Le français Akuo Energy, producteur indépendant d’énergies renouvelables, a annoncé mercredi la finalisation du financement dans leur totalité de ses quatre projets alliant photovoltaïque et solutions de stockage, soit une capacité installée et en construction de 29 MWc.
Combinant des projets photovoltaïques et solutions de stockage, Akuo Energy dispose à ce jour d’une capacité de 29 MWc qui se décompose en quatre projets : Bardzour (Réunion), 9 MWc, Olmo 1 (Corse), 4 MWc, Mortella (Corse), 7 MWc, et Les Cèdres (Réunion), 9 MWc.
Attributaire de plus de 50% de la capacité proposée dans cette catégorie lors de l’appel d’offres CRE (Commission de Régulation de l’Energie) 2012, l’industriel français confirme avoir relevé avec succès ce défi, grâce notamment à un programme de recherche et développement sur les systèmes insulaires avec stockage démarré dès 2011.
– les quatre projets attribués à Akuo Energy ont aujourd’hui été intégralement financés ;
– deux de ces quatre projets, soit une capacité installée de 13 MWc, sont déjà en service ;
– la construction des derniers projets a déjà été lancée, en phase avec le calendrier imposé.
Des projets exemplaires
Au-delà d’injecter un profil de production stationnaire et totalement prédictible sur le réseau, ils allient tous une composante (Agrinergie®) forte qui est le propre des projets solaires développés par Akuo Energy : cultures maraichères, horticoles, de plantes aromatiques et apiculture pour les quatre projets.
Véritables vitrines de la capacité d’Akuo Energy à développer des projets en parfaite osmose avec leur environnement et qui bénéficient directement à l’économie locale, les projets Bardzour et Les Cèdres vont encore plus loin : serres d’Agrinergie® anticycloniques et programme de formation et de réinsertion sociale de 240 détenus de la prison du Port, site d’implantation du projet Bardzour, ombrières à poissons permettant de favoriser l’élevage de tilapias rouges et d’esturgeons sur le site des Cèdres.
Eric Scotto, Président et cofondateur d’Akuo Energy, s’est exprimé sur le sujet à l’occasion de cette annonce : "Nous sommes extrêmement fiers de ces réalisations : non seulement Akuo Energy est aujourd’hui le leader mondial des centrales de production d’électricité photovoltaïques couplées avec des solutions de stockage mais bien plus encore…"
Avant d’ajouter : "… Nous avons aujourd’hui démontré concrètement que la limite à la proportion d’énergies renouvelables eu égard à la stabilité réseau dans le mix énergétique des milieux non-interconnectés n’avait plus lieu d’être, dans le parfait respect du cahier des charges et du calendrier imposé par la CRE ; su convaincre des prêteurs de tout premier rang de la solidité et de la fiabilité de technologies déjà existantes, ne nécessitant donc pas d’innovation majeure ; à nouveau prouvé que ces projets avaient toutes les capacités intrinsèques pour non seulement s’intégrer parfaitement dans leur environnement mais encore favoriser l’économie locale et l’emploi. Je souhaite aujourd’hui chaleureusement remercier les équipes d’Akuo Energy, les partenaires industriels et financiers de nos projets pour avoir permis autant d’avancées majeures qui bénéficient déjà aux générations actuelles."
Objectif îles autonomes
Les énergies renouvelables sont particulièrement adaptées aux environnements insulaires : les ressources en vent, en soleil, y sont en général très abondantes ; l’isolement des îles et leur noninterconnexion les rendent dépendantes de l’importation d’énergies conventionnelles, soit une facture énergétique élevée qui rend immédiatement compétitives les énergies renouvelables.
Pour autant, l’intermittence de l’énergie solaire et éolienne obligeait jusqu’alors à limiter leur proportion dans le mix énergétique insulaire afin de ne pas fragiliser l’équilibre réseau.
En introduisant pour la première fois en 2012 dans son appel d’offres une catégorie projets photovoltaïques couplés à des solutions de stockage, l’objectif de la CRE a donc été de démontrer de façon empirique que cette limite n’avait plus lieu d’être.
Cela au travers d’un cahier des charges extrêmement strict : les batteries, en absorbant le surplus d’électricité produite (écrêtage), ou au contraire en relâchant l’électricité stockée (lissage), permettent de réaliser au niveau de la centrale la régulation de puissance en soutien au réseau électrique : la centrale solaire injecte donc dans le réseau un profil de production parfaitement stationnaire, dont le niveau aura été défini conjointement la veille avec l’opérateur, et qui sera donc décorrélé des aléas climatiques (par exemple un passage de nuages).
Bravo à AKUO, car les financiers sont assez frileux avec le stockage. Mais le prix reste dissuasif : à plus de 400 euros le mégawatheure (source CRE), le stockage ne pourra pas se généraliser. Chez Energiestro nous développons une solution de stockage par volant qui réduira considérablement ce prix grâce à la très longue durée de vie des volants. D’ailleurs AKUO ne dit pas ce qu’il adviendra de ce parc quand les batteries seront fatiguée.
…Apparement c’est Saft qui s’occupe de tout: Là où je trouve celà encore étonnant, c’est “l’intégration” au milieu environnant avec des serres, des détenus ouviers et encore plus avec les ombrières à poissons.
Plutôt que de laisser croire que … ça y est, le problème du stockage de l’électricité intermittente est résolu, il aurait été honnête de dire que ces systèmes de stockage par batteries ou par volant d’inertie n’ont qu’une capacité de stockage de quelques minutes, soit le temps de démarrage et de montée en régime des groupes électrogènes de secours à moteur diésel qui restent eux, les seuls “vrais” secours !
pour 9MWc d’installation PV il y a 9MWh de stockage batterie lithium ion. 9MWh cela fait déjà un gros groupe électrogène non! et on est déjà plutôt à 4 heures que quelques minutes! si vous lisez un peu les docs d’akuo et de Saft vous verrez que la puissance PV utilisée est celle à 40% du max PV pour grantir une prod continue. ouvrez les yeux, les ENR ce n’est plus du bricolage avec un panneau solaire et une batterie de camion! il y a nettement plus de puissance de calcul dans les processeurs de ces systèmes que dans ceux de toutes les centrales réunies !!! comme par exemple dans les derniers téléphones par rapport aux premiers PC!
Et où avez vous vu que la capacité des batteries est de 9 MWh pour 9 MWc installés ? Donnez nous donc le lien !
¤ Soit neuf conteneurs standards de un MWh chacun. Cela permet le lissage et la répartition d’une journée de production solaire en une journée de consommation, avec environ 40% de la puissance nominale garantie aux heures de consommation. Peu de différence entre été et hiver à La Réunion.
“Mais le prix reste dissuasif : à plus de 400 euros le mégawatheure (source CRE), le stockage ne pourra pas se généraliser”.
Stockage de 9 MWh: Effectivement, les batteries semblent prévues pour cette capacité. Par contre, on ne décharge jamais une batterie complètement. Quand on prévoit un grand nombre de cycles de charge / décharge, il est bien sûr impossible de décharger profondément ces batteries et on doit se contenter d’une utilisation entre 80% et 100% de charge par exemple, ce qui nous conduit à une autonomie de l’ordre de 10 minutes permettant de démarrer et “chauffer” un groupe diésel qui prendra ensuite le relais. Ceci est décrit par exemple ici: (il s’agit ici certainement de “petites batteries”, je n’ai pas trouvé ni cherché de document relatif à des batteries de cette taille avec un nombre de cycles beaucoup plus important).
C’est plus pour du Li-Ion (la profondeur de décharge admissible). Ceci dit, l’objet ici n’est pas reellement de faire du “stockage” ( au sens je stocke dans la journée pour décharger le soir), mais plutôt d’assurer une production “pilotée” de l’injection sur le réseau de l’ensemble PV+batterie, en gommant les pics (milieu de journée) et les creux (passages nuageux). Ca coute aujourd’hui cher c’est sûr, mais ça a du sens a terme dans les systèmes non interconnectés et bien ensoleillés, parce que là la référence de prix de l’électricité c’est une production à base diesel fioul.
je ne dirais qu’un mot à 6CT pour son explication à Papy papijo : Merci :o)) Nous ressortir la scie de la recharge de batterie à 80% comme argument il fallait le faire. et comment cela fonctionne les chariots élévateurs pour déplacer lles palettes de fret? jusque là très bien avec des batteries qu’il fallait recharger la nuit ou le jour pour celui qui était utilisé la nuit chez Wall mart ils ont tout compris passage au H2 avec pile à combustible sur les chariots chargement en qq minutes au lieux de plusieurs heures. cela viendra bien ailleurs un jour où l’autre go AL go ;o)
pour le merci, mais vous remarquerez bien que je fais une différence entre les situations, et que ce qui a certainement à un terme relativement proche un interet dans les DOM où le coût moyen du MWh est supérieur à 200€ n’est pas économiquement transposable au même horizon dans un grand réseau interconnecté relativement robuste comme le réseau européen où le prix actuel est plutôt autour de 40€.
Nous sommes bien d’accord donc: ces batteries n’ont pas pour objectif un stockage journalier, mais juste de permettre le démarrage des diésels de secours (ou d’attendre que le petit nuage ait fini de passer) pendant quelques minutes. Par curiosité, avez vous des infos sur la profondeur de décharge des batteries utilisées dans ces systèmes de stabilisation des réseaux ?
Pas complètement d’accord, je pense que vous avez en tête le fonctionnement d’un tout petit système isolé, je pense plutôt au fonctionnement de systèmes type DOM (typiquement 300 ou 400MW), où ce type de système va pouvoir permettre de piloter la puissance ( bien entendu à un niveau variable selon l’ensoleillement de la journée). Concernant la profondeur de décharge, c’est relié au nombre de cycles. Sans vouloir faire de pub, vous pouvez télécharger la plaquette SAFT “durée de vie des batteries”ici: La courbe est en page 1 en bas à droite.Par exemple, SAFT affiche 7000 cycles ( soit environ 20 ans sur un cycle journalier) à 50% de profondeur de décharge.
à moitié d’accord sur l’intérêt seulement piur les DOM, je dirais tous les sites isolés et par la multiplication le prix baissera automatiquement. il faut ouvrir la spirale de développement et ne pas rester dans le blocage de l’oeuf et de la poule bon week-end
Merci pour votre lien, mais … il ne précise pas comment accéder à votre courbe. En fouillant, j’ai juste trouvé cette info: “Long life (20 years with daily cycles at 60% depth of discharge)” sans précision s’il s’agit d’une décharge à la capacité nominale ou à très faible puissance (pour des batteries Li-Ion type “Intensium max” en conteneur de 1 MWh à puissance pic / continue de 500 kW). Disons que l’on a droit à un seul nuage par jour si on veut tenir 20 ans, et peut-être 10 ans de durée de vie en condition réelle ! Dans tous les cas, on est encore très très loin de l’autonomie “jour + nuit”, sauf pour des applications “de milliardaire” !
J’imagine que c’est moi que vous remerciez… Effectivement, mon lien n’est pas suffisant. Il faut que vous tapiez ” intensium” dans le nom du produit, et là vous tombez sur une nouvelle page avec “fiche d’information produit” et “durée de vie des batteries Li-Ion.
Effectivement, c’était bien vous … Toutes mes excuses. Grâce à vos infos, j’ai finalement trouvé cette brochure à l’adresse: Merci beaucoup … mais malheureusement, ils n’indiquent pas en clair quelle durée de vie on peut espérer en condition réelle d’exploitation. Je pense néanmoins que cela ne remet pas en cause ce que je disais plus haut
Effectivement, mais c’est aussi le but de ce type de projet, valider en conditions reelles et dans la durée un certain nombre d’hypothèses et affiner des stratégies de production/charge/décharge (donc une plus ou moins bonne régularité de la production injectée sur le réseau) en regard de la profondeur et du nombre de cycles, et donc de la durée de vie. Je me répète et même me recopie, ça coute aujourd’hui cher c’est sûr, mais ça a du sens a terme dans les systèmes non interconnectés et bien ensoleillés, parce que là la référence de prix de l’électricité c’est une production à base diesel fioul. La date du “à terme” étant fonction de la vitesse de diminution annoncée du prix des batteries.
Espérer qu’un jour on arrivera à produire une part importante de l’électricité des “zones non interconnectées” avec un système photo-voltaïque + batteries à un coût comparable à celui des groupes diésel, je n’y crois pas, à moins d’une découverte inattendue. Après tout, les voitures électriques ont été compétitives il y a un peu plus d’un siècle, mais depuis (grâce notamment à l’invention “inattendue” du carburateur), à cause du problème des batteries, elles n’ont jamais fait le poids par rapport aux voitures à essence. On voit un peu partout, et même sur Enerzine, des gens prétendre que le système ENR + batteries va nous permettre de nous passer totalement des énergies fossiles et nucléaires et que ces technologies “existent”. Ces positions erronées sont entretenues par des phrases comme celles relevées ci-dessus: “l’intermittence de l’énergie solaire et éolienne obligeait jusqu’alors à limiter leur proportion dans le mix énergétique insulaire afin de ne pas fragiliser l’équilibre réseau. En introduisant pour la première fois en 2012 dans son appel d’offres une catégorie projets photovoltaïques couplés à des solutions de stockage, l’objectif de la CRE a donc été de démontrer de façon empirique que cette limite n’avait plus lieu d’être.” En intervenant sur cet article, mon but était simplement de rappeler que non, cela n’existe pas et qu’on en est au moins aussi loin que les voitures électriques de 1900 le sont de nos voitures essence/diésel de 2014 ! (et bien sûr je ne parle pas des coûts)
“On voit un peu partout, et même sur Enerzine, des gens prétendre que le système ENR + batteries va nous permettre de nous passer totalement des énergies fossiles et nucléaires et que ces technologies “existent”. ” Je ne pense pas en faire partie! Ce que je dis simplement, c’est que dans les DOM, le coût d’un MWh fioul ( diesel ou turbine à combustion qui constitue le plus gros de la production) doit être autour ( excusez moi il faudrait chercher coté CRE pour des chiffres précis) de 300€/MWh dont environ les 2/3 rien qu’en combustible, que dans ces conditions du PV au sol est certainement déjà compétitif, mais que sa pénétration ne pourra dépasser un certain seuil que s’il devient pilotable. La cible est dans ces eaux-là ( 200€/MWh), on n’y est pas encore pour un gros système avec batteries mais ça ne parait pas hors de portée dans quelques années sous réserve, omme précisé plus haut, d’assister à une baisse du prix de celles-ci. Mais la nuit restera la nuit et les jours d’hiver nuageux continueront à exister, il faudra bien continuer à avoir des diesels ou turbines! Simplement ils ou elles avaleront moins de fuel, et la CSPE ZNI baissera peut-être.
votrelecture préférée, doi êtrel”almanqchvermot 1900 (si il existait à cette époque)! vous n”avez aucune idée des performances de batteries récentes, mais vous les critiquez par principe! vous ne lirez nulle par que seul le PV plus batterie permettra de remplacer les énergies fossiles, mais vous prétendez que c’est ce qui se lit sur Enerzine! l’invention du carburateur! regardez ce qui a chnagé dans les cellules OV on est passé de qq% de rendement à plus de 40 % pour les cellules à concentration! er que ferez vous de votre carburateur quand vous n’aurez plus de carburant? cette implémentation est positive et permettra à ces zones de ne plus attendre avec impatience et/ou anxiété l’arrivée du tanker de pétrole pour alimenter leurs centrales!
Détrompez vous. Je ne prétends pas qu’il n’y a eu aucun progrès. Ce que je dis, c’est qu’aujourd’hui, il est impossible de se passer des fossiles (ou du nucléaire ou de l’hydraulique – pour les pays qui en ont la possibilité). Il y a toutefois eu un progrès. Auparavant, sur un petit réseau, quand (par exemple) un parc photovoltaïque de X MW fonctionnait, il fallait maintenir en réserve un groupe électrogène de X MW à puissance réduite, prêt à prendre instantanément le relais si par hasard un nuage venait à passer par là. Aujourd’hui, on a donc des batteries qui permettent d’arrêter le groupe diésel quand le photovoltaïque fonctionne. Quand le nuage passe, on a une bonne dizaine de minutes pour démarrer le diésel, le coupler au réseau et monter progressivement sa charge jusqu’à 100%. Seul problème: comme indiqué par le premier commentaire, celà met le MWh à 400 €, soit 2 fois plus que la technologie sans stockage et 7 ou 8 fois plus que les groupes électrogènes. Et bien sûr, le tanker doit toujours être là car au delà d’un quart d’heure, les batteries ne donnent plus rien !
Lisez un peu les cahiers des charges des appels d’offres de la CRE. Vous verrez que celui-ci impose aux centrales PV de cette catégorie de produire de manière ininterrompue toute la journée, nuage ou pas nuage.
Papijo, je ne sais pourquoi vous faites preuve d’une telle méfiance. En regardant sur les détails de l’appel d’offre de la CRE, on voit que le cahier des charges de ces centrales est de tenir une puissance stable tout au long de la journée (logiquement entre le lever et qq heures après le coucher une fois que les batteries se seront vidées). On est donc très loin des quelques minutes d’autonomie dont vous parlez. Au niveau des couts, il y a pas mal de rapports d’EDF SEI qui montrent que le cout réel des groupes diesel est aux alentours de 350€/MWh. Comparé à cela, le cout solaire+stockage à 400€ n’est pas déconnant et ce chiffre ne peut que baisser puisque ce projet est une première (rappelons-nous que le solaire seul est passé de 600€ à 100€/MWh en l’espace de qq années seulement)
1) la prix de revient du MWh dans les DOM est très variable selon qu’il s’agisse de bagasse, de charbon ou de fuel; mais comme EDF est obligée d’acheter l’énergie électrique à partir de bagasse et de charbon fournie par les usines sucrières qui tournent en base, les moyens de production fuel d’EDF ne tournent qu’en demi-pointe ou pointe d’où un coût élevé. 2) Pour le projet Bardzour que j’ai été amené à évaluer et sans rentrer dans des détails excédant le format de ce forum, la puissance garantie au niveau des batteries est de 3.6 MW , soit 40 % de la puissance nominale des panneaux PV installés dans l’enceinte de la prison du Port. Sachant d’autre part que la puissance PV totale installée à La Réunion en septembre 2014 est de 180 MW, la “garantie” Bardzour représente 2 % de cette puissance. Autant dire que la survenance de nuages (et quand on connaît la Réunion avec ses brusques montées de nuages à partir de 10 heures du matin pendant l’été austral ce peut être particulièrement rapide et important) peut faire baisser la puissance produite par les panneaux PV de plus de 3.6 MW. D’ailleurs, le bilan prévisionnel production-demande d’EDF pour la Réunion se fonde sur des “pas” de 40 MW 3) les batteries SAFT utilisées dans le système Bardzour sont des lithium-ion dont le modèle est déjà en service dans des relais téléphoniques. Elles ont des performances plutôt correctes mais aucune filière de recyclage n’est prévue dans l’Ile de la Réunion. Comme ce sont les “bien-pensants” qui soutiennent ce genre de réalisation, je me pose 2 questions : a) le principe de précaution (prévoir le recyclage avant de polluer) toujours mis en avant par les mêmes “bien-pensants” pour bloquer d’autres projets (lignes 63 kV dans l’Est de l’Ile de la Réunion; réservoirs hydrauliques sur la Rivière de l’Est par exemple) devient inutile lorsqu’il s’agit d’un projet “écologique” ? b) peut-on bâtir un système sur la base de 400 €/MWh et se dire qu’on nom de l’égalité de traitement, le consommateur paiera cette nouvelle rente de situation via la CSPE ? Cela au motif de l’affichage “écologique” de la Réunion (Parc national inscrit au patrimoine mondial de l’UNSCO) ?
à papijo: je vois que pour vous la solution PV+stockage est bcp plus onéreuse que centrale au fioul L’avantage du PV+stockage, c’est qu’au moins on se retrouve avec une centrale de production d’électricité aux normes Pas comme les centrales au fioul de corse, qui ne sont plus aux normes et qui bénéficient de dérogations depuis de nombreuses années pour pouvoir fonctionner… ces trucs devraient être a l’arrêt depuis bien longtemps et c’est une catastrophe pour les gens qui y travaillent et les riverains, sans parler de la dépendance énergétique que ca entraine
J’ai passé hier soir un commentaire qui apparaissait sur mon PC, mais que je ne vois plus aujourd’hui (?????). En gros, je disais qu’après vérif, les prix que je trouvais pour les solutions diésel étaient de 240 et 350 €/MWh (mon expérience de diesels “groupes EJP” était à des prix nettement plus bas, Plouc73 explique pourquoi), et que d’autre part les batteries permettent une autonomie supérieure au passage d’un petit nuage, mais on est très loin de pouvoir se passer du secours 100% gas-oil dans les 1 ou 2 futures décennies. Merci à ceux qui ont permis d’éclairer le débat, et ont permis de mettre à jour le caractère “pervers” de phrases comme: “Nous avons aujourd’hui démontré concrètement que la limite à la proportion d’énergies renouvelables eu égard à la stabilité réseau dans le mix énergétique des milieux non-interconnectés n’avait plus lieu d’être”. Les ENR restent incapables d’assurer 100% de nos besoins, le fossile reste indispensable, même en Corse (sauf interconnexion avec la Sardaigne) !
Ce que vous dites est bien sûr totalement faux ! Voici un article totalement admiratif de la “vertitude Tokelauienne”: , dont j’avoue que le titre est trompeur (bon, d’accord, c’est le soleil qui fait pousser les cocotiers !). J’y lis: ” In overcast weather, the generators run on local coconut oil, providing power while recharging the battery bank.” Tout çà pour un budget de 7 millions de dollars (pour 1380 habitants, dont seulement 1110 présents dans l’archipel lors du recensement d’après Wikipedia), et dans un pays où le niveau de vie autorise de ne pas s’encombrer de chauffage électrique, climatiseur, machine à laver, fer à repasser, ordinateur … Bref, un pays qui conviendrait à Chelya !
Les 1% du temps … où avez vous vu ça ? La rentabilité, par rapport à quoi ? Ces braves gens payent nous dit l’article 800 000 dollars par an pour 200 litres de combustible par jour. Faites le calcul: cela met le litre (pas le m3 !) de gas-oil à 110 dollars (ou 87 €/l)! Soit ces gens sont de parfaits imbéciles (ce que j’ai du mal à croire), soit les chiffres de “rentabilité” ont été complètement trafiqués pour les besoins de la propagande écolo ou peut-être calculés par un écolo incompétent moyen (je vous laisse choisir !), mais pour ma part, je n’y crois pas ! Enfin, cet investissement de 7 M$, placé dans une ambiance tropicale en bord de mer, dispersé en 3 petites installations réparties sur une distance de 170 km, il aura une durée de vie de combien ? Il ne serait pas déja en train de rouiller à l’abandon par hasard ? Vous avez prévu un budget de combien pour les réparations (il y a des typhons dans le coin), les assurances …
– votre lien ne semble pas fonctionner – vous vous êtes planté d’un facteur env. 10 dans votre calcul Ceci dit, ne vous étonnez pas, Tokelau c’est “THE” référence de Chelya. D’ailleur un petit extrait d’une conversation passée (début 2013): à chelya: shame on me C’est donc possible! Shame on me! Pour les curieux, un apercu sur Tokelau: Trois atolls dans le pacifique, 10km2 au total, 1411habitants dont le pouvoir d’achat est de 1000$/an, on peut imaginer qu’ils n’ont pas d’industrie de l’aluminium voire d’enrichissement d’uranium par diffusion gazeuse. Malheureusement, on n’a pas de courbe de profilage du consommateur moyen, ni de consommation moyenne par habitant….Je doute que ce soit complètement comparable à un européen moyen….ou aux fichiers si indigestes pour Tech. Bref, une très bonne comparaison à l’européen (ou au francais) moyen!
C’est ma foi vrai ! Allez,pour la formation de Chelya qui croit un peu trop à ses rêves écolos (moi, c’est l’inverse !), encore du solaire qui ne tient pas ses promesses:
extrait du lien Wikipedia: According to the US Central Intelligence Agency’s list of countries by GDP (PPP) Tokelau has the smallest economy of any country in the world. Tokelau has an annual purchasing power of about US$1,000 (€674) per capita. The government is almost entirely dependent on subsidies from New Zealand. It has annual revenues of less than US$500,000 (€336,995) against expenditures of some US$2.8 million (€1.9 million). The deficit is made up by aid from New Zealand. Tokelau annually exports around US$100,000 (€67,000) of stamps, copra and woven and carved handicrafts and imports over US$300,000 (€202,000) of foodstuffs, building materials, and fuel to, and from, New Zealand. New Zealand also pays directly for the cost of medical and education services. Local industries include small-scale enterprises for copra production, wood work, plaited craft goods, stamps, coins, and fishing. Agriculture and livestock produces coconuts, copra, breadfruit, papayas, bananas, figs, pigs, poultry and a few goats. Many Tokelauans live in New Zealand and support their families in Tokelau through remittances. Voilà la référence de Chelya! Modèle dont le développement doit être encouragé! Vendre des timbres, voilà l’avenir…
Je n’avais pas fait attention à votre remarque. Pour que le lien fonctionne, il fallait éliminer une virgule apparue je ne sais pas comment à la fin de l’adresse. J’essaie à nouveau:
Alors voyons, il doit y avoir du solail à Tokelau,mettons que le MW installé produise à Tokelau 1500MWh/an. On nous dit que c’est 150% de la consommation, donc la consommation c’est 1000MWh/an. Pour 1500habitants environ, ça fait environ 0,7 MWh par tête de pipe. Donc si la France consomme environ 45TWh/an ça le fait. Euh?
“‘EDF qui se goinfre avec la CSPE …” : Disons que EDF se goinfre avec une grande modération. Chelya, vous préfèreriez vivre avec les prix d’électricité allemands, 2 fois plus chers que les notres ? Vous ne croyez pas que ce sont plutôt les promoteurs des ENRs, vaillamment soutenus par les écolos, qui se goinfrent grâce à la CSPE (ou à l’EEG de l’autre côté du Rhin)?
Faut juste s’habituer! Ca fait au moins 3 ans que Chelya affirme qu’EDF se goinfre avec la CSPE, le problème c’est qu’il n’a jamais produit le moindre élément permettant de justifier cette affirmation! Affirmation fausse par nature par ailleurs, sauf à considérer que le législateur et le régulateur sont tous pourris, ce qui peut être l’opinion d’un individuel ou l’affirmation d’un troll… Je penche pour la dernière hypothèse.
Effectivement chelya a encore quelques questions en retard, bref historique pour la CSPE : On tient notre historique à disposition.
de l’eau à mon moulin: CentralesPV>Autres composants>Etudes de marché 15/11/2014 17:18:37 : Pour IHS Technology, le marché mondial des centrales photovoltaïques avec stockage raccordées au réseau devrait passer de 90 MW cette année à 900 MW en 2018, tiré en grande partie par l’intérêt croissant de l’autoconsommation. En 2015, ce marché progresserait de 90% comparé à 2014, notamment grâce à la baisse des prix des batteries que 6CT se délecte donc avec les tableaux dIHS! oui le stockage progresse et cela tendra à devenir la norme! que les EPR se dépêchent donc de prévoir lstockage ou la production qui les remplacera quand elle seront à l’arrêt pour travaux ou en panne! il y a un marché par paquet de gigaWatt pour les groupes de Papy papijo
Je veux bien me délecter des tableaux d’IHS, mais si vous avez voulu inclure un lien ou une image ça a visiblement merdé. Maintenant, 900MW au plan mondial en 2019, pourquoi pas, on verra bien, mais à cette époque là on peut penser que l’installation annuelle de PV sera largement supérieure à 50GW. Ca ferait moins de 2% (en puissance)? Et en energie stockable? Pas terrible, vous m’auriez posé la question j’aurais parié plus.