Débat technologique : “Power-to-Gas”, une énergie clé d’avenir

Notre approvisionnement en énergie est à la veille de subir des changements radicaux ; Ceci concerne principalement la réduction des émissions de CO2 ainsi que le passage des énergies fossiles et nucléaires aux énergies renouvelables.

Et ce défi concerne aussi l’industrie automobile. A côté du lancement de véhicules dotés de nouveaux systèmes de propulsion, la mise à disposition des carburants appropriés pour ces derniers est aussi un élément capital. Au laboratoire fédéral – suisse -d’essai des matériaux et de recherche (Empa), des représentants des milieux de la politique, de l’économie et de l’industrie automobile ont montré comment ce scénario pourrait de concrétiser.

Le 25 février dernier, dans l’auditorium de l’Empa rempli jusqu’à la dernière place, des politiciens responsables de la politique énergétique, des représentants de l’industrie automobile, des milieux de l’énergie et de la finance ainsi que des chercheurs ont discuté du potentiel et des défis des carburants «synthétiques».

Ce sont là des supports énergétiques, tels que l’hydrogène ou le méthane, produits à partir des excédents saisonniers d’électricité, par exemple durant la période estivale, ou du courant provenant de centrales hydroélectriques temporairement plus rentables sur le marché de l’électricité. Avec le concept «Power to Gas, l’eau est tout d’abord scindée par électrolyse pour produire de l’hydrogène (H2) qui est ensuite utilisé soit directement, soit, dans une deuxième étape, pour produire du méthane (CH4) par combinaison avec du CO2 par un procédé catalytique. L’avantage de la transformation en méthane réside dans le fait que ce gaz peut être stocké durant des mois dans le réseau de gaz naturel et s’utiliser en hiver aussi pour rouler de manière neutre en CO2 avec des véhicules à gaz

Réduction des émissions de CO2 – sinon des sanctions

Un grand défi dans le domaine des énergies renouvelables est leur rentabilité. Les énergies renouvelables sont déjà en soi plus coûteuses que les énergies fossiles. Si on les stocke, leur coût augmente encore et cela d’autant plus s’il s’agit d’un stockage à long terme, tel qu’un stockage saisonnier. C’est pourquoi il faut développer des stratégies bien conçues pour que le concept «Power-to-Gas» soit rentable. Ou comme l’a exprimé le chercheur de l’Empa Andreas Borgschulte: "La transformation en supports énergétiques synthétiques n’est pas seulement un problème d’énergie mais aussi et surtout un problème d’argent".

La loi sur le CO2 suisse offre une base pour une étude d’évaluation et de validation économique, car elle contraint la branche automobile à prendre d’amples mesures de réduction des émissions de CO2. Christian Bach du laboratoire «Systèmes de propulsion des véhicules» de l’Empa fournit des chiffres : "Le non-respect des valeurs limites conduit à des sanctions élevées pour les constructeurs automobiles qui, seulement pour l’année en cours, sont estimées à 50 à 80 millions de francs." Et cela avec une tendance à la hausse.

L’industrie automobile a le choix : payer chaque année des amendes élevées ou investir dans les énergies renouvelables. Ce qui est le plus profitable pour l’environnement est bien clair. Ce qui est aussi clair c’est que les constructeurs automobiles n’investiront dans les énergies renouvelables que s’ils peuvent obtenir que les réductions d’émissions de CO2 réalisées soient prises en compte dans la réglementation sur les émissions des véhicules — question sur laquelle se penchent actuellement les politiciens et l’administration.

"Si la réduction des émissions de CO2 nous tient à cœur, il faut sortir des sentiers battus", comme l’a exprimé Reiner Mangold de AUDI AG. Pionnier dans le domaine des carburants synthétiques, AUDI a développé un concept global pour une mobilité exempte d’émissions de CO2 qui englobe différents types de carburants et de propulsion. Le premier mode de propulsion sur lequel mise AUDI est la propulsion au gaz et elle a réalisé en collaboration avec Etogas une grande installation pilote Power-to-Gas en Allemagne du Nord. Des analyses de cycle de vie montrent que les véhicules à gaz roulant avec du méthane produit à partir d’électricité éolienne présentent des émissions de CO2 comparables à celles de voitures électriques utilisant ce même courant. Des installations pilotes qui produisent des carburants similaires au diesel ou à l’essence font aussi partie de la stratégie de AUDI.

Un fort potentiel – encore loin d’être épuisé

Toutes les technologies de production de carburants synthétiques passent tout d’abord par l’hydrogène. Raison aussi pour laquelle les véhicules à hydrogène rencontrent un intérêt croissant. En particulier pour les bus urbains, les véhicules communaux et les camions servant à la distribution fine, l’hydrogène pourrait devenir intéressant. Le potentiel d’accroissement de l’efficience d’une part et d’une diminution des coûts d’autre part que recèlent l’électrolyse, la méthanisation et les piles à combustible est loin d’être épuisé.

L’Institut Paul Scherrer (PSI) mène des recherches dans ce domaine. Dans des installations pilotes réalisées en coopération, des chercheurs du PSI et de l’Empa développent et étudient les technologies de l’avenir. Des estimations de l’Empa montrent que si l’on convertissait déjà seulement la moitié de l’électricité excédentaire en carburant, ceci permettrait de faire rouler plusieurs centaines de milliers de véhicules avec un bilan de CO2 neutre. S’il était possible de prendre en compte ces réductions des émissions de CO2 dans la réglementation sur les émissions des voitures, ceci serait même réalisable sans subventions ni autres mesures d’encouragement.

Dialogue sur le thème des véhicules à gaz/biogaz entre les parties prenantes

Au cours de ces derniers dix ans, les véhicules à gaz/biogaz ont opéré le passage de la modification des moteurs à essence vers des moteurs à combustion interne turbocompressés développés à cet effet.

Du fait du pouvoir antidétonant élevé du méthane, ces moteurs présentent en partie des rendements plus élevés en fonctionnement au gaz qu’à l’essence. Leur rayon d’action atteint actuellement 400 à 500 kilomètres et ces véhicules sont aussi souvent équipés d’un réservoir d’essence qui accroît encore nettement leur rayon d’action, par exemple pour les voyages de vacance.

Les quelques 18 millions de véhicules à gaz et 22’000 stations de distribution de gaz qui existent par le monde montrent de plus qu’ils ne présentent pas de risques plus élevés que les véhicules diesel ou à essence, et cela bien qu’en dehors de l’Europe, ces véhicules utilisent encore souvent des technologies d’adaptation relativement anciennes et que les standards de sécurité des stations de distribution soient notablement moins élevés.

Lors d’un large dialogue, des représentant des associations professionnelles, des importateurs, des autorités et des instituts de recherche ont discuté à l’Empa du potentiel des véhicules à gaz/biogaz en relation avec la stratégie énergétique et la législation suisse sur le CO2. Les résultats de ces discussions sont résumés dans un rapport.

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Sonate

Mais qui a écrit ce texte ? “Les énergies renouvelables sont déjà en soi plus coûteuses que les énergies fossiles.” L’auteur de cette phrase a t’il regardé le LCOE du PV et de l’éolien dans le monde face à celui des groupes diesels ? Avec une telle généralité, on peut dire n’importe quoi !

Bruno lalouette

… Quand un article parle de substituer les carburants fossiles actuels par des écocarburants produits à partir des énergies renouvelables, on ne crache pas dans la soupe ! Par ailleurs j’ai une excellente nouvelle pour les écocarburants, ayant pris connaissance pas plus tard qu’hier de l’indispensable besoin en graphite des batteries lithium, de l’industrie nucléaire et de l’industrie de l’électronique, je puis vous affirmer dès à présent que la voiture électrique ne sera jamais un produit de masse, et que les projets pharaoniques du nucléaire en Chine ne se feront pas ! Ouf ! En revanche, j’ai appris aussi que la perovskite était très abondante sur notre bonne vieille terre, guerre des prix en perspective avec le silicium qui devient couches minces … Que c’est bon la concurrence ! Bientôt l’electrolyse bon marché pour stocker l’hydrogène !

Lionel-fr

C’est la question qui tue .. Il est intéressant de regarder la courbe des prix du platine sur 1 an : celui-ci a culminé en juin 2014 et s’est mis à baisser depuis exactement comme le pétrole. La raison est que les piles à combustibles (PEMFC) qui équipent les autos utilisent encore quelques centaines de grammes de platine par unité. Il existe des alternatives mais elles sont plus lourdes et plus volumineuses que les piles au platine. La R&D est encore très active dans ce domaine, des milliers de matériaux sont testés mais il faut être réaliste et admettre que les FCV n’utilisant pas de platine seront moins puissants que ceux qui sortent des usines Toyota actuellement , lesquels alignent quand même 114kW , il existe donc une marge importante. En effet, SymbioFCell, le projet français, utilise quant à lui une pile de 5kW associé à des batteries sur sont e-Kangoo modifié pour recevoir un réservoir d’hydrogène 350bar. Comme on sait que les batteries sont à la veille de fortes améliorations en terme de puissance par kg, on peut imaginer qu’une pile de seulement 10 ou 15 kW associée à 20 kWh de batteries pourraient égaler les perfs des véhicules thermiques milieu de gamme Dans les transports , l’équation est donc double : non seulement on doit avancer sur la fabrication des membranes, (un gros projet américain n’utilise qu’un acier inoxydable à la place du platine), mais également des batteries qui vont seconder la pile, tout en n’étant pas suffisantes à elles seules pour permettre une autonomie correcte aux véhicules Le véhicule zero émission de prochaine génération incluera donc une batterie (probablement lithium fer phosphate) et une pile à combustible PEM qui ont un gros avantage sur le rapport masse puissance T° réactivité L’electrolyse en revanche semble se contenter de matériaux abondants et bon marché. Le challenge se situerait plutôt dans sa puissance absorbable. En effet, le but étant de faire de la régulation de réseau, il va falloir accepter ponctuellement des pics de surproduction en dizaines de GW. Evidemment, les électrolyseurs fonctionneront très rarement (en juin et en décembre) au maximum de leur capacité ce qui va sérieusement impacter leur coût. C’est là que les subventions doivent porter. L’electrolyse étant la clef de voûte du P2G, lequel constitue le seul moyen de limiter les dégâts du réchauffement climatique. Les collectivités doivent fortement subventionner l’electrolyse pour éviter de payer bien plus pour accompagner l’irréversible désastre climatique Comme il n’y a aucune alternative, c’est là que l’effort doit se concentrer.

Lionel-fr

Pardon, les grosses piles à combistibles utilisent quelques dizaines de grammes et non pas des centaines comme je l’ai écrit plus haut. Les dernières trouvailles permettent même de limiter encore la quantité de platine nécessaire. Néammoins , même nano structuré, le platine reste le catalyseur des piles performantes et sa disponibilité est un sujet de préoccupation pour les marchés de matières premières.

pierreerne

” Il est intéressant de regarder la courbe des prix du platine sur 1 an : celui-ci a culminé en juin 2014 et s’est mis à baisser depuis exactement comme le pétrole. La raison est que les piles à combustibles (PEMFC) qui équipent les autos utilisent encore quelques centaines de grammes de platine par unité”. Et si on regarde le cours de l’or ou celui de l’argent, on observe le même phénomène boursier. Pour le cuivre, c’est pareil. On peut donc en déduire que les investisseurs pensent que les piles à combustibles utilisent elles aussi de l’or et de l’argent… Au fait, ce n’est pas en juin que ces prix ont culminé, mais plutôt mi-juillet…

pierreerne

Curieux de nature, j’aimerais savoir quel rapport il y a entre la perovskite (titanate de calcium) et la guerre des prix avec le silicium en couche mince…

Bruno lalouette

… Il me semble que les deux sont en concurrences, et donc que la perovskite abondante, va contribuer à faire chuter la demande de silicium, qui lui-même comsomme moins en couches minces … Enfin, c’est EDF qui le dit : Sinon, il y aussi le fantastique photovoltaïque organique, qui va ressusciter les vitraux, et puis le solaire thermique, la géothermie et l’énergie bois, pour ne citer que ce qui est déjà rentable ! J’ai parlé d’hydrogène pour le stockage de l’électricité, et non pas pour faire des millions de véhicules à piles à combustibles gourmandes en platine. Par contre l’Ifremer vient d’accoucher d’un joli petit drone, si Lionel peut développer une pile qui résiste à 700 bars de pression, il vont lui acheter de suite, pour produire le drôle en série … Indispensables pour collecter des nodules peut être riches en terres rares, elles-mêmes indispensables pour toute l’industrie de l’électronique …

pierreerne

Merci pour le fil. Ce qui m’égarait, c’était le nom “perovskite” qui est celui d’un minerai, le titanate de calcium de formule CaTiO3. Le nom “perovskite” a ensuite été donné à une structure : ABO3, et il est donc plus correct de parler des perovskites. Celle dont il est question pour les cellules solaires est une structure organique de formule CH3NH3PbI3 ou CH3NH3PbI3–xClx qui contient donc en sus de la partie organique CH3NH3 : du plomb (Pb), de l’iode (I3) et/ou du chlore (Clx) Parler de la rareté ou de l’abondance d’un tel produit est donc un peu rapide…

Sicetaitsimple

“En effet, le but étant de faire de la régulation de réseau, il va falloir accepter ponctuellement des pics de surproduction en dizaines de GW. ” Ben pas vraiment… Vous semblez considérer qu’éternellement il y aura un système electrique européen (par exemple) figé ( nucléaire, charbon,…) et que vont venir s’ajouter en plus du PV, de l’éolien,…. C’est ou ça a été effectivement un peu le cas au moins au “démarrage” des renouvelables électrogènes, disons dans les dix ans qui précèdent, mais ça ne va pas durer aussi longtemps que les contributions parce que ce parc “existant” vieillit et qu’il ne sera pas remplacé par le même. Par ailleurs, les interconnexions permettent et permettront de résoudre , en partie seulement, les problèmes de surproduction “locales” que vous évoquez. Arrétez de phantasmer sur les “prix négatifs”, c’est juste un avatar malheureux qui va progressivement s’estomper, même si ça doit prendre un peu de temps.

Lionel-fr

Le phénomène de prix négatifs est lié au réseau électrique. Si vous transportez de l’e-gas dans des pipes au lieu de déplacements d’électrons dans le métal, il n’y a plus (du tout) de prix négatifs. Le transport du gaz sous pression a en outre une “bande passante” 10 fois supérieure aux meilleures technologies de réseau cablés (HVDC 7GW, gaz norvégien 70GW) Le gaz est également multipoints càd que vous pouvez créer des stations d’injection de gaz ou d’extraction n’importe où sur le pipeline alors que HVDC est point à point : une seule source et une seule destination. Exemple : Si l’Espagne décidait d’exporter de l’e-gas produit par EnR vers France/Allemagne. Admettons que le pays installe de vastes centrales solaires au sol dans ses régions centrales très arides pour un total d’une 40aine de GWc. Les centrales exportent leur production via cables haute tension vers une batterie d’électrolyseurs (10 000 x 1MW) qui à leur tour alimentent un pipeline qui traverse les Pyrénées puis se scinde en un pipe en direction de l’Allemagne et un second vers Lacq où gisent encore les forages gaziers aujourd’hui épuisés afin de stocker le gaz en sous sol. Comme la production solaire, le débit du pipe aux Pyrénées varierait fortement entre le jour et la nuit passant de 6.6 millions de m3 par heure au zenith à pratiquement rien à minuit. On peut même imaginer que le flux s’inverse si la réserve de Lacq restitue vers l’Espagne une partie de ce qui a été stocké le jour. Evidemment les éoliennes pourraient aussi contribuer à la production de gaz mais on peut aussi considérer que l’éolien est plus adapté à un usage local car situé en haut des reliefs, là où il est plus facile d’acheminer des câble que des pipes, bien que l’un n’empèche pas l’autre… Déjà un projet de ce type bouleverse complètement la culture du transport d’énergie et on peut facilement deviner que le stockage de Lacq lisse la pression du pipe au point que les coûts d’acheminements deviennent quasi stables dans le temps. Seule la demande continue de fluctuer, l’offre ne souffre plus de la moindre intermittence due à la méteo Le P2G est donc bien la solution définitive aux questions d’intermittence, il reste à mettre le parc consommateur en conformité avec l’hydrogène et une partie de l’europe de l’ouest se retrouve quasiment décarbonnée à 100% !

Lionel-fr

La Chine lance son premier tramway à hydrogène

Klaus shuller

En attendant l’électrolyse via des enr(s) rentables,on peut toujours en Allemagne, distiller et vaporéformer du lignite,que nous avons en abondance pour obtenir tous l’hydrogene nécessaire à faire rouler tout un parc de véhicules électriques hybrides du type hydrogène-batteries.Ainsi plus besoin d’importer des carburants fossiles pour faire rouler notre parc de véhicules,en attendant que le prix de l’électricité PV et éolienne devienne encore plus compétitive que le lignite pour produire l’hydrogène.

Klauss shuller

Et on installera à travers toute l’Allemagne un réseau de pipe hydrogene pour distribuer ce carburant pour fuel cell,de partout sur le territoire,sans avoir à attendre que les PV et èoliens soient devenus plus rentable que le lignite distillé et vaporeformé.Ainsi le réseau H2 et le parc de V.E, seront prets avant même que l’electricité PV et èolienne n’ai eu besoin d’être plus rentable que le vaporeformage du fossile.On gagnera beaucoup de temps.Le PV et èolien remplaceront progressivement le lignite,par la suite.C’est la bonne solution pour la transition vers l’hydrogene en masse.

Sicetaitsimple

On dit des grandes centrales au sol en Espagne: mettons que ça sorte aujourd’hui un MWh à 70€. Rendement total de la chainede transport,de conversion: disons 70% pour faire rond, ça fait déjà 100€/MWh d’H2 rien qu’en matière entrante+ rendement. A quoi il faut quand même rajouter les Capex, la maintenace, le personnel pour vos 10000MW d’électrolyseurs. C’est vous le spécialiste, je prendrais votre chiffre, mais disons que ramené au MWh c’est 20€. Allez, on est à 120€/MWh d’H2,(la molécule, après il y a les pipes….). Du gaz naturel aujourl’hui en Europe ça vaut environ 25€/MWh. Donc je ne réfléchis pas beaucoup plus longtemps. PS:Par ailleurs, si j’a bien compis votre schéma, la production d’électricité serait (en Espagne) d’envivon 60TWh/an dont peut-être 60% serait electrolysé vu que vous n’avez “que” 10GW d’électrolyseur.Allez, ça doit faire avec le rendement environ 25TWh d’H2 par an…Vos avez une idée de la consommation de gaz naturel dans la péninsule ibérique? On va économisez sur le pipe au travers des pyrénées….

Lionel-fr

Budget hydrogène allemand : 2 md euros par an Excedent commercial alleamand : 217 md euros en 2014 L’intelligence économique allemande est précisément de développer l’hydrogène pendant que ça n’est pas encore rentable, c’est uniquement à ce moment là que les brevets sont libres C’est une ruée vers l’or, sans doute la plus rentable que l’Allemagne n’ait jamais faite, la Chine a compris , la Russie aussi, les USA aussi mais ils se taisent car ils considèrent les technos HH comme un avantage militaire soumis à embargo Les japonais sont en phase Les français en inversion de phase, veulent revenir au minitel

Lionel-fr

Votre calcul n’est pas bon. Le gaz Russe vous fait investir des milliards dans des devices au gaz, réseau , machines, chaudières, centrales… Comment garantir à vos clients que le gaz sera à ce prix dans 5 ans ? Qui va garantir la fourniture de combustible pendant la durée de vie de vos matériels ? Votre assureur ou votre religion ? Les centrales gaz sortent d’une longue période sous cocon pour cause de prix du gaz et 6 mois après qu’il soit revenu dans les clous, vous êtes déjà reparti pour investir tout votre fric dans des centrales qui doivent être rentables pendant 60 ans ? Il y a un fossé entre juin 2014 où le gas coutait 100% + cher et le temps qui nous sépare de 2075 ! Qui va couvrir ce risque alors que le pipeline sibérie/chine devrait entrer en service en 2018 et que vous n’avez rien résolu en Ukraine ? Le prix du gaz actuel est le résultat d’une panique sur le marché du gaz, panique dont on sait qu’elle va durer 3 ans et demi , ensuite , le blackout est parfaitement possible C’est même dans cet esprit que le projet russochinois a été signé (400md$) Dans 4 ans , vous vous tirez une balle ? Et si , pour une fois , vous faisiez votre boulot de ministre ???????

Sicetaitsimple

J’ai écrit à Lionel un peu plus haut (19/03 à 20h22) “pas tout de suite”. J’ai compris de l’exemple de Lionel que les emplois étaient crées en Espagne , pas en France! En France la différence de productible font que mes estimations seraient aujourd’hui plus élevées. Alors bien sûr on peut se dire que mes “70€/MWh” sortie centrale pourraient baisser dans l’avenir. Mais s’ils baissent tant que ça, pourquoi ne pas convertir des usages actuellement au gaz à l’electricité? Ca réduirait aussi les importations de gaz, non? Et il y aurait une rentabilité accrue des réseaux d’electricité, non? En plus, très franchement, si l’objet c’est d’utiliser du soleil, les batteries sont techniquement ( je ne parle pas de prix) un outil bien mieux adapté que de l’electrolyse. Maintenant, les coups de menton volontaristes de Lionel, faut pas trop faire attention…

Sicetaitsimple

mais vous avez ma réponse ci-dessus. Et le gaz ne coutait pas 100% plus cher en Juin 2014, arretez de raconter n’importe quoi.

Lionel-fr

2000 milliards d’euros uniquement pour limiter notre dépendance au gaz russe : Ce n’est pas moi qui le dit , c’est Juncker !! et il les a les 2kmd le bougre , en l’occurrence c’est notre fric … Et cette annonce a déjà porté ses fruits puisque l’Algérie a fait des propositions MAIS : L’Algérie n’a peut être pas les moyens de sa proposition car sa consommation intérieure commence à limiter sérieusement ses capacité d’export…… Et devinez ce qu’ils proposent ? Pas de secret 1. PV + eolien 2. shale gas Tu parles d’une affaire , on va acheter à prix d’or le gaz que l’Algérie aura rendu disponible en se mettant (enfin) au PV.. Le pire , c’est quelle ne le fait pas vraiment, tout se passe comme si la perception qu’ils ont de leurs réserves de gaz est qu’il ne peut s’agir que d’un don du ciel et que dieu le voudra Mais objectivement , ce n’est pas évident du tout Sinon à l’Est, ya un tas de gens haut placés qui pensent qu’il sont trop dépendants de l’europe pour leurs débouchés gaz et qu’il serait temps de changer d’hémisphère en souvenir du bon vieux temps Staline/Mao Voilà où nous mène votre super plan : une faillite économique et sans doute des concessions militaires ! Heureusement que Juncker a fait des études …..

Lionel-fr

Allô , quand on a une variation 52 semaines à -50% , ça veut dire qu’il faut une hausse de 100% pour revenir à l’ancien prix.. Je vais vous apprendre les logarithmes Heureusement que Juncker a eu son diplôme , lui

Sicetaitsimple

les 2000 milliards, c’est pas dès cette année, ce serait sur 10 ans….C’est déjà beaucoup, je le reconnais. Quant à “mon super-plan”, il n’est peut-être pas terrible, mais vos 40GW de PV + P2G en Espagne, ça permet de produire 25 malheureux TWh d’H2 par an. Allez, ne reculons devant aucune comparaison, environ 2 EPR …… Au fait, c’est combien la consommation de gaz en péninsule ibérique, vous avez oublié de répondre.?Ca va vraiment “permettre à une partie de l’europe de l’ouest se retrouve quasiment décarbonnée à 100% !” votre super-plan à vous? Je n’ose vous poser la question pour l’Allemagne….

Sicetaitsimple

vos arguments ce soir! On est sur mes diplomes! Alors avant de me parler de logarithme, commencez déjà à savoir manier multiplication, division et rêgle de trois comme je l’ai fait un peu plus haut….

Sicetaitsimple

qu’on n’en sache pas beaucoup plus ce soir sur ces 40GW de PV en Espagne qui allaient permettre qu’ “une partie de l’europe de l’ouest se retrouve quasiment décarbonnée à 100% !” Normal, l’usage des logarithmes, ça fatigue…..

Lionel-fr

je vous ai effarouché excusez moi Vous ne comprenez pas ce que signifie bouleversement de culture du transport energie Si on met le PV en espagne , c’est uniquement parce que dans les déserts, le foncier abonde (centrales au sol peu couteuses), les nuages sont inexistants, les journées d’hiver plus longues car plus au sud. C’est donc là que vous aurez le TWh PV le moins cher. Mais comme je l’ai dit 5 posts plus haut, les pipes ne sont pas farouches, vous pouvez ajouter ou enlever du gaz n’importe où sur leur chemin. Rien ne vous empèche donc , de mettre des kilomètres carrés de panneaux dans le sud-ouest français avec les milliers d’electrolyseurs dés lors que ceux ci sont éloignés de moins de 60km du pipe soit la portée d’un câble haute tension simple. Alors vous aurez vos emplois et votre production nationale , bien que l’Espagne soit aussi européenne, latine, catholique et susceptible que vous ! Mais vous pourrez le faire ensuite, une fois le projet installé. Avant cela, il faut faire une “première mouture” : un projet cohérent sur lequel vont se construire des milliers de ramifications comme les nerfs sur une moelle épinière … Il est donc de bon aloi de choisir de produire votre TWh là où c’est le moins cher. D’autant plus que ces technologies étant récentes , elle sont encore coûteuses et qu’on a intéret à optimiser chaque noeud Les déserts espagnols peuvent accueillir bien plus que 200GWc , mais ça aussi , c’est l’objectif 2.0. Il faut commencer par un projet aussi démonstratif qu’utile. Je pensais que vous auriez compris ces points mais c’est vrai que tout le monde ne fait pas dans la R&D, vous êtes plutôt dans l’exploitation si j’ai bien compris , donc je précise ces points. Un segments de l’internet n’est intéressant que parce qu’il est connecté aux autres segments ! tout seul , il ne vaut rien Ici , c’est pareil , une fois que ce projet est installé , il sert de “épine dorsale” à toute les régions qu’il traverse. Ceux qui ont de l’énergie à vendre comme ceux qui en consomment, c’est un amplificateur de business , vous comprenez ? Parce que si vous ne comprenez rien à ce genre de raisonnement , autant conclure avant de s’envoyer des politesses Ce projet en termes d’exploitation , n’est rentable que parce qu’il enrichit ses régions en leur apportant des capitaux qui étaient envoyés chez les producteurs de gaz importé Il enrichit autant les professionnels que les collectivités et encore plus l’état qui y trouve des revenus en taxes et en charges sociales

Sicetaitsimple

Vous avez simplement de votre plein gré écrit à 11h51 en m’interpellant une grosse connerie en vous gourrant certainement d’un facteur 10 ou plus et depuis ma réponse de 19h02 vous essayez désespéremant de vous raccrocher aux branches, et en plus en faisant des allusions débiles et hors sujet à mes “diplomes” ou ma “méconnaissance” des logarihmes et juste ci-dessus en dérivant sur vos délires habituels. C’est quoi la consommation de gaz naturel de la péninsule ibérique en TWh/an? Voilà une question simple à laquelle vous n’allez pas manquer de répondre.

Lionel-fr

Dans les faits, je n’ai aucune idée de ce à quoi ressemble le plan Juncker. J’ai émis l’hypothèse du pipe espagnol pour essayer de concrétiser un peu l’état des études sur l’hydrogène mais je n’ai pas votre connaissance de l’état d’esprit qui règne autour de ces projets. Il est clair que vous en savez plus que moi là dessus Cela dit, pour faire arriver l’hydrogène dans le monde très réel des réseaux, quelques composantes semblent incontournables : 1. Production d’énergie (toutes technos sauf fossiles plus rentable par reformage) 2. electrolyseurs : PEM, alcalins nanostructurés, phase vapeur.. de grosses capacité > 1MW sous pression , coûts et rendement optimisés pour production en volume de milliers d’unités 3. Pipes 4. cuves de stockage 5. sites de stockage en profondeur On peut facilement deviner que les electrolyseurs, les pipes et les cuves vont utiliser les mêmes matériaux pour contenir la pression, résister aux accidents … C’est à peu près la R&D que fait l’Allemagne actuellement Etant donné le contexte des EnR , la puissance admissible des électrolyseurs est au moins aussi importante que leur rendement. Comme le dit Klaus à propos du reformage fossile, on peut déjà utiliser l’infrastructure pour stocker les pics EnR avec un rendement moyen et optimiser par la suite Reste que les pics EnR sont très courts et que , en conséquence , il faut produire et stocker des volumes énormes d’e-gas en très peu de temps. Enfin il faut que le délai nécessaire au remplacement de 15% à 35% du mix gaz européen soit au maximum de 5 ans ce qui est évidemment très court. Ca fait beaucoup de contraintes voire de défis à relever pour répondre au besoin de l’UE , je ne pense pas qu’on puisse se permettre le luxe de laisser de coté les filières en place ce qui promet de longues polémiques inutiles avec nos amis pronukes A ce que j’ai compris , Juncker présentera son plan à la fin de cette année , au sommet de Paris Ce sera un moment d’histoire pour l’occident et j’espère que nous aurons beaucoup de pays partenaires au delà de ce que permet l’enveloppe budgétaire, c’est un défi systémique mondial et un challenge technologique comme jamais …

Lionel-fr

Ok merci chelya Tout ça matche mieux ma topologie d’il y a deux ans : on met de l’electrolyse sur des noeuds de réseau élec. un peu partout. Mais si on regarde de plus près , la croissance des EnR va se faire sur des bassins assez précis, mer du nord (gogger bank vient d’être lancé..), sud de l’espagne pour le PV evec quelques vieux gisements de gaz épuisés sur place et à Lacq.. Je ne sais pas jusqu’où l’Allemagne va ajouter de l’éolien terrestre mais à u moment , ça va bien saturer un peu.. C’est pourquoi l’EU est un bon point de départ pour faire des mega-plans, les productions vont se concentrer lorsque on décidera d’accélérer encore les EnR. C’est ce qui arrivera quand le P2G sera exploitable en volume (la prix EnR auront encore chuté) .. Mais déjà , le serpent se mord la queue : les EnR attendent le P2G qui attend les EnR et ainsi de suite.. L’objet d’un plan européen richement budgeté me semble justement de sortir de cette boucle “de l’oeuf et de la poule”.. Les gisements de gaz déplétés peuvent stocker indifféremment HH CH4 ou CO2 (à Lacq une expérience de stock CO2 a commencé il y a quelques années , j’ignore où ça en est.. Quand les EnR atteindront dans toute l’europe les nuveaux allemands actuels, on va connaitre des pics de production démentiels.. Autant pour l’éolien , ça peut valoir le coup de faire du curtailement , autant pour le PV , ça ne vaut rien : le cout de fonctionnement est nul, l’usure est nulle, je dirais même que le curtailment impose des stress thermiques à l’electronique de puissance et qu’il vaut mieux tout balancer sur une résistance.. Donc autant stocker ! Mais vue le nombre de GW à passer , il fa falloir de la surface d’électrode et de PEM sous pression et ça va couter bien trop cher pour esperer une rentabilité aux prix de marché , maintenant vu que les prix de marché ne reflètent absolument pas les rapports offre/demande/assurance des états, ils doivent payer et même beaucoup … Peu importe qu’ils le justifient par le CO2 ou la géopolitique , de toutes façons ce sera les deux.. Après , pour le saisonnier, franchement quand on brulera du charbon 4 mois par an , on aura fait du chemin, pour l’instant le mix hors France est très carbonné toute l’année Mais il faut bien commencer quelque part, toutes ces technologies n’ont pas été développées à grand frais pour tomber dans un piège à la Jancovici ou on laisse le prix spot dicter la rentabilité et on se retrouve avec 40% enr et 50% backup C’est ce “point de départ” qui reste assez mystérieux.. si on prend en compte tout ce qu’on vient de dire, on aura des pipes HH qui relieront 1) des bassins de production enr 2) des noeuds de réseau elec 3) des noeuds de réseau gaz HH 2 CH4 4) des sites de stockage en profondeur 5) des sites de consommation (moteur chp, fuel cell, station recharge FCV) 6) des sites de conversion G2P D’après ce que vous dites , seule l’angleterre dispose de toutes ces ressources en quantités suffisante mais puisque on parle d’europe, pourquoi pas un pipe en triangle Espagne/Germany/UK ?

Sicetaitsimple

Faut y croire, mais votre histoire est belle et techniquement, cohérente. Le problème de stockage est au moins résolu si on passe par la case CH4 . Economiquement, là non plus c’est pas pour tout de suite (on peut refaire le même calcul que celui que j’ai fait ci-dessus, en rajoutant l’installation de méthanation et l’installation de captage de CO2 nécessaire à l’alimentation de la réaction Sabatier).

Sicetaitsimple

“Quand les EnR atteindront dans toute l’europe les nuveaux allemands actuels, on va connaitre des pics de production démentiels..”. Oui et non: oui bien entendu parce que la production augmentera, mais est-ce que ce sera un problème? C’est quoi votre définition d’un pic? Encore une fois, vous semblez considerer le système electrique européen comme figé, avec un parc de production “historique”qui n’évoluerait pas et un réseau qui n’évoluerait pas non plus…..et des ENR qui se rajouteraient en plus. Pourtant tout celà ca évoluer certes progressivement mais continuellement, au gré des fermetures de centrales en fin de vie et de développement des interconnexions ( un pan majeur du plan Junker au passage). Pour l’instant, il n’y a a ma connaissance que le Danemark qui parfois produit plus avec des ENR “fatales”(éolien en l’occurence) que sa consommation intérieure. Ses voisins absorbent. L’Allemagne en est très loin.

Sicetitsimple

L’allemagne va normalement perdre d’ici 2022 12GW de nucléaire qui globalement tourne comme une horloge.Plus peut-être un peu de charbon, c’es en discussion. Au même horizon, UK va normalement perdre une bonne partie de son nucléaire existant et quasiment tout son charbon qui a été construit fin 60/début 70. Et ce n’est pas un éventuel Hinckley point qui compensera totalement en volume. L’espagne c’est moins clair notamment pour son nucléaire, mais je ne pense pas qu’il sera renouvelé même s’il est prolongé. Et pour le charbon, pas clair non plus mais certainement beaucoup de fermetures d’ici 2023 ( une date pivot de la directive IED). Votre triangle magique me parait mal parti pour faire autre chose que de compenser les fermetures quasi certaines et au delà du développement des renouvelables s’adapter par du gaz. Alors c’est pour quand le P2G, au-delà des pilotes de démonstration ? PS: on peut aussi parler de la France, de la Belgique, de la Suisse dont on annonce techniquement ou politiquement la fermeture de certaines capacités.

Lionel-fr

L’europe c’est 28 états, un conseil, un parlement, une commission, un conseil de l’union et j’en passe… JC Juncker est président de la commission D.Tusk pdt du conseil.. Des centaines de milliers de fonctionnaires travaillent sur ces questions en 150 langues, je leur laisse volontiers le soin d’administrer l’évolution du parc énergétique. Je n’ai pas le moindre doute sur leur capacité à le faire, personnellement , je me fiche éperdument des questions administratives européennes , n’y voyez aucune offense , je me positionne comme un libéral dans une économie de marché, les questions administratives qui m’intéressent sont respectivement : 1. Les miennes 2. pour une infime fraction , celles de mes clients puisque je m’inscris dans leurs systèmes comptables… Vous sous entendez que c’est impossible, que l’UE est trop molasse , trop passive, trop centrée sur des questions du siècle dernier pour parvenir à ajouter une nouvelle technologie à son système énergétique Je pense le contraire Mieux : je pense que vous souffrez de ces maux et que vous contaminez vos paroissiens avec un défaitisme indéfectible. Cela répond-il à votre question ?

Sicetaitsimple

Disons qu’elle (la réponse) ne me surprend pas: elle est comme d’habitude à coté de la question.

Lionel-fr

La seule question qui ressorte de vos objections ressemble à “où l’europe se situera-t-elle entre pénurie et surcapacité en 2023 ?” D’abord , il me semble que les investisseurs sont frileux pour engager de grands projets étant donnée la révolution technologique en cours. Il semble que les petits projets garantis par des contrats d’achat soient plus faciles. Tant mieux ! Mieux vaut ça que rien non ? Donc on a des projets EnR qui ne semblent pas trop souffrir et des grands projets qui souffrent énormément vu qu’ils semblent ne pas aboutir (je ne nomme personne) En revanche des grands projets comme le London Array ont pu être arrètés avant terme sans que cela ne pose de problème d’exploitation puisque les 63% du projet produisent et rémunèrent leurs propriétaires. Voilà un thème intéressant : la “fractionnabilité tardive” d’un grand projet électrique ! Ensuite , il semble qu’avec le lancement de Dogger Bank , l’europe soit déterminée à réaliser son potentiel EnR.. bien que fractionnable tardivement, Dogger Bank est sans doute le plus gros projet EnR mondial du siècle… C’est un peu pour ça que je rappelle que l’Espagne possède un gisement solaire à la fois énorme et peu couteux.. Cela dit si le “Désertec Espagnol” n’intéresse vraiment pas les invests, je n’y peux pas grand chose Donc les grand projets foirent sauf dans les EnR, ce n’est pas qu’une question de “vertitude” , c’est aussi parce qu’on peut les fractionner ce qui n’est pas possible avec des centrales Cela donne depuis des années un parc européen qui semble entièrement dévolu aux EnR et – à part le charbon critique allemand et les très problématiques EPR français – la question de l’intermittence ne peut donc que devenir de plus en plus critique au fil des mois D’une façon ou d’une autre, présenter un projet énergétique intégré de 2 trilliards doit répondre à ces questions car si il ne le fait pas , rien ne le fera C’est là que je me permets de rappeler que l’europe , ce n’est pas un gang de joyeux drilles qui font la fète à Bxl , c’est leur job de gérer ça, et parce que l’europe n’est ni la France, ni l’Allemagne, mais un subtil mélange de tout ça et une bonne dose de pragmatisme , je me sens très européen .. bien plus que simplement “occidental” ou appartenant à la “grande amérique” , non ! L’amérique et l’europe partagent suffisement de choses pour faire des choix voisins mais le cas de l’europe énergétique est très particulier et n’a rien à voir avec le continent d’à coté.. Nous avons notoirement peu de ressources minières et les nouvelles ressources “aériennes” des EnR nous intéressent donc au plus haut point, même si le premier critère reste la “fractionnabilité tardive” des investissements, critère qui finalement pèse plus lourd dans l’arbre des choix que le coté écolo ou le simple besoin de renouveler le parc Reste que tout cela nous met une grosse casserolle au fesses, le rôle primordial de l’europe consiste à nous permettre de moderniser le parc sans risquer de pénurie, c’est pourquoi je privilégie l’hydrogène distribué plutôt que le simple renouvellement de centrales Mais tout cela n’est qu’une opinion et même si j’ai une tendresse certaine pour MON opinion, je ne suis pas dans le secret des commissaires, je ne peux que spéculer Je pense que les EnR vont accélérer et qu’on va régler les problèmes d’intermittence par l’HH et le smart grid Mais vous le savez depuis des années, on ne peut pas dire que je change d’avis toutes les 5 minutes..

Sicetaitsimple

“La seule question qui ressorte de vos objections ressemble à “où l’europe se situera-t-elle entre pénurie et surcapacité en 2023 ?” C’est un peu ça en effet. Je ne pense vraiment à une situation de pénurie, mais une surcapacité structurelle nécessaire à un déploiement de P2G significatif m’étonnerait fort compte tenu de ce qui est déjà prévu comme fermetures sur les parcs existants. Et comme l’éventuel complément c’est du gaz (CCG ou turbines à gaz) je pense qu’on sera à cette échéance plus sur du G2P que sur du P2G.

Lionel-fr

Très bein mais tout cela nous ramène à la question géopolitique déjà évoquée. Comme le tiers du système gaz européen est directement relié à la sibérie et que celle-ci va exporter massivement vers la chine dés 2018 en réponse aux sanctions intl, je ne serais pas surpris qu’un matin de janvier 2019, les chauffés au gaz se réveillent avec un stalactite au bout du nez Le gaz pas cher , c’est sans compter la prime d’assurance politique, si vous comptez le vrai prix , le gaz coute le prix du méthanier Les USA ont promis de livrer du gaz en cas de pénurie, l’Algérie fait des promesses qu’elle risque de ne pas pouvoir tenir, la Norvège est incapable de monter en charge et il va bien falloir faire quelque chose Ce quelque chose devrait ressembler à un P2G qui double largement le stockage CH4 actuel avec une puissance admissible d’au moins 3.5 GW et un rendement qui varie enre 90% pour les petites installations de 10kW à 75% pour les gros électrolyseurs en phase liquide d’Enertrag (McPhy) Penser que le prix du gaz va rester stable est actuellement le plus haut degré d’irresponsabilité qui soit

Sicetaitsimple

Pourquoi, vous voulez la remplacer par une pompe à chaleur electrique? C’est une très bonne idée, en tout cas bien meilleure que de vouloir faire du P2G. Convertir du gaz en chaleur avec un rendement d’environ 200% ( environ 50% de rendement d’un CCG multiplié par un COP de 4), c’est pas mal. Bien entendu, c’est encore mieux si l’electricité est nucléaire ou renouvelable. Enfin, ça me parait plus intelligent que de convertir de l’électricité en gaz…. Je n’ai pas bien compris les 3,5GW? Sur quel périmêtre? Et pourquoi 3,5?

Lionel-fr

C’est pourtant bien du P2G qui deviendra le quotidien des fan d’eco2mix, les 3.5 GW , c’est pour doubler la capacité des steps. La progression devra se faire conjointement aux connections d’EnR ou renforcement réseau. 3.5GW auraient été bien utiles en ce dimanche 29 mars , la production éolienne a été à 7.2GW toute la journée Si je vends ma chaudière gas , c’est pour du pellets Le gaz dans 5 ans vaudra plus cher que l’opium : Bien que l’opioïde soit beaucoup moins addictif..

Lionel-fr

Votre question est formulée de sorte que la réponse sera fausse : Toute la difficulté de ces années a consisté à empècher qu’une filière présumée géniale truste et détruise les autres supposées moins bonnes. C’est ça la révolution, les différentes filières continuent à se développer et les réseaux à s’interconnecter. Chaque chantier dure des décennies mais la progression parallèle de tous les chantiers et de la logique d’arbitrage (IA) fait que la durée totale sera celle du plus lent et non pas la somme de toutes les durées. C’est ça la révolution. Les deux révolutionaires incontestables sont le solaire et l’éolien. L’ultime révolution reposera sur le smart grid qui arbitrera en temps réel l’e-gas transport et stockage, l’arbitrage entre les réseaux elec+e-gas et pour finir , les transports electriques + HH, j’oserais dire aussi l’hybridation de la demande.. En dessous de ce grand arbitre, se situe d’innombrables petits arbitres locaux , intelligents aussi qui gèreront les batteries et supercapas… A vrai dire le seul arbitre sera celui des réseaux, (comme avec internet) mais la révolution est un concert symphonique formé des millions d’objets connectés capables d’optimiser leur profil de stockage et de consommation. Fusion froide ? je ne veux pas sous-entendre que ça ne marchera pas mais si on comptait dessus, le projet serait un peu “utopique”, or il ne l’est pas. Tous les composants de l’orchestre son déjà produits en volume, testés sur des années, optimisés pour les coûts, la maintenance, le recyclage… Je n’ai pas eu vent d’un projet fusion froide qui soit à ce stade d’avancement. Si cela devait changer, le réseau 2.0 l’intégrera bien plus facilement que les réseaux actuels

Dan1

Pour une fois, je vais apporter un peu d’eau au moulin (enfin à l’un des nombreux moulins) de Lionel. Il est vrai que la Russie oscille entre l’Europe et l’Asie et que cette dernière est particulièrement gourmande en énergie et notamment en gaz. Il faut effectivement se méfier d’une trop grande dépendance au gaz russe : Mais il faut relativiser la dépendance notamment pour la France. En 2013, selon EUROSTAT, la France a importé 20 % de son gaz de Russie soit 90 TWh (sur une consommation globale d’énergie finale de 1 777 TWh). 5 % de notre énergie dépend du gaz russe (à l’erreur près de l’usage non énergétique du gaz). Pour l’Allemagne c’est évidemment nettement plus : importation de 35 % de gaz Russe soit 296 TWh (2 526 TWh). En Allemagne 11,7 % de l’énergie dépend du gaz russe. En quantité, l’Allemagne est 3,3 fois plus dépendante du gaz russe que la France… mais elle a “fait don” de Gerhard Schröder à Gazprom.

Lionel-fr

C’est effectivement une évolution technologique multiple.. La révolution est managériale. Ce ne sont pas les techniques qui nous clouent au sol mais le management. Le gros qui mange les petits, les monopoles qui dépassent largement leurs périmètres pour assurer leur survie, les technologies mises au placard car elle font de l’ombre … C’est ça qui doit être changé, les technologies ont juste pris un peu d’avance parce que les fossiles coûtaient cher et que le nucléaire révulse une partie importante des ingénieurs.. Tous ces clivages sont LE (seul) problème. La révolution du management arrive avec une seule technologie supposée intégrer toutes les autres (comme HTML). Au début ce sera un nain parmi les géants mais progressivement elle les dépassera et fera la police parmi eux. Cette technologie et son management (lequel a vocation a devenir le seul management énergétique à terme) , C’est l’interconnexion des réseaux e-gas et electrique. Contrairement à chelya , je pense que l’egas doit être majoritairement de l’hydrogène. Plusieurs raisons : maitrise technologique, coût de production bas, renouvellement de parcs (et du personnel dirigeant qui fera tout pour l’empècher) La révolution est donc managériale .. Mais elle ressemblera terriblement à une révolution technologique car les technologies seront les grandes gagnantes : vous les verres arriver dans votre quotidien alors que le monopole les aurait tuées bien avant le stade industriel

Verdarie

@ sonate Dire n’importe quoi ? C’est celui qui le dit qui y est ! Au lieu d’écouter Pierre, Paul ou Jacques, vous êtes vous un jour posé la question de ce que coûte réellement le pétrole comparé au coût du renouvelable ? Pour le pétrole il faut déjà le chercher puisqu’il n’y en a pas partout. Il faut donc des spécialistes dans ce domaine qui travaillent constamment sur ce sujet. Il faut ensuite des moyens et encore des spécialistes pour s’assurer de ce que l’on peut espérer trouver ? Il faut ensuite passer des accords de partenariats et de coopération qui répartirons les bénéfices entre ceux qui font les choses et ceux qui profitent de la manne. Donc des investisseurs et des travailleurs. Il faut ensuite pouvoir stocker ou transporter ce qu’on extrait ce qui demande encore des moyens supplémentaires .Pétroliers ou pilines qui fonctionnent encore avec des hommes. A l’arrivée il faut encore pouvoir stocker et même parfois transformer la matière brute. Ce qui demande des moyens et des hommes. Ensuite il faut encore pouvoir transporter pour distribuer le produit utilisable sur un territoire. Ce qui demande des moyens et des hommes. Il faut encore stocker sur place la matière utilisable pour ne l’employer qu’en fonction des besoins. Ca demande encore des moyens et des hommes. Tout ce travail pour quelques litres d’énergie pure qui nous éviteront beaucoup d’efforts. Ce schéma serait parfait s’il ne fallait pas lui rajouter en plus, toutes les maladies induites par les fumées et suies produites par toutes ces innombrables combustions et l’accumulation des gaz et vapeurs qui en réchauffant l’atmosphère finira par résoudre un jour ou l’autre le problème de la surpopulation mondiale.

Sicetaitsimple

Au fait, si les allemands sont un tantinet logique, une fois qu’ils auront perdu 12GW de nucléaire (laissant donc de la place pour du renouvelable sans nécessité de P2G), ils devraient également se préoccuper de leurs environ 6GW de groupes electrogènes au biogaz, non? Ce serait quand même idiot se faire à grand frais du Power to Gas alors qu’ils peuvent éviter de faire du Gas to Power en ajoutant simplement des traitements de gaz aux installations de méthanisation et en l’injectant sur le réseau plutôt que de le brûler bêtement au fil de l’eau.

Lionel-fr

Votre formulation est aberrante même si le problème que vous soulevez est pertinent. Je paraphrase : Ce serait idiot de lancer une technologie à même d’éradiquer le carbone fossile alors qu’on peut une miette de gaz. Vous comparez un truc microscopique infinitesimal avec le plus gros chantier énergétique de l’histoire. Quelque chose a dû vous échapper

Sicetaitsimple

“a dû vous échapper”….. Peut-être…Pour autant, vous qui êtes ( comme moi d’ailleurs) attentif aux risques géopolitiques dans le domaine de l’énergie, je suis surpris que vous ne vous étonniez pas que l’Allemagne crame tout au long de l’année 24/24 du biogaz ( à hauteur d’environ 6GW electriques soit environ 15 GW PCS de gaz) dans des groupes electrogènes. Allez, si le biogaz doit se développer en France, et je souhaite que ce soit le cas, de manière raisonnée et progressive, j’espère au moins qu’il le fera moins connement. Qu’au moins on tire le retour d’expérience des choix aberrants et mal controlés chez nos voisins. La loi EEG 2014, de ce point de vue, c’est juste un arrêt aux nouvelles installations biogaz. Un “moratoire”, pour reprendre un terme consacré. La reconnaissance d’un schéma déconnant.

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