L’entreprise Kokam a annoncé lundi avoir installé deux systèmes de stockage de l’énergie au Lithium Nickel Manganèse Cobalt (NMC), l’un de 24 MW / 9 MWh et l’autre de 16 MW / 6 MWh pour faire de la régulation de fréquence sur le réseau sud coréen.
Le système de 24 MW représenterait le plus gros système de stockage Lithium NMC utilisé pour de la régulation de fréquence au monde.
Opérationnels depuis janvier 2016, les deux nouveaux systèmes s’ajoutent au 16 MW / 5 MWh de lithium titanate oxyde (LTO) installés en aout 2015 par Kokam, et permettent ainsi au plus grand fournisseur d’électricité de Corée du Sud, Korea Electric Power Corporation (KEPCO) de disposer de 56 MW de stockage pour faire de la régulation de fréquence. Ces trois systèmes font partie du plus gros projet mondial de stockage pour la régulation de fréquence qui rassemblera un total de 500 MW de stockage sous forme de batteries lors son achèvement en 2017.
En plus d’améliorer la sécurité du réseau, le système de stockage de Kokam va permettre à KEPCO de réduire son besoin de réserve primaire, ce qui va en retour augmenter l’efficacité de ses centrales et va ainsi diminuer le coût de génération de l’électricité ainsi que l’usure normale de toutes leurs centrales. Les trois systèmes de stockage de Kokam permettront d’économiser 13 millions de dollars en coûts de carburants sur la durée de vie des systèmes, soit trois fois plus leur prix d’achat. Par ailleurs, les systèmes de stockage de Kokam vont permettre de faciliter l’intégration d’énergies renouvelables sur le réseau.
"Kokam se spécialise dans le développement de batteries pour les applications les plus exigeantes en terme de stockage, notamment la régulation de fréquence, qui nécessite de délivrer des puissances élevées, avec des temps de recharges courts, et des longs cycles de vie," a affirmé Ike Hong, vice président de la branche Power Solutions Division de Kokam. "Notre système de stockage donne à KEPCO l’outil dont ils ont besoin pour réguler avec précision et à moindres coûts la fréquence du réseau de Corée du Sud, accroissant ainsi sa stabilité et son efficacité tout en diminuant ses émissions de gaz à effets de serre."
"Les 56 MW de stockage installés par Kokam représentent un énorme gain pour la stabilisation de notre réseau, et nous espérons continuer à coopérer avec Kokam pour améliorer la sécurité du réseau électrique, diminuer nos coûts d’exploitation et réduire notre empreinte écologique" a ajouté pour sa part Hwanf Woohyun, Ph.D vice président de KEPCO et chef de la division Innovative Energy Business.
La technologie de batterie NMC ultra haute puissance
Les deux systèmes de 24 et 16 MW utilisent la technologie innovante de batterie NMC de Kokam. Elle est conçue pour des applications nécessitant de fortes puissances, comme la régulation de fréquence, les changements rapides de génération liés aux fermes éoliennes ou solaires, les alimentations électriques ininterrompues et le soutien de tension. Cette technologie se caractérise par :
• Une plus grande densité énergétique : qui permet de mettre jusqu’à 2,4 MWh d’énergie dans un container de 40 pieds, à comparer à 1~1,5 MWh de stockage pour des batteries NMC standard.
• Une durée de vie plus longue : Jusqu’à 10 000 cycles, à comparer à 3 000- 5 000 cycles pour des batteries NMC standard, ce qui accroît nettement la durée de vie.
• Une meilleure charge, décharge et des puissances maximales plus importantes : jusqu’à 4C en charge, 8C en décharge et une puissance maximale de 15C, à comparer à 2C, 3C et 4C pour les technologies concurrentes. Cela permet au système de recevoir et donner plus de puissance au moment opportun.
• Une dissipation de chaleur plus efficace : Avec un taux de dissipation de chaleur 1,6 fois meilleur que les technologies standard, la technologie de Kokam peut être plus sollicitée pour des périodes plus longues sans que les performances ou la durée de vie de la batterie ne soient degradées.
Les deux systèmes de stockage utilisent aussi le container de 40 pieds KCE de Kokam, qui bénéficie d’un système de refroidissement direct, d’un système de ventilation, chauffage, climatisation qui régule uniquement la température à l’intérieur des racks plutôt que celle du container tout entier. Ceci permet de réduire de 70% la consommation de l’air conditionné par rapport aux containers standards.
( src – Kokam )
Bonjour, merci pour cette information. Attention aux unités, il s’agit bien d’énergie qui est stockée et pas de puissance. C’est donc des KWh qu’il convient d’utiliser ou des thermies ou des équivalent-pétrole ou des joules : ) Pierre.
le stockage “de régulation” continue de progresser autre arguments: réduire son besoin de réserve primaire, ce qui va en retour augmenter l’efficacité de ses centrales et va ainsi diminuer le coût de génération de l’électricité ainsi que l’usure normale de toutes leurs centrales. Les trois systèmes de stockage de Kokam permettront d’économiser 13 millions de dollars en coûts de carburants sur la durée de vie des systèmes, soit trois fois plus leur prix d’achat. Par ailleurs, les systèmes de stockage de Kokam vont permettre de faciliter l’intégration d’énergies renouvelables sur le réseau. les batteries ne font pas que coûter, elle rapportent aussi, n’en déplaise à certains. sans parler de la qualité du réseau pour des applications où les intruments de mesures en ont besoin ou les monitoring médicaux par exemple.
Ce sont des batteries, certes, mais ce n’est pas du stockage! C’est un instrument de gestionnaire de réseau dont j’ai déjà dit qu’il avait certainement de l’avenir. Cf l’article parallèle sur le même type de projet par EDF EN aux US: “A titre illustratif, vous avez sur cette brochure en page 3 ce à quoi ça peut ressembler en profil de fonctionnement ( c’est marqué clairement, mais notez que l’abscissse est en minutes, pas en heures!) ” … e-2015.pdf
Il s’agit juste de déplacer une fonction (le réglage primaire de fréquence) des groupes “classiques” ( nucléaire, fossile, hydraulique) qui l’ont historiquement assurée depuis que l’électricité existe vers ces nouveaux moyens à base de batteries. Why not. Si c’est moins cher et plus efficace, il n’y a pas de raison de s’en priver. A noter que si c’était adopté en France, ça permettrait de produire un peu plus de nucléaire à parc constant.
il faut se projeter , ces premiers systèmes vont encore se perfectionner et le prix baissera, de régulation on passera à stockage primaire et plus! surtout si “qqun” imposait un certain niveau de stockage pour toutes nouvelles installations de prod!
certainement. Mais n’oubliez pas qu’un moyen de stockege d’électricité ne crée pas d’énergie et même en consomme. Même s’il coute peu, c’est pas évident à justifier économiquement..
Je n’ai pas considéré l’ACV du système. Ceci dit, tant que la fonction reste le réglage primaire, les quantités en jeu restent limitées , 700MW de besoin en France par exemple et une capacité de stockage assez réduite (9MWh pour 24MW dans ce cas). Si bien sûr on veut faire du “Tech”, ça change pas mal les choses.
Vous faites bien de signaler la nuance entre énergie est puissance, mais (pour une fois) il ne semble pas y avoir trop de soucis dans cet article sur ce point. Le texte semble cohérent. Car un systeme de stockage est caractérisé à la fois par une puissance et a la fois par une qté d’energie stockée. Ici pour faire du réglage primaire (ce qui veut dire action trés rapide), c’est surtout la puissance qui compte. Donc on a une dépense de 13M$/3 =~4M$ pour 56MW de puissance et 20MWh d’energie. Pas trés cher effectivement, ça fait 0.07$/Wc et 0.2$/Wh . @70K$ / MW, effectivement, c’est compétitif vis a vis du cout de la réserve de puissance, quelque soit le mode de production, surtout si elle est nucléaire.
je l’ai mentionné, devoir de réserve (nucléaire bien sur!) dans certains cas une bonne régulation n’a pas de prix! imaginez que vous soyez opéré à distance via fibre optique et que les ordres aux robots du chirurgien passent mal car le courant subit des micro-coupures ou est mal régulé! trop content alors d’avoirs un système qui réagit hyper rapidement! exemple exrtrème bien évidemment! ou alors plus près de vos péoccupations primaires! les groupes électrogènes de secours de la centrale ne démarrent pas alors que les pompes doient fonctionner et que la centrale ne produit pas. et à ce moment la consommation égale la prod! bien content d’avoir une petite réserve pas trop loin qui pourrait permettre de fournir du courant aux pompes et de gagner du temps non?
c’est vrai que le stockage nuke, c’est plusieurs centrales surnuméraires!!! ou qu’en s’accaparant l’hydro pas de soucis!!!
C’est vrai que c’est angoissant, la perte de réseau quand vous vous faites opérer, en plus à distance. Il faut absolument remédier à ça….. Un conseil, évitez de traverser une rue et encore mieux ne vous levez pas le matin….
En principe, les salles d’opération sont sur onduleur, avec switch automatique sur onduleur de secours en cas de panne du premier… en attendant que le / les groupes démarrent. Mais mis à part les rares cas ou une perte d’alim ne peut être tolérée, le groupe électrogène reste le moyen de backup de loin le plus efficient, et de toute façon indispensable, il est complémentaire de l’onduleur. Le probleme des stockages à batteries, c’est le ratio cout du stockage / Mwh 1Mwh c’est maxi 500L de fioul, soit 250€ au cours actuel. Contre 70K€ pour les batteries ci dessus, faudra que les prix des batteries baissent sacrément beaucoup pour être rentable…. Sachant que en sus, on doit remplacer les batteries régulierement (5 à 10 ans), fiabilité oblige…
Attention, je parle ici d’un usage en backup (par définition un backup est peu solicité, genre une fois l’an, pas 3000x). Si vous souhaitez faire de la régulation à plein cycles 10x/jours , c’est différent. Les batteries coutent cher en stockage de masse mais peuvent s’envisager en soutien d’hyper pointe (peu de MWh, beaucoup de puissance dispo trés rapidement pendant peu de temps, sujet de cet article). Concenrnant l’usage des batteries de VE, pour de la régulation en cycle profonds (stockage de masse), j’y crois pas trop (techno pas focemment adaptée…). Le cout d’usure de la batterie dépasse souvent le cout de l’énergie elle même. Par contre à des fins de régulation primaire (action quelques minutes, peu de décharge), c’est effectivement une bonne idée, Le plus gros souci sera la question de la garantie de disponibilité. Mais avec l’informatique, ça peut se gérer. Mais si on en arrive là, ça peut aussi se gérer par l’effacement de certaines consos (sites industriels…), c’est une autre voie envisageable.
a 6CT non pas anxieux, j’ai bien prcisé que c’est un exemple extrême, mais c’est dans ces cas que le prix de la solution ne compte plus! A Hervé ah mais bien sur j’utilise de l’elec nuke et c’est pas l’hydro qui me sauve, mais le thermique avec les groupes électrogènes au gas oil , bien sur! soyez cohérent vous n’arrétez pas de dire que le nuke est sans CO2 mais la bequille c’est le CO2 ce que vous reprochez à l’intermittence de certzines ENR! donc c’est comme ça vous arrange quoi!
Je ne crois pas avoir écrit qu’il fallait stopper l’utilisation de l’hydraulique. Le nuke fait actuellement entre 70 et 80%. Dans ce qui reste, en gros L’hydrau fait 50%, le thermique le reste. Sachant que le PV mangera une partie du thermique dans un futur proche. Le mix Electrique Français est dans sa configuration actuelle quasimment décarbonné (vis a vis des autres mix a niveau hydraulique comparables). Maintenir cela en abandonnant le nuke risque d’être particulièrement couteux… A bon entendeur, salut!
>Sachant que le PV mangera une partie du thermique dans un futur proche. Heu! non pas du tout! ça ne marche pas comme ça! Les ENR font que la demande nette des productions ENR – diminue – mais garde une forte volatilité : quasiment inchangée actuelleemnt, mais elle sera en hausse lente puis plus rapide avec la hausse de la pénétration des renouvellables. Tout se passe donc comme s’il y avait surproduction des moyens en base… qui sont utilisés en demi base ; les moyens de demi base sont chassés vers la pointe et tout le monde pert de l’argent! (le fameux “missing money”) y compris le nucléaire : les prix ne sont plus assez rémunérateurs pour payer le grand carénage ; donc EDF va réduire la voilure Au final, les ENR se seront substitué à du nucléaire et les moyens de demi base (qui utilisent des énergies fossile) retrouveront leur marché. Il n’y aura pas de baisse des émissions de CO2 à l’équilibre. On ne les observe que dans la phase transitoire
C’est vrai qu’avec 34,1TWh de production à base de fossiles en 2015, soit 6,2% de la production nationale ( chiffres RTE), il va devenir de plus en plus compliqué de faire beaucoup mieux! Mais c’est encore possible dans le “futur proche” qu’évoquait Hervé (disons 5 à 10 ans). Après effectivement ça se complique un peu, mais si ça remonte ça ne devrait pas remonter normalement très vite ni très haut, sauf bien entendu changement complet de stratégie sur le nucléaire.
@ Lucas, Vous n’avez pas tord mais… Dans une certaine proportion, le PV dont la production est +/- en phase avec le besoin peut se substituer aux fossiles sans trop toucher au nuke et donc sans contribuer à augmenter les émissions de GES. On peut même espérrer une baisse quoique il n’y ait plus grand chose à gagner. Cette contribution sera en concurrence avec le role de l’hydrau, mais je pense que si on reste a des niveaux raisonnables (~5% du mix) ça peut être bénefique au global. L’eolien par contre est assez désastreux sur ce plan, là vous avez parfaitement raison . Plus on en mettra plus on augmentera (à terme) les émissions de GES via le mécanisme que vous citez.
Le PV a une productionlors des heures de forte demande … en été Mais la saisonalité de la poduction PV est inverse de la saisonnalité de la demande cela contribue à accentuer les surproductions en été, cad dans la période où le nucléaire est déjà en surproduction , magrè les nombreux arrêts de tranche La pénétration optimale de l’éolien et du PV pour diminuer les émissions de gaz à effet de serre ….c’est la situation actuelle, ou plutôt celle de 2014, caractérisée par – le prix de l’ARENH= prix du marché = coût de production du nucléaire historique à long terme (donc avec grand carénage et augmentation de la durée d’amortissement de 10 à 15 ans) donc une situation où il n’y a plus de rente nucléaire, mais où celui ci reste rentable
Pas vraime,t Si vous regardez l’ondulation journalière, elle est relativement constante sur l’année, elle est meme un peu plus forte en été. Biensur, le PV en hiver est pittoyable, mais en bilan annuel, il peut aider l’hydraulique à “manger” un peu plus de fossiles.
>mais en bilan annuel, il peut aider l’hydraulique à “manger” un peu plus de fossiles. et donc à diminuer la durée où les énergies fossiles sont “marginales” , cad déterminent les prix sur les marchés de gros dérégulés ce qui faire baisser encore un peu plus les prix …. pour qu’ils remontent, il faudra – soit une baisse de la production nucléaire, c’est ce qui est prévu dans la Loi LTECV -soit une remontée du coût des énergies fosilles, par exemple par une augmentation du prix du CO2 à laquelle personne ne croit plus – soit encore l’abandon des mécanismes de rémunération par le marché : vive les subventions pour tout le monde Pour l’instant la solution 1 est la plus probable …
De toute façon, le nucléaire n’est pas forcemment optimal pour gérer les variations de la conso. Si on peut arriver à faire ça sans recours aux fossiles c’est trés bien car dans ce cas on est pratiquement à 0 emissions CO2 pour le mix électrique. Ce qui serait con, c’est d’augmenter nos emissions de GES pour permettre d’intégrer des ENR censées les faire baisser… le tout en payant plus cher et en creusant un peu plus le déficit comercial… solution perdant perdant… Je crais que votre solution 1 aille en ce sens…
>Ce qui serait con, c’est d’augmenter nos emissions de GES pour permettre d’intégrer des ENR censées les faire baisser… le tout en payant plus cher et en creusant un peu plus le déficit comercial… solution perdant perdant… Je crais que votre solution 1 aille en ce sens… On est en plein dans la solution 1! regardez les prix : sur 2 mois de 2016, le prix moyen est de 25€/MWh en Allemagne et 29€ en France Tout le monde pert de l’argent, donc les électriciens revoient à la baisse les investissements ; EDF a un grand carénage à financer avec un coût de production de l’odre de 35 à 40€ /MWh (aussi longtemps que l’opérateur pourra bénéficier de la baisse des taux d’interêts cad n’affichera pas un profil de risque trop élevé) prix < coûts => réduction des investissements et des capacités
Effectivement, aujourd’hui il n’y a aucun investissement rentable dans ce secteur ( électricité) hors subvention sous une forme ou sous une autre….C’est une façon de revenir à une situation de régime plus ou moins régulé, que certains avaient jeté aux orties il y a une vingtaine d’années (ah, Sir Leon Brittan…). La solution me parait plutôt passer par votre solution 2 ( augmentation du CO2). Il est d’ailleurs croustillant de constater que les seuls à l’avoir mise en oeuvre de façon volontaire sont nos voisins anglais! Si Sir Leon Brittan est mort, ce que j’ignore, il doit se retourner dans sa tombe! Mais là c’est compliqué… et surtout c’est très peu efficace si ce n’est pas européen. On comprends que les Polonais y soient opposés, mais visiblement notre “géant vert” allemand n’y est pas non plus très favorable….
D’abord, j’ai regardé, Sir Leon Brittan est décédé début 2015, paix à son ame. Ensuite, le gros avantage de la taxation du CO2, de mon point de vue, c’est que c’est réellement pilotable au niveau européen, en tenant compte des impératifs de compétitivité. Ni trop, ni trop peu, si les prix des fossiles remontent on peut temporiser voire revenir en arrière pour compenser des augmentations importantes du prix des combustibles.. Et surtout ça touche pas uniquement l’électricité, mais potentiellement l’ensemble des energies fossilles.
Je rappelle que dans le cadre de la LTECV, le prix de la tonne de carbone en France passera à 56€ d’ici 2020 (dans 4 ans), et 100€ en 2030 (date de mise sur le réseau des premiers EPR optimisés en remplacement du parc nucléaire historique). Et vu que cette partie de la loi est totalement consensuelle, on peut espérer que la solution 2 s’impose…
J’avoue avoir le même scepticisme vis-à-vis de ces objectifs de prix du CO2 que vis-à-vis du “50% de nucléaire à l’horizon 2025”. Je suis donc sceptique sur les deux, alors que visiblement vous faites votre choix en gardant l’un et en oubliant l’autre. Dans tous les cas, un prix du CO2 “unilateral francais” est comme je le dis au-dessus une connerie au moins pour la production d’électricité. On a produit en 2015 6,4% de l’électricité francaise par des fossiles, augmenter unilatéralement le prix de la tonne de CO2 c’est juste “tuer” ces centrales pour voir la même quantité importée depuis l’Allemagne, l’Espagne ou l’Italie, voire le RU (toutes choses égales par ailleurs bien entendu).
Effectivement, s’imposer un prix du CO2 tout seul s’est se tirer une balle dans le pied. En revanche 100 €/tonnes de CO2 aurait beaucoup de sens en Allemagne rien que pour l’électricité : 300 millions de tonnes par an à 100 millions d’Euros le million de tonne, ça fait un signal prix de 30 milliards d’Euros pour la seule électricité. Et si on considère la totalité des émissions allemandes de GES, ça grèverait le budget de 100 milliards d’Euros/an. Bon, les écologistes allemands vont sûrement réfléchir à la question… entre deux manifs contre le nucléaire français.
Dan2, aujourd’hui c’est Dan1… dont le doigt est allé une touche trop loin !
Taxer le CO2 de la production electrique en Allemagne aurait effectivement du sens alors que ça en aurait beaucoup moins en France. C’est bizarre, nos voisins ne semblent pas y être très favorables? Comment se fait-il?
Je voulais dire par là que personne aujourd’hui n’annonce vouloir revenir sur la partie de cette loi impactant le prix de la tonne de carbone, et que même ce serait très difficile politiquement de revenir sur cette mesure de bon sens sans passer pour le pollueur de service. À l’inverse, tous les candidats à la primaire LR ont déjà annoncé qu’ils reviendraient sur la décision de fermer Fessenheim et donc, on s’en doute, sur les 50% de nucléaire en 2025.
>À l’inverse, tous les candidats à la primaire LR ont déjà annoncé qu’ils reviendraient sur la décision de fermer Fessenheim et donc, on s’en doute, sur les 50% de nucléaire en 2025. là n’est pas la question! la question c’est EDF pourra t il avoir des prix suffisant pour financer son grand carénage? ou tout au moins la partie du grand carénage qui est déjà engagée de façon irréversible. Pour l’instant, la réponse est non! non, au moins jusqu’en 2022, date de fermeture du nucléaire par les allemands ; cette fermeture supprimera les surcapacités de production qui pèsent sur les prix actuellement il reste à tenir jusqu’en 2022….
C’est vrai que 6 ans,comme ça… ça va sembler très long…
“là n’est pas la question!” Si. Enfin c’est du moins celle posée par 6ctsimple le 21/03 à 18h18. Quant à la situation financière d’EDF, tout dépendra de décisions politiques, qui peuvent aller aussi bien et aussi vite dans un sens que dans l’autre. Il faut avoir en tête plusieurs éléments : 1) Même si le marché de l’énergie électrique (marché de kWh) est bas, EDF va bientôt tirer des revenus supplémentaires en France du marché de capacité (marché de kW). Ce marché sera mis en place cet hiver, si les recours lancés par l’Anode sont épuisés d’ici là. Mais le marché est en surcapacité me direz vous : les prix du marché de capacité seront eux aussi bas ! Eh bien probablement beaucoup moins, dans la mesure où le PV et l’éolien, qui avaient mis le marché “normal” en surcapacité, ne sont que peu valorisés sur ce nouveau marché. Par ailleurs, le contexte de prix bas de l’énergie favorisait un transfert de bénéfices entre les opérateurs classiques et les opérateurs “virtuels” type Direct Energie : Le prix de marché baissait, et donc avec les coûts d’achat d’électricité de ces opérateurs, tandis que de l’autre côté leur chiffre d’affaire par client augmentait (puisque leurs tarifs pour les particuliers sont indexés sur le tarif réglementé). Le marché de capacité va donc organiser un transfert financier inverse en France, des opérateurs virtuels vers les opérateurs classiques, et donc réduire les écarts de bénéfice entre les opérateurs qui possèdent des moyens de production et ceux qui n’investissent pas (raison pour laquelle l’Anode se bat bec et ongles contre ça). 2) Qui dit marché en surcapacité, dit besoin de fermer ces capacités en trop. Et c’est en train de se faire partout en Europe, avec notamment des tranches au gaz et au charbon, et des tranches nucléaires. Rappelons que si EDF est dans une situation délicate, ses concurrents (Engie, RWE, E.On, Vattenfall) sont tous carrément dans le rouge avec des pertes qui se chiffrent en milliards. Pour eux, fermer leurs tranches au gaz et au charbon, sur lesquelles ils font des pertes considérables, est un impératif de survie. Cela devra donc se faire assez rapidement. Càd d’ici à 2022… “il reste à tenir jusqu’en 2022” Mais 2022 c’est demain ! C’est une échéance incroyablement rapprochée à l’échelle de l’industrie énergétique. Et comme on commence à le voir en ce moment, l’Etat reste, que cela plaise ou non, plus ou moins garant pour EDF. Donc l’entreprise devrait s’en sortir. Le risque à mon avis viendra plus de la Direction Générale de la Concurrence au sein de la Commission Européenne, qui veut assurément limiter le poids d’EDF sur le marché européen.
Il faut voir aussi que les surcapacités sur le marché électrique ne tiennent pas que au PV et à l’éolien (même si ces énergies n’ont pas amélioré la situation, loin de là) : Elles tiennent au fait qu’on est en train de passer d’un marché de l’électricité national, français, à un marché européen. Et ce grâce à la construction d’interconnexions par les gestionnaires de réseau, ainsi que grâce au couplage marchand de ces réseaux entre eux. Or lorsqu’on mutualise les marchés du continent, on fait des économies d’échelle : Il y a besoin par exemple de moins de capacités de production en pointe pour un marché européen unifié que pour 28 marchés isolés. Donc même sans ENR, il aurait quand même fallu fermer des tranches gaz et fuel. Et ceux qui vont en souffrir, c’est naturellement ceux qui possédaient plein de ces capacités : Les allemands, les italiens, les espagnols, les anglais… Bref, dans les tendances actuelles, tout est fait pour accroitre la position dominante d’EDF : – Elle était déjà grosse à la base, sur un marché où les effets de taille sont primordiaux – Elle est au centre du continent, très bien interconnectée, elle a donc bénéficié très tôt des possibilités d’exportation – Son parc de production (nucléaire + hydraulique) est très compétitif en Europe et va l’être encore plus avec la transition énergétique. Et l’entreprise a même investi massivement dans les énergies renouvelables, jusqu’à être le plus gros producteur ENR d’Europe ! (28GW installés) La seule vraie menace de long terme pour EDF, c’est donc bien l’autorité de la concurrence !
Les choses pourraient bouger plus rapidement qu’on le pensait :