jeudi 26 novembre 2020

Vers des coupures d'électricité cet hiver ?

Vers des coupures d’électricité cet hiver ? 

Ces avertissements que le gouvernement s’est ingénié à ne pas comprendre


De l’interprétation personnelle des avertissements

La ministre de la transition écologique, Barbara Pompili a défrayé la chronique en annonçant qu’elle n’excluait pas des coupures de courant en cas de vague de froid cet hiver.

Elle dut expliquer pourquoi la France ne devait pas être pour autant assimilée à l’ex Union soviétique, car ces coupures seraient « gérées », notamment en arrêtant l’activité de gros industriels, ainsi qu’en ciblant ces coupures « à certains moment ».

Il faut entendre, bien évidemment « au moment où on en aura le plus besoin », puisque ce sont les pics de consommation qui poseront problème et non le creux de la nuit.

 Lire la suite dans Atlantico .......

https://www.atlantico.fr/decryptage/3594080/vers-des-coupures-d-electricite-cet-hiver--ces-avertissements-que-le-gouvernement-s-est-ingenie-a-ne-pas-comprendre-electricite-energie-centrales-nucleaires-jean-pierre-riou

samedi 21 novembre 2020

Chronique d'un blackout ordinaire

Chronique d'un blackout ordinaire

Jean Pierre Riou

Dans un contexte de record éolien fièrement annoncé quelques heures auparavant, une panne géante avait privé plus d’un million de britanniques d’électricité le 9 août 2019.

Les générateurs de secours de l’hôpital d’Ipswich étaient alors tombés en panne, évoquant le spectre des conséquences qu’on peut imaginer en pareil cas.

Le manque d'inertie du système, en raison de la grande part d'énergies renouvelables, avait immédiatement été mis en cause dans la déconnexion brutale du parc éolien Hornsea One qui avait alors fait écrouler tout le réseau pour n’avoir pas résisté à la baisse de fréquence liée à la défaillance de 150 MW de petits générateurs du réseau de distribution qui s’étaient automatiquement déclenchés à la suite d’un écart de tension.

Le manque de cette inertie alors disponible sur le réseau avait contribué à permettre au parc éolien d’entraîner dans sa chute la centrale à gaz de Little Barford. Puis des déclenchements automatiques en cascade destinés à préserver l’ensemble du système électrique.

Cette inertie est permise par une part suffisante de grosses machines tournantes synchrones (à 50Hz)  des centrales conventionnelles qui sont capables, en pareil cas, d’amortir une part du déficit de fréquence, ainsi que le montrent ci dessous Georges SAPY et Patrick MICHAILLE

 


En janvier 2020 l’Office gouvernemental britannique pour le marché de l’électricité et du gaz (Ofgem) a publié le rapport concernant cette panne géante :

Les extraits ci-dessous mettent en évidence le peu de résilience d'un système électrique fondé sur les productions d'énergies renouvelables

Ce document rappelle en effet que : l ’« inertie du système » total aide à contrecarrer les changements de fréquence du système. Nous considérons que l'ESO (gestionnaire du réseau) doit garantir une inertie du système suffisante pour gérer les variations de fréquence conformément à ses obligations, et éviter un effet domino des pertes de production distribuée, décrit directement ci-dessous. Les générateurs connectés au réseau de distribution local ont des paramètres de protection qui les déconnectent automatiquement lorsque le taux de changement de fréquence (RoCoF) dépasse une limite ».

Et précise que le vendredi 9 aout 2019 à 16h52’33, la foudre a touché la ligne Eaton Socon - Wymondley 400kV, produisant un « décalage vectoriel » de la tension, « ce qui n'est pas inhabituel et a été corrigé en 80 millisecondes (ms) » Ce qui a affecté les réseaux de distribution locaux en déclenchant automatiquement environ 150MW de petits générateurs.

Mais le système de contrôle de la tension du parc éolien offshore Hornsea 1 est alors devenu instable et la production du parc est tombée de 799 MW à 62 MW.

Immédiatement après, l’inertie n’était pas suffisante pour empêcher  la turbine à gaz de Little Barford de ralentir. Ses capteurs de vitesse ont alors entraîné son arrêt automatique, privant le réseau de 244 MW supplémentaires.

 « La perte de production combinée de ces deux centrales (parc éolien de Hornsea 1 et centrale à gaz de Little Barford (NDA) a contribué à la panne d'électricité. La perte de production de ces centrales électriques et de ces générateurs a entraîné une chute rapide de la fréquence du système et un plus grand volume de production distribuée a ensuite été déconnecté en raison de leurs mécanismes de protection. Les pertes de puissance combinées ont dépassé les réserves automatiques détenues par l'ESO. Dans ces circonstances, la nécessité d'une déconnexion de la demande pour protéger le système était inévitable »

 

Le document confirme le contexte de l’incident :

« 2.15. Le système électrique est caractérisé par une plus faible inertie du système causée par le remplacement d’une production massive thermique synchrone par un mélange de production renouvelable à l’échelle des réseaux de distribution et de production non synchrone à grande échelle (du réseau de transport NDA).

22 Rapport - Coupure de courant du 9 août centrale sur le réseau de transport, avec une réponse inertielle intrinsèque limitée. Le volume de production de plus en plus important raccordé aux réseaux de distribution locaux signifie également que ses réactions en réponse aux perturbations du réseau sont de plus en plus importantes en regard de l'exploitation du réseau national de transport d'électricité, ce qui s'est avéré significatif lors de la panne du 9 août. »

Pour mémoire, il en est de même en France où sur les 17 147 MW éoliens installés en septembre 2020, 15 918 MW étaient également raccordés sur le réseau de distribution, contre 1229 MW sur le réseau de transport.

"3.6. Notre évaluation du niveau d'inertie et de la réponse en fréquence détenu par l'ESO avant cet événement suggère qu'il n'y avait qu'une faible marge d’erreur dans la sécurisation du système contre les seules pertes des générateurs connectés à la transmission.

Très peu de temps après, la centrale vapeur de la centrale électrique de Little Barford dans le Bedfordshire (244 MW) s'est déconnectée du réseau de transport. Les capteurs de vitesse de la turbine à vapeur ont produit un écart, amorçant son système de contrôle automatisé pour arrêter l'unité."

 

Le rapport rappelle que l« inertie  est une forme de réponse en fréquence qui est intrinsèquement fournie par les grandes machines tournantes, synchronisées avec le système. Lorsque la fréquence du système diminue, ces générateurs ralentissent. Leur énergie de rotation stockée est automatiquement transférée au système d'alimentation."

"Les pertes de puissance combinées ont dépassé les réserves automatiques détenues par l'ESO. Dans ces circonstances, la nécessité d'une déconnexion de la demande pour protéger le système était inévitable »

2.14 « La panne met en évidence les risques et les défis liés à la gestion de la sécurité et de la stabilité du système dans le système électrique en évolution »

 




 

 

 

mercredi 18 novembre 2020

L'Arlésienne

L’Arlésienne*

Jean Pierre Riou 

Et si les éoliennes augmentaient les émissions de CO2 en France ?

Les liens de cause à effet entre développement éolien en France et émissions de CO2 font l'objet d'hypothèses controversées. 

Une synthèse à la fois chiffrée et prospective de l'état des lieux semble nécessaire pour juger la validité des annonces. C'est l'objet des 3 parties du présent article. 

Les annonces 

RTE a publié une « NOTE : PRÉCISIONS SUR LES BILANS CO2 » qui chiffre à 22 millions de tonnes la quantité de CO2 évitée par les éoliennes et panneaux solaires dans le bilan du mix électrique français 2019.

Avec une production de 45,7 TWh en 2019, cela signifierait que chaque kWh éolien ou solaire produit aurait évité 481 g de CO2.

 

Ce qui ne manque pas de surprendre puisque avec une production nette de 537,7 TWh, RTE chiffre à 19,2 millions de tonnes de CO2(eq) les émissions du parc électrique français, soit une moyenne de 35,7 grammes par kWh.

Même en admettant que l’éolien ne se substitue pas forcément aux moyens les moins émetteurs, ces chiffres appellent un regard sur l’évolution de la production de notre parc électrique depuis le début du développement de l’éolien en 2001.

L’état des lieux

Depuis plus d’¼ de siècle, la production thermique du parc électrique représente moins de 10%, le reste étant assuré par l’hydraulique et le nucléaire qui sont décarbonés .

Le graphique ci-dessous permet de visualiser l’évolution de sa production grâce à la ligne rouge horizontale, indiquée par la flèche « CO2 », qui sépare les productions thermiques, en bas, des productions décarbonées, hydraulique en bleu, nucléaire en rouge et éolien/PV en vert et jaune, tout en haut.

Les thermiques comprennent les centrales conventionnelles, gaz, charbon et fioul, ainsi qu’à partir de 2001 les bioénergies indiquées en plus clair, toujours sous la ligne rouge, dans la mesure où leur facteur d’émissions est de 0,494 t CO2 eq /MWh pour RTE, soit plus que les centrales à gaz.

Cette ligne rouge, placée juste au dessus de la production thermique de 2019, fait apparaître le fait que, malgré quelques aléas ponctuels, la production électrique d’origine thermique n’a pas diminué d’un seul kWh en France depuis les débuts de l’éolien en 2001, et même bien avant, où la décarbonation du mix  était déjà supérieure à 90%.

Infographie J.P.Riou d’après les bilans annuels RTE

Pour autant, les émissions de cette production thermique ont évolué de 2 façons : l’une, mesurable, à la baisse, et l'autre, occultée, à la hausse.

Les raisons d’une baisse visible

La substitution du charbon par le gaz et les progrès technologiques de chaque filière, notamment avec les centrales à cycle combiné à gaz (CCGT) ont permis une réduction des émissions, chiffrées ainsi par RTE dans ses bilans :

0,986 t CO2 eq/MWh pour les groupes charbon

0,777 t CO2 eq /MWh pour les groupes fioul,

0,486 t CO2 eq /MWh pour les groupes « turbine à combustion » gaz,

0,352 t CO2 eq /MWh pour les groupes « co-génération » et  « cycle combiné » gaz,

0,583 t CO2 eq /MWh pour les autres groupes gaz,

0,494 t CO2 eq /MWh pour les déchets ménagers.

Cette baisse visible est illustrée par la réduction des émissions en 2019 malgré une augmentation de la production thermique fossile, de 42,6 TWh contre 39,4 TWh en 2018.

Mais avec 1,6 TWh de charbon (et 38,6 de gaz en 2019) contre 5,8 TWh de charbon (et 31,4 TWh de gaz en 2018).

Cette substitution a permis une réduction visible de 1,2Mt de CO2, grâce à 4,1 MtCO2 de moins pour le charbon, malgré 2,8 MtCO2 de plus pour le gaz, bien moins émetteur.

Les émissions du fioul ayant augmenté de 0,1MtCO2 en 2019.

Il est évident que les éoliennes n’ont aucun rapport avec cette substitution du charbon par le gaz.

 

Les raisons d’une hausse occulte

Le suivi de charge de l’éolien et du solaire par les centrales pilotables entraîne une augmentation de leurs facteurs de pollution, en raison des régimes partiels et à coups de fonctionnement qui leur sont ainsi imposés.

En 2012, Enea Consulting, partenaire de l’Ademe, écrivait à propos de ce suivi de charge des énergies renouvelables (p 15 du rapport) :

« le fonctionnement des turbines en régime partiel affecte leur rendement et accroît les facteurs d’émission de gaz à effet de serre ; par ailleurs, des démarrages et arrêts trop fréquents impactent leur durée de vie ». Tandis que les bilans de RTE ne prennent en compte que la quantité de MWh produits par chaque filière.

Or une étude a chiffré l’augmentation incrémentielle des émissions du backup de l’éolien pour chaque moyen pilotable selon les régimes de fonctionnement qui lui sont ainsi imposés.

Ses résultats, ci-dessous chiffrent cette augmentation en fonction de chaque niveau de baisse de rendement. 

Et montre qu’au-delà de 15% de cette baisse, même les centrales les plus performantes (CCGT à cycle combiné) accusent une augmentation des facteurs d’émission supérieure à la réduction de leur facteur de charge. Et que cette dégradation est supérieure encore pour les centrales à cycle ouvert (OCGT).

EDF rappelle que ses centrales à gaz permettent une « plage de fonctionnement (en puissance) très large, permettant des compensations rapides des « creux » de vent ou de soleil, qui font chuter la production éolienne ou solaire ».

Si les émissions des centrales nécessaires au lissage des productions intermittentes doivent être imputées à ces dernières, il ne convient pas d’occulter les conditions dégradées de leur fonctionnement.

Éolien et export

La France est le 1er exportateur MONDIAL d’électricité en 2019 ainsi que 25 fois sur les 30 années depuis 1990.

C'est pourquoi RTE précise, dans sa même NOTE : PRÉCISIONS SUR LES BILANS CO2 , que sur les 22 millions de tonnes réputées évitées par le parc éolien et PV français en 2019, 17 Mt l’auraient été dans les pays voisins auxquels la France exporte son courant, et seulement 5 Mt évités au parc électrique français, précision malheureusement oubliée dans certaines déclarations.

C'est ainsi que la France exporte régulièrement davantage de courant que ses éoliennes n’en peuvent produire.

Le graphique ci-dessous montre  d’ailleurs qu’une corrélation peut même advenir entre cette production éolienne (en vert au dessus) et les exportations (en quasi miroir au dessous).

Ici sur la période est comprise entre le 1er septembre et le 25 octobre 2020.


 En tout état de cause, le développement coûteux des interconnexions européennes est destiné à renforcer la sécurité d’approvisionnement de chaque État membre. C’est ainsi qu’il faut comprendre le fait que la capacité pilotable européenne ne s’est pas réduite d’un seul MW malgré le développement exponentiel des capacités intermittentes, les capacités pilotable d'un pays permettant, grâce aux interconnexions, la réduction de celles d'un autre.

Mais l’engorgement de ces interconnexions par des surplus aléatoires inutiles au mix électrique qui les produit, car déjà décarboné sans eux, semble contreproductif.

Car ce n’est pas avec les éoliennes des pays voisins qu’il est rationnel de sortir du charbon mais, bien évidemment avec le secours de leurs capacités pilotables et décarbonées.

Précisément pour faire face aux périodes sans vent.

Avec « seulement » 5Mt de CO2 évitées au mix français et le reste des 22Mt évitées à nos voisins, chaque kWh éolien serait donc réputé éviter 109g de CO2 en France et non 481g

Pour autant une étude 2017 de l’Ademe évaluait (p 173) ces émissions évitées en France, entre 500 et 600g pour chaque kWh éolien.

CO2 évité selon EDF

La plupart des bilans, dont les bilans annuels de RTE, ne comptabilisent pas l’analyse du cycle de vie (ACV) de chaque filière, de la construction au démantèlement. Ils tiennent pour complètement décarbonés le nucléaire, l’hydraulique ainsi que l’éolien et le solaire.

Cette ACV est d’ailleurs en faveur du nucléaire avec 6gCO2/kWh contre 11g pour l’éolien.

En 2017, le groupe EDF a publié une note REFERENCE : EDF-GRP-DDD-16-01** évoquant ci-dessous  son estimation des émissions évitées par l’éolien comptabilisant l’ACV, ainsi que l’avait d’ailleurs fait l’Ademe dans l’étude ci-dessus.

Nous reproduisons ci-dessous la méthode d’EDF.

Selon laquelle l’éolien n’éviterait déjà plus que 52gCO2/kWh.

Sans tenir compte des émissions liées à la production d’énergie nécessaire pour compenser l’intermittence, comme le souligne EDF.

Et les éléments qui précèdent en montrent la portée.

Mais sans tenir compte de la part liée aux exportations dont on a vu l’ampleur.

La prospective

Le graphique ci-dessous montre l’impact potentiel de la production éolienne (ligne bleue en bas) sur la production nucléaire (ligne jaune au dessus) entre le 1er mars et le 25 avril. Cette corrélation est d’autant plus visible à partir du mardi 17 mars, 2ème jour de la semaine 12 sur le graphique, qui a marqué une baisse générale de la consommation, avec le début du confinement, et, en toute logique, une part relative accrue des énergies renouvelablees, prioritaires sur le réseau.

 La production de l’éolien, hélas très importante chaque week-end, (avant chaque barre de changement de semaine) est manifestement corrélé avec une baisse significative du nucléaire.

Le repère vert signale les productions du lundi de Pâques, contemporaine à un cours négatif de moins 75,82€/MWh, tandis que chaque week-end connaissait ces prix négatifs, même en France, visibles ci-dessous juste avant chaque barre de nouvelle semaine.

Source RTE données de marché

Le Directeur de l’AIE, Fatih Birol s’est inquiété des conséquences de cette part accrue d’intermittence pour des raisons sanitaires en tant qu’elle préfigure le système électrique vers lequel tend l’Europe.

Cette situation inédite a corroboré l’analyse du rapport Agora-Iddri   « L‘Energiewende et la transition énergétique à l’horizon 2030 » qui expose clairement le fait que le développement des énergies intermittentes amènera le nucléaire français à opérer de plus en plus en suivi de charge et que son modèle économique appellera une réduction de sa capacité installée. Dans les termes suivants :

« En France, le développement visé des énergies renouvelables et le réinvestissement dans le parc nucléaire au-delà de 50 GW comporterait un risque important de coûts échoués dans le secteur électrique. » Et en indique la raison : « En 2030, un parc nucléaire maintenu à des niveaux élevés devra opérer plus fréquemment en suivi de charge, contribuant à la flexibilité du système électrique »

On comprend bien qu’une centrale nucléaire n’a pas vocation à opérer avec des facteurs de charges aussi ridicules que ceux imposés aujourd’hui aux centrales à gaz allemandes.

Et que le développement de l’éolien rend nécessaire le remplacement d’une vingtaine de réacteurs par des centrales à gaz pour des raisons économiques liées à l’effondrement des cours du MWh à chaque coup de vent sur l’Europe.

De la perversion de 2 outils majeurs

L’effacement de la consommation et le stockage de l’électricité représentent 2 opportunités majeures d’optimiser le parc de production.

L’effacement permettant de répondre aux pics de consommation en les rabotant, et le stockage permettant aux moyens de production de fonctionner en régime optimum, quelle que soit la période de la journée, voire de la semaine. Le caractère saisonnier de la consommation étant naturellement géré par la programmation des arrêts pour maintenance.

Le stock hydraulique permettant dès aujourd’hui un suivi zéro carbone de cette consommation en ajustant, en temps réel, la production d’un parc nucléaire, déjà flexible.

Mais le suivi de charge lié aux énergies renouvelables augmente ce besoin de flexibilité avec leur développement, tandis que notre parc hydraulique sature malheureusement déjà les capacités acceptables en France, notamment d’ailleurs au nom de l’écologie.

Et le modèle économique des réacteurs nucléaires s’accommode mal des facteurs de charge aussi faibles que ceux demandés aux centrales à gaz allemandes à cet effet.

C’est assurément au gaz que reviendra ce rôle. Un rôle appelé à croître parallèlement à la puissance intermittente qui réclame son backup.

La belle Arlésienne

Le développement des EnR ne pourra plus être justifié bien longtemps en France au nom de nouvelles émissions de CO2 réputées évitées à un parc électrique qui ne l’a pas attendu pour en être quasiment exempt.

Pourtant, la majorité de la population croit encore à l’existence de cette véritable Arlésienne.

Au colloque national éolien 2019, la crainte a été clairement soulevée, par la Rapporteure de la Commission d’enquête sur les énergies renouvelables, de la réaction de cette population quand elle va comprendre, qu’en fait, on lui aurait menti.

* Arlésienne : Personne ou chose dont on parle beaucoup mais qui ne se montre jamais

Exemple : le CO2 évité en France par les éoliennes

**https://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=&ved=2ahUKEwiO-Nbz0IvtAhWQ3oUKHXrwCJAQFjAEegQIEBAC&url=https%3A%2F%2Fwww.edf.fr%2Fsites%2Fdefault%2Ffiles%2Fcontrib%2Fgroupe-edf%2Fresponsable-et-engage%2Frapports-et-indicateurs%2Femissions-mensuelles-de-co-sub-2-sub%2Fedfgroup_emissions-co2_evite_20170730_vf.pdf&usg=AOvVaw12RlvFI59g9lKIqQWCgRbE

 

 

 

 

 

 

 

mercredi 11 novembre 2020

Plein gaz

Plein gaz

Jean Pierre Riou

Où il apparaît que la comparaison de prix entre un MWh pilotable et un MWh intermittent a d’autant moins de sens qu’il faut ajouter celui du pilotable à celui de l’intermittent  

Irsching, le prix de la sécurité

La technologie des turbines à cycle combiné à gaz (CCG) permet de réduire les émissions de CO2 par la récupération des gaz chauds renvoyés vers une autre turbine (TAV) qui permet de tirer davantage d’énergie d’une même quantité de gaz.

Avec une puissance nominale de 846 MW, la centrale allemande CCG d’Irsching 5, mise en service en 2010, est la plus puissante au monde. Avec Irsching 4, (561 MW), ces 2 unités disposent du plus haut rendement énergétique du marché européen.

Le développement des énergies intermittentes et la concurrence du charbon ont amené ces 2 unités à passer le plus gros de leur temps en standby, prêtes à secourir le réseau, en raison des remous induits sur le marché du kWh, jusque des prix négatifs de plus en plus fréquents avec les surproductions des éoliennes.

En effet, cette concurrence est à l’origine d’un contrat avec le régulateur depuis 2014, son propriétaire Eon (Uniper) ayant accepté de ne plus vendre son courant sur le marché mais d’être subventionné pour rester en réserve du réseau.

Ces subventions étant insuffisantes pour ne pas perdre de l’argent, et le contrat initial arrivant à expiration au 1er avril 2016, Eon a notifié le régulateur, un an auparavant, de sa volonté de fermer la centrale et prévenu qu’il était prêt à aller en justice au cas où cette fermeture lui serait refusée.

 

Après un premier refus, reconduisant cette situation pour 2 ans, l’obligation a été faite à l’opérateur de rester en réserve du réseau pour 13 mois supplémentaires, c'est-à-dire jusqu’au 30 avril 2019.

 

L’excellent site Energy Charts de l’Institut Fraunhofer publie quantité d’éléments du mix électrique allemand, dont le facteur de charge annuel de chaque centrale électrique.

Sa récente mise à jour n’a malheureusement pas conservé les données concernant cette période.

Mais nous en avions effectué la capture d’écran ci-dessous qui confirme que le facteur de charge d’Irsching 4 a été de 0,4% en 2017, soit l’équivalent de 35 heures de pleine puissance sur les 8760 heures de l’année. A l’instar d’autres centrales à gaz sur ce graphique, le facteur de charge d’Irsching 5 était comparable et inférieur à 1%. 

 

Le rapport des 4 gestionnaires de réseaux faisait alors état d'environ 3,1 GW ainsi placés dans la réserve du réseau, notamment les centrales Irsching 3, 4 et 5, Staudinger 4, Ingolstadt 3, Ingolstadt 4 et  Buschhaus.

Après que leur obligation de rester en réserve du réseau ait été prolongée jusqu’au 4ème trimestre 2021, leur exploitant vient de préférer ramener Irsching 4 et 5 sur le marché à partir d’octobre 2020, en raison de la chute des prix du gaz qui lui laissent désormais entrevoir la possibilité d’une exploitation rentable.

Un nouveau regard sur Energy Charts confirme que ces 2 unités n’ont rien perdu de leurs facultés, avec un passage à 837 MW sur 846 pour Irsching 5 et 558 MW sur 561 MW pour Irsching 4.


Toutefois, les 4 gestionnaires de réseau alertaient en 2019 d’un manque de 5,5 GW pilotables sur le réseau (hors importations) pour garantir la sécurité à horizon 2021 en raison des fermetures programmées de charbon/lignite.

C’est pourquoi le régulateur Tennet vient de lancer l’appel d’offre de 1200 MW supplémentaires destinés à rester en réserve du réseau.

Uniper a soumissionné et obtenu 300 MW de capacité, sous forme de la construction d’une nouvelle centrale : Irsching 6, ainsi prévue pour rester en standby hors marché à compter du 1 octobre 2022.

Épilogue

Le développement des énergies intermittentes ne s’est pas accompagné de la moindre réduction du besoin en capacités pilotables en Europe. Ce besoin reste impératif pour faire face aux exigences de stabilité du réseau électrique. La construction, l’entretien et le fonctionnement de ces capacités ont un coût. Il doit être assumé d’une manière ou d’une autre.

Il est irresponsable de se voiler la face et dénoncer toute subvention aux énergies fossiles, sauf à assumer le fait que l’urgence climatique exige les seuls recours au nucléaire et à l’hydraulique pour sécuriser le réseau électrique.

Car pour ce rôle indispensable, il n’y a pas d’autre alternative connue aux énergies fossiles, les CCG à gaz restant le moindre mal.

Il n’est pas plus responsable de comparer le prix d’un MWh pilotable avec celui d’un MWh intermittent, car celui du pilotable doit s’ajouter à celui de l’intermittent. 

Plus précisément, le coût de fonctionnement du MW pilotable installé ne saurait être retranché de celui d’une production intermittente incapable de prospérer sans son secours.

C’est une fantaisie coupable d’imaginer que des éoliennes ou des panneaux photovoltaïques seraient actuellement implantés à la place d’autres moyens de production et non parallèlement à eux, comme le dénoncent les chiffres.

Ubu chez les français  

Les doublons intermittents ont d’autant moins de raison d’être dans le mix électrique français, essentiellement hydraulique et nucléaire, qu’il n’y a pas de CO2 à économiser et que le coût du combustible nucléaire est marginal.

Le temps serait venu d’expliquer aux citoyens, qui le financent, quel mystérieux avantage serait donc attendu en contrepartie du coûteux développement éolien/solaire qui envahit nos campagnes en parallèle de nos centrales conventionnelles.