Pourquoi ma facture d’électricité s’est-elle « envolée » ? (1/2)
Une tribune sur les prix de l’électricité, en deux parties, signée Bernard Comte, ingénieur retraité, ayant travaillé pour EDF, RTE et ERDF (ex-Enedis). Rendez-vous demain pour découvrir la suite.
Résumé
La crise énergétique débutée en 2021 a eu pour conséquence l’augmentation brutale des prix de l’énergie, notamment l’électricité et le gaz.
La hausse des prix de l’électricité a été amplifiée, en lien avec la crise ukrainienne, par une situation de tension créée par un manque de production du parc nucléaire, par suite de la découverte de défauts affectant un grand nombre de centrales et à la nécessité consécutive de les arrêter pour effectuer des contrôles et les réparations. Pour satisfaire la demande, il a été indispensable d’acheter de l’électricité à nos voisins à un prix élevé, car produite avec du gaz ou du charbon dont le prix a fortement augmenté ces dernières années avec la guerre en Ukraine et avec la mise en place d’une taxe carbone pour inciter à en réduire l’utilisation (ces énergies sont carbonées, contrairement au nucléaire).
L’ouverture à la concurrence sur la fourniture du marché de l’électricité a joué un rôle important dans cette hausse, car elle a conduit à intégrer dans le tarif régulé de vente une part des prix de marché de court terme, alors que, jusque-là, ils étaient déterminés, avec une vision long terme de l’évolution du parc de production, sur un mix électrique français à forte composante nucléaire et hydraulique, donc peu sensible aux variations des prix de combustible.
Des réflexions sont en cours au niveau français pour que les prix de l’électricité soient moins soumis aux aléas de court terme et reflètent mieux la compétitivité dans la durée du mix électrique français fortement décarboné.
Enfin, on peut noter avec optimisme que, malgré ces hausses, les familles françaises conservent une électricité moins onéreuse que la moyenne européenne (29 c€/kWh) avec 22 c€ /kWh, soit presque la moitié de leurs voisins alpins et rhénans mais sensiblement plus que l’Espagne (20 c€/kWh) (cf. la liste des tarifs en annexe).
1. Pourquoi la facture d’électricité s’est-elle envolée ?
Depuis deux ans, le particulier voit sa facture d’électricité augmenter considérablement, de 20 % entre 2022 et février 2023, puis de 10 % en août 2023 et encore 10% en février 2024, soit au total +45 %. Il se demande, légitimement, pourquoi. Il a entendu parler de la guerre entre la Russie et l’Ukraine, qui a fait monter le prix du gaz, mais se demande ce que le gaz vient faire dans cette histoire, alors qu’il s’agit d’électricité et qu’il n’a pas le gaz chez lui.
Si ce particulier examine la page 2 de sa facture d’électricité, il peut constater qu’elle comporte plusieurs postes contribuant au prix à payer :
- l’abonnement, qui dépend de la puissance du compteur souscrite,
- la consommation d’électricité,
- les contributions et taxes liées à l’énergie, repérées par une barre jaune dans de nombreuses factures1
:
- la contribution Tarifaire d’Acheminement (CTA), qui finance le surcoût, par rapport au régime général, des retraites des agents de GRDF, de GRT Gaz, d’ENEDIS et de RTE,
- la Contribution au Service Public d’Electricité (CSPE), destinée à financer le soutien au développement de la production renouvelable et aux systèmes électriques non interconnectés (Corse, Martinique et Guadeloupe, Réunion, Guyane, …) où, malgré un coût de revient de la production d’électricité plus élevé, le tarif de vente est le même qu’en métropole,
- les Taxes Municipales sur la Consommation Finale d’Electricité (ou parfois Taxes Locales), qui sont variables d’une région à l’autre
- La TVA qui s’applique à chacun des trois premiers postes avec des taux différents selon les postes.
S’il compare ses factures de 2020, donc avant la crise sur les prix, avec celles de 2023, il verra que le prix de l’abonnement, deux des trois taxes, la CTA et la taxe municipale sur la consommation finale d’électricité, et la TVA n’ont pas augmenté. Il peut donc en conclure que ces trois postes ne sont pas responsables de la forte hausse du prix de l’électricité. En revanche, il peut constater que le prix du kWh consommé, mesuré en c€/kWh, qui comporte sur la facture plusieurs composantes, heures pleines ou heures creuses, a fortement augmenté dans les deux cas et qu’à l’inverse, la CSPE a été réduite de 2,25 c€/kWh à 0,1 c€/kWh.
Manifestement la hausse du prix du kWh consommé a été partiellement compensée par la baisse de la CSPE mais pas suffisamment pour éviter la hausse constatée sur sa facture.
2. On va immédiatement régler le cas de la CSPE
Afin de compenser partiellement la hausse considérable du prix de l’énergie, le gouvernement a donc consenti à réduire au maximum la CSPE, dans le cadre du « bouclier tarifaire » (cf. fiche 52bis). A noter que cette réduction a pu se faire sans pénaliser son budget qu’elle alimente. En effet, avec la forte hausse des prix de l’électricité, la principale affectation des recettes de cette taxe (1,95 c€/kWh sur le total de 2,25 c€/kWh), le soutien aux énergies renouvelables, est devenu quasiment inutile car il est destiné à compenser le manque à gagner des producteurs lorsque les prix de vente de l’électricité sont trop bas.
Mais cette mesure était temporaire et dès février 2024, avec la baisse du prix de l’électricité dont nous allons parler plus loin, la taxe retrouve un niveau proche de son niveau habituel de 2,25 c€/kWh.
3. C’est donc la forte hausse du prix de l’énergie sur le marché qui est responsable de l’envolée de la facture
Les recettes de la facture d’énergie permettent de rémunérer trois acteurs importants pour la fourniture, à domicile, de l’électricité consommée :
- le producteur de l’électricité,
- les deux sociétés qui acheminent l’électricité, RTE (Le « réseau de transport ») et ENEDIS (le « réseau de distribution ») ou les Entreprises Locales de Distributions (ELD) là où elles opèrent,
- le fournisseur, qui peut être un producteur, EDF, Total Energie ou ENGIE en particulier, ou un courtier qui achète l’électricité sur le marché et la revend aux particuliers. C’est le cas de la majorité des fournisseurs, dits alternatifs (à EDF) qui n’ont pas investi dans des moyens de production et doivent acheter l’énergie qu’ils revendent.
Dans la suite de cette note, nous allons essayer de comprendre pourquoi.
4. Pour cela, il nous faut expliquer comment fonctionne le marché de l’électricité car c’est lui qui fixe les prix de l’électricité que la plupart des fournisseurs alternatifs doivent acheter avant de la revendre.
La spécificité de l’électricité est qu’elle ne se stocke pas facilement en très grande quantité, par exemple à l’échelle de la consommation journalière d’un pays comme la France (1,5 milliards de kWh en moyenne= 1,5 TWh) et qu’il est indispensable qu’à tout moment, la production soit égale à la consommation d’électricité, qui peut varier tout au long de la journée en fonction de son utilisation (la lumière est allumée le soir, on cuisine à midi et le soir, le chauffage électrique consomme plus ou moins en fonction de la température extérieure, …).
Il faut par conséquent que la production soit capable de suivre la consommation, même si aujourd’hui on commence à envisager, grâce notamment au compteur électronique Linky, de demander aussi à la consommation de s’adapter.
A noter que ce n’est pas tout à fait nouveau car il existe depuis longtemps un abonnement comportant une option « heures pleines/ heures creuses ». Les « heures pleines » sont celles où le client est incité, par un tarif plus élevé, à modérer sa consommation et il y a même, dans le cas du chauffe-eau, la possibilité de télécommander sa marche pour qu’il ne produise qu’en heures creuses.
C’est pour assurer cet équilibre au meilleur prix qu’il y a deux types de marché où peuvent s’approvisionner les fournisseurs d’électricité et les très gros consommateurs : le marché de gros à terme où ils achètent les quantités d’électricité qu’ils vont, selon leurs estimations (fatalement approximatives) consommer ou revendre pour l’année ou les années à venir, et le marché de gros immédiat, dit « spot », où ils peuvent compléter leurs achats en fonction des besoins spécifiques du jour.
Ces deux types de marché sont distincts et fonctionnent différemment2 .
Pour satisfaire la demande sur le marché de gros spot, les producteurs d’électricité font des offres, la veille pour le lendemain, et sont appelés à produire dans l’ordre du coût de production qu’ils ont proposé. Le prix de l’électricité est fixé par le coût du dernier moyen de production retenu, qui est normalement le plus cher proposé et appelé. Ce mode de fixation des prix n’est équitable que si le parc de production est adapté3. Il doit avoir le bon niveau de moyens de base, qui produisent l’électricité la moins chère. S’il n’y a pas assez de moyens de base, la facturation au coût marginal sera trop avantageuse pour le producteur et le prix de vente trop élevé. Il est de toute façon nécessaire de rémunérer correctement les moyens de production utilisés lors des pointes de consommation car, à défaut, ils disparaîtraient et il ne serait plus possible d’assurer systématiquement l’équilibre entre la production et la consommation4.
Les marchés spot sont très volatils5 et ne permettent pas aux opérateurs de sécuriser financièrement leurs offres au moment de la signature des contrats avec des clients qui pour beaucoup veulent des engagements au moins annuels avec des prix connus. C’est pour répondre à ces besoins que se sont développés des marchés à terme qui permettent d’acheter ou vendre par avance des volumes à prix garanti. Sur ce marché, les prix, bien que négociés par l’acheteur, fournisseur alternatif ou gros industriel, avec le producteur, sur le moyen-long terme, sont malgré tout fortement influencés par les prix du marché spot car, si ces derniers sont élevés et si leur évolution à venir est incertaine, le fournisseur n’acceptera pas de porter le risque marché et se couvrira contre ce risque en augmentant ses prix en lien avec la hausse des prix spot.
5. Pourquoi les prix de l’électricité se sont-ils envolés fin 2021 ?
Comme tous les produits disponibles sur le marché, en cas de pénurie, les prix de l’électricité augmentent. En France, lorsque les centrales nucléaires, les centrales hydrauliques, les éoliennes et les panneaux solaires qui, dans le panel proposé, ont les coûts de production les plus faibles, sont en mesure de couvrir la consommation du pays, et lorsque l’utilisation du charbon et du gaz reste limitée dans le temps, les prix sont plutôt bas. Depuis de nombreuses années, compte tenu du bon fonctionnement du parc EDF, ces prix ont évolué en moyenne autour de 50€/MWh.
Mais, lorsque de nombreuses centrales nucléaires sont indisponibles par suite de problèmes techniques génériques et lorsque les centrales hydrauliques produisent moins à cause de la sécheresse, comme cela s’est produit de fin 2021 à début 2023, la France est contrainte de recourir à la production des centrales au gaz ou au charbon et d’importer l’électricité de pays voisins. Or ceux-ci produisent leur électricité en majorité avec du gaz, du charbon et l’apport éventuel d’énergies renouvelables intermittentes, éolien ou solaire photovoltaïque lorsqu’il y a du vent et/ou du soleil. Pour les moyens thermiques à flamme, au-delà du coût de combustible élevé, il faut ajouter un prix du CO2 émis par ces équipements qui sera d’autant plus élevé que la production thermique fossile sera importante au niveau européen.
Annexe : prix du kilowattheure électrique dans les différents pays européens
(source : https://www.touteleurope.eu/economie-et-social/carte-quels-sont-les-prix-de-l-electricite-en-europe)
Allemagne 0,42 €
Autriche 0,27 €
Belgique 0,43 €
Bulgarie 0,11 €
Chypre 0,38 €
Croatie 0,16 €
Danemark 0,38 €
Espagne 0,2 €
Estonie 0,21 €
Finlande 0,19 €
France 0,22 €
Grèce 0,25 €
Hongrie 0,12 €
Irlande 0,25 €
Italie 0,41 €
Lettonie 0,32 €
Lituanie 0,29 €
Luxembourg 0,19 €
Malte 0,15 €
Pays-Bas 0,45 €
Pologne 0,2 €
Portugal 0,22 €
Roumanie 0,42 €
Slovaquie 0,19 €
Slovénie 0,19 €
Suède 0,22 €
République tchèque 0,31 €
UE 0,29 €
Zone euro 0,30 €
1 La CSPE et les taxes locales apparaissent encore sur la facture en 2023 mais sont en principe aujourd’hui regroupées au sein de l’accise, impôt indirecte, ou TICFE (Taxe intérieure sur la consommation finale d’énergie)
2 Le marché unique européen est une juxtaposition de marchés nationaux entre lesquels les échanges d’énergie permettent de tendre vers un marché unique et des prix aussi bas que possible. Les bourses sont connectées entre-elles et, grâce à un algorithme, les zones à prix plus faible peuvent exporter, si elles disposent de marges et dans la limite de la capacité des interconnexions entre pays européens, vers les zones à prix plus élevé, faisant ainsi baisser les prix du marché qui importe.
3 Cette adaptation, décrite par Marcel Boiteux en 1956, a conduit, par exemple après 1973, à modifier des centrales au fuel pour qu’elles fonctionnent au charbon. Aujourd’hui ce n’est plus possible d’autant plus qu’il faudrait le faire au niveau européen ce qui nécessiterait une politique énergétique européenne commune.
4 Pour assurer cet équilibre, il existe aussi le « marché de capacité » : chaque fournisseur doit disposer d’un volume de capacité garantie permettant de couvrir la consommation de ses clients pendant les périodes de forte consommation (les périodes de pointe). Ces capacités garanties peuvent être acquises auprès des producteurs et des opérateurs d’effacement qui auront fait certifier par RTE leurs capacités de production ou d’effacement.
5 D’autant plus qu’à la volatilité générée par l’évolution de l’offre de production sur le marché, s’ajoute celle qui est générée par l’intermittence de l’éolien et du solaire qui, étant prioritaires dans l’accès au réseau, peuvent, en période de faible consommation, saturer l’offre jusqu’à conduire à des prix négatifs ou, a contrario en cas d’arrêt du vent, réduire brutalement le volume des moyens de production de base et faire monter les prix.
COMMENTAIRES
En résumé
le bon élève allemand est à 0.42 € du kWh avec une intensité carbone de l’ordre de 300 g Co² eq/kWh
le mauvais élève est la France qui est à 0.22 € du kWh avec une intensité carbone de l’ordre de 20 g Co² eq/kWh, (ce jour)
Moralité
nous avons encore du chemin à faire pour rattraper les teutons
L’Allemand a eu le courage de se séparer de son nucléaire sans attendre la fin des contrats pour lesquels il avait un engagement de durée, même chose pour les propriétaires de mines et de centrales à charbon, tout cela étant du domaine du privé en Allemagne. Mais les ruptures unitaltéralles de contrats ça conduit à des indemnités à un coût élevé qui se retrouve dans le prix du KWh, même si cela ne durera qu’un temps. D’autres, comme l’Espagne suivant le même chemin de dénucléarisation ont décidé d’éller jusqu’au bout des contrats et n’ont donc pas ce surcout.
D’autres comme la Belgique sont toujours nucléarisés mais n’affichent pas de faibles taux de CO2, ce n’est donc pas le nucléaire qui peut se vanter d’un résultat flatteur…. en revanche, il n’ont pas d’hydraulique comme nous en disposons, le secret est sans doute plutôt là. Les Allemands encore fortement carbonnés ont fait considérablement chuté leur émissions de GES depuis l’époque où ils étaient nucléarisé, mais là encore ils ont une hydraulique ridicule comparé à celle de la France. Voilà qui souligne sans doute que le secret des faibles émissions de CO2 réside dans l’hydraulique (un renouvelable) et non dans le nucléaire. D’ailleurs est-il necessaire de rappemer une fois de plus que le calcul des émissions de CO2 communiqués par la France sont faux et basé sur des décisions de deux politicien Gérard Longuet et de Rugy, décision prise en catimini dans un couloir du sénat en balayant d’un revers de main le résultat d’une étude scientifique qui ne leur convenait pas. La réalisté c’est que nos émissions de CO2 doivent être de l’ordre de 3 à 4 fois ce dont on se vante..
Je tiens à la disposition de qui veut le lire, la minute de la décision sénatoriale qui a fait passé le’émission de 66g par KWh à 6 g dans un accord enttre les deux politiciens. Ces minutes sont enregistrées sur le site public du sénat, mais très curieusement celle-ci n’est plus accessible, heureusement je l’ai enregistré à différents endroits avant que par une instruction trop tardive, le responsable informatique du site ne reçoive l’ordre de la faire disparaitre.
J’en fait état en rapportant l’échange entre les deux politiciens, dans un ouvrage publié aux Editions Complicité ‘ »Histoire de l’énergie de l’origine au XXIe siècle, la France à la croisée des chemins », et j’attends toujours d’être poursuivi par Longuet ou de Rugy pour propagation de fausses nouvelles ou calomnies…..mais ça ne vient pas !
3 fois 20 ou 4 fois 20 ça fait 60 ou 80 … C’est tjrs mieux que les teutons qui sont à minima à 300 Co² eq/kWh, dont on peut contester leur valeur d’intensité carbone comme celle de la la France (que vs contester elle).
Vous êtes un mauvais perdant, le mensonge et l’idéologie sont vos seules valeurs intrinsèques !
Le nucléaire sert de plus en plus de back-up aux énergies variables, ce qui est aberrant.
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=FR
Cela renchérit son coût d’exploitation (maintenance, combustible), occasionne des pertes de CA et fragilise les réacteurs sur le long terme.
Mais c’est ce qui a été décidé par l’Etat vendu à la CE.
Plus tôt les réacteurs seront bousillés, plus tôt ils pourront être remplacés par des centrales à gaz et des importations d’Allemagne à base de charbon et de gaz. Les lobbies des ENRv et des pétrogaziers se régalent.
Les STEP idem, c’est le blocage. Mal placées entre les batteries et l’hydrogène, ce moyen de stockage de l’énergie, le plus efficace, gênerait la progression de ces derniers.
Pourtant, celles-ci continuent à être développées, notamment en Suisse, en Australie, au Japon, et surtout en Chine (où c’est vraiment le pouvoir politique qui décide, pas les pétrogaziers).
Je reprends la même semaine printanière il y a 9 ans, en 2015, de profil similaire, avec une forte production des variables (qui étaient moins importantes). Les variations du nucléaire étaient moindres.
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=FR&year=2015
De plus, la France pouvait exporte facilement son énergie éolienne pour aller réduire la consommation des centrales thermiques fossiles de ses voisins, mais c’est moins souvent le cas désormais avec l’augmentation des capacités variables partout.
Bien sûr, le renouvelable explose partout chez nos voisins qui n’ont plus nesoin de notre nucléaire pour éviter de recourir au fossiles, ils ont assez de renouvelable pour se passer ET du fossile, ET de notre nucléaire.
Cela va être de pire en pire avec la continuité de leur progression dans le renouvelable…..alors à qui vendra t-on nos excedents nucléaires qui sont pourtant insufisant pour couvrir nos besoin en hiver et au plus fort de la journée même en été.
Nous avons en permanence 17 reacteurs arrétés, et pas toujours les mêmes, depuis deux ans, mais quand le vent faibli et que le Soleil se cache derriere les nuages, ce n’est pas ces réacteurs qui redémarent ni même ceux dont on fait varier la charge pour tenter d’assurer le suivi de charge, c’est l’hydraulique qui passe de 5 GW à 12 GW en 1/2 heure ! Heureusement qu’on a ces renouvelables pilotables, la seule source qui el soit vraiment avec le gaz
@Marc
Du côté de l’Allemagne, par rapport à 2015 où ce pays exportait souvent, l’année 2024,( tout comme 2023) faute de parc nucléaire, s’annonce avec de nombreux imports. https://www.energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=DE&legendItems=011111111111111111111111111110000000
Le nucléaire sert de paillasson aux lobbyistes des ENRv, qui doivent bien rigoler, jusqu’au jour où… le pouvoir politique change et les tarifs garantis aux ENRv sautent.
Allons Marc, un peu de serieux, les tarifs garantis sont dépassés, seul le nucléaire bénéficie d’un tarif garanti.
Pourquoi ma facture d’électricité s’est envolée ?
Surtout parce que le premier janvier 2022, le gouvernement français a élargi une taxation baptisée TICPP qui ne portait que sur les produits Pétrolier au gaz domestique, et à l’électricité sous le nouveau nom de TICPE ou le P de Pétrolier a été remplacé par le E de énergétique. Et à une hauteur d’une accise de 32,06 € par MWh pour l’électricité. Ce dispositif TIPCE devrait rapporter à l’état 1,8 fois plus que ne rapportait l’ancienne TICPP car il porte sur la totalité de la consommation électrique quelqu’en soit l’usage et non pas seulement sur l’électricité chargeant les batteries de VE alors que la partie équivalente de la TICPP qui disparaitra totalement après les passge généralisé du VT au VE ne concernait bien que les carburants des VT.
Comme déjà dit par ailleurs, en dehors de cas particuliers, la baisse de la production nucléaire n’est pas due à une augmentation de la production éolienne et/ou solaire.
Si l’on regarde au pas horaire l’influence des productions d’électricité éolienne et solaire sur la production d’électricité nucléaire, on voit que cette influence est très faible.
Pour l’année 2023 par exemple, lors des 464 heures pendant lesquelles la production de l’éolien et du solaire (ensemble) a augmenté de plus de 2.000 MW en une heure, avec un ajout de 1.130 GWh, la production nucléaire n’a diminué que de 141 GWh au cours de 351 heures, mais a augmenté de 20,5 GWh au cours de 112 autres heures.
Si l’on s’intéresse aux 1.388 heures pendant lesquelles cette augmentation a été de plus de 1.000 MW, pour un ajout de 2.476 GWh, le nucléaire n’a baissé que de 308 GWh (en 908 heures) et a augmenté de 96,5 GWh (en 479 heures).
Les causes de baisse de la production nucléaire sont multiples, avec en premier lieu la baisse de la consommation dans le cycle journalier.
Pour l’année 2023 toujours, à l’inverse, lors des 521 heures pendant lesquelles la production de l’éolien et du solaire (ensemble) a diminué de plus de 2.000 MW en une heure, avec une diminution de 1.346 GWh, la production nucléaire n’a augmenté que de 228 GWh au cours de 409 heures, mais a diminué de 20,5 GWh au cours de 111 autres heures.
Si l’on s’intéresse aux 1.324 heures pendant lesquelles cette diminution a été de plus de 1.000 MW, pour une diminution de 2.517 GWh, le nucléaire n’a augmenté que de 483 GWh (en 950 heures) et a diminué de 74 GWh (en 371 heures).
Ainsi, le nucléaire ne sert pas de « back-up » aux énergies renouvelables puisque sa production augmente très modestement lors de fortes baisses de l’éolien et du solaire (ensemble). Les causes d’augmentation de la production nucléaire sont multiples, avec notamment (et avec peu d’entrain) l’augmentation de la consommation. Ce que l’on a vu par ailleurs.
Canado: ça se voit comme le nez au milieu de la figure.
C’est d’autant plus flagrant au printemps, période de plus forte production des variables.
Evidemment, ce n’est pas le cas en été en période de canicule ou en hiver en période de froid anticyclonique, lorsque les demandes sont élevées et les productions des variables modérées ou faibles.
La semaine dernière, on peut voir les journées du 28 et du 31 mars. Le nucléaire s’efface devant une forte production des variables, de respectivement 11 et 15 GW.
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=FR&interval=week&week=13
Cela est voulu par le gouvernement.
Bayrou l’a expliqué, avec sa logique débile: « le nucléaire est pilotable, le PV et l’éolien sont variables, donc les deux se complètent très bien [le nucléaire peut servir de back-up aux variables] ».
Et sauf arrêt par un nouveau gouvernement, ce sera de plus en plus le cas.
Tout est relatif et il vaut mieux se fier à RTE qu’à un site aux données partielles, surtout lorsqu’on occulte certaines données pour « faire plus fort ».
Si, pour la journée du 28 mars, la baisse du nucléaire correspond à la hausse du solaire, la situation est très différente le 31 mars.
Ce jour là, un dimanche avec une faible consommation, c’est surtout la très forte baisse des exportations qui a motivé la baisse du nucléaire.
En effet, les exportations sont passées de 10,98 GW (puissance) à 8h00 à 1,42 GW à 13h00 pour n’atteindre de nouveau 10,80 GW qu’à 20h00 (en valeurs horaires, pas quart-d’heure). Cette variation a été plus importante que celle de l’éolien et du solaire pris ensemble.
L’hydraulique au fil de l’eau est restée forte (pluies récentes), la consommation a baissé dans l’après-midi …
En fin de compte, des cas particuliers qui ne remettent pas en cause les données statistiques, lesquelles sont beaucoup plus significatives.
Aujourd’hui (le 5 avril),
Des effacements importants sont passés sur le nucléaire en milieu de journée, mais aussi sur le PV (2GW) et l’éolien (5GW)
https://www.rte-france.com/eco2mix/la-production-delectricite-par-filiere
Pour info, ces données sont exactement les mêmes sur energy-charts.
Comme quoi, il arrive que le nucléaire peut s’effacer si l’éolien est trop fort et la demande faible vu le niveau des températures. Déjà posté pour l’exemple : https://lenergeek.com/2019/03/07/mix-electrique-nucleaire-tristan-kamin/
Serge Rochain toujours coincé dans ses 66 grammes / 6 grammes de CO² par kWh nucléaire, et qui continue à voir une magouille française là où le chiffre bas est l’ordre de grandeur de ce que fournissent les sources internationales. Cocorico, nous avons berné l’Unscear et le monde entier.