La France connaît depuis lundi 26 février 2018 des températures particulièrement basses provoquant une forte hausse de la consommation de courant, alors que de nombreux foyers se chauffent à l’électricité. Cette situation tendue pour notre réseau d’approvisionnement électrique avait néanmoins été anticipée et ne devrait pas entraîner de difficultés particulières pour l’alimentation électrique nationale. Le gestionnaire du réseau RTE et le groupe français EDF disposent en effet de nombreuses options leur permettant de garantir une production suffisante lors des pics de consommations hivernaux. Explications.
Pas de pénurie d’électricité à prévoir durant cette vague de froid
Avec des températures attendues jusqu’à mercredi 28 février pouvant aller de -9° à -10° en dessous des normales saisonnières, la consommation d’électricité devrait logiquement bondir dans les foyers français, fortement équipés en chauffages électriques. Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité (RTE), filiale d’EDF chargée de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, a confirmé lundi 26 février être attentif à l’évolution des températures dans les prochains jours, sans pour autant s’inquiéter outre-mesure pour la sécurité de l’alimentation électrique nationale. En visite au Centre national d’exploitation du système (CNES) de RTE, la secrétaire d’État à la Transition écologique et solidaire Brune Poirson, a elle-aussi assuré qu’Il n’y avait « pas d’inquiétude excessive à avoir » et qu’il n’y aurait pas « de coupure d’électricité, ni pour les ménages ni pour les entreprises ».
Alors que la pointe de consommation devrait être atteinte mardi soir 27 février à 19H00, avec 93.000 MW, RTE dispose de nombreuses cordes à son arc pour faire face à ce type de situation et garantir notre approvisionnement électrique. Le gestionnaire est responsable de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité en France, et travaille pour cela en collaboration étroite avec les fournisseurs d’électricité et les clients. Les besoins en électricité sont anticipés plusieurs mois à l’avance, voir plusieurs années, permettant ainsi de réguler la production à la baisse ou à la hausse en fonction des saisons. En cas d’augmentation soudaine de la consommation d’électricité, comme c’est le cas ces jours-ci, RTE peut donc avoir recours à des sources d’énergies dites « complémentaires », mais également à l’importation ou à l’effacement.
La mobilisation de ressources thermiques et hydrauliques
RTE se veut en effet rassurant et rappelle que plusieurs ressources sont aujourd’hui mobilisables afin de garantir la sécurité électrique de l’Hexagone. Les centrales thermiques au charbon, au fioul ou au gaz (qui ne représentent qu’à peine 2% du mix énergétique national) constituent tout d’abord une réserve de production électrique rapidement mobilisable, et jouent dans ce contexte de tension du réseau, un rôle de régulateur en adaptant la production aux fluctuations (pas toujours prévisibles) de la demande en électricité. Si plus de 1.200 MW de capacités de production thermique, utilisées habituellement en période de pointe, ont été fermées ces derniers mois dans le cadre de la transition énergétique vers un mix bas carbone, 6230 MW, soit la totalité de la puissance thermique installée d’EDF, sont toujours disponibles. On compte parmi ces moyens de production à disposition trois tranches charbon (Le Havre 4, Cordemais 4 et 5), la totalité des treize turbines à combustion (TAC), et trois Cycles Combinés Gaz dont la centrale CCG Bouchain dans le nord de la France, capable d’être à pleine puissance en moins de 30 minutes.
La filière hydraulique française est dotée quant à elle d’une puissance cumulée évaluée à 25 GW (soit environ 20% des capacités électriques nationales), et s’est imposée au fil des ans comme la première énergie d’origine renouvelable du territoire. Gérée par quelques compagnies comme EDF ou la CNR, elle offre elle aussi une véritable variable d’ajustement entre la production et la consommation d’électricité, et constitue une réserve d’énergie rapidement mobilisable permettant de pallier les variations de consommation sur l’ensemble du réseau. Les réserves d’eau sont gérées in fine afin de disposer d’une capacité de production hydraulique aux moments opportuns, et certaines unités comme les centrales-lacs ou les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), donnent la possibilité de stocker des quantités d’eau importantes en cas de pics de consommation.
La flexibilité et la manœuvrabilité du parc nucléaire
L’énergie nucléaire enfin représente plus des trois quarts de la production électrique nationale, et les centrales françaises jouent de fait, lorsque c’est nécessaire, un rôle de tampon et de stabilisateur en garantissant l’équilibre du réseau électrique. En décidant par exemple de reporter d’une semaine les opérations de maintenance et de rechargement du combustible des deux unités de production Gravelines 6 et Tricastin 4, initialement programmées le samedi 24 février, le groupe EDF a fait le choix, par mesure de précaution, de soutenir la production et de garantir un taux de disponibilité maximum. Le taux de disponibilité du parc nucléaire français est actuellement de 84% pour une capacité de production de plus de 53 000 MW contre 48000 MW à la même période l’année passée.
A la fois réactives, flexibles et facilement manœuvrables, les centrales nucléaires offrent également la possibilité de réguler leur puissance en fonction des variations de la demande d’électricité. Les réacteurs nucléaires peuvent ainsi faire varier à la hausse ou à la baisse, jusqu’à 80% de leur puissance en moins de 30 minutes et ce, deux fois par jour, ce qui représente plus de 1000 MW sur un réacteur de 1300 MW et 700 MW sur un réacteur de 900 MW. Ce fonctionnement en mode « suivi de charge », spécifique au parc nucléaire français, permet de compenser les variabilités sur le réseau, de garantir la stabilité de sa fréquence (normalement à 50 Hz), et de compléter dans des délais très courts l’éventuelle défaillance d’une autre source de production.
Importations d’électricité, effacements et baisse de tension
Si le recours à l’ensemble de ces capacités de production n’était pas suffisant, le gestionnaire du réseau et le groupe EDF disposent enfin d’autres moyens d’actions avant d’envisager d’éventuels délestages. L’importation d’électricité tout d’abord. La France est de manière générale exportatrice d’électricité auprès de ses voisins européens mais peut en cas de besoin acheter de l’électricité sur le marché de l’Union. Si nécessaire, « nous importerons de nos voisins et utiliserons les énergies renouvelables, notamment les éoliennes », a ajouté Brune Poirson.
Autre levier disponible, les offres d’effacement développées pour rendre les consommations plus efficaces et respectueuses de l’environnement, laissent également une marge de manœuvre aux fournisseurs qui peuvent négocier avec certains industriels ou particuliers des périodes de consommations limitées en échange de conditions tarifaires plus avantageuses. Dans un premier temps, 21 sites industriels volontaires pourraient être appelés à arrêter leur activité le temps de passer un pic de consommation, en échange d’une rémunération (jusqu’à 70.000 euros le mégawatt interruptible), soit une capacité d’environ 1,5 GW. Enfin, si une situation exceptionnelle l’exigeait, RTE peut également décider de baisser la tension électrique sur les réseaux de distribution de 5% provoquant une baisse de l’efficacité et du rendement de certains appareils électriques mais sans couper aucun usage.
© Photo : EDF – QUEYREL DAVID
Rédigé par : La Rédaction
COMMENTAIRES
La France reste un importateur net d’électricité en provenance d’Allemagne depuis plusieurs années, pas simplement en raison de sa thermosensibilité trop élevée. En plus l’épisode de froid est actuellement très court.
Le prix de gros de l’électricité allemande est généralement inférieur à celui français.
C’est également le cas en période actuelle malgré les températures plus basses en Allemagne :
https://www.electricitymap.org/?page=country&solar=false&remote=true&wind=false&countryCode=FR
La période 2022/2025 va être critique si on accélère pas les renouvelables + l’efficacité énergétique notamment, qui ont pris du retard.
Les prix de gros sur le marché allemand est bas parce qu’en grave surcapacité. Ce qui explique des tranches horaires à prix négatifs (où le consommateur est payé par le producteur) de plus en plus fréquentes.
De cette situation en découle un équilibre économique impossible pour les secteurs non subventionnés (et pourtant indispensables) de la production classique. Donc une situation intenable à terme.
Au global et à l’année, la France reste un exportateur net d’électricité, le solde étant positif d’environ 2 milliards d’euros. Et comme le souligne le récent bilan prévisionnel de RTE, ce solde deviendra d’autant plus positif que le prix de la tonne de CO2 augmentera.
Cela nous favorisera nous français, et pénalisera (entre autres) les allemands. Ce qui explique que ce pays, qui prend généralement des airs écologistes, ait freiné des quatre fers aussi longtemps que possible sur cette montée du prix du droit à polluer.
La période 2022/2025 va effectivement être critique pour la sécurité d’approvisionnement, notamment avec la fermeture des tranches charbon. Mais en l’absence de stockage, le solaire/éolien ne seront d’aucune utilité contre ce problème (ils seront même plutôt une contrainte). En plus de coûter très cher et de ne strictement rien apporter à la France en termes de dépollution :
http://huet.blog.lemonde.fr/2018/02/22/politique-climatique-erreur-francaise-fraude-des-mots/
Comme le rappelle le World Nuclear Industry Status Report 2017, la France est bien importateur net d’Allemagne depuis plusieurs années.
Les périodes d’hiver (où il n’y a pas surcapacités allemandes avec le climat d’Europe du Nord – en particulier de solaire – et qui ont des centrales thermiques régulables à volonté) sont spécialement concernées en raison de nos pics de consommation liés à notre trop grande thermosensibilité de 40% propre au développement du nucléaire qui a induit des gaspillages énergétiques et un manque d’efficacité énergétique notoire.
En outre la plupart des pays développés sont en surcapacités, ce n’est donc pas spécifique à l’Allemagne.
De plus les prix négatifs en Allemagne liés aux renouvelables ne correspondent généralement pas à nos pics de consommation hivernaux et vont être rapidement corrigés grâce au stockage (c’est prévu).
Ce sont donc bien ces pics de consommation qu’il faut traiter avant de s’en prendre encore une fois aux renouvelables et à l’Allemagne. De plus les subventions aux renouvelables sont sur le point de prendre fin tant au Danemark (où les prix de l’électricité baissent depuis 2015) qu’en Allemagne, entre autres.
Par exemple en raison de notre ancien modèle centralisé nucléaire nous n’avons pas assez de réseaux de chaleur (6% de la chaleur, près de 60% au Danemark), pas assez d’unités de production de biogaz malgré notre importante agriculture, pas assez d’efficacité énergétique et d’isolation thermique, trop de chauffages électriques de type “grilles-pain” etc
Mais surtout pas assez de solaire thermique et hybride (1,4% seulement de la chaleur) (voire même solaire CSP qui avec les techniques actuelles se place sur les bâtiments bien au delà de la région Sud avec des rendements très élevés et des prix compétitifs), alors que çà devrait être intégré d’office sur la plupart des constructions dès lors que çà couvre environ 70% de l’eau chaude et aisément 50% ou plus du chauffage (plus encore pour le CSP). De même plus intégré aux réseaux de chaleur.
Actuellement par exemple avec des températures externes négatives, de classiques panneaux solaires thermiques font quotidiennement monter les températures à plus de 60°C, qui sont faciles à restituer via quelques convecteurs solaires si l’on n’a pas intégré de chauffage solaire et c’est globalement peux coûteux, très durable et quasiment sans entretien.
Il n’y a pas lieu que les prix de l’électricité soient plus élevés pour juste satisfaire des opérateurs qui ne sont plus compétitifs face aux renouvelables même sans subventions et de plus en plus avec stockage inclus comme on le constate de plus en plus dans le monde, ce qui va arriver chez nous aussi.
Lorsque l’on développe le solaire et l’éolien en France c’est bien parce que l’on constate ailleurs que les prix ne cessent de baisser et qu’il est prioritaire de rester compétitifs pour l’ensemble de l’économie du pays. Si l’on est déjà à 38 euros le MWh pour le solaire en Allemagne, c’est que l’on peut faire plus bas en France vu l’ensoleillement supérieur. Il n’est pas normal que les coûts d’installation en France soient le double de ceux en Allemagne. De même que le prix des installations biogaz en France soit encore actuellement plus cher que dans toute l’Europe du Nord en raison d’un développement tardif, ou que les coûts de l’éolien ont doublé en raison des procédures systématiques et très importants retards liés aux seuls anti-éoliens.
Il faut également développer des savoir-faire et ne pas rester à l’écart de l’important marché mondial. L’Allemagne se paie le luxe d’être n° 1 mondial en efficacité énergétique, d’avoir le leader de l’éolien mondial Siemens et quelques autres, d’intégrer Alstom dans les trains hydrogène dont le marché est très important, d’avoir un coût d’électricité plus bas que chez nous, un réseau électrique plus sûr etc.
EDF n’investit pas par hasard dans 30 GW de solaire d’ici à 2035, c’est bien pour permettre des prix les plus bas possible que le solaire et l’éolien permettent.
S’il ne le fait pas, non seulement l’écart des prix va se creuser en notre défaveur comparativement aux pays voisins qui font des renouvelables par nature moins chères que le nucléaire, mais également au plan national où les particuliers et entreprises ont de plus en plus accès à du solaire PV et hybride et du stockage qui sont de plus en plus compétitifs. Il se retrouvera donc, comme tous les opérateurs dans la même situation ailleurs, à perdre des clients et s’adapter avec d’autres offres ou disparaître. C’est ce que l’on peut observer notamment aux Etats-Unis et ailleurs. Voir la progression du stockage aux seuls Etats-Unis :
https://c1cleantechnicacom-wpengine.netdna-ssl.com/files/2018/02/U.S.-Energy-Storage-Annual-Deployments-Will-Reach-2.5-GW-by-2022.png
L’article de S. Huet est intéressant mais on constate en pratique qu’il ne suffit pas de subventionner massivement un secteur pour obtenir des résultats satisfaisants. Dans l’isolation thermique par exemple il y a beaucoup d’effets d’aubaine, beaucoup de malfaçons et il est très long d’obtenir des résultats concluants.
On sait que les bâtiments en premier et les transports en second posent problèmes en termes d’émissions, mais en ayant des prix de l’électricité les plus bas possible, outre l’aspect compétitivité, on peut se permettre de faire basculer rapidement les transports vers l’électrique et pour les poids lourds, navires et à terme avions et longues distance vers l’hydrogène. Les transporteurs calculent rapidement leurs bénéfices et c’est plus décisif que des subventions déjà très élevées pour l’électrique.
De même l’hydrogène techniquement prêt est un élément de bascule très important pour les stockages à tous les niveaux (réseaux, territoires, quartiers) et les transports, donc la réduction importante de nos importations fossiles.
Il ne faut pas perdre de vue que de nombreux pays vont être rapidement en mesure d’exporter de l’hydrogène ou ammoniac via solaire CSP à des prix, transports inclus, qui seront à moins de 40 euros le MWh. Il est donc facile d’imaginer que si l’on n’est pas capable de produire une électricité à ce prix ou moins, il vaudra mieux importer d’autres pays et beaucoup d’entreprises consommatrices migreront ailleurs.
Donc l’équation globale et le pilotage de tous les paramètres à intégrer, dont on dispose à présent de la plupart des données, ne laissent qu’une étroite marge de manoeuvre.
“Comme le rappelle le World Nuclear Industry Status Report 2017, la France est bien importateur net d’Allemagne depuis plusieurs années.”
Encore une fois, on sait. Mais ce solde entre la France et l’Allemagne tient avant à l’écart de prix de marché moyen entre ces deux pays dû aux graves surcapacités de l’Allemagne.
Et non, un prix de marché à 23€/MWh à midi (!!), même au cœur de l’hiver où les prix devraient être au plus haut, ça n’est pas normal car aucun actif n’est alors rentable.
Ces surcapacités existent dans tous les pays développés car ils se sont tous mis à développer du solaire et de l’éolien, énergies intermittentes qu’on construit en plus et non en remplacement de centrales classiques (on en revient toujours au même problème).
“De plus les prix négatifs en Allemagne liés aux renouvelables […] vont être rapidement corrigés grâce au stockage (c’est prévu).”
Oui, quand les poules auront des dents (on en revient toujours à même discussion).
Comme je vous l’ai indiqué plusieurs fois le MWh charbon/lignite était déjà moins cher que le nucléaire français largement amorti, déjà en 2010.
En conséquence le mix énergétique allemand permet depuis longtemps une électricité d’office moins coûteuse que la nôtre, le nucléaire ne pouvant pas s’aligner. Ils ne polluent d’ailleurs qu’à peine plus que nous par habitant si l’on tient compte des émissions importées, donc des émissions “totales” et qui sont celles ayant un réel impact sur le climat.
De plus leur électricité aux entreprises consommatrices est moins chère que chez nous. La transition a un coût au départ à amortir mais leur activité économique n’en est guère impactée.
Le nucléaire est en difficulté partout, y compris dans les pays qui n’ont pas ou peu de renouvelables et ce par son manque de compétitivité par rapport également aux fossiles que seules les renouvelables arrivent à concurrencer malgré le très important différentiel de subventions en leur défaveur au plan mondial. En Suisse ils ont très peu de renouvelables intermittentes et pourtant le nucléaire s’y porte également mal malgré son ancienneté.
Les pics de baisse de prix sont en voie d’être corrigés puisque je vous ai par exemple donné le lien de la progression du seul stockage aux Etats-Unis qui est en progression très rapide. A laquelle s’ajoute et entre autres la nécessité pour les gestionnaires de parcs d’équilibrer leur production donc de stocker.
Les allemands ont clairement identifié les manques de stockage et vous ne pouvez pas affirmer que cela apparaîtra quand “les poules auront des dents” puisqu’ils ont déjà près de 25 unités de méthanation et nous près d’une dizaine. C’est également le cas de plusieurs pays notamment européens et la Grande Bretagne va injecter de l’hydrogène dans son réseau comme nous commençons à le faire à Dunkerque notamment mais eux à hauteur de 20% en 2019/2020.
Les variations de baisse des prix sur le marché ne sont pas à observer sur une heure donnée mais au moins sur la journée et plus globalement sur plusieurs semaines et mois.
La hausse du prix du C02 est nécessaire mais vous savez très bien que des pays comme la Chine, la Russie, les Etats-Unis etc et de nombreuses entreprises consommatrices tiennent des doubles discours et s’y opposent donc çà arrive au fur et à mesure que beaucoup commencent à être prêts mais c’est évidemment trop long et on n peut faire cavaliers seuls pour des problèmes de concurrence, compétitivité etc
Une hausse du C02 favorisera le nucléaire par rapport aux fossiles mais pas par rapport aux renouvelables + stockage, les 2 fonctionnant bien mieux ensemble qu’avec le nucléaire ou les fossiles et le stockage permettant de capter les épisodes d’excès de production et donc les meilleurs prix.
Regardez sur de plus longues durées l’évolution des prix sur les liens suivants avec à l’esprit que notre nucléaire est en phase de rénovation pour plusieurs années :
http://www.rte-france.com/en/eco2mix/donnees-de-marche-en
.
Ou précisément pour l’Allemagne :
https://www.eex.com/de/
.
“EDF n’investit pas par hasard dans 30 GW de solaire d’ici à 2035, c’est bien pour permettre des prix les plus bas possible que le solaire et l’éolien permettent.”
Mais non. Le PDG d’EDF a pris tout le monde par surprise en faisant cette annonce (y compris dans son propre comité d’administration), et ne l’a faite que pour brosser son ministre de tutelle dans le sens du poil.
Un tel volume de PV est absolument ridicule et ne peut trouver aucune justification économique à moyen terme : Pensez donc, mettre 30GW qui vont produire au max, en plus du reste, l’été, quand la consommation descend à 40GW !
Engie comme EDF font les mêmes constats et prennent des décisions similaires comme la quasi totalité des opérateurs dans le monde. Vous aviez pour prétexte que G. Mestrallet (Engie) était un proche de Ségolène etc. Mestrallet est parti, Engie ne change pas mais persiste et signe en direction des renouvelables. Maintenant vous prétendez que le président d’EDF “brosse Hulot dans le sens des poils”, c’est un peu léger comme arguments face aux investissements et activités, pas seulement dans le solaire mais les renouvelables et le stockage !
D’ici 2035 vous aurez beaucoup de stockage est c’est pertinent avec du solaire dont le coût est estimé entre 17 et 25 euros/MWh sous peu en Europe.
N’oubliez pas que de plus en plus de territoires, communes, bâtiments, entreprises, particuliers etc peuvent de plus en plus se passer du réseau. Vous pouvez l’observer nettement aux Etats-Unis, Australie, Allemagne etc donc si les opérateurs ne s’adaptent pas ils se heurteront comme aux Etats-Unis à la réalité du marché, et ce bien avant que les poules aient des dents hein !
Ils sont donc pris en tenaille par la baisse des prix sur le marché grâce aux renouvelables et les possibilités de plus en plus fréquentes pour leurs clients de se passer d’eux, alors que les coûts de réseaux sont souvent incompressibles et importants (au moins 2/3 des coûts d’acheminement et parfois plus selon les régions)
“Lorsque l’on développe le solaire et l’éolien en France c’est bien parce que l’on constate ailleurs que les prix ne cessent de baisser et qu’il est prioritaire de rester compétitifs pour l’ensemble de l’économie du pays.”
Aujourd’hui en Europe continentale, le PV et l’éolien se développent parce qu’ils sont subventionnés, sur décision politique.
Et comme je vous l’ai expliqué dans d’autres discussions, il est impossible en l’absence de stockage massif que des énergies intermittentes soient rentables en France alors que 90% du parc pilotable a un coût variable à 10€/MWh ou en-dessous.
Ces énergies sont donc développées pour des considérations idéologiques, et/ou sous influence du lobby ENR.
On a déjà évoqué le coût marginal du nucléaire. Vous raisonnez comme si le temps était figé. Or notre parc arrive en fin de vie au plus tard dans une vingtaine d’années. Une transition demande un certain temps. Il faut donc soit opter pour des EPR dont on connaît les coûts incompressibles comme le monde entier et en particulier les chinois peuvent nous le confirmer malgré leur important programme nucléaire qui leur pose d’ailleurs pas mal de problèmes.
Soit regarder les réalités et évolutions en face et constater que les renouvelables ont encore un potentiel de baisse de prix importants contrairement à toutes les autres énergies, nucléaire inclus, que le stockage suit la même tendance rapide à la baisse (le groupe Lazard parmi d’autres qui n’est pas un lobby renouvelables vous confirme les prix moyens chaque année et constate que renouvelables + stockage sont de plus en plus compétitifs et incontournables partout).
Les aides aux renouvelables diminuent partout, sont parfois supprimées, vont l’être sous peu au Danemark (2 à 3 ans d’après le gouvernement) et sans doute en Allemagne, sont déjà taxées en Espagne etc mais pourtant continuent leur développement dans le monde même sans subventions comme les nombreux appels d’offres le confirment. Même Trump et entre plusieurs autres les frères Koch (charbon) les associés de N Farage (Brexit) s’y cassent les dents et tentent de promouvoir Marion Maréchal le Pen comme porte drapeau notamment anti-éolien via une “académie” politique (dont il sera intéressant de surveiller de près les financements) et de possibles interventions lors de prochaines élections.
Ces aides en France qui a du retard (à cause notamment du nucléaire) ne sont pas juste des soutiens à des filières mais permettent de capter des marchés mondiaux avec les retombées en France, donc il faut comme en Allemagne les analyser tous paramètres économiques confondus et avoir à l’esprit comme je le répète en permanence que nous devons avoir à terme l’énergie la moins chère possible car nous sommes désormais dans une situation où l’hydrogène, l’ammoniac etc peuvent être fabriqués et exportés à bas prix grâce au solaire CSP, donc nous sommes confrontés non seulement au bas prix des renouvelables et donc de l’énergie dans le monde mais à l’importation d’énergie à bas prix depuis de nombreux pays.
Le prix de l’énergie est important dans des économies ou l’automatisation (qui crée des emplois qualifiés) permet de rester compétitifs là où autrement nous perdions des marchés.
Les avancées technologies et les marchés en séries permettent de faire encore nettement baisser le prix des renouvelables et du stockage, ce n’est pas le cas du nucléaire. De plus elles sont recyclables, sans risques et on améliore régulièrement leur importante consommation de ressources.
J’ai pu voir que JM Jancovici approuvait et estimait tout à fait crédibles les dernières moutures du scénario Négawatts comme ses confrères dont avant lui A Granjean et bien d’autres de l’équipe de Carbone4, hormis quelques aspects économiques qui lui posent encore questions, mais çà m’a amusé de me souvenir de certaines déclarations de plusieurs personnes très affirmatives à l’encontre des renouvelables il y a encore quelques années et dont la vision change avec les évolutions en cours et même si Négawatts n’est pas mon scénario favori malgré qu’il soit intéressant.
Ou précisément pour l’Allemagne :
https://www.eex.com/de/
.
Précisions pour la rédaction et remerciements à Energie+ pour toutes ses précisions. Il est écrit dans l’article que le taux de disponibilité du parc nucléaire français est actuellement de 84%. En fait, en 2017, il n’a été que de 68,6 %. Quant aux capacités d’effacement, elles sont supérieures à 1,5 GW. Fin 2016, elles s’élevaient à 2,6 GW.