Tribune signée Serge Houdbine, ancien producteur d’électricité
Dans la précipitation, par décret [1], le ministère de la Transition écologique entend modifier le plafond des émissions de gaz à effet de serre (GES) de nos trois dernières unités de production d’électricité à partir du charbon pour leur permettre de fournir un maximum de puissance (3x600MW) et d’énergie pour limiter sinon prévenir un déficit de production d’électricité en France.
Un déficit plus prégnant que jamais en ce début d’hiver, alors que l’on sait ne pouvoir compter que sur quelque 75% (plus de 77% depuis quelques jours) des 61,4GW de puissance nucléaire contre plus de 90% habituellement en cette période.
Et que l’on sait aussi ne pas pouvoir compter sur plus que 5 à 10% des 28GW de capacités de production d’énergie renouvelable (EnR), de type éolien et photovoltaïque, pendant plusieurs journées consécutives.
Malgré l’urgence climatique, cette mesure est indispensable, pour tenter d’assurer la sécurité d’approvisionnement en électricité.
Pendant cinq ans, RTE, le gestionnaire français des échanges d’énergie sur le système électrique de la métropole et ses interconnections frontalières sur le réseau européens l’ENTSOE, a été dirigé par des « politiques » opposants actifs au nucléaire.
La récompense de leurs bons et loyaux services a été la promotion active de la LTECV (Loi de transition énergétique pour la croissance verte) votée le 17 août 2015.
Cette loi, qui prônait en même temps la réduction drastique des émissions de GES de la France et l’arrêt anticipé de 14 de nos 58 réacteurs avant 2025, entendait priver le pays de 20% de ses capacités de production nucléaire, plus de 13 GW/80TWh d’une énergie pilotable, non carbonée et très compétitive tandis qu’une dizaine de GW de moyens de production carbonés (fuel-oil et charbon) étaient par ailleurs déjà arrêtés ou en cours d’arrêt.
Certes, depuis 10 ans, la consommation d’électricité annuelle française (470-480 TWh) stagnait, les éoliennes et les panneaux photovoltaïques se multipliaient (28 GW/60TWh fin 2021) à la faveur d’un déversement de 130 milliards d’euros.
On comptait aussi sur la réduction volontariste sinon forcée de nos excès consuméristes pour atteindre un nouvel équilibre offre-demande, favorable au climat et pas trop lourd pour le portefeuille des français. On est aujourd’hui très loin de cet objectif idyllique.
La promesse de productions éoliennes et solaires prétendument compétitives, abondantes et démocratiquement réparties est loin d’être satisfaite.
Mensonges et privation
Les experts, les politiques et les fonctionnaires le savaient mais l’opinion le découvre lentement, en dépit des mensonges véhiculés par leurs promoteurs et colportés par certains candidats à la présidence : les productions des EnR à la mode sont faibles (14% de productivité pour le photovoltaïque, 24 % pour l’éolien), erratiques et non garanties car soumises aux caprices météorologiques.
Pourtant dès 2020, au moment de l’émergence de la pandémie, la France se privait à Fessenheim de 1,8GW (1800 MW) et d’une dizaine de TWh (12TWh en 2018 et 2019) ; une énergie non carbonée, disponible à la demande et très peu chère.
Le ministère de la Transition écologique, l’ADEME et la DEGEC (Direction générale de l’énergie et du climat) se félicitaient de cette décision, les « Verts » s’impatientaient aussitôt de voir tomber leurs nouvelles cibles… tandis que l’Allemagne, modèle écologique de tous ces gens, démarrait non loin de là (à Datteln) et sans vergogne une unité de production à charbon de 1100 MW.
Malgré sa politique anti-nucléaire inflexible et la disposition de 120 GW de capacités de production renouvelable l’Allemagne, soucieuse de ne pas saper son économie, a eu la prudence de conserver près de 100 GW de moyens de production conventionnelle (charbon/lignite au moins jusqu’en 2030, gaz pour une durée pluri-décennale indéterminée et nucléaire pour une année encore) car elle sait pouvoir compter sur eux pour couvrir ses pointes de consommation hivernales d’électricité pourtant beaucoup plus faibles que celles de la France (les pointes historiques sont de 102GW en France et de 84GW en Allemagne).
Le cas à part de la France
Plus confiante dans ses EnR et dans sa politique de réduction de nos besoins d’électricité, la France a fait le choix de limiter son potentiel de production à 134GW (dont 61,4GW nucléaire, 28 GW éoliens et photovoltaïques, 25GW hydroélectrique…).
Forts de leurs convictions, nos hauts fonctionnaires et responsables politiques ont refusé de prendre en compte le report à 2023 de la mise en service commercial de l’EPR de Flamanville, l’augmentation programmée des indisponibilités associées aux travaux « post-Fukushima », de « grand carénage » et l’important programme de visites générales décennales prévu pour satisfaire les exigences de contrôle périodique de l’ASN (Autorité de sûreté nucléaire).
On ne peut en revanche leur reprocher de n’avoir pas anticipé les effets de la Covid 19 sur l’organisation de travaux programmés en 2020. Les programmes d’arrêt pour contrôle et maintenance des unités nucléaires sont durablement perturbés malgré les efforts des exploitants du nucléaire et de leurs sous-traitants, on le savait depuis le printemps 2020.
Changement de cap tardif
En dépit des impasses de la longue révolution énergétique allemande, bien connue des experts, et tandis que les besoins d’électricité vont s’accroître partout, en relation avec l’augmentation des usages numériques, les transferts d’usages des énergies fossiles vers l’électricité, notamment dans le secteur de la mobilité, et la réindustrialisation volontariste de la France et des alertes tardives de RTE, le ministère a trop tardé à changer de cap.
L’accumulation d’alertes : la très faible production éolienne tout au long de l’été de l’automne, la perspective annoncée par EDF d’un déficit certain de puissance nucléaire pendant l’hiver, l’augmentation soudaine et brutale du prix du gaz à la rentrée économique de septembre (par insuffisance de stocks et retard à la mise en service de « Nord stream 2 ») et des prix de l’électricité sur le marché de gros, soumis au coût du gaz (supplétif majeur des EnR défaillantes) et l’annonce tardive de l’arrêt et de la prolongation d’arrêts de précaution, pour investigations sur les quatre PWR les plus récents (5800 MW) – a bousculé les idéologies et les pronostics initiaux de passage de l’hiver.
Au moment des premiers assauts de l’hiver, la ministre s’affole et commande au Président d’EDF de sortir les cartes qu’il garderait dans sa poche.
N’en déplaise au GIEC, qui ne cesse d’alerter sur l’urgence climatique, et malgré les pressions anciennes et répétées des écolos politiques pour arrêter nos centrales à charbon, il faut, pendant l’hiver 2021-22 qui commence, coûte que coûte pour le climat et pour nos portefeuilles et dans la précipitation, que RTE et EDF assurent le fonctionnement des trois dernières unités à charbon et qu’ils sollicitent autant que nécessaire les centrales à gaz, qu’ils importent, en dépit du prix de gros renchéri par celui du gaz et qu’ils fassent appel aux effacements de puissance des industriels à contrat effaçables, quels qu’en soient les prix.
Ils peuvent dépasser cent fois le coût de production des centrales nucléaires françaises. Enfin, à défaut de satisfaire tous nos besoins, des baisses de tension (préjudiciables au bon fonctionnement et à la durée de vie de certains appareils) et des coupures tournantes de quelques heures seront organisées.
On n’en serait pas là si…
On n’en serait pas là si l’on n’avait pas cédé à la propagande anti-nucléaire et à l’objectif du « Tout EnR ». On ne serait pas là, si l’on avait entretenu un fort potentiel industriel en France, singulièrement d’ingénierie nucléaire, notamment en préparant, plus tôt et sans honte, l’augmentation du potentiel nucléaire français et si possible en Europe, pour faire face aux enjeux climatiques dans des conditions économiques et sociétales acceptables par tous.
Quoi qu’il en soit, la dernière étude publiée par RTE ainsi que bien d’autres partout dans le monde convergent pour dire que les prochaines décennies conduiront à une augmentation importante du recours à l’électricité, une électricité non ou peu carbonée et disponible à la demande ; ce qui n’est pas le cas de la production incertaine des EnR.
Seuls, les pays ou les régions à hydroélectricité exceptionnellement forte, tels la Norvège et le Québec, et/ou fortement électronucléaires, tels la Suède, la Suisse, la France et la Belgique (jusqu’en 2025) peuvent satisfaire cet objectif, aux moindres coûts socio-économiques et sociétaux.
Conscient de la vanité de ses EnR, notamment pendant l’hiver, en présence d’anticyclones stagnant pendant plusieurs jours sur l’Europe de l’ouest, notre voisin allemand n’aura pas de scrupule à démarrer tous les moyens dont il dispose, c’est à dire les moyens conventionnels dont on sait combien ils polluent.
L’angélisme ou l’irresponsabilité des gens qui nous gouvernent, l’idéologie et le cynisme de trop de ceux qui prétendent les remplacer n’y feront rien.
Le prix fort
Non, le « Tout EnR » n’est pas possible. À défaut de plus de nucléaire et d’hydraulique (limité par des contraintes géophysiques), les béquilles qu’elles imposent (stockage massif sous forme de batteries électrochimiques, d’électrolyseurs et le captage de CO2) sont encore très loin d’être industrialisables, à hauteur des besoins et à des coûts raisonnables.
Pour le moment et à défaut de ne pas avoir eu la prudence de nos voisins allemands, nous allons payer fort cher nos importations d’électricité carbonée, venues de quelques-uns de nos voisins, tous fournisseurs d’électricité 2 à 5 fois plus carbonée que la nôtre et toujours beaucoup plus chère, quel que soit le prix du gaz.
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[1] Projet de décret visant « à permettre une dérogation exceptionnelle du respect du seuil annuel de 0,7 kilotonne d’équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée pour les deux premiers mois de l’année 2022 ». Vous aurez rectifié ; il s’agit de tonnes de CO2 par MWh et non par MW. Cette confusion récurrente entre puissance et énergie, faite par notre administration et par nos représentants politiques, explique en partie les déboires qui s’annoncent pour les mix électriques sous-dimensionnés en moyens de production garantie.
Il va falloir trouver une association intelligente entre ENR et nucléaire et entre les différentes ENR.
Pour l’instant, nos dirigeants politiques sont assez bêtes et inconséquents pour:
– utiliser la biomasse en permanence au lieu de la réserver aux périodes peu ventées, notamment en hiver, et de faire baisser aussi inutilement la production nucléaire en été.
– planter la grande majorité des éoliennes dans la même zone
– développer solaire et éolien sans que le pompage-turbinage ne le soit en parallèle, alors que pléthore de sites sont disponibles contrairement aux âneries qui sont racontées partout
– laisser traîner le développement de l’éolien offshore, qui apporte beaucoup plus de régularité de production, d’autant plus qu’il y a presque toujours du vent sur une des 3 façades maritimes en période hivernale. Par exemple, en ce moment, malgré des conditions anticycloniques, avec une production éolienne terrestre faible, il y a du vent sur la façade atlantique et méditerranéenne.
– il faudra utiliser intelligemment le solaire PV en réduisant le différentiel saisonnier par des panneaux couvrables, orientables ou verticaux.
– le nucléaire, étant donné sa structure de coûts, n’a pas vocation à servir de back-up aux ENR, sauf si cela reste marginal.
Le mois de mai est généralement le plus fort pour les ENR, et le mois de septembre, le plus faible.
Encore un paramètre à prendre en compte pour la programmation de la maintenance des centrales nucléaires.
Je serais étonné que ce soit le cas aujourd’hui.
Toujours la même misérable mise en scène de l’Allemagne qui ouvrirait des centrales à charbon pour compenser le nucléaire.
La décision de construire le bloc Datteln-4 a été prise en juillet 2006 et la construction a commencé en 2007. Cette unité devait être terminée en 2011 mais ne l’a été qu’en 2020 (plus rapide que l’EPR tout de même).
Son rendement de 46 % est bien supérieur à celui des anciennes unités (30 à 35 %) qui ont été retirées sur le site et ailleurs. Ce qui fait moins de charbon consommé et moins d’émissions pour chaque mWh produit.
Entre 2011 et 2021, la capacité du charbon et lignite a baissé de 8.000 MW, autant que celle du nucléaire.
En 2011 capacité charbon : 45,57 GW en 2021 : 43,96 GW Production : 241,1 TWh en 2011 149,50 TWh en 2021
En 2011 capacité nucléaire : 12,7 GW en 2021 : 8,11 GW production : 102,2 TWh en 2011 65,30 TWh en 2021
Les chiffres que vous annoncez sont faux. Il n’y a pas eu de baisse de capacité de 8 000 MW entre 2011 et 2021 du charbon comme du nucléaire.
De plus, la production électrique totale était de 570 TWh en 2011, et en 2021 490,6 TWh.
https://energy-charts.info/charts/installed_power/chart.htm?l=fr&c=DE&year=2021&stacking=grouped
N’ayant pas pour habitude d’indiquer des valeurs erronées, il faut bien convenir que la capacité nucléaire était :
– 12.068 MW fin 2011
– 8.114 MW en novembre 2021
– 4.056 MW le 31 décembre 2021.
La capacité charbon + lignite était :
– 45.571 MW fin 2011
– 39.871 MW en novembre 2021
– 37.447 MW le 31 décembre 2021.
Soit -8.010 MW en nucléaire et -8.104 MW en charbon + lignite.
energy-charts est une source secondaire, parfois un peu en retard.
En Allemagne, la capacité nucléaire est passée de 8 à 4 GW le 31 Décembre 2021.
Les productions respectives -brutes- en 2011 et 2021 étaient :
– nucléaire : 108,0 et 69,0 TWh
– charbon + lignite : 262,5 et 162,6 TWh
– totale : 612,9 et 584,5 TWh.
https://ag-energiebilanzen.de/wp-content/uploads/2021/02/Strommix-Dezember2021.pdf
Les valeurs de 2021 sont provisoires. Les valeurs nettes (575,7 et 555,2 TWh pour le total) viendront plus tard.
Si le nucléaire a pu fournir 69 TWh en 2021, c’est bien qu’un parc de 8 GW était fonctionnel (jusqu’au 31 décembre comme je l’ai écrit plus haut).
Pour les autres données, tout dépend ce que l’on retient.
La production a beaucoup baissé entre 2011 et 2021 (-80TWh). Il n’est pas étonnant que cela a contribué à la diminution du charbon dans le mix. Et le gaz a progressé en capacité (+ de 4 GW) la consommation (+ 6 TWh).
Fessenheim ne produisait en moyenne que 10,4 TWh/an au cours des dix années qui ont précédé sa fermeture. Cette production a auparavant été remplacée par la progression de la production annuelle du solaire et de l’éolien, qui a augmenté de 12,5 TWh entre 2017 et 2019.
Depuis décembre au moins, le gaz est le supplétif du nucléaire défaillant.
Avec une réduction supplémentaire de puissance de 4 x 1.500 MW à cause d’un défaut générique sur les 4 derniers réacteurs mis en service.
« Depuis décembre au moins, le gaz est le supplétif du nucléaire défaillant. » Oui et non, et c’est même beaucoup moins que chez nos voisins.
Mais c’est comme cela depuis de nombreuses années, nucléaire défaillant ou pas : https://www.rte-france.com/eco2mix/la-production-delectricite-par-filiere#
Ce que l’auteur ne comprend pas dans sa piètre dérision, c’est que le plafond annuel d’émission de CO2 est de 0,7 kilotonne d’équivalent CO2 par MW de puissance, ce qui correspond à environ 700 heures de fonctionnement. Le projet de décret autorise un fonctionnement de 1.000 heures environ pour janvier et février au lieu de 700 h réparties sur l’année.
Aucune confusion entre puissance et énergie, il suffit de savoir lire et être capable de comprendre. Une centrale d’une puissance de x MW à le droit d’émettre y kilotonnes de CO2 équivalent dans l’année.
C’est l’auteur qu’il faut rectifier.
Extrait : « … le projet de décret vise à permettre une dérogation exceptionnelle du respect du seuil annuel de 0,7 kilotonne d’équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée pour les deux premiers mois de l’année 2022.
Un nouveau seuil de 1 kilotonne d’équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée est ainsi instauré pour la période comprise entre le 1e janvier 2022 et le 28 février 2022, correspondant à la pointe de consommation hivernale. Cela correspond à environ 1000 heures de fonctionnement durant cette période.
Le seuil est ensuite abaissé à 0,6 kilotonne d’équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée pour le reste de l’année 2022. »
Pour une fois, je vais faire plaisir aux anti-éolien: peu de vent aujourd’hui, même en offshore et demande élevée.
https://www.windy.com/fr/-Rafales-gust?gust,44.996,0.352,4
Des conditions rares en cette période de l’année.
Le solaire apporte tout de même une (petite) compensation.
Toutefois, il y a du vent en Allemagne, dont une partie est « redistribuée » vers la France.
Cela doit amener à penser que le chauffage électrique classique est un gouffre énergétique que ni le nucléaire, ni l’éolien ne peuvent remplir.
Pompes à chaleur, poêles à granulés, chauffage au bioéthanol au lieu de le mettre dans le carburant pour voiture, demain, peut-être: chaudière à hydrogène, cogénération hydrogène.
Mais pour l’instant, « on » brûle du bois tout l’été pour faire fonctionner des centrales à biomasse, pour rien, parce que le nucléaire pourrait avoir ce rôle de base. Simplement parce que l’Europe a dit qu’il fallait x% d’ENR.
L’état français continue pourtant à subventionner les radiateurs électriques classiques, à peine moins énergivores que les grille-pain.
La France n’importe que 1950 MW de l’Allemagne qui, elle, produit près de 24 GW à partir de charbon et 10,5 GW à partir de gaz. Quant au solaire thermique, encore faut-il qu’il y ait suffisamment de soleil.
Chez beaucoup de nos voisins, il y a moins de chauffage électrique mais plus de thermique gaz ou charbon. Ce n’est pas mieux au niveau émissions de CO2 car l’électricité reste en France, malgré tout, moins carbonée.
Non, la France importe en moyenne aujourd’hui 7 GW de l’ensemble Belgique-Allemagne.
Une partie importante des achats d’électricité à l’Allemagne transite par la Belgique.
Le solaire thermique doit être couplé avec un autre moyen de chauffage, mais une journée comme aujourd’hui, avec un temps froid et ensoleillé, il produit bien, et couvre une bonne partie des besoins de la journée.
Si chauffer au gaz à 80% de rendement est mieux que de faire fonctionner une centrale à gaz à cycle combiné à 55% de rendement + les pertes réseau + radiateur électrique classique. Par contre, les centrales à gaz à cycle combiné semblent encore rentables malgré leur moindre rendement qu’une utilisation directe du gaz de chauffage, si un échangeur air-air multiplie par 3 le rendement à l’arrivée.
L’Allemagne crame en moyenne 7 GW de saletés pour nous aujourd’hui.
Enfin, non, moins que ça puisqu’on en réexporte une partie.
L’Allemagne crame en moyenne 4 GW de saletés pour nous aujourd’hui.
Et les maisons bien isolées, ayant de grandes baies vitrées exposées plein Sud, avec des doubles vitrages anti-émissifs n’ont même pas besoin de chauffer durant une journée froide et ensoleillée comme aujourd’hui. Le solaire thermique y servirait à stocker pour la nuit.
Par contre, c’est pas la même chose pour celui qui est dans un appartement qui ne voit pas le soleil.
Le solaire thermique peut éviter au système électrique français de consommer trop d’hydraulique de barrage et de gaz en journée, et trop d’importations souvent dégueulasses au lignite.
Cela suppose un double système de chauffage: solaire thermique + chaudière à granulés pour bioéthanol ou pompe à chaleur.
Ce double système a un coût, mais avec un coût de l’électricité qui devraient fortement augmenter dans les années à venir, cela me semble avoir du sens.
J’ai conçu ma maison très basse consommation et triple vitrage. Pas de soleil aujourd’hui, don pas d’apports solaire passifs malgré une très grande baie vitrée au sud (4 mètres) et autres femêtres au sud, et malgré la forte inertie du bâti et VMC double flux très performante. Pareil pour les chauffe-eaux solaires sans soleil. Pas d’apports thermiques dans ce cas.
Pas de soleil aujourd’hui ?
Vous n’avez pas de chance !
https://meteofrance.com/
Cela dit, cela arrive, c’est pourquoi le solaire thermique doit être couplé au chauffage à granulés de bois ou bioéthanol.
Sinon, pompe à chaleur à partir d’électricité nucléaire ou/et éolien + centrale à biogaz/bioéthanol ou hydrogène + hydraulique de barrage en dernier recours.
Chez moi, j’ai un petit poêle à bois à très bon rendement. Mais toutes les solutions additionnelles font monter la facture car, l’hiver, l’ensoleillement n’est pas fréquent, surtout cet hiver-ci, et dure peu de temps en performance de chauffage passif(11 h à 15 h).
Echanges commerciaux de l’Allemagne durant cette semaine
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=DE&stacking=stacked_absolute&source=tcs_saldo
Elle a beaucoup importé de Scandinavie, où il y avait du vent durant toute cette semaine, et exporté vers la France et l’Autriche.
Dans les pires moments, elle n’a utilisé que la moitié de son parc au gaz (15 GW sur 30).
Elle continuera à être la réserve de sécurité d’approvisionnement de la France, tant que cela est rentable pour elle.
Avec des prix spot aussi élevés, il est possible que cela reste le cas durant encore assez longtemps. Elle sait avec précision 3 jours à l’avance quelle sera la production éolienne en Allemagne, et en Europe et peut mettre en route le nombre de centrales à gaz approprié.
Le profil électrique de la Suède depuis le début de l’année.
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=SE&stacking=stacked_absolute_area&source=all&interval=year
Le plus gros exportateur européen, sans doute, sur cette période.
Et solaire thermique évidemment + chaudière à granulés ou bioéthanol.
On construit encore aujourd’hui des piscines municipales et des spa avec chauffage au gaz plein pot, au lieu d’en diviser la consommation par 2 avec le solaire thermique. C’est même pire qu’hier, où certains faisaient l’effort d’utiliser en partie le solaire thermique.
Si le solaire thermique n’est pas répandu comme vous le souhaiteriez, c’est que c’est une solution coûteuse car elle doit être couplée à un autre mode de chauffage pour pallier sa grande variabilité. Il y a quand même quelques piscines municipales à chauffage solaire thermique, ouvertes en été seulement.
Tous ces échanges montrent qui il y a nécessité aujourd’hui et probablement au delà de 2050, d’associer les ENR à des moyens de production pilotables.
Chaque pays développe sa propre stratégie.
Je m’arrêterai sur le cas de l »Allemagne.
Son socle de production électrique est historiquement marqué par le charbon, complété par du nucléaire. Pour autant l’Allemagne a pris deux décisions importantes l’arrêt du charbon prévu entre 2030 et 2035 et l’arrêt du nucléaire, (il ne reste plus que 3 réacteurs en service sur les 17 initiaux qui seront arrêtés cette année 2022).
Notons au passage le respect de la feuille de route.
Pour compenser ces moyens de production, l’Allemagne a choisi d’utiliser le gaz, et conservera probablement en backup son charbon.
Au cas où, le gaz Russe vienne « à manquer », ou comme en ce moment, la France importe des kWh d’Allemagne pour passer des heures de pointes difficiles (lorsqu’à ce même moment la production des éoliennes allemandes s’avérerait insuffisante).
Toujours en Allemagne, la part des ENR est d’env. 45% / la production annuelle électrique, toujours en progression en terme de puissance installée.
Le caractère intermittent des ENR implique, certes un déficit énergétique à certaines périodes, mais aussi des excédents favorables à la production d’hydrogène et au stockage sur batteries notamment celles des véhicules électriques.
Avec un coût de l’électricité ménagère élevé (autour de 30 cts contre 18 pour la France) l’Allemagne peut aborder plus sereinement les tensions actuelles que la France, obligée à déployer des artifices très coûteux, pour maintenir son coût du kWh artificiellement bas…
Toutes ces considérations me laissent à penser que la France ferait bien de s’inspirer de ce modèle pragmatique et vertueux dans le sens du développement massif des ENR.
Je m’inquiète par ailleurs beaucoup pour notre nucléaire, qui s’avère indispensable, mais cache un boulet dont les conséquences financière, technologique, environnementale et sociale sont inestimables.
Notre nucléaire, drapé des mots pilotable, décarboné, peu coûteux, est vraiment l’exception française. L’histoire dira, elle commence déjà à s’exprimer lors de cet hiver avec une production d’électricité française sous très haute tension, pour ne pas dire chaotique!
La comparaison des trajectoires France Allemagne me fait penser à la fable de la cigale et de la fourmi.
Et je laisse à chacun le pouvoir d’apprécier qui est cigale et qui est fourmi.