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L’avion Solar Impulse a rendez-vous avec l’île solaire de Graciosa (Açores)

Posté le par Pierre Thouverez dans Environnement

La rencontre de deux symboles du développement durable en période à la fois de solstice d’été et de pleine Lune. Solar Impulse, parti de New-York le 20 juin 2016 et dont la destination est Séville, vient de passer tout près de l’île de Graciosa dans l'archipel des Açores.

Au nord de l’archipel qui a donné son nom à un fameux anticyclone et qui jouit d’un statut de région autonome, l’ilha da Graciosa a une population (4700 habitants) et une surface (60 km2) comparables à celles de Belle-île-en-mer dans le Morbihan (5300 habitants permanents, 80 km2). Graciosa signifie précisément Belle-île en portugais.

Reliée à la presqu’île de Quiberon par un câble électrique de 17,5 kilomètres (qui a coûté 8 M€) Belle-île-en-mer tire aujourd’hui la majeure partie de son électricité des centrales nucléaires de Flamanville en Normandie et de Chinon dans le Val de Loire. Graciosa et Lisbonne sont séparées de 1400 kilomètres, un câble électrique sur une telle distance serait hors de prix.

Des groupes diesels ont donc été installés sur l’île pour répondre à la demande électrique de la population. Une situation similaire à celle que l’on trouve dans le Finistère sur l’île de Sein où la faible population (un peu plus de 200 habitants permanents) rend l’installation d’un câble sous-marin peu pertinent. Mais « EDF utilise plus de 400 000 € par an de la solidarité nationale (CSPE) pour brûler du fioul » explique la société IDSE (Ile de Sein Energie). IDSE « souhaite utiliser ces 400 000 € pour isoler les maisons, rendre le réseau intelligent et acheter des moyens de production propres et durables. »

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Un ancien moulin à Graciosa

Graciosa

Les habitants de Graciosa consomment 13.5 GWh par an, ce qui correspond à une puissance moyenne appelée d’1,5 MW. Le pic de consommation est de 2.3 MW. Un microgrid intelligent combinant 4,5 MW d’éolien et 1 MW de solaire PV va être installé sur cette île. 9 GWh par an d’électricité renouvelable selon alors délivrés, répondant ainsi aux 2/3 de la demande électrique annuelle.

Une batterie Sodium-Soufre (NaS) du Suisse Leclanché d’une puissance de 2,8 MW (une croissance de la demande électrique est manifestement anticipée) et capable de stocker 3.2MWh, ce qui correspond à un peu plus de 2 heures d’autonomie complète, va être associée au système solaro-éolien, un élément clé de la réduction de la part du diesel de 85% actuellement à environ 35%. Le diesel sera lui-même remplacé par du biodiesel, permettant ainsi d’atteindre le Saint Graal du 100% renouvelable.

Le coût global du projet, tout compris, est de 24 M€. Le fond d’investissement danois Recharge A/S a pris la moitié du capital. Une performance de 2/3 de solaro-éolien au niveau d’un petit site complètement isolé est remarquable et peut difficilement être dépassé dans l’hypothèse d’un coût acceptable. Sans système de stockage on admet généralement que le solaro-éolien ne peut franchir les 1/3. L’île de Graciosa, grâce à la batterie, va donc rejoindre l’esprit de pionnier du suisse Bertrand Piccard avec son avion Solar Impulse. « Ils ne savaient pas que c’était impossible, alors ils l’ont fait » écrivait Mark Twain.

A Garden Island (Hawaï) un projet similaire a été mis en route en coopération avec les entreprises SolarCity et Tesla fondées par l’ingénieur Elon Musk (Lire à ce sujet sur Techniques-ingénieur.fr l’article A Hawaï l’eau chaude sert à stocker l’électricité solaire photovoltaïque). En Corse, à Alatta, le groupe Engie a également installé une microgrid solaire. A King island, en Australie, la production solaro-éolienne assistée d’une batterie et d’un back-up thermique peut être suivie en direct depuis cette page : http://www.kingislandrenewableenergy.com.au/

Sur l’île de Marie-Galante (Guadeloupe) le groupe Quadran va inaugurer le 30 juin 2016 la première centrale éolienne avec stockage de France : 9 éoliennes de 275 kW du constructeur français Vergnet, couplées à une capacité de stockage de l’électricité de 460 kWh par batteries Lithium-Ion du constructeur Saft (racheté récemment par le groupe Total). Ce système génèrera assez d’électricité pour répondre à la demande de 3300 habitants. Montant de l’investissement : 9 M€.

Sur le continent l’effet de lissage (smoothing) et la respiration que procure les interconnections électriques avec les pays voisins permettent d’atteindre plus facilement de très hauts niveaux d’EnR. Le Portugal, durant le mois d’avril 2016, a par exemple tiré 95,5% de son électricité des EnR. En mai 2016, durant 4 jours consécutifs, un niveau de 97% d’EnR a été atteint, voire même de 100% si l’on comptabilise l’électricité d’origine thermique dans l’électricité exportée. L’Espagne voisine est également parvenue à des niveaux d’EnR remarquables.

L’ITER hydro-éolien d’El Hierro

Recourir à une batterie est la solution la plus simple pour le stockage. Mais à l’époque où le projet hydro-éolien de l’île d’El Hierro (10.000 habitants) a été conçu le stockage électro-chimique était bien plus onéreux que le stockage gravitaire par micro-STEP.

De plus l’un des objectifs à El Hierro, une île aride, est le pompage d’eau de mer dessalée  vers un bassin situé à 700 mètres au dessus du niveau de la mer et servant de réservoir pour l’irrigation agricole. Ce qui rend d’ailleurs assez compliquée l’analyse du système d’un point de vue strictement énergétique.

Sur la base des données relatives à la période juillet-décembre 2015 Hubert Flocard, ex-directeur CNRS du Programme sur l’Aval du Cycle et l’Energie Nucléaire et ex-directeur adjoint pour la formation à l’Institut international de l’énergie nucléaire (IE2N), a estimé que seulement une petite fraction de l’eau qui a est pompée à El Hierro redescend vers le réservoir inférieur. «Seulement 19,06 % de l’énergie envoyée par le parc éolien vers les pompes de Gorona del Viento a servi à renvoyer de l’énergie électrique au réseau » estime ce scientifique à la retraite dans un papier disponible sur le site de l’association Sauvons Le Climat. Il n’est donc pas étonnant que la performance de la centrale dans le monde réel (autour de 50% d’EnR en moyenne selon Gorona del Viento) soit plus faible que l’objectif théorique de 70 à 80% qui était affiché par la direction scientifique du projet.

Photo recadrée

Quand on consulte les profils journaliers de production à El Hierro (https://demanda.ree.es/movil/canarias/el_hierro/total) on observe effectivement qu’une grande quantité de l’électricité est consommée pour le pompage, et qu’une faible quantité est restituée par turbinage. Si l’intégralité des masses d’eau en question avait été envoyée vers les turbines alors une quantité moindre d’électricité d’origine fossile aurait été utilisée.

Le rendement d’un cycle complet au niveau de la centrale d’El Hierro semble tout à fait satisfaisant. « De l’information qui nous est disponible, nous estimons qu’il faut dépenser 1,18 MWh d’énergie éolienne pour élever 1 MWh d’énergie mécanique et que dans l’autre sens, il faut utiliser 1,18 MWh d’énergie mécanique pour produire 1 MWh d’hydroélectricité » affirme Hubert Flocard. Ce qui correspond à une perte sur un cycle de pompage-turbinage complet de 29%, autrement dit à un rendement de 71%. C’est un peu inférieur aux grandes STEP modernes dont le rendement peut dépasser 80%.

Le dossier portant la vision « El Hierro 100% renouvelable » a obtenu des aides en provenance de l’UE, de l’état espagnol et de la région canarienne. Le coût total du projet a été de 85 M€. Environ la moitié correspond à des subventions, point critiqué par l’association Sauvons Le Climat. Cette association préfèrerait-elle qu’El Hierro continue à brûler du diesel et ne fasse aucun effort pour réduire ses émissions de CO2 ? Tout projet expérimental bénéficie d’un coup de pouce. C’est le cas par exemple du projet ITER (fusion nucléaire), subventionné à hauteur de 20.000 M€, et dont nul ne sait s’il aboutira vraiment un jour. ITER a coûté 235 fois plus cher que l’expérimentation hydro-éolienne à El Hierro.

Tout projet EnR en site isolé coûte fatalement plus cher que dans le cadre d’un réseau électrique continental. Et c’est également vrai si 100% de l’électricité est d’origine fossile. Les coûts observés à El Hierro ne sont pas généralisables. Le projet de Graciosa, plus récent et bénéficiant par conséquent de la baisse des coûts rapides dans le domaine des EnR, c’est un investissement équivalent à 5100€ par habitant (24 M€ pour 4700 habitants). Celui d’El Hierro, 8500€ par habitant (85 M€ pour 10.000 habitants). L’EPR de Flamanville (6€/W) ce sont 5400€ par habitant (une puissance moyenne appelée de 60 GW, c’est-à-dire 360 mds d’€, pour 66 millions d’habitants). Sans compter les STEP et les centrales à flamme d’appoint. On protestera que l’EPR de Flamanville est une « tête de série ». Le projet hydro-éolien d’El Hierro l’est aussi.

La gouvernance de l’énergie sur El Hierro « passe par une SEM appelée « Gorona del Viento » où l’électricien Endesa (qui est privé) n’a que 23% des parts. Cela a pour heureuse conséquence pour les îliens d’avoir généré 5 millions d’euros l’an dernier via l’administration insulaire qui détient 66% des parts de la SEM » souligne Alain Gioda, scientifique de l’IRD Montpellier (Institut de Recherche pour le Développement) qui a notamment fait écho du projet EnR d’El Hierro lors de la COP21, dans le cadre du Forum du CNRS/ »Pour la Science ». L’expert ajoute que « deux autres succès sont la lutte réussie pour une émission drastiquement moindre de CO2 et la génération de 30 EPT (emplois plein temps) directs et indirects, qualifiés et à l’échelle locale. »

Alain Gioda, expert du Débat national sur la transition énergétique, a publié dans les dossiers Pour la Science n°89 (octobre-décembre 2015) un dossier relatif aux « dispositifs innovants » qui « sont mis en place pour la gestion de la biodiversité, de l’eau et de l’énergie » sur l’île d’El Hierro. Innovation particulièrement intéressante, en plus de la STEP hydro-éolienne, « des dispositifs de captage de l’eau du brouillard y ont été installés. » Sur un blog hébergé par nos confrères de Futura-Sciences (http://blogs.futura-sciences.com/gioda/), Alain Gioda révèle, accompagnées de splendides photographies, les merveilles de cette île canarienne où se cache le Garoé, un arbre mythique.

Serge Coatmeur, gardien du phare de l’île de Sein en Bretagne, Patrick Saultier, directeur d’Ile de Sein Energies, Erik Orsenna, écrivain et membre de l’Académie française et Alain Gioda appellent, dans une tribune commune, la classe politique « à se libérer de l’influence d’EDF pour que les énergies citoyennes puissent se déployer. » Une approche de décentralisation qui est au cœur de la nouvelle stratégie du groupe ENGIE.

Contrôle de la fréquence et de la tension

Selon Stephen Prince, le CEO de l’entreprise germano-américaine Younicos (basée à Berlin et Austin, Texas) qui développe le projet, l’équilibre du réseau électrique de l’île de Graciosa, ordinairement assuré par les générateurs thermiques grâce à leur fonction « must-run », peut intégralement être assurée par la batterie couplée au système solaro-éolien.

Le directeur scientifique du projet à El Hierro, Gonzalo Piernavieja, explique de son côté que des volants d’inertie assistent la STEP. Selon un ingénieur membre de l’association Sauvons le climat et ayant eu d’importantes responsabilités chez EDF « les moments d’inertie des groupes tournants, comme les rotors couplés au stator par le flux inducteur, des turbines des STEP, servent de moments d’inertie pour atténuer une baisse ou une hausse de fréquence du réseau. Ensuite la régulation proportionnelle à l’écart de fréquence ouvre ou ferme les robinets plus ou mois les robinets d’admission pour ajuster le débit du fluide moteur et revenir à la fréquence normalisée. A El Hierro ils ont aussi le rotor de l’alternateur du groupe électrogène ».

« Les volants d’inertie sont couplés directement à chaque turbine Pelton, le tout fabriqué par Andritz Hydro, ce qui offre une inertie de jusqu’à 6 secondes » précise Gonzalo Piernavieja, joint par Techniques de l’ingénieur. « Voici deux ans que le système fonctionne ».

L’inauguration a eu lieu en juin 2014. « La première étape a été une phase de tests, la seconde est une phase commerciale » ajoute l’expert. Entre le 1 juillet 2015 et le 31 décembre 2015 (6 mois) Hubert Flocart estime que 30,2% de l’électricité de l’île a été d’origine renouvelable.

« Cette année (2016) nous sommes parvenus de nombreuses fois aux 100% EnR, y compris durant des périodes prolongées (de nombreuses heures d’affilées) » se réjouit Gonzalo Piernavieja. « En principe le système permet d’atteindre les 100% durant la période venteuse canarienne » Durant les 29 jours de février 2016 un niveau moyen de 54% a été atteint. Ceci alors que la saison la plus ventée s’étale sur l’archipel canarien de mai à septembre compte-tenu du régime des vents alizéens. Un niveau moyen d’environ 50% est attendu pour l’année 2016.

« D’un point de vue technique nous pouvons répondre à entre 70 et 80% de la demande électrique annuelle de l’île avec les EnR, niveau que nous atteindront avec la bonne évolution que révèle le projet » estime Gorona del Viento sur son site officiel. « Nous avons comme objectif d’atteindre les 100% au niveau global grâce à la gestion de la demande, la mobilité électrique et les bioénergies » souligne le directeur de l’ITC Canarias. Chaque véhicule électrique contient en effet une batterie permettant de réaliser du stockage. Et de rappeler qu’« il convient d’intégrer le fait qu’El Hierro est un système électrique complètement isolé, et que donc parvenir aux 100% est un réel défi technologique »

Même si un niveau supérieur à 80% d’EnR était obtenu un appoint thermique resterait nécessaire. Il est en réalité bien plus facile de passer de 0 à 80% d’EnR que de 80 à 100%. Les derniers % sont les plus problématiques sur le plan technique et ainsi les plus coûteux. Un mix électrique composé de 80% d’EnR et de 20% de fossile, c’est déjà très bon. Même si les puristes pousseront toujours à faire mieux.

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Micro-STEP urbaine de Nature & People First

Facteur d’échelle

Le système d’El Hierro a inspiré l’entrepreneur Denis Payre. Dans le cadre du projet « Nature & People First » cet entrepreneur également à l’origine de « Nous Citoyens » et de « Croissance Plus », a développé un concept de « Micro-STEP urbaines », système qu’il envisage de tester notamment sur une île française.

L’expert hydraulicien François Lempérière, fondateur de l’association Hydrocoop et ex-président du Comité Français des Grands Barrages (CFGB) est sceptique concernant la pertinence économique des micro-STEP. Il propose à l’inverse, pour optimiser les coûts, des giga-STEP en bordure de falaise, notamment en Normandie, voir des STEP complètement en mer si des problèmes d’acceptabilité émergeaient. La Belgique étudie précisément un projet d’atoll-énergie.

C’est trivial mais la surface (et donc le volume d’eau) d’un réservoir est proportionnelle au rayon à la puissance 2 (Pi*r²) tandis que le périmètre (et donc le coût du système) croît à la puissance 1 (2*Pi*r). En règle générale (car il y a bien sûr des spécificités locales pour chaque projet) plus les réservoirs d’une STEP sont volumineux et plus elle est pertinente sur le plan économique. Et à l’inverse les micro-STEP sont intrinsèquement coûteuses.

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Projet de « STEP marine » en Guadeloupe

EDF a lancé l’étude pour la réalisation de deux STEP marines de taille moyenne avec faibles chutes d’eau: l’une en Guadeloupe (falaises de 50 mètres) stockant 1 GWh, l’autre à la Réunion (100 mètres), suivant le modèle de la STEP japonaise de l’île d’Okinawa. EDF estime à 5 GW le potentiel des STEP marines réalisables en France. François Lempérière estime de son côté que ce potentiel est bien supérieur. Cet expert hydraulicien craint que les projets d’EDF ne soient pas de taille suffisante pour atteindre une véritable pertinence économique.

La baisse rapide du coût des batteries pourrait d’ailleurs venir bousculer ce genre de projets. Les batteries, contrairement aux STEP, ne posent d’ailleurs aucun problème d’acceptabilité par les populations et peuvent être déployées très rapidement. Le Powerwall de Tesla peut être fixé directement au mur d’une maison, avec une empreinte au sol ainsi réduite à zéro. Et un impact paysager également nul.

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STEP de Grand’Maison (Alpes)

4% de la masse du réservoir de Grand’Maison

Si le stockage batterie est valable au niveau d’une petite île comme Graciosa, l’est-il pour un pays comme la France ? Un calcul très simple suffit pour s’en convaincre. La puissance moyenne appelée en France est d’environ 60 GW (60 GW x 8760 heures par an = 525 TWh par an). Ce qui correspond à 360 GWh en 6 heures, durée suffisante pour la gestion intra-day d’un système solaro-éolien avec une batterie. Une bonne partie de la production est en effet consommée en direct.

Le Tesla Powerwall (6,4 kWh) pèse 97 kg (Fiche technique), soit 15 kg par kWh de stockage. A titre comparatif avec une STEP il faut stocker 1000 kg d’eau à 460 mètres pour stocker 1 kWh (pertes comprises). Ou alors 10.000 kg à 46 mètres. Pour stocker les 360 millions de kWh requis 5,4 millions de tonnes de PowerWalls suffiront. Soit environ 56 millions d’unités, moins d’une par habitant. Cela correspond à environ un millième (plus précisément 0,15%) de la masse du lac du Bourget (3,6 km3, soit 3600 millions de tonnes). Et à moins de 4% de la masse d’eau du réservoir supérieur de Grand-Maison (137 millions de tonnes), la plus grande STEP française. Par conséquent il est inutile d’inonder de nouvelles vallées en France. A noter que le rendement d’un cycle de stockage-déstockage avec une batterie lithium est bien meilleur que celui d’un cycle de pompage-turbinage avec une STEP. Ces dernières ont néanmoins une durée de vie supérieure.

Le lithium est en réalité un composant très mineur des batteries dites « au lithium ». Dans le rapport « The Future of Solar » réalisé par une large équipe d’experts le MIT estime qu’il n’y a aucun obstacle de nature matérielle ou surfacique pour passer à un monde 100% solaire assisté de batteries.

C’est exactement cette perspective qu’a présenté le visionnaire Elon Musk lors de sa conférence historique le 1er mai 2015 marquant le lancement du Powerwall (la vidéo a été visionnée plus de 3 millions de fois). L’inauguration de la Gigafactory n°1 de Tesla dans le Nevada aura lieu fin juillet 2016. La capacité de production de cette usine gigantesque est de 35 GWh par an. 10 ans de production de batterie par une telle giga-usine suffisent pour atteindre les 6 heures d’autonomie française susmentionnées. Et si la France construisait sa propre gigafactory, par exemple sur le site de Fessenheim ?

Le lithium, élément recyclable, n’est pas indispensable pour réaliser des batteries stationnaires, comme le montre le projet de Graciosa qui a recours à une chimie à base de sodium-soufre.

Passer à un très haut niveau de solaro-éolien est tout à fait possible. Non seulement à l’échelle française mais mondiale. La France pèse environ 1% de la démographie mondiale. Une batterie ayant une masse équivalente à 4 fois celle du réservoir supérieur de Grand’Maison est suffisante pour que le monde entier passe à de très hauts niveaux de solaro-éolien et vive selon les standards de confort français.

La planète Terre, elle aussi, est une île.

Olivier Daniélo

Pour aller plus loin

Posté le par Pierre Thouverez

Les derniers commentaires

  • Réponse à Jean Fluchère:
    Les solutions de back-up, notamment à base de gaz naturel, constituent l’approche la plus pertinente pour les longues et rares périodes sans vent et sans soleil. Il n’est donc pas judicieux de surdimensionner le nombre d’heures de stockage batterie. Un dimensionnement pour la gestion intra-day classique suffit.

    La complémentarité de l’éolien et du solaire à l’échelle saisonnière étant parfaite en France (Voir à ce sujet la diapo n°49 de ce document (http://cf01.erneuerbareenergien.schluetersche.de/files/smfiledata/5/4/1/3/9/6/13ElecFrance2015.pdf) réalisé par Bernard Chabot, expert et formateur en EnR), il serait non pertinent de ne focaliser que sur le solaire PV.

    Par ailleurs 90% de la population mondiale vit dans les régions les plus ensoleillées de la planète (Voir à ce sujet la Figure 1.1 du rapport « The futur of solar energy » réalisé par une large équipe du MIT, 2015 http://mitei.mit.edu/futureofsolar). Europe et Canada ne sont ainsi que des exceptions. Il ne faut pas prendre le cas français pour une généralité. Dans les pays chauds les besoins en climatisation sont corrélés à la production solaire PV.

    Chaque citoyen en France est libre de considèrer que telle ou telle centrale nucléaire doit fermer ou non, notamment dans un contexte de promesse de la part du président de la république. Le nucléaire pose notamment un problème de sécurité dans le contecte de la menace terroriste islamiste. L’apprécitation de ce risque est personnel, il n’y a pas de vérité objective en la matière, personne n’a à imposer une conception particulière de l’appréciation de ce risque, pas plus l’ASN que vous ou que quiconque.

    Ségolène Royal a émis le projet de convertir le site de Fessenheim en une usine Tesla (http://www.lefigaro.fr/conjoncture/2016/04/06/20002-20160406ARTFIG00098-segolene-royal-veut-transformer-fessenheim-en-usine-tesla.php), chaque à le droit de trouver ce projet pertinent ou pas.

  • J’ai déjà dit à Monsieur Danielo que 360 GWh de batteries ne correspondaient qu’à 3 heures de la consommation française en hiver rigoureux. Et ne se rechargeait plus en raison de la faiblesse du PV en hiver et de l’absence de vent qui caractérise ces périodes de grand froid. Un système électrique n’a de sens que lorsqu’il permet de passer plusieurs fois les pics d’appel dans la même semaine voire la même journée.
    Ce n’est absolument pas le cas dans cette pseudo-étude malgré ses 5,4 millions de tonnes de batteries qui une fois déchargées ne seront plus d’aucune utilité pour l’alimentation du réseau.
    Monsieur Daniélo ajoute: « Et si la France construisait sa propre gigafactory, par exemple sur le site de Fessenheim ? ». La meilleure utilisation du site de Fessenheim est de laisser fonctionner cette centrale encore pendant 20 ans si l’ASN la juge sûre, ce qui est le cas actuellement. Il y a bien d’autres terrains en France pour accueillir une usine de fabrication de batteries. Hélas, j’ai bien peur que, comme pour les panneaux PV, la fabrication des batteries ne vienne pas se localiser en Europe mais dans le sud est asiatique. En revanche, la fabrication d’électricité ne se délocalise pas car c’est un produit à forte valeur ajoutée qui se transporte très mal. Gardons la fabrication d’électricité chez nous et ne projetons pas comme le font les Allemands que 25 ù de l’électricité consommée en Allemagne sera importée en 2050.
    En 2050, pour respecter les engagements de la France en matière d’émissions de GES: division par 4, il faudra produire au moins 800 TWh d’électricité décarbonée au lieu des 500 TWh consommée à ce jour.
    Gouverner c’est prévoir et faire des choix les plus intelligents possibles. Ce n’est pas le cas de Monsieur Daniélo dans cet article.

  • Complément d’information :

    Le président d’ABB-France (ABB, groupe helvético-suèdois, est un leader mondial dans les technologies d’énergie et d’automation) vient de publier une tribune complémentaire:

    « De Solar Impulse aux micros-réseaux : comment alimenter le monde sans énergies fossiles

    EXTRAITS : (…) des territoires font du déploiement de ces énergies un enjeu central pour leur avenir. C’est notamment le cas des territoires insulaires, qui dépendent encore en grande partie du charbon et du pétrole. Dans l’archipel portugaise des Açores, l’île de Faial, 15 000 habitants, a ainsi vu son réseau électrique jusqu’alors alimenté par six générateurs à fioul lourd, intégrer 5 éoliennes et un système de contrôle avancé pour permettre une forte pénétration de l’énergie éolienne dans le réseau et ainsi économiser 3,5 millions de litres de fioul par an.

    Citons également les micro-réseaux solaire et diesel adoptés par les villes isolées de Marble Bar et Nullagine (Australie-Occidentale). Grâce à une technologie de stabilisation du réseau autorisant une forte pénétration de l’énergie solaire, près de 60 % de l’électricité qu’elles consomment est d’origine solaire, soit une économie d’environ 400 000 litres de diesel et de 1 100 tonnes de gaz à effet de serre par an (…)

    (…) un micro-réseau récemment modernisé sur l’île de Kodiak, au large de l’Alaska, tire la quasi-totalité de sa capacité électrique (28 MW) de l’énergie éolienne et hydroélectrique, notamment grâce à deux systèmes de batteries d’1,5 MW qui prennent le relais dès que le vent tombe (…) »

    Source: http://www.latribune.fr/opinions/tribunes/de-solar-impulse-aux-micros-reseaux-comment-alimenter-le-monde-sans-energies-fossiles-581366.html

    > Capturing solar energy to deliver ‘microgrid’ power to remote towns in Western Australia
    http://www.abb.com/cawp/seitp202/38567a1472ea578fc1257e8a0030a70d.aspx

    > Integrating wind energy into the microgrid of the remote island of Faial in the Azores
    https://www.youtube.com/watch?v=iL0OIxwCuek


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