Pour un moratoire immédiat sur l’éolien

Pour un moratoire immédiat sur l’éolien

Le spectre d’une surcapacité

Jean Pierre Riou

Quand l’encombrante production renouvelable donne déjà des sueurs froides à RTE

Les 15 premiers jours d’avril 2025 ont déjà connu 13 journées à épisodes de prix négatifs. Avec plus de 350 heures en 2024, ces épisodes se multiplient chaque année en France à chaque coup de vent sur fond de faible consommation, notamment chaque weekend. Et chaque fois, le nucléaire module à la baisse notamment jusqu’à plus de 10 GW le 05/04 à 13 h 45, au plus bas du cours du MWh. Chaque fois, les EnR (solaire & éolien) sous contrat de complément de rémunération ont cessé de produire pour profiter de la rémunération prévue en pareil cas, chaque fois les EnR sous tarif d’obligation d’achat (TOA), dont la totalité de l’éolien en mer, continuent de produire un courant dont il s’avère que personne ne veut, même en étant payé pour le prendre. Mais surtout leur production aléatoire excédentaire est à l’origine, depuis le début de ce mois, de messages d’alerte de RTE en raison de la dégradation de la sécurité de l’équilibre du réseau. Pour en comprendre les raisons, il convient de revenir sur le fonctionnement du marché.

Les responsables d’équilibre

Les responsables d’équilibre (RE), au nombre de 277en France, ont pour mission d’assurer l’alimentation d’un périmètre défini par contrat avec les gestionnaires de réseau, RTE ou Enedis, eux-mêmes en étant parties prenantes. On y trouve aussi bien des producteurs de tous horizons, comme SEFE (ex Gazprom) ou Iberdrola, que des consommateurs ou des investisseurs comme la banque Stanley Morgan. EDF y dispose d’une filiale : EDF Trading, et d’une autre : EDF OA, spécifiquement chargée de gérer les contrats avec les énergies renouvelables. Leur rôle est d’équilibrer l’interface entre les contrats qu’ils ont conclus avec les producteurs et ceux avec les consommateurs afin d’alimenter le périmètre dont ils sont responsables. En dernier recours, c’est RTE qui procède à l’ajustement en activant des offres sur le marché de l’ajustement, et en répercute les coûts aux RE via le mécanisme de règlement des écarts.

L’alerte du 11 avril

Un message d’alerte de RTE daté du 11 avril à l’intention des RE fait état d’une dégradation quotidienne de l’équilibre du réseau et de la difficulté pour RTE de maintenir l’indispensable équilibre entre production et consommation, équilibre hors duquel tout écart peut entraîner une panne générale par l’effet domino de l’écroulement du réseau.

Ce message informe : « RTE est actuellement confrontée à une situation extrêmement tendue pour assurer sa mission de service public de gestion de l’équilibre offre/demande en temps réel ce qui rend l’usage des offres d’ajustement insuffisant quasiment quotidiennement et l’amène a émettre des messages de mode dégradé pour in fine devoir recourir à des moyens post marché exceptionnels et coûteux. »

Le message de RTE s’explique tout en bas de son site « Capacités d’équilibrage » par le lien qui indique : « Avis de passage en mode dégradé ». Ceux-ci ont pour en tête « Messages de manques d'offres concernant le mécanisme d'ajustement » et  font état de plusieurs passages par jour en mode dégradé, quasiment tous les jours depuis le 5 avril. Chaque fois le déséquilibre est indiqué dans le sens d’une demande inférieure à l’offre , notamment au 5 avril : « dégradé_Equilibreoffre/demande_baisse_12:30_18:00 ».

Dans son bilan de sûreté 2023, RTE décrit les enjeux de ce mode dégradé en considérant « Autant l’activation de moyens à la hausse permet de renforcer le niveau de services système présents (en démarrant des groupes de production), autant les activations à la baisse peuvent dégrader ce niveau en entraînant l’arrêt des groupes qui participaient aux services système.» Ces services système comprennent en effet le réglage automatique de la fréquence par l’inertie des énormes turboalternateurs des centrales conventionnelles qui tournent de façon synchrone à 50 Hz sur le réseau. Et ce déséquilibre peut entraîner des reports de flux, des transits imprévus et surcharges localisées qui susceptibles de provoquer des déconnexions automatiques, reportant les flux sur d'autres ouvrages et créant un effet domino.  RTE cite le 9 avril 2023, où il a dû faire appel hors de ses frontières àTerna, Amprion et Swissgrid pour compenser une partie de l’écart de réglage de RTE et pouvoir restaurer la fréquence sous les 50,05 Hz le temps que les groupes français effectuent leur ajustement à la baisse.

 

Les apprentis sorciers

L’Entsoe venait de publier une nouvelle alerte concernant ce manque d’inertie du réseau européen en raison du développement des EnR. Les apprentis sorciers qui prétendent réduire encore cette inertie par l’augmentation de la part d renouvelable en France, en attendant que l’électrification des usages en absorbe la production, ne semblent pas comprendre l’immédiateté des besoins dans le réglage de l’équilibre, ni le rôle de l’inertie dans la marge nécessaire aux actions d’ajustement.

 

Le prix de la chimère

 

RTE a présenté son schéma de développement du réseau qui chiffre à 100 milliards d’euros en 15 ans ses besoins de restructuration, dont 37 milliards pour 22 GW de raccordement d’éolien en mer.

Dans ses éléments de prospective à horizon 2050, Enedis prévoit entre 1,5 à 2 milliards et 6 à 8 milliards par an pour le raccordement de nouvelles installations entre 2020 et 2050, selon l’importance de la part d’énergie renouvelable dans le scénario envisagé. Soit un total compris entre 45 et 240 milliards sur 30 ans, pour leur seul raccordement et sur le seul réseau de distribution.

Pour autant, de telles sommes n’ont pas vocation à dimensionner le réseau pour transporter l’intégralité des encombrants records de production éphémères quel qu’en soit le lieu de production et l’état du réseau. Des congestions sont déjà fréquentes aujourd’hui, et le producteur est alors rémunéré par RTE pour sa production non écoulée.

RTE en explique en effet le mécanisme de compensation ci-dessous dans sa publication « Indemnisation des limitations d’ENR terrestres par RTE »

Le caractère aléatoire de la production électrique des EnR est appelée à entraîner une croissance exponentielle des excès de production. Par delà les risques qu’elles font peser sur le réseau, il faut bien comprendre que ces productions inutiles sur fond de marché écroulé, seront forcément soutenues financièrement par l’argent public, que ce soit pour n’avoir pas pu être écoulée, pour compenser l’écart entre le prix contractuel et celui du marché pour une encombrante production écoulée, ou pour rémunérer une installation qui ne produit rien pour cause de prix négatifs.  

Une seconde partie de cet article montrera les effets néfastes de cette coûteuse et dangereuse surcapacité sur notre parc nucléaire ainsi que le fait qu’elle est incapable d’en remplacer le moindre MW installé.

L’électrification des usages est une priorité, l’enchérissement du kWh électrique en est le principal frein.

Les taxes croissantes qui en sont l’unique cause trouvent leur origine dans l’accise, notamment destinée au soutien des EnR, et le TURPE destiné à restructurer le réseau pour lui permettre de les accueillir. L’effet contre productif de ces sommes, elles mêmes frappées par la TVA, doit faire comprendre la nécessité d’un moratoire immédiat sur le développement de l’éolien.

Mise à jour du 20/04/2025

Montel News a donné des précisions sur le coût des "moyens post marché exceptionnels et coûteux" que RTE déclarait devoir employer quasiment quotidiennement en raison de l'insuffisance des offres d'ajustement, en indiquant que le 2 mars RTE avait payé presque 12000€/MWh aux gestionnaires de réseaux voisins pour exporter l'électricité excédentaire.

On peut regretter que les données de prix et de volume de ces moyens post marché ne semble pas accessible de façon transparente par RTE au public non professionnel. Ces coûts sont en effet au cœur de la viabilité des énergies intermittentes dans un marché libéralisé de l'électricité et le citoyen est en droit de comprendre le bien fondé de l'utilisation de ses impôts. 

Mise à jour du 24/04/2025

Thomas Veyrenc, directeur économie stratégie et finance de RTE a publié un démenti de cette information sur Linkedin assurant qu'il s'agissait d'une erreur de l'analyse de Montel Analytics, qui a publié une réponse sur le même réseau.  

Tout porte à croire que ce chiffre de 12 000 €/MWh n'est pas fondé.

Pour autant, le gestionnaire du réseau européen Entsoe alertait le lendemain même (sans qu'il faille y voir quelque causalité que ce soit) sur les difficultés prévisibles d’équilibrer le réseau soumis à un afflux excessif d'énergie solaire avec l'arrivée des beaux jours par un communiqué au titre explicite "Sunny spring and risks of electricity surplus"

Ces risques sont passés en revue dans l'excellent bilan de l'année 2024 publié par Dexter energy.

PPE3 contribution à la consultation du public

 

PPE3 contribution à la consultation du public

 

Jean Pierre Riou

https://www.consultations-publiques.developpement-durable.gouv.fr/consultation-du-public-sur-le-projet-de-troisieme-a3142.html

Sommaire

Carences de l’étude environnementale

Absence de prise en compte des avertissements de l’Entsoe sur la stabilité du réseau

Nucléaire et EnR, une bien dangereuse complémentarité

Des coûts de réseau exponentiels qui ne compensent pas un retard croissant

L’option d’un doublon intermittent néfaste retenue au nom d’une urgence factice

 

Carences de l’étude environnementale

CO2 réputé évité

L’analyse de l’impact de la PPE3 sur les émissions de CO2 repose sur des chiffres erronés, notamment p 187 où il est écrit : « Sur son cycle de vie complet, les émissions de gaz à effet de serre (GES) de l’énergie nucléaire française sont estimés entre 4 g/kWhCO2e et 12 g/kWhCO2e ce qui la place dans le même ordre de grandeur que les énergies renouvelables. » Ce qui est une interprétation insincère et trompeuse du rapport du GIEC cité en référence (annexe 3 page 1335) dans laquelle la fourchette du nucléaire mondial est indiquée entre 3,7 gCO2/kWh et 110 g, avec une médiane de 12 gCO2/kWh, et que c’est précisément au nucléaire français qu’est attribué 3,7 gCO2/kWh pour une exploitation à 40 ans et moins encore en cas de prolongement selon le rapport qui l’a chiffré. C’est d’ailleurs ce rapport qui est cité pour étayer le bas de la fourchette à 4 gCO2/kWh. Ce chiffre est d’ailleurs incontesté et retenu par la base empreinte de l’Ademe, tandis que cette même base empreinte retient 44 g/kWh pour le photovoltaïque, soit davantage que l’empreinte carbone du mix électrique français en 2024 en prenant en compte les cycles de vie de chaque filière, et qui était de 33,45 gCO2/kWh.

En effet, l’absence de prise en compte du cycle de vie dans les bilans RTE, qui préciserait la difficulté pour le PV de décarboner un mix moins carboné que lui, n’est pas anodine.  Dans son bilan 2023, il mentionnait 16,1 Mt CO2 pour 2023 et précisait pour une fois dans son rapport  « En tenant compte des émissions liées au cycle de vie, les émissions liées à la production d’électricité en France ont atteint 22,6 MtCO2eq en 2023 » 

Mise à jour du 07/04 à partir des données consolidées du bilan RTE 2024

C’est ainsi que RTE, dans son bilan 2024, fait état d’une empreinte carbone de 11,7 gCO2e/kWh pour 2024 en précisant, notamment dans Eco2Mix, qu’il retient 0 gCO2/kWh pour le nucléaire, le photovoltaïque, l'éolien et l'hydraulique. Mais précise dans son rapport : "En tenant compte des émissions liées au cycle de vie, les émissions liées à la production d’électricité en France ont atteint 15,9 MtCO2eq en 2024". Les émissions réelles du cycle de vie (ACV) des technologies employées représente ainsi quasiment le tiers des émissions du secteur de production d’électricité dont rien ne justifie l’absence de prise en compte. L'empreinte complète du mix français 2024 est donc de 29,45 gCO2e/kWh pour chacun des 539 milliards de kWh produits. L'absence de prise en compte de l'ACV masquant ainsi le fait que le photovoltaïque (fabriqué en Chine) est 67% plus émetteur que le mix français moyen de 2024, en l'étant 10 fois plus que le nucléaire, et 3 fois plus que l'éolien.

Or les projections de la PPE se fondent sur les analyses de RTE ou le rapport Secten du CITEPA, qui ne considèrent que les  émissions directes dont le CITEPA est chargé de l’inventaire, et occulte à ce titre l’analyse du cycle de vie des technologies visées.

C’est ainsi que la modulation à la baisse induite sur le parc nucléaire (en rouge sur l’illustration ci-dessous) qui est évidente à chaque pic solaire quotidien (en jaune) ou chaque production abondante d’éolien (en gris) qui apparaît clairement chaque mois sur le site Energy Charts (fig 1), entraîne une augmentation des émissions du parc électrique pour la part de nucléaire (3,7 gCO2e/kWh) remplacée par du solaire (44gCO2e/kWh), ou même par de l’éolien (14 gCO2e/kWh). Augmentation qui est occultée par l’attribution trompeuse de 0 gCO2e/kWh pour chacune de ces filières.

Fig 1

Effet délétère du suivi de charge sur les filières thermiques

D’autre part, tout énergéticien sait que les émissions directes de CO2 sont inversement proportionnelles au rendement des centrales thermiques. Lors de sa conférence donnée à Louvain-la-Neuve, Jean Snoeck a chiffré cette corrélation qui fait notamment état de 320 gCO2/kWh pour un rendement supérieur à 60%, en prenant l’exemple de la centrale à gaz deBouchain, et montre que ces émissions dépassent 2000 gCO2/kWh lorsque le rendement tombe à 10%. Tableau dont l’illustration est reproduite dans la figure 2..

 Fig 2

 Or les régimes partiels et à coups de fonctionnement imposés au centrales thermiques pour lisser la production intermittente des EnR affecte largement leur rendement sans que l’augmentation des facteurs d’émission ainsi induite ait jamais été prise en compte ni évaluée par la moindre étude de terrain. La seule étude de ce type connue étant celle de Duke Energie dans son dossier de demande de dérogation à ses obligations d’émission, dans la mesure où son suivi obligé des cycles du photovoltaïque dégrade précisément son bilan environnemental. En tout état de cause, ces régimes partiels posent un problème environnemental en augmentant les émissions d’oxydes d’azote (NOx) sans que cette dégradation du volet sanitaire ait fait l’objet de la moindre étude d’impact.

Cette carence d’évaluation environnementale a fait l’objet d’une question de la sénatrice Loisier dont la réponse du gouvernement se contente, en n’en citant pas la moindre, de prendre acte du fait qu’aucune étude de terrain n’a cherché à vérifier la réalité des émissions supposées évitées, alors qu’en tout état de cause, les chiffres sont largement faussés à la fois par l’absence de prise en compte du cycle de vie et par l’augmentation des facteurs d’émission imposés aux centrales thermiques.

Une fâcheuse coquille

Notons qu’il est indiqué p 193 « Gaz naturel : 418 gCO2e/kWh. A titre de comparaison, le nucléaire est estimé entre 4 gCO2e/kWh et 12 gCO2e/kWh, le PV 3 gCO2e/kWh, l’éolien terrestre 1 g CO2e/kWh et l’éolien en mer 1,5 gCO2e/kWh. »

Il est fâcheux de voir apparaître une telle erreur qui divise par 10 les chiffres de l’Ademe sur l’éolien et le PV et fait semblant de ne pas savoir que « entre 4 g et 12 g » représente la fourchette du nucléaire mondial diffusée par le GIEC et qu’en France les 3,7 g sont officiellement reconnus par l’Ademe et n’ont été contestés par personne.

 * Mise à jour postérieure à l'envoi de la contribution : la croustillante explication de cette coquille annexée en fin d'article

Absence de prise en compte des avertissements de l’Entsoe sur la stabilité du réseau

L’augmentation de la part d’énergies renouvelables induit une diminution de l’inertie du réseau européen qui le fragilise en diminuant le temps disponible aux régulateurs pour prendre les mesures nécessaires, destinées à  éviter l’écroulement du réseau par effet domino,  en rétablissant immédiatement la fréquence lors du moindre incident. Le gestionnaire européen du réseau Entsoe a multiplié les alertes réclamant des mesures d’urgence. Et considère notamment que « tous les pays doivent lancer des actions dès que possible pour garantir progressivement une constante d’inertie minimum ( Hmin ) égale à 2 sMW/MVA pendant 50 % de l’année ». L’Entsoe propose une méthodologie commune permettant à chaque gestionnaire de réseau (GRT) de faire connaître en permanence la somme des masses connectées en rotation de manière synchrone, ainsi que celle des dispositifs de « grid forming » destiné à en compenser le manque. L’inertie du parc français permise notamment par les énormes turboalternateurs des réacteurs nucléaires a assuré jusqu’alors un rôle majeur dans l’équilibre de cette inertie européenne. La carence d’étude d’impact sur ce point dans la PPE3 est à déplorer.  

Nucléaire et EnR, une bien dangereuse complémentarité

La première illustration a montré le lien entre la production d’EnR et la modulation à la baisse du nucléaire. Celle-ci est généralement opérée pour raison économique dans la mesure où la production d’EnR fait écrouler le cours du MWh jusqu’à des prix négatifs ainsi que cela s’est produit 351 fois en 2024, contre 4 fois en 2017. Pour autant, ces productions ne peuvent pas remplacer la moindre puissance pilotable installée dans la mesure où elles sont susceptibles d’être absentes au moment où on en a besoin. Mais elles compromettent le modèle économique du nucléaire à la fois en l’amenant à réduire sa production et en en cannibalisant la valeur. D’autre part le récent rapport de l’Inspecteur général pour la sûreté nucléaire vient de dénoncer les effets potentiellement néfastes de cette modulation sur la sûreté des installations. 

Des coûts de réseau exponentiels qui ne compensent pas un retard croissant

Dans « Futurs énergétiques 2050», RTE avait montré que les scénarios étaient d’autant moins onéreux qu’ils comportaient une composante nucléaire importante. L’exemple de l’Allemagne montre les répercussions du développement de l’intermittence sur les coûts du réseau avec un engorgement structurel croissant de celui-ci malgré son plan de 460 milliards d’euros destinés à le développer. Ces coûts qui frappent déjà le consommateur français depuis le 1^er février 2025 via le TURPE malgré la baisse du coût du MWh ont pour effet de ralentir l’électrification des usages dans un contexte de baisse de la consommation électrique. L’argent public aurait été plus efficacement employé à soutenir cette transition au lieu d’encourager la production d’excédents aléatoires dont la multiplication des prix négatifs dénonce l’inutilité. La réduction des énergies fossiles, visée à 30% dans les 10 années qui viennent, passent, à l’évidence, par l’attractivité d’une électricité dont la France est très largement excédentaire et non par la fragilisation de son parc de production et l’élévation des coûts de son réseau. Pour RTE, les coûts de stockage seraient infiniment plus onéreux que les coûts de réseau pour valoriser une même quantité de production d’EnR. Pourtant, la PPE3 considère, p 123, que « la sécurité d’approvisionnement est conditionné ( …  )à la réussite de défis industriels (prolongation du nucléaire, développement de l’éolien en mer, flexibilisation de l’électrolyse).  Cette flexibilisation de l’électrolyse est en effet une promesse nécessaire pour justifier le développement de davantage d’intermittence. On sait malheureusement que même la rentabilité de l’électrolyse par cogénération nucléaire, autrement plus rationnelle, est déjà bien fragile. Et que ce n’est pas demain qu’il sera économiquement viable de faire fonctionner des électrolyseurs de façon intermittente au gré du vent.

L’option d’un doublon intermittent néfaste retenue au nom d’une urgence factice

La PPE3 affirme « Compte-tenu des délais associés à la construction de nouveaux réacteurs nucléaires, la France ne disposera pas de moyens de production supplémentaires de nucléaire avant 2035, hors augmentation de puissance des réacteurs nucléaires existants. Le développement des énergies renouvelables en complément du nucléaire est donc essentiel pour permettre de répondre à l'augmentation très forte des besoins en électricité à l'horizon 2035 puis 2050 et sortir des énergies fossiles. »

Cette urgence invoquée pour accélérer les développement des EnR est contredite par les faits qui font état à la fois d’un excédent de production française qui la place de loin au rang de premier exportateur mondial et d’une multiplication des prix négatifs qui dénoncent l’absence de demande pour les productions aléatoires avec lesquelles ils sont corrélés. Et d’autre part, une stagnation de la consommation en raison du succès des économies d’énergie et des difficultés de l’industrie, en raison notamment de l’augmentation du prix du MWh liée aux coûts exponentiels de l’aménagement des réseaux pour intégrer les énergies renouvelables (37 milliards pour le seul raccordement de l’éolien en mer).

La PPE3 table (p 89) sur un scénario d’une production de 685 TWh en 2035 en faisant référence au bilan prévisionnel de RTE pour la période 2023 2035. Ce bilan prévisionnel le plus récent, publié le 30 juillet 2024 https://www.rte-france.com/analyses-tendances-et-prospectives/les-bilans-previsionnels#Lebilanprevisionnel20232035 fait pourtant état, page 8, d’une consommation 2035 qui ne dépasserait pas 580 TWh en cas d’économies d’énergie réussies et tomberait à 525 TWh en cas de contexte macro économique dégradé par une mondialisation contrariée. Soit une consommation inférieure aux 539 TWh produits en 2024 https://analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electrique-2024/production#Vuedensemble sans même le concours de l’EPR de Flamanville 3 !

Les élections américaines annoncent cette «  mondialisation contrariée» et la prolongation des réacteurs à 60 ans contredit d’autant mieux tout caractère d’urgence  que la réserve des 13,1 GW de centrales au gaz atteint à peine la moitié de sa puissance disponible lors des pics de consommation, comme le montre ci-dessous leur production 2024 sur le site de l’institut Fraunhofer..

Fig 3

Plus que jamais, il importe de ne pas se précipiter, au nom d’une urgence factice, dans des solutions dangereuses pour la stabilité du réseau européen, pour la rentabilité économique de nos réacteurs nucléaires et pour le prix pour le consommateur dont l’enchérissement des taxes liées au développement du réseau menace de ruiner l’électrification des usages, et par là même interdire la réindustrialisation qu’elle est supposée permettre, sans le moindre avantage pour la décarbonation d’un mix électrique qui est déjà décarboné.

Avant qu’il ne soit trop tard

C’est ainsi qu’après avoir électrifié ses fours à pneus en 2022, Michelin envisage de fermer plusieurs sites en France, notamment à cause du prix de l’énergie, ou que le PDG de Saint Gobain remet en question le maintien de l’industrie en France à cause des tarifs d’EDF. En se pressant vers des solutions dangereuses pour répondre aux besoins d’une réindustrialisation rêvée dont on attend toujours les prémices, la PPE3 multiplie les raisons d’un double échec : celui de la réindustrialisation et celui de l’électrification des usages. L’expérience de 2022 aurait dû faire prendre la mesure des conséquences de l’écroulement de toute l’économie quand s’envole le prix d’un MWh que l’Europe nous enviait avant l’aventure des EnR. En effet, quantité d’études et notamment celle de la Fondation Concorde de mars 2025 détaillent les raisons de la corrélation partout constatée entre développement des EnR et augmentation du prix du MWh pour le consommateur.

 Mais aucun enseignement n’est tiré du véritable cas d’école allemand d’une politique vouée à l’échec après avoir durement pénalisé son industrie.

L’Assemblée nationale vient d’adopter un amendement au projet de loi de simplification de la vie économique visant à repousser la PPE  au 1^er juillet 2026 pour permettre à la fois une programmation de plus long terme et une prise en compte des coûts du stockage et du réseau induits par les énergies renouvelables.

Seule une telle vision de long terme, mûrement débattue à l’Assemblée nationale, peut permettre de doter la France d’un parc de production pertinent soutenu par une volonté politique forte susceptible d’affronter sereinement les temps difficiles qui s’annoncent.

* Annexe : une étonnante explication de la coquille 

Une nouvelle version de la base empreinte de l'ADEME a très récemment remplacé la précédente. Celle-ci, reproduite ci-dessous pour les EnR n'utilise plus les grammes équivalent CO2/kWh comme c'est toujours le cas mais désormais des kgeqCO2/kWh.

 Les chiffres obtenus sont donc mille fois plus petits et sont notés avec l'exposant E-02, et E-03 pour le nucléaire, en l'occurrence 3.70E-03 qui signifie $3.70\times {10}^{-3}$

${}^{Pourquoi\; faire\; simple\; quand\; on\; peut\; faire\; compliqué\; quand\; il\; s\text{'}agit\; de\; l\text{'}information\; du\; public.}$

${}^{Pour\; connaître\; l\text{'}empreinte\; carbone\; des\; filières\; indiquées\; ci\; dessus,\; il\; suffit\; donc\; de\; diviser\; par\; cent\; puis\; multiplier\; par\; mille\; pour\; obtenir\; des}$${}^{gCO2/kWh,\; soit\; multiplier\; par\; 10.}$

Il semble que cette notation est tellement transparente qu'elle n'aura pas trompé uniquement le public, mais les services de l’État avec qui a oublié de multiplier par 10.