“Power to gas” : solution d’avenir pour stocker l’électro-renouvelable

La transformation de l’électricité en gaz injecté ensuite dans les réseaux permettrait de valoriser des excédents d’électricité produite par des sources renouvelables comme l’éolien ou le photovoltaïque. Ce principe de conversion, baptisé « Power-to-Gas » est actuellement à l’étude dans plusieurs pays européens.

A partir de leurs scénarios de prospective énergétique pour 2030 et 2050, l’ADEME et GrDF se sont associés à GRTgaz pour réaliser un état des lieux international des avancées et perspectives du « Power to Gas ».

L’étude considère que cette technologie devrait être pleinement opérationnelle en France à l’horizon 2030. Avec un taux de pénétration des énergies renouvelables électriques supérieur à 50% en 2050, le « Power to Gas » permettrait de produire entre 20 et 30 TWh/an de gaz renouvelable injectable dans les réseaux existants, s’imposant comme une solution de stockage des excédents de longue durée.

S’appuyant sur l’importante capacité de stockage des infrastructures de gaz (stock en conduite et stockages souterrains), la conversion de l’électricité en gaz fait l’objet de recherches dans plusieurs pays européens comme l’Allemagne ou le Danemark. Le « Power to Gas » consiste à transformer l’électricité renouvelable en hydrogène par électrolyse de l’eau , hydrogène qui peut ensuite être injecté dans le réseau de gaz naturel en l’état, ou après une étape de méthan isation, qui consiste à l’associer à du CO2 pour le convertir en méthane.

Le développement des énergies renouvelables électriques intermittentes comme l’éolien et le photovoltaïque nécessite de trouver des solutions pour optimiser leur insertion dans les réseaux d’énergie. En effet, en cas de production trop faible, il faut disposer de capacités de production modulables en appui ; à l’inverse, une production supérieure à la demande requiert le développement de capacités de stockage et/ou de conversion des excédents.

Cette étude aborde 4 volets fondamentaux du développement de cette nouvelle filière:

– La place du « Power-to-Gas » dans les scénarios européens de transition vers les énergies renouvelables ;
– Les différentes voies de « Power-to-Gas » et les technologies associées ;
– Les perspectives et conditions de développement ;
– Des recommandations aux pouvoirs publics et aux différents acteurs pour l’émergence de cette filière en France

Schématiquement, le déploiement du Power to Gas peut se résumer dans trois phases-clés.

A court / moyen terme, l’hydrogène se présente, en incorporation dans le réseau de gaz dans des proportions maîtrisées (quelques %) et en usage direct sur des marchés de niche (via des piles à combustible notamment), comme une voie de valorisation d’excédents de productions d’électricité renouvelable conséquents.

A plus long terme, une transition vers la production de méthane de synthèse permettrait de lever toutes les limites techniques liées à l’injection et de donner ainsi accès aux stockages souterrains de très grande capacité. En permettant par ailleurs de valoriser le CO 2 issu entre autre de la purification du biogaz obtenu par méthanisation, la méthanation peut également apporter une contribution significative au déploiement massif du gaz renouvelable vers des usages tels que la mobilité ou la chaleur qui apparaissent difficiles à décarboner.

En parallèle de ces développements dans le domaine énergétique, et dès à présent, des potentialités de substitution existent dans les usages industriels de l’hydrogène qui représentent environ 1 million de tonnes par an. En particulier, des usages diffus, de faibles volumes (industrie agro-alimentaire, électronique, etc.) pourraient d’ores et déjà être alimentés par de l’hydrogène produit par électrolyse. Ces potentiels de substitution représentent un enjeu technique et économique pour le Power-to-Gas en développant certaines briques, mais également des enjeux en termes de réduction des émissions de gaz à effet de serre (la production d’hydrogène, essentiellement par vapo-reformage du gaz naturel, génère en France de l’ordre de 10 MtCO2/an).

Ces étapes ne sont pas tant des paliers techniques, dont le passage de l’un à l’autre nécessiterait l’achèvement complet du premier, mais une manière de présenter un développement de plus en plus intégré et systémique du PtG. En pratique, les usages décrits ci-dessus seront amenés à se côtoyer et à se développer au moins pour partie en parallèle.

Objet de l’étude :

L’objet de cette étude est l’utilisation de technologies permettant la conversion de l’électricité en gaz comme procédés de valorisation de l’électricité excédentaire..

Dans le monde anglo-saxon, mais aussi dans de nombreux autres pays, ce concept est appelé Power-to-Gas (PtG).L’intégration massive de sources d’énergie renouvelable fluctuante (éolien, photovoltaïque principalement) dans les systèmes électriques implique des périodes de plus en plus importantes durant lesquelles la production dépassera la demande.

Les quantités mises en jeu pourront dépasser les capacités classiques de flexibilité et de stockage du système électrique : la conversion en un autre vecteur énergétique apparaît donc comme une solution pour valoriser ces excédents.

Technologie de base du Power-to-Gas, l’électrolyse permet la conversion d’énergie électrique en énergie chimique sous forme de gaz hydrogène (H2), par décomposition de molécules d’eau (H2O).

Le gaz produit peut être valorisé de plusieurs manières sur place : par un industriel pour ses propres besoins de procédé ou par une station-service de remplissage de véhicules fonctionnant à l’hydrogène (piles à combustible) par exemple, ou encore être localement stocké pour être reconverti ultérieurement en électricité via une pile à combustible.

Mais il peut aussi être injecté directement dans les réseaux de distribution ou de transport de gaz naturel, créant de fait un couplage entre les différents réseaux et vecteurs énergétiques : ainsi les possibilités de valorisation des excédents d’électricité sont démultipliées tant en termes d’usages finaux qu’en termes temporels et spatiaux.

>>> Accès au résumé de l’étude : ici (.pdf – 0.5 mo)

>>> Accès à l’étude complète : ici (.pdf – 7,44 mo)

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traonvouez

Le bilan électricité vers hydrogène apparait dans l’étdue avec des rendements de 79 à 100%; mettons 82%. ENsuite une pile à combustible ferait du H2 vers electricité avec un rendement de 60%; ça fait 49,2% électrique vers électrique tout en bénéficiant du stockage sous forme de gaz. Pas mal mais pas extraordinaire. Une possibilité parmi d’autres: air comprimé avec stockage thermique pour le réchauffage de l’air à la détente, batteries électriques. Je pense pouvoir faire mieux avec électrique vers stockage chaleur haute température vers électricité avec cycle ORC. Si ça vous intéresse, je suis OK pour un projet collaboratif. INSULA France, 44 (JEI, CIR)

Lionel-fr

Voici donc par quel cheminement l’hydrogène se fraye une place dans les cerveaux français. Une bonne vieille étude avec des prévisions approximées toutes choses égales par ailleurs. Je ne cacherai pas que le procédé m’énerve prodigieusement, cela dit s’il n’y a que ce moyen là pour faire le trou, c’est peut-être un mal nécéssaire. Toute la question de l’hydrogène à la française réside dans ses usages. L’article ne mentionne pas la quantité importante utilisée dans l’industrie pétrochimique. Celle ci n’est pas très loquace sur le sujet, il s’agit de ne pas froisser les fournisseurs de gaz, partenaires séculaires. Bon , l’hydrogène se développera au gré de ses utilisations (piles à combustibles notamment) et non pas en fonction de ce qui peut être produit. Des réseaux d’hydrogène viendront s’ajouter à ceux de gaz, sans doute moins étendus mais capables de transporter de l’HH pour les piles SOFC et pour le chauffage catalytique. Les centrales à flamme peuvent utiliser l’hydrogène en complément de leur combustible dans des proportions plus importantes que les 5% que le réseau de gaz autorise. Juste après la question des usages, vient celle du stockage, les industries allemande et japonaise y répondront plus vite que les autres et c’est pourquoi ce genre d’étude ne sert pas à grand chose si ce n’est à vulgariser ou “préparer les esprits” comme on prépare un pot-au-feu, aux petits oignons soigneusement choisis..

b api

En gros, on transforme et on stocke en gaz H2 ou CH4 un excédent énergétique produit en été pour couvrir les pointes de l’hiver. Pourquoi pas ? Si ce sont des ENR à l’origine. Le raisonnement est différent d’un stockage batteries qui vise plutôt un court terme. Le stockage classique dans des réservoirs d’eau en hauteur peut aider également, sur la production électrique, en s’y mettant à plus grande échelle, avec de meilleurs rendements et moins de risques inhérents aux gaz. Les montagnes françaises le permettent, alors que les Pays-Bas ne peuvent pas le faire par exemple. Le gaz est bien une énergie utile pour les “plats pays”, incluant 1/3 de la France continentale, mais aussi en hiver pour produire de l’énergie thermique. Le tout à condition de partir d’énergies non carbonées, sans quoi tout l’intérêt est perdu.

Papijo

Avant de vouloir se lancer comme leader d’un “projet collaboratif” en production / stockage d’énergie, il vaut mieux savoir de quoi on parle. Les rendements d’électrolyse de 80% (dans 10, 20 ou 50 ans ?) comme annoncé dans l’étude s’entendent “sur PCS”, les rendements H2 vers électricité de 60% s’entendent eux “sur PCI”. Le rendement global électrolyse + PAC n’est donc pas 49,2%, mais 41,6% ! () Que techniquement, il soit possible de convertir de l’électricité en hydrogène / méthane, tout le monde le sait et l’étude n’apporte rien. Ce qui techniquement pose vraiment problème, ce n’est pas comment grapiller quelques % de rendement, mais de savoir comment par exemple construire un électrolyseur et une centrale de compression à un prix compétitif qui ne fonctionneraient que quelques centaines d’heures par an, et en plus en régime variable). Tout le monde sait que ça n’existe pas, mais tous les “BE bobo-écolos” s’arrangent pour se faire verser des subventions en faisant croire qu’ils vont faire avancer la société avec leurs études “bidon”! En conclusion, les ENR nous coûtent déja très cher (plusieurs fois le prix du marché). Les producteurs d’ENR voient que le caractère aléatoire de leur production va entraver leur juteux commerce. La solution: si nous payons leur électricité 3 fois le prix du marché, pourquoi ne pas nous vendre du gaz à 10 fois le prix du marché !

Tech

à traonvouez, le rendement n’est pas le paramètre important, car si surproduction il y a , elle est perdue! le rendement devient alors infini car à la place de Zero on aura du stockage. là où je vous rejoins, c’est que si solution il y a, elle sera pour être le meilleure, forcément hybride et emploiera un mix de technique incuant le thermique. à lyonel-fr que d’ordinaire j’adule ;o) oui actuellement l’industrie H2 fonctionne à partir de gaz et hydrocarbures, mais il faut bien entamer une transition et tout ce qui multiplie les usagesH2 est in fine bénéfique au stockage. que l’on prépare les esprits, moi ça me va , que les applications suivent, cela me va encore mieux. à papijo, votre erreur c’est de considérer que la production ne se ferait que pendant la surproduction, je pense au contraire que la production pour le stockage se ferait également dans toutes le périodes de la journée, avec un certain pourcentage, qui in fine serait mobilisé pour les pics hivernaux. si on parle de H2 généré pour alimenter une Pile à combustible véhicule, il y a une consommation régulière d’H2 et là le stockage est relativemebt court. revoyez votre copie sur les prix, les nouveaux projets de centrales PV actuels vendent à un prix inférieur ou égal à ce qui est proposé via EPR! à b api c ‘esst bien évidemment séduisant d’utiliser lesENR pour le “power to gas” mais moi je prone aussi la production d’H2 via les centrales nuke qui ne sont pas utilisées à leur max sécurisé. (pourquoi moduler et baisser la production d’une centrale Nuke, si elle peut fonctionner à plus haute puissance en sécurité”?

Lionel-fr

Ok , ce qu’il faut comprendre , c’est que l’hydrogène n’a pas attendu que les français se fendent d’une étude de polytechnicien. L’hydrogène, c’est une course mondiale avec de juteux brevets mais un démarrage si lent qu’ils arriveront à expiration avant de donner.. Pour l’instant à part quelques allumés dont je fais partie, la France discute, évalue, débat sur la pertinence et la conformité aux écritures… Les pays qui cartonneront n’ont pas pris le problème par le même bout. Ils ont d’abord décidé de le faire et ensuite ils se sont demandé à quoi ça servirait. Je ne dis pas que le système français mêne forcément à l’échec, je dis juste qu’ils ne sont pas dans la course. Il papotent et c’est tout. Si vous me dites que vous pouvez stocker une tonne d’HH sous 300bar, je dis bravo mais… à quoi ça sert ? Aux piles à combustibles ? lesquelles ? les SOFC fonctionnent aussi bien avec du gaz ou du fuel Aux PEMFC ? oui ! là c’est sûr que l’hydrogène est indispensable mais qui possède une PEMFC ? Donc on sait produire de l’HH comme au siècle dernier, mais on sait pas le stocker ni le bruler correctement , d’où la question fondamentale du français “normal” : ça sert à quoi ? La réponse à cette question vient aisément à quelqu’un qui a décidé de remplacer à grande échelle les infrastructures énergétiques par des systèmes hydrogène. La méthanation ne peut pas justifier à elle seule l’électrolyse. C’est un raccourci simpliste qui voudrait qu’on emploie un réseau déjà existant et hop ! mais si on s’arrète à cette vision simpliste, ça coûte la peau des fesses alors que le gaz algérien est aligné sur celui de Sibérie et coute des ronds de carotte… Bref , comme pour l’IT , il y a eu un bug dans les cerveaux français, trop embourgeoisés , pas assez hégémonique, pas d’esprit de conquète… Soit ! ce n’est pas un drame La méthanation par réaction de Sabatier ou thermolyse ne sera qu’une des nombreuses applications de l’hydrogène et pas la plus rentable tant qu’il restera du gaz en algérie soit un bon bout de temps… La France a une chance sérieuse dans l’hydrogène industriel grâce à Air Liquide.. Les engins à pile à combustibles ne sont pas fabriqués ni conçus ni même souhaités par les français qui n’y voient qu’un concurrent de vieilles technologies nationales. Or l’hydrogène ne deviendra rentable que lorsque 5 ou 6 applications seront en ligne simultanément : transport, chauffage, industrie, logistique, production électrique à très haute disponibilité (datacenters..) Alors les prix deviendront abordables voire intéressants et le commerçant qui se cache dans chaque français commencera à le désirer… Mais voilà : depuis tous petits, on a bourré les crânes de français de la technologie miracle qui fait tout. Si ça ne fait pas tout , c’est nul, mieux vaut garder ce qu’on a.. Pour l’instant , c’est un truc de geek.. si tu roules en mégane, ça ne peut pas te plaire.. D’ici 2 ou 3 ans les allemands et japonais mettront des machines sur le marché , c’est à ce moment là et pas avant que les français changeront leur mode de calcul et découvriront que l’hydrogène vaut le coup

Sicetaitsimple

“La transformation de l’électricité en gaz injecté ensuite dans les réseaux permettrait de valoriser des excédents d’électricité produite par des sources renouvelables comme l’éolien ou le photovoltaïque.” Le problème, c’est que des “excédents d’électricité” (renouvelable ou non), dans un grand système interconnecté réglé à 50Hz comme par exemple l’Europe, ça n’existe pas (ça marche aussi en 60Hz!). La production est à tout moment égale à la consommation. Ce qui existe, c’est de l’électricité “marginale” ( au sens pouvant être produite en plus) à un prix dont Chelya dit par ailleurs qu’il n’existe pas et n’est pas un prix de marché, mais qui existe bien et qui est un prix de marché, c’est le prix spot. L’illusion, qui provoque un certain aveuglement, c’est le fait que dans les années récentes, pour tout un tas de raisons, on a vu ce prix spot baisser régulièrement en moyenne, être souvent très bas, voire dans certains cas (rares) devenir négatifs. Maintenant, on peut penser que la tendance est inéluctable, que dans quelques années l’électricité “de gros” sera gratuite, voire (citation) “qu’on nous paiera pour la consommer”, mais de mon point de vue c’est réellement se mettre le doigt dans l’oeil. Le système electrique s’adaptera ( interconnexions, nouvelles centrales plus flexibles, pilotage des renouvelables,,….) à un rythme plus rapide que celui nécessaire au développement du P2G et du stockage centralisé en rêgle générale, ce qui fait que les échéances de celui-ci seront régulièrement reculées. Sauf si bien entendu le prix du gaz augmente tellement qu’il devient interessant de le produire à partir d’électricité dans un contexte de rentabilité économique de projet normale. PS: je ne parle pas des phénomènes locaux et temporaires de congestion des réseaux qui peuvent parfois exister, mais on ne construit pas une installation P2G pour régler un problème local de congestion.

Lionel-fr

J’ai lu que 2 milliards ont été alloués en allemagne budget 2015 pour le développement de l’hydrogène. Je relie ça aux différents projets de transport par camion à +500bar et à l’injection dans le réseau de gaz.. Cela dit , 2 milliards , c’est beaucoup .. une station d’injection avoisine les 12 millions ai-je ouï quelque part .. Le japon offre un bonus de 15 keuros sur l’achat d’un véhicule hydrogène et autorise le stockage à 850bar sur ses routes notamment à Tokyo. La joint venture d’air liquide au japon installera des dizaines de stations service HH (à +4mln$/unité..) Ce sont des subventions à l’industrie , pas des projets d’ingénieur. Le projet myrte d’Areva semble définitivement trop petit et non relié à la fourniture d’hydrogène routier, ni quelque utilisation hormis une petite fuel cell ce qui n’est pas très gratifiant pour l’hydrogène et suscite tout le baratin habituel sur le rendement electrique qui n’atteindra jamais celui d’une batterie mais quel mauvais ingénieur se contenterait de comparer ces deux technologies ?. J’ignore où les français claquent leur fric sur des projets HH à part le fameux Kangoo et son range extender et un projet hytane dans le nord.. Aucun de ces projets n’est de taille à conquérir un marché mondial, ni même à s’exporter d’ailleurs. Finalement c’est le CV d’Air Liquide qui lui apporte un succès mondial et c’est déjà pas mal. Les points noirs déjà relevés sont que Renault ne fait pas partie des sponsors officiels de ses kangoo HH. Ni lui ni PSA n’envisagent un véhicule hydrogène dans un avenir prévisible alors que BMW a acquis la licence Toyota et Daimler a développé sa propre chaine motrice. J’allais oublier EADS qui a développé son propre réservoir composite haute pression sans préciser l’usage qu’il compte en faire.. A part tout ça et sans parler d’industrie (pétrole, chimie, métaux) dont Air Liquide tire son expertise, où les français claquent-ils leur précieux fric ? Si c’est parce que les projets sont peu ou pas interressants, c’est vrai que c’est toujours dommage de gâcher un projet mal designé, mal managé Si le Japon et l’Allemagne ne présentent que des projets conçus pour être exportés , peu importe l’argent qu’ils y mettent, il y aura des clients et des partenariats internationaux. En France , hytane, range extender 350 bar et stations à la même pression pour economiser 2 millions sur la facture Air Liquide.. Ca s’exporte ça ?

Papijo

Pour ceux qui comprennent l’allemand, une étude réalisée par le “Syndicat de l’industrie chimique” allemande qui conclut que … l’hydrogène d’ENR, même subventionné “normalement”, c’est encore bien trop cher pour pouvoir faire des prévisions de développement industriel. Si même ceux qui en seraient les bénéficiaires refusent d’accepter des subventions pour faire de l’hydrogène ENR “industriel” (sauf des opérations de “démonstration”), c’est qu’il doit y avoir une raison. Lien: Zukunft der Energiespeicher.pdf Il y a un raisonnement que je comprends mal: Pourquoi vouloir rendre les centrales nucléaires flexibles alors que le coût de leur combustible (et donc leur coût marginal) est extrêmement faible. La logique, c’est d’arrêter le développement des ENR intermittentes. Par ailleurs, si Chelya pouvait nous calculer la taille d’un stockage de chaleur d’une semaine de la production thermique d’une centrale de 8 GWth par exemple (centrale de 2 x 1400 MWél) … (des périodes sans vent ou presque très supérieures à une semaine, il y en a tous les ans !)

Sicetaitsimple

Je ne comprends pas l’allemand… Mais bon, le jour où déjà on verra les gros utilisateurs d’H2 (raffineurs notamment) le produire à partir d’electrolyse plutôt qu’à partir de reformage de méthane, ce sera effectivement le signe que peut-être il commence à être possible d’envisager économiquement du P2G pour l’injection sur le réseau (sous forme d’H2 en premier lieu, puis ultérieurement sous forme de méthane). A mon avis, ça va prendre un peu de temps….

Pastilleverte

Vive l’hybride ! un peu comme pour les voitures où cette solution semble apporter le meilleur compromis (surtout si on roule beaucoup en ville…)

Guydegif(91)

Extrait de post ci-dessus: ”La méthanation ne peut pas justifier à elle seule l’électrolyse. C’est un raccourci simpliste qui voudrait qu’on emploie un réseau déjà existant et hop ! mais si on s’arrète à cette vision simpliste, ça coûte la peau des fesses alors que le gaz algérien est aligné sur celui de Sibérie et coute des ronds de carotte..”. La méthanation par réaction de Sabatier ou thermolyse ne sera qu’une des nombreuses applications de l’hydrogène et pas la plus rentable tant qu’il restera du gaz en algérie soit un bon bout de temps…” Méthanation = Une des nombreuses appli de l’H2, avec élimination de CO2 ! Rien que pour ça, cette piste mérite d’être considérée, en captant par ex le CO2 en sortie de qqs Centrale Thermiques allemandes, polonaises ou autres,… Au préalable, et pour encourager le captage du CO2 pour utilisation en méthanation, on aura évidemment fait grimper allègrement la Taxe Carbone..en vertu du principe pollueur = payeur_à_la_juste_dose. YA+KA ! A+ Salutations Guydegif(91, 68 et 30)

Lionel-fr

Désolé, mes bots me programment durement ces jours ci.. @chelya Dans les transports, la seule alternative sérieuse à la combustion interne est la pile à combustible parce que son rendement nettement supérieur compense la quantité moindre d’énergie stockée (même à 850bar) En gros c’est un match catalyse versus pyrolyse.. Or la catalyse s’est toujours montrée plus difficile à maitriser mais beaucoup plus intéressante. Ok la PEM n’est pas exactement une catalyse mais elle en a les avantages : T° de travail inférieure (NOx), pas d’imbrulés ni de HAP ni de particules – tous très toxiques Même si l’auto à hydrogène de Toyota ne se vend pas bien, le progrès est considérable, les utilisations B2B déjà solidement ancrées dans l’industrie et ce n’est que le début. Récemment, Microsoft a racheté les droits sur une SOFC au rendement électrique de +70% !! Le marché premium B2B est mûr pour une production en volumes, le marché de masse reste une énigme pour quelques années encore. Mais qu’est ce que ça change d’avoir 2% d’autos à hydrogène plutôt que 5% mais que les transports en commun et fret commencent à se convertir ? In fine , l’hydrogène est en croissance, et il a tout pour séduire l’industrie lourde (excepté concurrents énergéticiens), la R&D ne sera pas vraiment affectée par un Brent à 50$ ni par un possible échec commercial de la Toyota Sedan FCV @GuydeGif C’est sûr que faire cycler le carbone deux fois au lieu d’une est intéressant. La méthanation a néammoins quelques défauts que l’hydrogène n’a pas (l’inverse est aussi vrai) La réaction de Sabatier (qui utilise du CO2 contrairement à Fischer-Tropsch qui utilise du CO) a besoin d’une grande stabilité, il faut lui apporter une quantité constante de gaz’s et maintenir la T° du catalyseur. Cela oblige à stocker de l’hydrogène de toutes manières : la catalyse doit continuer même lorsque la production d’HH par électrolyse s’arrète pour cause de déficit d’électricité. C’est pourquoi je dis que Sabatier est un traitement en “tâche de fond” , on ne peut pas lui demander d’absorber des excédents de production. L’hydrogène routier a beaucoup plus de valeur puisque les véhicules hydrogène ne tolèrent pas les hydrocarbures comme le méthane ou meme l’éthanol ou encore le butanol. En plus, l’électrolyse supporte l’intermittence de l’electricité due aux variations de consommation essentiellement , mais aussi aux renouvelables , et bien sûr à la production nucléaire nocturne. Ce n’est pas parce que l’hydrogène peut régler totalement le problème de l’intermittence des EnR , principal argument des pronukes, qu’ils n’ont aucun bénéfice à en tirer, c’est même exactement le contraire Quand on voit les perspectives du marché nuke, on se dit que les anti-EnR devraient réfléchir à leurs vieilles postures, leur argumentaire à la Janco commence à sentir la naphtaline voire le sapin

Sicetaitsimple

“Les excédents de production ça n’existe pas”. Vous repreniez quasiment mot pour mot mon post ci-dessus (7/11 à 18:55)! Malheureusement, après ça se gate avec la reprise de vos vieux tubes comme “l’éolienne flexible parce qu’on peut l’arréter” et “les centrales thermiques inflexibles parce que toute la puissance thermique accumulée”. Dommage!

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