cadres de la fonction publique, domaine civil 
• Émilie MAGNIER, 2e adjoint, employés administratifs d'entreprise
• Laurent SOUBROUILLARD, 3e adjoint, techniciens
• Manuel DELGADO, autres retraités et préretraités
• Elsa DÉTAIL, employés civils et agents de service de la fonction publique
• Justin PREVOT, chefs d'entreprise de 10 salariés ou plus
• Michelle BRIOT, autres retraités et préretraités
• Valentin MARET, cadres administratifs et commerciaux d'entreprise
• Isabelle PAPERIN, autres retraités et préretraités
• Laurent BABELON, agriculteurs sur moyenne exploitation   

En gras, les réélus en 2026.

 

  - Inscrits : 292 / 276 en 2020

  - Abstentions : 75 / 83

  - Votants : 217 / 193

  - Blancs ou nuls : 13 / 1

  - Exprimés : 204 / 192 

 

Source. 

 

  Malgré un profond remaniement, la nouvelle assemblée poursuit la politique amorcée en 2023 en faveur du projet éolien. Pire encore : elle étudie désormais une prise de participation dans la société privée concernée. Ce serait, sans l'ombre d'un doute, un point de non-retour funeste pour cette commune et sa population1. Une démarche d'autant plus contestable qu'aucune information n'a été relayée, par exemple, sur le Facebook de la municipalité.

 

1. Tout à chacun sait bien que, quant on parle partenariat public/privé, c'est : au privé les profits, aux Collectivités les pertes !  

 

 

 

 Sarrey, le 01décembre 2025. Source. 

 

LE PROJET

 

«  Chronologie du projet

• Mars 2024 : Délibération des Zones d’Accélération des Énergies Renouvelables par la commune de Sarrey suivant la loi nᵒ 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, surnommée loi APER.
• Décembre 2024 : Rencontre entre l’équipe de Natural Forces et la maire de Sarrey afin de comprendre les besoins et volontés de la commune.
• Décembre 2024 à février 2026 : Études par Natural Forces des contraintes sur la commune de Sarrey.
• Février 2025 : Début de la prise de contact avec les propriétaires fonciers après accord de la mairie afin de déterminer la viabilité du projet.
• Février 2025 : Délibération du conseil municipal de Sarrey afin d’adapter la Zone d’Accélération des Énergies Renouvelables à la suite des pré-études techniques et des prises de contact foncier.
• Octobre 2025 : Point d’avancement du projet à la mairie de Sarrey en présence des élus du Conseil municipal.
• Décembre 2025 : Diffusion d’une lettre d’information à destination des riverains via un porte-à-porte sur les communes de Sarrey, Chauffourt et le bourg d’ Épinant.
•  Janvier 2026 : Première permanence publique à l’épicerie du village de Sarrey afin d’informer les habitants et riverains de l’érection d’un mât de mesure du vent et du lancement des études paysagères, naturalistes, acoustiques, etc.
• Février 2026 : Lancement de la campagne de mesure de vent avec l’érection d’un mât de mesure.
• Mars 2026 : Lancement des états initiaux naturalistes avec le début des inventaires des espèces de chauves-souris présentes sur le site.
• Juin 2026 : Qualification de l’ambiant sonore autour du site avec l’installation de microphones.
• Fin 2026 : Fin des relevés des états initiaux – définition des variantes d’implantation des éoliennes sur le site ; diffusion d’une troisième lettre d’information.
• S1 2027 : Finalisation des études d’impact ; diffusion d’une quatrième lettre d’information.
• Septembre 2027 : Dépôt du dossier auprès de l’administration. »

Source. 

« À propos du projet 

...  L’objectif est de construire un projet adapté au territoire, en associant les élus, les habitants, les propriétaires, les exploitants agricoles et les partenaires locaux tout au long de son développement [...] permettront de définir progressivement les caractéristiques du futur parc, notamment le nombre d’éoliennes, leur implantation... »

  Si le premier objectif est largement atteint — voir ci-dessus, c'est en revanche le flou le plus total concernant l'usine en elle-même. On demande aux habitants de se prononcer à l'aveugle sur un projet dont ils ignorent tout : nombre de mâts, hauteur, ou encore zones d'implantation précises, etc.

  Pire encore, la localisation envisagée aurait glissé du nord-est du village — dans le Bois des Cognots, entre Sarrey et Is-en-Bassigny, comme rappelé ici, vers le sud-est. Un déplacement loin d'être anodin !   Situé sur le plateau de Langres, Sarrey est soumis à des vents dominants de secteur sud-ouest, selon une étude éolienne de 2015. Résultat : le village se retrouverait majoritairement sous le vent. Les riverains s'exposeraient ainsi aux nuisances sonores et aux infrasons — aériens et terrestres, dont les impacts sur la santé sont désormais documentés dans des cas similaires, notamment par cette étude allemande de juillet 2026.

  Un conseil s'impose : face à tant d'inconnues et de risques, dites NON aux éoliennes par précaution !

 

 

 

Source. 

«  La zone d’étude est située en majeure partie sur la commune de Sarrey et seulement une petite partie concerne la commune de Val-de-Meuse. [...] Ce secteur dispose d’un fort potentiel venteux, d’un réseau électrique accessible et d’acteurs locaux motivés pour encourager le développement des énergies renouvelables. [...] c’est surtout le fort engagement de la commune qui a permis d’ancrer ce projet : les élus locaux ont exprimé leur volonté de participer activement au développement, d’un projet à gouvernance partagée. Cette dynamique locale, rare à cette échelle, constitue l’un des fondements du projet. » 

 Source. 

 

  Rappelons que la commune de Val-de-Meuse regroupe depuis 1972 plusieurs localités : Montigny-le-Roi — bourg centre, Épinant, Lécourt, Lénizeul, Maulain, Meuse, Provenchères-sur-Meuse, Ravennefontaines et Récourt.
  S'agissant du raccordement au réseau électrique, le porteur de projet ferait bien de jouer la carte de la transparence : comme partout dans l'Hexagone, le réseau haut-marnais EST SATURÉ ! Pour être plus exact, ce sont les postes sources qui arrivent aujourd'hui à saturation :

« ... La saturation du poste source est au cœur de ce problème et cause plusieurs contraintes pour les nouveaux projets. En effet, on constate une diminution de la capacité d’accueil, une saturation des files d’attente, un allongement des délais ainsi qu’une hausse des coûts... »

Source.

 

  Pour le conseil municipal : 

« En politique une absurdité n'est pas un obstacle.»

Napoléon Bonaparte

 

 

 Source. 

 

   Quant à la saturation éolienne du secteur, le constat est déjà édifiant :

 

  

 Tout l'éolien actuel ou en devenir se situe dans un rayon MAXIMUM de I5 km, à vol d'oiseau, autour du village !

 

 

 Source. 

«  Qui propose ce projet ?

...  Fondée en 2001, Natural Forces a son siège social à Halifax, en Nouvelle-Écosse, et dispose de bureaux régionaux en France et en Irlande.... »

  Pour celles et ceux qui n'auraient pas encore saisi toute la mécanique du lobby éolien et, des EnR en général, petit rappel du modèle d'affaires parfait :

1. On domicilie la maison mère, par exemple, au Canada;
2. On défigure à grands coups de pales les paysages de l'Hexagone;
3. On met les profits au chaud, dans un paradis fiscal, comme l'Irlande;
4. Et on fait envoyer la note au pigeon de service : le contribuable et le consommateur d'électricité français. 

  À suivre... 

 

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LA PPE3 EST-ELLE UNE BOMBE FINANCIÈRE À RETARDEMENT ? LES CHIFFRES QUI CLIMATISENT L' ATMOSPHÈRE

  Au moment où l'Allemagne, jadis championne de l'antinucléarisme et laboratoire de la transition énergétique — Energiewende, fondée sur un cocktail d'éoliennes, de gaz et de subventions massives d'argent public, reconnaît enfin les limites — technique et économique, de ce modèle en coupant les vivres aux écornifleurs du vent, la France, elle, persiste et signe.

  Alors que l'Allemagne ne peut plus — ou ne veut plus — supporter le coût exorbitant de sa politique énergétique, notre pays, pourtant au bord de la faillite financière, choisit de faire exactement l'inverse.  Loin de réduire les subventions et les privilèges accordés au lobby éolien, financés directement ou indirectement par les contribuables et le consommateur d'électricité, le gouvernement accélère encore la fuite en avant. Pour la seule année 2026, la Commission de régulation de l'énergie — CRE, « estime le soutien public à 8,3 milliards d’euros. »1, tandis que l'appel d'offres AO10 pour l'éolien en mer est lancé tambour battant.

  Comment expliquer un tel entêtement ? Comment comprendre que nos dirigeants poursuivent cette politique avec une telle obstination, malgré les signaux d'alerte, les difficultés budgétaires et les revirements de ceux qui leur servaient hier encore de modèle ? À force de s'obstiner contre l'évidence, cette politique finit par relever de... la connerie ou... pire ?

  Un jour, les historiens mettront sans doute en lumière les véritables motivations, les intérêts en jeu et les mécanismes qui auront conduit la France à persévérer dans cette funeste voie, alors, que dans le même temps, d'autres commençaient déjà à en mesurer le coût économique, industriel et social.

 

1. « ... Devant l’Assemblée nationale, le 25 février 2026 Premier ministre a affirmé que les chiffres avancés par le RN étaient « inventés », estimant que « les soutiens publics aux énergies renouvelables sont pour un scénario médian de 30 à 50 milliards d’euros sur 35 ans ». Il mentionne ensuite une cinquantaine de milliards d’euros pour les raccordements, relevant qu’ils seront en partie payés par les producteurs. Mais ce qui veut dire in fine dans les factures. [...] Mais une analyse réaliste des scénarios figurant dans les documents officiels montre qu’un cout de 300 milliards d’euros sur la période 2025-2060 en conséquence des investissements de production EnR passés et prévus jusqu’en 2035 est tout à fait plausible. Voire sous-estimé en l’absence de chiffrage des couts induits pour EDF.... » 

 

Source. 

 

 

 

Bonne lecture.

 

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 Éolien en mer : vers une électricité plus chère ?

  La France vient de lancer le plus grand appel d’offres éolien en mer de son histoire. Mais en renchérissant le prix final de l’électricité, cette politique risque de freiner l’électrification qu’elle est censée permettre. Anatomie d’une mécanique infernale.
par Cécile Maisonneuve 

 

  AO10. C’est le nom du plus grand appel d’offres éolien en mer jamais lancé par la France : environ 10 GW, pour moitié posé, pour moitié flottant. Les chiffres impressionnent : 47,8 TWh produits par an, soit 10,6 % de la consommation électrique française actuelle, et un soutien public allant jusqu’à… 63 milliards d’euros. Tel est le plafond des aides d’État autorisé par la Commission européenne pour ce projet, montant qui dépend des prix de marché sur vingt-cinq ans. Qu’il soit atteint ou non, il mesure le risque que la collectivité accepte de porter et appelle une première question : si l’éolien en mer doit nous donner une électricité abondante et compétitive, pourquoi faut-il lui garantir autant d’argent public pendant un quart de siècle ?
  Plus fondamentalement, il soulève une seconde question : ces montants titanesques engagés sur une technologie jamais déployée nulle part à l’échelle industrielle (l’éolien flottant) ne mettent-ils pas à risque la condition nécessaire à toute électrification et réindustrialisation : le prix final de l’électricité livrée ? Question cruciale alors que la France vit encore sur l’héritage de la politique énergétique des années 1970 : des prix de l’électricité compétitifs relativement à ceux de nos voisins européens. En 2024,
les grands consommateurs industriels français payaient moins de 80 €/MWh, contre un peu plus de 120 €/MWh en moyenne dans l’Union, tandis qu’en 2025, les prix spot français se sont découplés de ceux de nos voisins, avec des écarts de 20 à 50 €/MWh face à l’Allemagne, la Belgique, la Grande-Bretagne, la Suisse et l’Italie du Nord. Le tout avec une production décarbonée à 95,2 %. L’éolien en mer va-t-il réduire ce patrimoine à néant ? 

 

A lire :Les incertitudes financières de l’éolien flottant

 
Le prix annoncé n’est pas le prix payé
  L’éolien flottant a déjà fait l’objet d’une première attribution en France. En mai 2024, le consortium belgo-germano-coréen Pennavel a remporté le parc de Bretagne Sud, d’une puissance d’environ 250 MW, avec un tarif de 86,45 €/MWh.
  Mais ce chiffre ne représente pas le prix complet de l’électricité une fois livrée au consommateur. Il correspond à la rémunération garantie au producteur pour l’électricité produite par le parc. Sur vingt ans, cela peut représenter près de 2 milliards d’euros de revenus.
  Il faut ensuite acheminer cette électricité jusqu’au réseau terrestre. Il faut construire une plateforme en mer, poser des câbles sous-marins, les faire arriver à terre, créer un poste électrique et parfois renforcer le réseau existant. Ces travaux sont réalisés par RTE. Ils ne sont pas compris dans les 86,45 €/MWh : ils sont payés par les consommateurs à travers la partie « réseau » de leur facture d’électricité, appelée TURPE.
  Il faut encore ajouter les indemnités versées lorsque le parc est contraint de s’arrêter. Cela peut arriver quand le réseau ne peut plus absorber toute l’électricité produite ou lorsque les prix deviennent négatifs – autrement dit, lorsqu’il y a tellement d’électricité disponible que les producteurs doivent payer pour la vendre. Au-delà de quarante heures à prix négatif, le développeur du parc peut être indemnisé à hauteur de 70 % du tarif prévu. Le consommateur finance donc non seulement la production et le réseau mais aussi l’arrêt de la production. Sans ce mécanisme, aucun modèle d’affaires ne passe pour les développeurs.
RTE donne lui-même un ordre de grandeur plus complet : en moyenne, le coût atteindrait
95 €/MWh pour le posé et 125 €/MWh pour le flottant. L’écart entre les 86,45 € annoncés et les 125 € du coût complet n’a donc pas disparu. Il a simplement été déplacé vers une autre partie de la facture. 

 

 

 

 

  Pour les futurs parcs prévus par la PPE3, RTE estime que le raccordement pourrait représenter à lui seul 30 à 40 % du coût total. Dans le seul cas du grand appel d’offres AO10, la facture de raccordement approcherait 20 milliards d’euros. Ce n’est plus un coût accessoire.
  Enfin, les 86,45 €/MWh obtenus en Bretagne ne constituent pas un coût démontré, mais un pari sur de futures baisses de prix. L’expérience britannique invite à la prudence. En janvier 2026, deux parcs flottants ont obtenu un tarif de 216 £/MWh, soit environ 250 €/MWh, contre 91 £/MWh pour l’éolien posé. Le même jour, dans la même enchère, le flottant coûtait donc près de deux fois et demie plus cher. Les situations ne sont certes pas identiques, mais le tarif breton suppose des baisses de coûts et une industrialisation qui restent à accomplir. 

 
Le cercle vicieux du prix final
  Qui paie les coûts qui ne figurent pas dans le tarif annoncé ? Au bout du compte, toujours le même public, mais sous deux casquettes : le contribuable, à travers le budget de l’État, et le consommateur d’électricité, à travers sa facture. Le 15 juillet, la Commission de régulation de l’énergie a évalué à 14,2 milliards d’euros les dépenses publiques de soutien à l’énergie en 2027, contre 12,3 milliards attendus en 2026. Sur ces 14,2 milliards, 10,67 milliards seront supportés par le budget de l’État. Ces montants concernent l’ensemble des énergies aidées, et non le seul éolien en mer. Ils augmentent principalement parce que l’on soutient des volumes toujours plus importants, sachant qu’il faut y ajouter le coût des réseaux déjà évoqué.
  Un second mécanisme intervient : celui du prix garanti au producteur. Prenons un exemple simple. Si le tarif garanti est de 86 €/MWh et que l’électricité se vend 70 € sur le marché, la collectivité verse les 16 € manquants. Si le prix de marché tombe à 40 €, elle doit en verser 46. À l’inverse, lorsque le prix de marché dépasse le tarif garanti, le producteur restitue la différence. Donc plus les prix de marché sont bas, plus le soutien public augmente.
  Or les prix baissent notamment lorsque l’offre d’électricité est abondante et que la demande ne suit pas.  C’est précisément la situation française. En 2025, la France a produit 547,5 TWh d’électricité, tandis que sa consommation s’est limitée à 451 TWh, soit près de 5 % de moins qu’en 2014.
RTE le reconnaît : pour la prochaine décennie, notre principal problème n’est plus de produire davantage, mais de trouver les usages capables d’absorber cette production.
  À cela s’ajoute une règle très simple. Une ligne électrique, un câble sous-marin ou un poste de transformation coûtent presque aussi cher, qu’ils transportent beaucoup ou peu d’électricité. Si le coût du réseau est réparti sur une consommation qui stagne ou diminue, chaque mégawattheure doit en supporter une part plus importante. Le prix final augmente donc, même lorsque l’électricité elle-même est bon marché sur le marché de gros.
  Le cercle vicieux apparaît alors. La consommation stagne ; les épisodes de prix très bas ou négatifs deviennent plus fréquents ; les compensations publiques et les indemnités d’arrêt augmentent. Dans le même temps, les coûts du réseau sont répartis sur trop peu de consommation. Le prix payé par le client monte. À ce prix, l’industriel conserve son four à gaz, le ménage reporte l’installation de sa pompe à chaleur et l’électrification ralentit encore.
  Voilà la contradiction : nous construisons de nouvelles capacités de production pour électrifier l’économie, mais leur mode de financement risque de renchérir l’électricité livrée et donc de décourager cette électrification. Le prix décisif n’est pas celui que l’on proclame au moment de l’appel d’offres. C’est celui qui figure, à la fin, sur la facture de l’usine ou du ménage. 

 

Trois questions avant les gigawatts
  La réponse gouvernementale à la mécanique infernale qui vient d’être décrite s’est traduite par l’adoption, en avril dernier, d’un ambitieux plan d’électrification. Dont acte. Reste que, dans le même temps, n’apparaît nul signe d’une inflexion du prix de l’électricité dans la facture finale, bien au contraire. Or notre histoire récente le montre clairement : la grande électrification française de la deuxième moitié du XXe siècle s’est faite pendant que le prix réel de l’électricité baissait (1950-1980), puis se stabilisait (1980-2008), avec la montée en puissance du parc électronucléaire. Comment croire que la nouvelle électrification pourra se faire dans un contexte de flambée des prix comme celle observée depuis 2021 ? 

 

A lire :Comment la Chine met sous pression l’éolien européen 

 

  Avant de construire des éoliennes, trois questions s’imposent : quel sera le prix complet de leur électricité, réseau et compensations compris, une fois livrée au consommateur ? Quelle demande viendront-elles servir et à quel prix cette demande existe-t-elle vraiment ? Avec qui nous engageons-nous – il faut, là encore, parler de la Chine – et qui paie si les hypothèses ne se vérifient pas ? Trois questions qui auraient toute leur place dans un débat électoral et qui valent pour toutes les technologies bas-carbone, nucléaire inclus – quand bien même cette technologie n’est, elle, nullement dépendante de la Chine. Une politique souveraine ne consiste pas à annoncer des gigawatts, et encore moins à boucler à la hâte un appel d’offres à quelques semaines d’échéances électorales majeures. Elle commence par savoir ce qu’ils coûteront à ceux qui les paieront.

 

À  lire sur lel.media

PIERREMONT-SUR-AMANCE : USINE AGRIVOLTAÏQUE : ÉTUDE PRÉALABLE AGRICOLE VALIDÉE MAIS LE PROJET EST LOIN D' ÊTRE AUTORISÉ

Épisode précédent : PIERREMONT-SUR-AMANCE : UNE USINE AGRIVOLTAÏQUE EN PROJET 

 

  Certains d’entre nous ont pu remarquer, en passant du côté de Pierremont-sur-Amance, qu’une activité avait débuté sur la parcelle où un écornifleur du soleil et «... l’agriculteur propriétaire et exploitant du terrain... » associés ont en effet décidé de réaliser la «... Construction d’ombrières agrivoltaïques de 30 000 m² au droit d’une prairie permanente [...] et donnant lieu à une emprise projetée au sol des panneaux de 13 300 m² ». Ce projet n’est toutefois pas soumis « à évaluation environnementale. » Voir ci-dessus.

 

Photo : HY

 

  Cette activité semble faire suite à l’avis favorable — 30 octobre 2025, rendu par la préfecture concernant l’Étude préalable agricole — EPA, présentée par le porteur du projet. Cette étude a été soumise à l’avis de la Commission départementale de préservation des espaces naturels, agricoles et forestiers — CDPENAF¹. RAS.

   

1. La CDPENAF a été créée par la loi d'avenir pour l'agriculture, l'alimentation et la forêt — LAAAF, du 13 octobre 2014 et s'est substituée à la CDCEA depuis le 1er août 2015. Le champ de compétence de cette nouvelle commission est élargi à la préservation des espaces naturels et forestiers — art. L.112-1-1 du Code rural et de la pêche maritime.[...]  La CDPENAF est présidée par le Préfet ou son représentant. Sa composition actuelle, fixée par le décret du 9 juin 2015 et par arrêté préfectoral, comprend des : représentants de l’État, collectivités territoriales et leurs groupements, professions agricole et forestière, chambres d'agriculture et organismes nationaux à vocation agricole et rurale, propriétaires fonciers, notaires, associations agréées de protection de l'environnement et fédérations départementales ou interdépartementales des chasseurs.... » 

Source. 

 

1. EPA : définition

  L'étude préalable agricole est un diagnostic technique et socio-économique réalisé en amont de la demande de permis de construire.
  Elle évalue comment le projet photovoltaïque s’intègre à l’exploitation existante ou future, s'assure que la production agricole reste l'activité principale et significative, et mesure les répercussions sur l'économie agricole du territoire environnant.

  À ne pas confondre avec la Compensation Collective Agricole — CCA, qui est une mesure — ou un ensemble de mesures, qui peut résulter des conclusions de l' EPA. 

 

 Quand l' EPA débouche sur la CCA 

 

 Projet agrivoltaïque
        │
        ▼
Étude Préalable Agricole (EPA)
        │
        ▼
Évaluation des impacts agricoles
        │
        ├── Impacts faibles
        │        │
        │        ▼
        │   Pas de compensation
        │
        └── Impacts significatifs
                 │
                 ▼
      Mesures ERC
 (Éviter – Réduire – Compenser)
                 │
                 ▼
Compensation Collective Agricole — CCA

 

  L' EPA sert donc à répondre à une question : le projet porte-t-il atteinte à l'économie agricole du territoire ? Si la réponse est oui et que les impacts résiduels restent significatifs après les mesures d'évitement et de réduction — ERC, une compensation collective agricole peut être exigée. C'est ici le cas. Voir ci-devant.
 

2. À quoi cela sert-il ?

  L' EPA remplit 4 objectifs stratégiques et juridiques :

• prouver le bénéfice agronomique : démontrer que les panneaux apportent au moins un service direct à la culture ou à l'élevage — ex: ombre face au gel/sécheresse, bien-être animal, réduction du besoin en eau.
• sécuriser l'autorisation d'urbanisme : servir de base d'instruction pour la CDPENAF et le préfet afin de valider la qualification « agrivoltaïque » et non « photovoltaïque au sol classique ». Sans l' EPA, un projet solaire sur terrain agricole risque d'être requalifié en centrale au sol standard, ce qui entraîne son refus par les services de l'État.
• appliquer la démarche ERC — Éviter, Réduire, Compenser : justifier les choix d'implantation pour minimiser les pertes de surface arable et prévoir des réparations financières collectives si l'économie locale est impactée.
• dimensionner la « zone témoin » : définir la parcelle de référence sans panneaux — minimum 5% de la surface, pour mesurer scientifiquement les impacts dans le temps

3. Que contient l' EPA ? 

• un état initial de l'agriculture;
• un diagnostic des exploitations concernées;
• une analyse agronomique des sols;
• une évaluation des impacts directs et indirects;
• une analyse économique;
• des propositions de mesures d'évitement et de réduction;
• une conclusion sur la nécessité ou non de mettre en œuvre une compensation collective agricole.

    Comme vu précédemment, à Pierremont-sur-Amance → CCA.  

 

 

 

 Source. 

 

 4. Avis favorable préfectoral pour l' EPA, et après ? 

  Ce feu vert constitue une étape importante, mais il ne vaut en aucun cas autorisation du projet. Il signifie que, du point de vue agricole, le projet est jugé compatible avec le maintien d'une activité agricole, éventuellement sous réserve de certaines prescriptions. Si des engins et des techniciens interviennent aujourd'hui sur le terrain, c'est parce que le projet entre dans sa phase opérationnelle : des entreprises spécialisées doivent alors réaliser des investigations techniques directement sur le site afin d'affiner les plans, de confirmer la faisabilité des ouvrages et de préparer le dossier définitif en vue des autorisations administratives :

• sondages et essais d'arrachement : des petites foreuses ou pelles mécaniques viennent planter quelques pieux d'essai pour tester la résistance mécanique du sol et définir la profondeur des fondations des structures.
• relevés topographiques précis : passage de géomètres avec drones ou bornes GPS pour caler au millimètre près l'implantation des futurs rangs.
• etc.

    Une fois ces travaux terminés, le projet sera alors considéré comme techniquement abouti. Le dossier pourra être alors officiellement déposé en préfecture et, suivre la procédure classique. 

 

  Quant à l'opposition, si tant est qu'elle existe, elle aura l'occasion d'affiner ses arguments en vue de l'enquête publique. 

  Pour rappel, notre cher département est aujourd’hui frappé par une véritable frénésie de constructions et de projets d’usines agrivoltaïques. Cette multiplication incontrôlée ne répond pas à l'intérêt général, mais aux appétits financiers d'une minorité d'acteurs. Entre certains élus et représentants agricoles qui transforment leurs parcelles en opportunités de rentes — hier avec l'éolien, aujourd'hui avec le solaire —, le territoire est bradé sans vision à long terme. La majorité silencieuse, elle, subit les dégâts paysagers et environnementaux. Et le comble de cette hypocrisie : alors que nous faisons tous des efforts de sobriété, la facture d'électricité continue de grimper. Une gestion irresponsable que nous ne pouvons plus cautionner. PAS MERCI À VOUS !😡

 

  Pour l’anecdote, il convient de préciser que ce projet a fait l’objet d’une collecte de fonds sur Internet, pour un montant de 315 000 €. Cette somme a été financée par 57 contributeurs ou, pour certains par des « idiots utiles » ou des « gogos », voire les deux… 😇 

 

 À suivre... 

 

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