L’énergie électrique est un flux constant d’électrons qui se déplacent dans un conducteur, vouloir la stocker en tant que telle est aussi irréaliste que de vouloir stocker le vent. Pour la stocker, il faut donc la convertir sous une autre forme chimique par exemple, comme les batteries et la transformer à nouveau en électricité au moment où l’on en a besoin. Selon le système employé, cette transformation peut s’accompagner de pertes, de difficultés et d’un coût de stockage variable. Le stockage d’électricité sous forme d’énergie chimique La batterie Elle se base sur une réaction chimique dite réversible » puisqu’elle peut se faire dans un sens et dans l’autre. Dans un sens, la réaction permet de convertir l’électricité en énergie chimique afin de la stocker. Dans l’autre, elle permet de générer un courant électrique. Afin d’augmenter les performances et diminuer l’impact sur l’environnement, de nouvelles batteries à eau salée, à liquides redox ou encore à sodium-soufre sont en cours de développement. Les batteries Lithium-Ion sont actuellement les plus performantes. Le condensateur Un condensateur emmagasine de l’énergie électrique sur deux armatures métalliques séparées par un semi-conducteur et la restitue au moment de la décharge. Les condensateurs peuvent se charger et se décharger très rapidement fournir des courants élevés bien que limités dans le temps recharger très rapidement un véhicule électrique. L’hydrogène L’hydrogène que l’on peut récupérer par électrolyse ou en brûlant du CH4 et l’oxygène génèrent de l’électricité lorsqu’ils sont combinés. La combustion de l’hydrogène dans un moteur permet d’alimenter un générateur électrique. Utilisé dans une pile à combustible, il permet de produire directement de l’électricité. Des chercheurs de la KU Leuven ont même mis au point un panneau solaire capable de produire de l’hydrogène directement à partir de l’humidité de l’air. Le coût énergétique de ce système est cependant très élevé. Le stockage d’électricité sous forme d’énergie potentielle Le pompage-turbinage Le pompage-turbinage consiste à pomper l’eau d’un lac situé en contrebas vers un bassin d’accumulation situé en altitude le pompage. En cas de demande d’électricité, l’eau du réservoir supérieur est relâchée vers le bassin inférieur, actionnant au passage une turbine laquelle entraine un alternateur qui génère un courant électrique le turbinage. L’accumulation de pression En se décomprimant dans un espace de stockage aux parois étanches, un gaz comprimé met en mouvement une turbine qui actionne un alternateur, produisant ainsi de l’électricité. Le puits de gravité Un piston très lourd est remonté du fond d’un puits de 500 m de profondeur à l’aide d’un moteur électrique. La masse est ensuite relâchée. En descendant, elle compresse par son poids l’eau du puits qui, refoulée sous la pression, permet de faire tourner un générateur électrique. Le train incliné Principe semblable à celui des horloges d’autrefois dont il fallait remonter le mécanisme pour la faire fonctionner, un train monte une rampe de 10 km inclinée à 7 %. En redescendant sous l’effet de son poids, la masse du train fait tourner une génératrice qui produit à son tour de l’électricité. Le stockage d’électricité sous forme d’énergie cinétique Le volant d’inertie Une masse très lourde roue, cylindre… est mise en rotation par un moteur et actionne un générateur qui produit de l’électricité en ralentissant progressivement. Des autobus électriques silencieux fonctionnant sur ce principe ont circulé en Belgique dans les années soixante. Ils pouvaient rouler plusieurs kilomètres avec l’énergie cinétique accumulée dans leur volant d’inertie. Le stockage d’électricité sous forme de chaleur Il est possible de stocker de l’électricité en la transformant en chaleur en chauffant une cuve d’eau pour le chauffage central par exemple. Dans un contexte domestique, la transformer à nouveau en électricité n’aurait cependant pas d’intérêt car le rendement serait faible on préfère l’utiliser pour le chauffage. Il s’agit donc de stockage d’énergie au sens large.

Barrages, seuils et chaussées en France 2015 – Source Référentiel des obstacles à l’écoulement de l’Onema mai 2014 En France, près de 100 000 moulins pourraient être aménagés à fin de production hydro-électrique. Excellent bilan carbone, moindre impact sur le CSPE, pilotabilité par le réseau, forte acceptabilité sociale, foisonnement sur tous les territoires, emplois non délocalisables, les atouts de cette petite hydro-électricité sont nombreux. Nous proposons 2 solutions techniques avec 2 constructeurs différents pour répondre à ces besoins Des turbines immergées en technologie Kaplan avec la société française Turbiwatt et des roues à aubes avec la société italienne Rigamonti Ghisa. Rigamonti Ghisa – roues à aubes – water wheel LA SOCIETE La société Rigamonti, avec plus de 60 ans de tradition familiale, est née en 1950 comme fonderie et tournage de la fonte pour le travail de Giovanni Battista Rigamonti. En 1992, le fils Raffaele, fonde, comme filiale de la société, l’entreprise actuelle Rigamonti Ghisa, qui, depuis sa transformation, a maintenu la production de vannes en fonte pour les aqueducs, l’irrigation et les systèmes de protection active contre les incendies. L’usine n’est pas située par hasard à Valduggia, en Valsesia, dans le Piémont. Il s’agit en effet d’une région célèbre pour la fabrication de vannes et de robinetteries sanitaires industrielles. Cette localité était connue dès le début des années 1400 pour la fonderie de cloche due aux savoir-faires locaux en métallurgie. La vocation environnementale de la famille Rigamonti et son environnement riche en verdure, voies navigables et moulins l’emplacement actuel de la société est celui de l’ancien moulin de Sant’Anthony, qui par concession déjà en 1926 avait été transformé pour produire de l’énergie électrique sont autant d’éléments qui ont incités Rigamonti Ghisa à s’occuper de la conception et de la mise en œuvre de roues hydrauliques comme source d’énergie de remplacement mais également à rénover des moulins déjà existants et parfois tombés en désuétude. LEUR PROPOSITION Une roue hydraulique micro-hydro est caractérisée par une puissance inférieure à 100 kW et repose sur le principe de transformation de l’énergie potentielle et de l’énergie cinétique de l’eau, présente le long de tout cours d’eau, en énergie mécanique au moyen de la roue hydraulique qui produit un mouvement rotatif convertible en énergie électrique. La société offre des conceptions personnalisées de roues hydrauliques. Les domaines d’interventions comprennent • Études de faisabilité • Analyse du site • Conception de la roue • Réalisation • Installation complète sur site • Une aide éventuelle pour remplir certains documents LES DIFFERENTES FAMILLES DE ROUES A AUBES Roues en dessous » alimentation par le bas Quart inférieure de la roue À utiliser pour un débit allant jusqu’à 3 m³/s et une hauteur de chute inférieure à 1,5 m C’est la seule technologie qui peut exploiter ces hauteurs de chute limitées, avec une efficacité jusqu’à 60% à laquelle il faut retrancher les pertes dues à la transmission, à la génératrice et aux autres composants électriques Il s’agit du plus vieux type de roue verticale avec un type de rotation générée par l’effet de levier produit par l’eau sur les pales du bas de la roue. Pour cette raison, cette technologie est la plus adaptée aux cours d’eau peu profonds que l’on rencontre en plaine. Ce type de roue nécessite toujours des travaux de génie civil limités. La roue est logée dans un canal équipé en amont d’une grille de sécurité de 15/20 cm maille. Un coffret est nécessaire pour les composants électriques. Comme pour toutes les roues à eau, une variation du débit ne nécessite aucun réglage et produit un rendement pratiquement constant jusqu’à 20% du débit nominal. Il existe également trois variantes de cette roue qui tirent leur nom de leur concepteur la roue Poncelet, la roue Sagebien et la roue Zuppinger. Les principaux avantages pour l’utilisation de ces roues sont le fait qu’elles sont un peu moins coûteuses que les autres types, plus simples à construire, et ont moins d’impact environnemental, car elles ne créent pas de grands changements dans la rivière. Les inconvénients sont, d’une part, une efficacité moindre car elles génèrent moins d’énergie, et d’autre part que ces roues ne peuvent être utilisées que lorsque le débit peut fournir un couple suffisant. Les roues en dessous » peuvent également être installées sur des plates-formes flottantes parfois installées immédiatement en aval des ponts ou lorsque la restriction de débit augmente la vitesse du courant. A A A A A Roue de dessous ou Undershot water wheel – Rigamonti Ghisa A A A A Roue de dessous ou Overshot water wheel – Rigamonti Ghisa Roues de poitrine » alimentation par le milieu entre 1/4 et 3/4 de la hauteur de la roue À utiliser pour un débit jusqu’à 3 m³/s et avec des hauteurs de chute de moins de 4 m. Il s’agit d’une roue verticale dont la rotation causée par la chute de l’eau à proximité de l’axe, ou juste au-dessus. Les roues de poitrine » sont moins efficaces que les roues de dessus », mais plus efficaces que les roues de dessous » . Une roue de poitrine » nécessite un canal avec maçonnerie parfaitement ajustée aux cotés de la roue afin de conduire le maximum du flux vers les aubes. Les roues de poitrine » sont adaptées pour un débit constant et élevé, en particulier pour les zones de plaines ou l’on peut atteindre des rendements proches de 80% auquel il faudra soustraire les pertes dans la transmission, dans la génératrice ainsi que dans les composants électriques. Ce type de roue nécessite des travaux civils néanmoins roue est logée dans un canal équipé en amont d’une grille de sécurité de 15/20 cm maille. Un coffret est nécessaire pour les composants électriques. Comme pour toutes les roues à eau, une variation du débit ne nécessite aucun réglage et produit un rendement pratiquement constant jusqu’à 20% du débit nominal. A Roue de poitrine ou Breast water wheel – Rigamonti Ghisa A Roue de poitrine ou Breast water wheel par Rigamonti Ghisa Roues en dessus » alimentation par le haut Quart supérieur de la machine À utiliser pour un débit jusqu’à 1 m³/s et des hauteurs de chute de 2 m à plus de 12 m. C’est une roue verticale dont la rotation est assurée par la chute de l’eau qui frappe les pales au sommet de la roue et vient remplir les augets d’une moitié de la roue. Dans la roue en dessus standard » l’eau passe au-delà de l’axe de la roue et la fait tourner dans un sens; tandis que dans la roue en dessus à entrée inversée », l’eau, tombant avant l’axe de la roue, la fait tourner dans le sens inverse. Dans cette famille de roues ce n’est pas seulement la vitesse de l’eau mais également son poids lorsqu’elle s’accumule dans les cellules d’une moitié de la roue, qui va engendrer la rotation. La roue en dessus », si elle est correctement dimensionnée par rapport au débit, transforme donc l’intégralité du flux d’eau en énergie, sans que sa vitesse soit élevée. A la différence des roues en dessous », les roues en dessus » ont l’avantage de mieux exploiter la gravité et l’énergie cinétique de l’eau. Cette technologie est donc idéale pour les régions vallonnées ou montagneuses, et ne nécessite pas de gros débits. Le rendement peut atteindre 90% auquel il faut soustraire les pertes dans la transmission, la génératrice ainsi que les composants électriques. Le génie civil est simple et se résume à deux supports avec, bien sûr, les canaux d’entrée avec grille de sécurité de 15/20 cm et de sortie ainsi que d’un coffret pour les composants électriques. Comme pour toutes les roues à eau, une variation du débit ne nécessite aucun réglage et produit un rendement pratiquement constant jusqu’à 20% du débit nominal. Roue de dessus ou Overshot water wheel – Rigamonti Ghisa Roue de dessus à entrée inversée ou Backshot water wheel ou Pitchback water wheel – Rigamonti Ghisa Roue de dessus ou Overshot water wheel par Rigamonti Ghisa Roue de dessus ou Overshot water wheel par Rigamonti Ghisa

Les producteurs d'énergies renouvelables particuliers ou professionnels bénéficient de deux mécanismes pour revendre leur électricité l'obligation d'achat et le complément de rémunération, qui fixent un tarif réglementaire préférentiel pour le rachat de l'électricité ou du gaz produit par certaines installations renouvelables. Sommaire 💰 À quel prix EDF rachète l'énergie produite chez soi ? 🤔 Rachat d'électricité par EDF comment ça marche ? 🧐 Quelle production d'énergie peut être rachetée par EDF ? ❔ Comment revendre son électricité à EDF? 📄 Imposition de la revente électricité à EDF 🌎 Quelles garanties pour les producteurs d'énergie verte ? 💰 À quel prix EDF rachète l'énergie produite chez soi ? Les prix de rachat de l'électricité et du gaz produit chez soi varient selon la source d'énergie renouvelable utilisée et le dispositif de rachat choisi obligation d'achat ou complément de rémunération, bien que dans la plupart des cas le choix du dispositif de rachat ne soit pas possible pour le producteur. Les tarifs de rachat sont ensuite déterminés selon la quantité de la production. Les tarifs réglementaires de l'obligation d'achat d'énergie par EDF Les tarifs de rachat via l'obligation d'achat ci-après sont donnés à titre indicatif pour l'année 2020. Ces derniers varient en effet selon le type d'installation, l'énergie utilisée, leur puissance, leur localisation ou encore la saison. Pour la plupart de ces filières, ces prix de rachats sont constitués d'une partie fixe et d'une partie variable. Tarifs indicatifs 2020 de l'obligation d'achat d'électricité et de gaz renouvelables fixés par arrêtés Filière Arrêté en vigueur Exemple de tarif de rachat Tarif de rachat photovoltaïque 09/05/17 entre 60 et 171 € / MWh HT Tarif de rachat éolien 17/06/14 abrogé 82 € / MWh HT pendant 10 ans puis entre 2,8 et 8,2 c€/kWh pendant 5 ans contrats conclus avant 2016 Tarif de rachat hydroélectricité 13/12/16 entre 58 et 182 € / MWh HT Tarif de rachat biogaz 13/12/16 et 09/05/17 entre 70 et 173 € / MWh HT Tarif de rachat biométhane 23/11/11 entre 64 et 95 € / MWh HT Tarif de rachat cogénération 03/11/16 et 21/12/2020 entre 135 et 150 € / MWh HT Tarif de rachat biomasse 27/01/11 abrogé à partir de 43,4 € / MWh HT contrats conclus avant 2016 Montant du complément de rémunération pour les producteurs Le complément de rémunération est pensé pour être une prime variable ; les tarifs ci-dessous sont donc exposés à titre indicatif. Les tarifs de référence indiqués ne sont qu'une composante du prix final de rachat qui peut varier du simple au double selon les situations. Il convient de se référer aux arrêtés fixant les conditions de calcul de ce tarif pour chaque filière afin de pouvoir estimer au mieux la rentabilité de son installation. Tarifs de référence utilisés pour le calcul du complément de rémunération en 2020 Filières Arrêtés Tarifs de référence TDCC Tarif éolien 06/05/17 entre 72 et 74 € / MWh HT Tarif hydraulique 13/12/16 entre 66 et 132 € / MWh HT Tarif biogaz 13/12/16 entre 69 et 172 € / MWh HT Tarif cogénération 15/11/16 à partir de 47 € / MWh HT Tarif géothermie 13/12/16 à partir de 246 € / MWh HT Le coefficient indexation LPour fixer les tarifs de référence dans le cadre du complément de rémunération, des tarifs de base TDCC sont souvent multipliés par un coefficient d'indexation L qui dépend de deux indices de l'INSEE l'indiceICHTrev-TS1 indice du coût horaire du travail révisé dans les industries mécaniques et électriques et l'indiceFM0ABE0000 indice des prix à la production de l’industrie française pour le marché français pour l’ensemble de l’industrie, à la date de signature du contrat et à la date actuelle. Tarifs de rachat de l'électricité solaire La revente de l'électricité solaire est possible uniquement via le mécanisme des obligations d'achat pour les installations d’une puissance inférieure à 100 kWc. Les tarifs de rachat de l'électricité photovoltaïque sont définis par l'Arrêté du 9 mai 2017 et dépendent alors de l'utilisation de cette énergie auto-consommation ou revente totale ainsi que du mode d'intégration des installations photovoltaïques au bâti. Dans le cas d'une revente totale de l'électricité solaire produite, le client installe des panneaux photovoltaiques et vend la totalité de sa production aux tarifs suivants Tarifs de rachat électricité solaire - Revente totale Type installation Puissance kWc Tarifs Integration au bâti IAB + prime IAB plus valable depuis le 30/09/18 de 0 à 3 kWc 0,2022 € / kWh de 3 à 9 kWc 0,1718 € / kWh Intégration simplifiée au bâti ISB de 0 à 3 kWc 0,2022 € / kWh de 3 à 9 kWc 0,1718 € / kWh Non intégré au bâti ou IAB / ISB 3600 heures 82 € / MWh 40 € / MWh Les producteurs éoliens peuvent donc encore demander à bénéficier de l'Arrêté du 17 juin 2014 s'ils remplissent l'une de ces deux conditions demande complète de contrat d'achat déposée avant le 1er janvier 2016 ; certificats ouvrant droit à l'obligation d'achat CODOA obtenu avant le 1er janvier 2016. Sachant que ces contrats d'obligation d'achat étaient garantis pour 15 ans, de nombreux particuliers peuvent encore bénéficier de ces tarifs. Tarif de rachat de l'électricité hydraulique Les installations hydrauliques d'une puissance installée inférieure à 500 kW sont éligibles au mécanisme des obligations d'achat. Les tarifs de rachat de l'électricité hydraulique pour ces installations sont définies par l'Arrêté du 13 décembre 2016. Tarifs de l'obligation d'achat pour l'électricité hydraulique en 2020 Tarif pour le turbinage des débits minimaux en € / MWh Tarif pour les installations de haute chute Tarif pour les installations debasse chute Tarif à 1 composante 80 € / MWh 120 € / MWh 132 € / MWh Tarif à 2 composantes été / hiver 58/110 € / MWh 88/166 € / MWh 69/182 € / MWh Plafond annuel Aucun plafond pour ces installations. Plafonné à la puissance de l'installation x 100 000 heures. Au-delà, 40 € / MWh. Plafonné à la puissance de l'installation x 120 000 heures. Au-delà, 40 € / MWh. Les détails des installations sont mentionnés au 1° et 2° de l'article 12 de l'Arrêté du 13/12/16 Les installations hydrauliques d'une puissance installée inférieures à 1 MW sont éligibles au mécanisme du complément de rémunération. Les tarifs de rachat de l'électricité hydraulique pour ces installations sont également définies par l'Arrêté du 13 décembre 2016. Tarifs de référence du complément de revenu pour l'électricité hydraulique en 2020 Tarif de référence pour le turbinage des débits minimaux Tarif de référence pour les installations de haute chute Tarif de référence pour les installations de basse chute Puissance 500 kW et 1 MW 67,43 € / MWh 67,10 € / MWh 66,76 € / MWh Les valeurs intermédiaires sont déterminées par interpolation linéaire. Pour les installations bénéficiant de l'obligation d'achat, le tarif de rachat est égal au tarif de référence TDCC. Pour les installations bénéficiant du complément de rémunération, le tarif de référence servant à déterminer le montant versé au producteur est défini par la formule suivante Tarif de référence = Coefficient L * Tarif de base TDCC. Le coefficient L dépend ensuite de la formule suivante L = 0,58 + 0,1 * ICHTrev-TS1 2020 / ICHTrev-TS1 date de prise d'effet du contrat + 0,32 * FM0ABE0000 2020 / FM0ABE0000 date de prise d'effet du contrat. Ce tarif de référence entre dans le calcul du complément de rémunération selon la formule définie à l'Annexe 1 de l'Arrêté du 9 mai 2017. Pour les contrats d'obligation d'achat comme de complément de rémunération, les tarifs d'achat sont valables pour une durée de 20 ans et plafonnés à 120 000 heures de fonctionnement en équivalent puissance pleine sur la durée du contrat. Tarif de rachat du biométhane injecté dans le réseau GRDF en 2020 L'injection de biométhane dans le réseau du distributeur de gaz GRDF ou d'autres Entreprises Locales de Distribution de gaz ELD est éligible au mécanisme des obligations d'achat. C'est l'Arrêté du 23 novembre 2011 qui définit le montant des tarifs de rachat du biométhane par GRDF. Pour le biométhane produit suite à la valorisation des installations de stockage des déchets non dangereux ISDND, les tarifs de rachat sont les suivants Tarifs de l'obligation d'achat pour le biométhane issu d'installations de stockage de déchets non dangereux ISDND en 2020 Capacité maximale de production Tarif de rachat en € / MWh ≤50 Nm ³/ h 95 € / MWh Entre 50 et 350 Nm ³/ h entre 45 et 95 € / MWh interpolation linéaire ≥350 Nm ³/ h 45 € / MWh Pour le biométhane issus des autres types d'installations, les tarifs de rachat sont déterminés par la formule suivante Tarif de rachat = coefficient S x Tarif de base + Prime fonction des intrants utilisés Tarifs de base de l'obligation d'achat pour le biométhane issu d'autres installations en 2020 Capacité maximale de production Tarif de rachat ≤50 Nm ³/ h 95 € / MWh Entre 50 et 100 Nm ³/ h entre 95 et 86,5 € / MWh interpolation linéaire Entre 100 et 150 Nm ³/ h entre 86,5 et 78 € / MWh interpolation linéaire Entre 150 et 200 Nm ³/ h entre 78 et 73 € / MWh interpolation linéaire Entre 200 et 250 Nm ³/ h entre 73 et 68 € / MWh interpolation linéaire Entre 250 et 300 Nm ³/ h entre 68 et 66 € / MWh interpolation linéaire Entre 300 et 350 Nm ³/ h entre 66 et 64 € / MWh interpolation linéaire ≥350 Nm ³/ h 64 € / MWh Les calculs du coefficient S et des Primes varient en fonction des installations, et sont détaillés à l'Annexe 1 de l'Arrêté du 23 novembre 2011. Tarif de rachat de l'électricité issue de la cogénération en 2020 La production d'électricité issue de la cogénération d'électricité et de chaleur est éligible aux mécanismes d'obligation d'achat et de complément de rémunération selon les puissances installées. C'est l'Arrêté du 15 novembre 2016 qui définit les tarifs de rachats. Ces derniers sont constitués d'une rémunération proportionnelle à la quantité d'électricité produite, d'une rémunération indexée sur le prix du gaz naturel et d'une rémunération fonction de l'économie d'énergie primaire. Le tarif de rachat bénéficiant de l'obligation d'achat est établi selon le principe suivant Tarifs de l'obligation d'achat pour l'électricité issue de la cogénération en 2020 Composantes Tarif de rachat Détail Rémunération proportionnelle 54 € / MWh - + Rémunération fonction du prix du gaz naturel 63,2 € / MWh en octobre 2020 = 1,26 x le tarif réglementé B1 Zone 3 TTC du gaz naturel en € / MWh + Rémunération fonction de l'économie primaire Variable voir le détail du calcul dans l'Arrêté du 15/11/16 Le tarif de référence afin de fixer le montant du complément de rémunération est établi sur le même principe Tarifs de référence du complément de rémunération pour l'électricité issue de la cogénération en 2020 Composantes Tarif de rachat Détail Rémunération proportionnelle 47 € / MWh - + Rémunération fonction du prix du gaz naturel Variable voir le détail du calcul dans l'Arrêté du 15/11/16 + Rémunération fonction de l'économie primaire une prime à la performance Variable voir le détail du calcul dans l'Arrêté du 15/11/16 Les contrats d'obligation d'achat et de complément de rémunération sont conclus pour une durée de 15 ans. À partir du 21/02/2021, ces tarifs ne seront plus applicables. L'Arrêté du 21 août 2020 met fin au rachat de l'électricité produite par une cogénération, aussi bien en complément de revenu qu'en obligation d'achat. Il sera uniquement possible de valoriser ce type de production par l'autoconsommation sur site ou encore l'autoconsommation collective. Tarif de rachat de l'électricité issue de la géothermie en 2022 La production d'électricité issue de l'énergie extraite de sites géothermiques est éligible au complément de rémunération. Le montant du tarif de référence est fixé par l'Arrêté du 13 décembre 2016, selon la formule suivante Tarif de référence T = coefficient α x coefficient d'indexation L x Tarif de base TDCC. Le montant du tarif de base TDCC est fixé à 246 € / MWh pour l'électricité issue de la géothermie. Le coefficient α varie lui entre 0,6 et 1,45 en fonction des années du contrat. Enfin, le coefficient d'indexation L s'obtient par la formule suivante L = 0,7 + 0,1 * ICHTrev-TS1 2020 / ICHTrev-TS1 date de prise d'effet du contrat + 0,2 * FM0ABE0000 2020 / FM0ABE0000 date de prise d'effet du contrat. Le contrat de complément de rémunération pour l'électricité issue de la géothermie est conclu pour une durée de 20 ans, pouvant être réduite si certaines conditions de l'Arrêt ne sont pas respectées. Tarif de rachat de l'électricité issue de la biomasse avant 2016 Depuis le Décret du 28 mai 2016, il n'est plus possible de bénéficier de tarifs de rachat préférentiels pour l'électricité produite avec de la biomasse via les mécanismes d'obligation d'achat ou de complément de rémunération. Pour les contrats conclus avant cette date dont la durée est de 20 ans, l'Arrêté du 27 janvier 2011 fixait le montant du tarif de rachat pour l'obligation d'achat à un tarif T de 43,4 € / MWh, augmenté d'une prime X dont le calcul est détaillé à l'Annexe C de ce même Arrêté. 🤔 Rachat d'électricité par EDF comment ça marche ? Le rachat de l'électricité produite par les particuliers et petits professionnels est encadré par la loi et bénéficie de tarifs de rachats réglementés, garantissant une certaine rémunération aux producteurs. Deux dispositifs principaux existent pour vendre son électricité les obligations d'achat et le complément de rémunération. Obligation d'achat ou complément de rémunération ? En France, le rachat d’électricité ou de gaz produits à partir d’énergies renouvelables par les particuliers et petits professionnels est encadré par deux mécanismes l'obligation d'achat pour les installations de puissance limitée ; le complément de rémunération pour les installations plus puissantes, en dessous de certains seuils. Ces deux mécanismes ont été introduits par la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte LTECV. Aujourd'hui définis aux articles L. 314-1 et suivants du Code de l'énergie, ces dispositifs incitatifs pour les producteurs encadrent les tarifs de rachat par EDF et les ELD, ainsi que par les autres fournisseurs alternatifs. Si l'obligation d'achat est un mécanisme ancien et éprouvé, c'est seulement depuis le décret du 28 mai 2016 que le complément de rémunération a vu le jour en venant se substituer partiellement au dispositif d’obligation d’achat. Par ailleurs, la LTECV a séparé l'accès aux aides à la production d'énergie en deux procédures un guichet ouvert pour les petites et moyennes installations qui souhaitent bénéficier de l'obligation d'achat ou du complément de rémunération ; une procédure par appel d'offres pour les installations plus importantes et plus matures qui ne peuvent alors pas bénéficier de ces deux mécanismes. Selon les filières et les seuils de puissance définis, certaines installations sont alors éligibles à l'obligation d'achat et / ou au complément de rémunération afin de bénéficier de tarifs de rachat d'énergies renouvelables préférentiels. Les mécanismes de rachat d'énergie selon la puissance des installations Energie renouvelable Seuils de puissance Électricité 500 kW Puissance maximale Solaire OA - - - 100 kW Eolien CR CR CR CR 18 MW 6 x 3 MW Hydraulique OA OA OA CR 1 MW Biogaz production d'électricité OA OA OA CR 12 MW Cogénération OA CR CR CR 1 MW Géothermie CR CR CR CR - Gaz Pas de limite de puissance Biométhane OA OA = Obligation d'achat, CR = Complément de rémunération Devenez autonome en produisant votre propre électricité Économisez sur votre facture d'électricité avec Selectra. Demandez votre étude personnalisée auprès de Comwatt. Service gratuit et sans engagement. Annonce - Service Selectra non partenaire d'EDF Obligations d'achat le mécanisme d'origine pour booster la production renouvelable Dans le cadre de leur mission de service public, la loi du 10 février 2000 avait obligé EDF et les entreprises locales de distribution ELD à racheter à un prix largement au-dessus du prix du marché l'électricité produite par les filières de production issues de sources d'énergies renouvelables. Ces tarifs de rachats incitatifs avaient alors été mis en place afin de soutenir le lancement du développement des énergies renouvelables en France. Le mécanisme d'obligations d'achat, d'abord inventé en 1946 et refondé en mission de service public à l'occasion de cette loi de l'an 2000, a alors pour but de faciliter l'entrée sur le marché des filières renouvelables en amortissant leurs coûts d'installation élevés. Il doit ainsi permettre à la France d'atteindre l'objectif des 20 % d'électricité issue d'énergies renouvelables dans le mix énergétique d'ici 2020. Adaptation du dispositif des obligations d'achat Poursuivant l'effort pour la transition énergétique, la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte LTECV a modifié ce dispositif d'origine. Plusieurs évolutions étaient alors à prendre en considération, comme la baisse du coût d'installation de certaines filières renouvelables, mais également la favorisation les circuits courts et l'harmonisation de la production d'électricité avec le marché européen. Par ailleurs, un nouvel objectif plus ambitieux porte l'électricité verte et le biogaz respectivement à 23 % et 10 % du mix énergétique français d'ici à 2020. Sur avis de la Commission de régulation de l'énergie CRE et selon les recommandations de la Commission européenne, la LTECV a alors modifié le mécanisme d'obligation d'achat le montant des prix d'achat d’électricité garanti a été modifié ; la liste des installations relevant du dispositif des obligations d'achat a été réduite ; une prime à la vente directe pour les producteurs vendant directement leur électricité sur les marchés européens a été introduite. Ce dernier mécanisme instaure alors le complément de rémunération, qui à terme aura vocation à se substituer progressivement à l'obligation d'achat pour l'ensemble des filières ; les tarifs d'achat garantis pouvant s'apparenter aux yeux des institutions européennes à une aide publique des États contraire à l'ouverture du marché. Complément de rémunération une nouvelle prime à la vente directe d'énergie L'un des principaux inconvénients des obligations d'achat réside dans l'obligation d'acheter l'énergie même au plus bas de la demande, lorsque les prix du marché sont très bas, voire négatifs. La loi LTECV de 2015 a alors favorisé, pour une partie des installations relevant précédemment du mécanisme des obligations d'achat, la commercialisation directe sur les marchés d'électricité et de gaz issus d'énergies renouvelables en instituant une prime versée aux producteurs d'énergie verte en complément du revenu tiré de leurs ventes. Ce nouveau complément de rémunération permet alors d'assurer une rémunération raisonnable aux producteurs d'énergie tout en les responsabilisant sur leur production en les exposant aux signaux du marché. Il garantit donc une meilleure adéquation entre les besoins énergétiques du marché européen et la production d'électricité nationale. Le complément de rémunération est variable et proportionnel à l'énergie produite. Il se calcule comme la différence entre le prix de vente et un prix de référence du marché assimilable à l'ancien tarif d'achat garanti. Concrètement Les producteurs d’électricité ou de gaz renouvelables vendent leur énergie directement sur les marchés de gros ; Une prime vient compenser l’écart entre les revenus tirés de cette vente et un niveau de rémunération de référence fixé selon le type d’installation. Chaque projet reçoit ou paie donc la différence entre le tarif de référence et un prix du marché de référence. Schéma des mécanismes de l'obligation d'achat et du complément de des économies sur sa facture d'énergie, c'est possible ! Il est possible de vendre son électricité à EDF tout en achetant la sienne à un autre fournisseur ! Pour trouver l'offre la moins chère parmi les offres partenaires et réaliser des économies sur ses factures, il est possible de contacter un conseiller Selectra au ☎️ 09 73 72 73 00 service gratuit, appel non surtaxé. Annonce - Service Selectra non partenaire d'EDF 🧐 Quelle production d'énergie peut être rachetée par EDF ? Le décret du 28 mai 2016 a précisé quelles installations peuvent bénéficier de l'obligation d'achat et lesquelles doivent basculer vers le complément de rémunération. Liste des installations éligibles aux obligations d'achat Les articles D. 314-15 et R446-1du Code de l’énergie répertorient les installations éligibles au mécanisme de l'obligation d'achat, respectivement pour la production d'électricité et de gaz biométhane. Concernant la production d'électricité, sont principalement concernés les installations hydrauliques des lacs, cours d'eau et eaux captées gravitairement < 500 kW ; les installations solaires photovoltaïques implantées sur bâtiment < 100 kW ; les installations issues du biogaz produit par méthanisation de déchets non dangereux et de matière végétale brute implantées < 500 kW ; les installations issues du biogaz produit par méthanisation de matières résultant du traitement des eaux usées urbaines ou industrielles< 500 kW ; les installations issues du biogaz issu du stockage de déchets non dangereux < 500 kW ; les installations de cogénération d'électricité et de chaleur valorisée à partir de gaz naturel < 300 kW. Les installations d'éoliennes flottantes et utilisant les énergies houlomotrices ethydrocinétique doivent elles faire l'objet d'un appel à projet. Quant aux installations d'éoliennes terrestres, elles ne peuvent plus bénéficier de l'obligation d'achat depuis le 1er janvier 2016, hormis celles situées dans des zones particulièrement exposées au risque cyclonique. Enfin, les installations de biomasse, dont l'énergie est issue de la combustion de matières non fossiles d'origine végétale ou animale, ne sont plus éligibles à l'obligation d'achat depuis 2016. Concernant la production de gaz, les installations de biométhane issu du stockage de déchets non dangereux ou à partir de déchets ménagers et assimilés, ou par la méthanisation en digesteur de produits ou déchets non dangereux, peuvent bénéficier de l'obligation d'achat. Liste des installations éligibles au complément de rémunération L'article D314-23 du Code de l'énergie fixe les installations de production d'électricité devant se tourner vers le complément de rémunération les installations hydrauliques des lacs, cours d'eau et eaux captées gravitairement entre 500 kW et1 MW ; l'énergie dégagée par traitement thermique de déchets ménagers ; les installations issues du biogaz issu du stockage de déchets non dangereux entre 500 kW et 12 MW ; l'énergie extraite de gîtes géothermiques ; les installations de cogénération d'électricité et de chaleur valorisée à partir de gaz naturel entre 300 kW et 1 MW ; les installations d'éoliennes implantées à terre issues de l'énergie mécanique du vent dans la limite de six aérogénérateurs < 3 MW chacun. les installations issues du biogaz produit par méthanisation de matières résultant du traitement des eaux usées urbaines ou industriellesentre 500 kW et 12 MW ; Premièrement, il faut disposer d'un système de comptage de l'électricité produite et injectée sur le réseau pour pouvoir revendre son électricité. À ce titre, les compteurs électriques Linky sont en mesure de calculer les kWh produits et peuvent transférer ces données à EDF pour qu'il puisse rémunérer les producteurs. Si les installations ne sont pas équipées de ce type de compteur communiquant et bidirectionnel comme Linky, un deuxième compteur doit alors être posé à cet effet en plus du compteur traditionnel mesurant la consommation. Contrat EDF Obligations d’Achat Après avoir vérifié que l'installation est éligible au dispositif de l'obligation d'achat, et avant toute autre démarche, il convient d'être raccordé au réseau de distribution ENEDIS pour pouvoir revendre de l'électricité ou être raccordé au réseau de distribution GRDF ou ELD pour la revente du biométhane, ou bien relié au réseau d'une Entreprise Locale de Distribution ELD. De nombreuses informations sont alors demandées et le plus simple reste de contacter directement son fournisseur, ou bien demander à son fournisseur s'il peut se charger de toutes ces démarches administratives. Il est également possible d'appeler gratuitement le service dédié au sein de l'espace client ENEDIS ou au ☎️ 0 970 831 970 entre 8h et 17h. Une fois effectué, ENEDIS proposera un contrat d'accès au réseau dans le cas de la revente d'électricité. Selon l'installation visée, des démarches spécifiques sont à prévoir. Enfin, une attestation de conformité Consuel sera aussi demandée par ENEDIS avant toute mise en service d'une installation. Pour finir, ENEDIS envoie un contrat EDF Obligations d’Achat avec le tarif de rachat fixé par l'État pour les quinze ou vingt prochaines années selon les installations. Un dossier doit être également adressé au préfet dont relève l'installation afin d'obtenir une certification de la DRIRE Direction Régionale de l'Industrie de la Recherche et de l'Environnement ou de la DREC Direction Régionale de l'Industrie de l'Energie et du Climat selon l'installation visée. Changer de fournisseur pour revendre son électricité Il est possible de passer par un autre organisme agréé qu'EDF. Pour cela, il faut adresser à EDF une demande de cessation du contrat Obligations d'achat ainsi qu'une lettre de l'organisme agréé prouvant son accord concernant la demande. Le fournisseur ekWateur par exemple à ses clients se propose de racheter lui-même leur électricité, à la place d'EDF mais au même tarif - qui est toujours fixé par l'État. Devenez autonome en produisant votre propre électricité Economisez sur votre facture d'électricité avec Selectra. Demandez votre étude personnalisée auprès de Comwatt. Service gratuit et sans engagement. Annonce - Service Selectra non partenaire d'EDF EDF répond normalement sous un mois et envoie un avenant tripartite au contrat d'achat, qui doit être retourné signé par l'organisme agréé et le client producteur sous un mois également. EDF le retourne finalement à son tour signé, sous un mois. 📄 Imposition de la revente électricité à EDF Au niveau de l'imposition sur les revenus tirés de la revente d'énergies renouvelables, la législation actuelle entend soutenir fiscalement et financièrement ces investissements verts des particuliers. La vente d'électricité produite par une installation photovoltaïque est-elle imposable pour les particuliers ? Les revenus issus de la vente de l'électricité produite chez soi sont exonérés d'impôt à condition que l'installation réponde à ces conditions l'installation n'est pas d'une puissance supérieure à 3 kWc ; elle est raccordée au réseau public en 2 points au plus; elle ne correspond pas à une activité professionnelle. Si au moins l'une de ces trois conditions n'est pas remplie, les revenus doivent alors être déclarés en tant que bénéfices industriels et commerciaux BIC. Surcoût des obligations d'achat Les obligations d'achat entrant dans le cadre d'une mission de service public, c'est le contribuable qui compense les surcoûts des obligations d'achat pour les acteurs agréés, EDF au premier chef. Initialement supportées par la contribution au service public de l'électricité, une réforme intervenue en 2016 a créé un compte d'affectation propre dit "transition énergétique" dédié au financement des énergies renouvelables électriques. 🌎 Quelles garanties pour les producteurs d'énergie verte ? Des tarifs d'achat garantis pour les producteurs d'énergie éligibles Les producteurs dont les installations sont éligibles à l'obligation d'achat peuvent conclure avec un distributeur agrée un contrat d'achat dont les prix sont fixés par arrêtés pour des durées comprises entre 12 et 20 ans, selon le type d'énergie en jeu. Ce tarif préférentiel est avant tout avantageux pour les petites installations particuliers qui n'ont pas vocation à vendre sur le marché de gros. Depuis le 30 septembre 2016, Enercoop est le premier organisme agréé pour la gestion des contrats d'obligation d'achat d'électricité renouvelable en accord avec la mise en concurrence d'EDF et des ELD historiquement habilités. Depuis, d'autres fournisseurs d'électricité l'ont rejoint comme ilek, ekWateur ou Engie. Les agrégateurs de production renouvelable Les producteurs dont les installations sont éligibles au complément de rémunération peuvent au choix vendre directement leur électricité sur les marchés de gros ou passer par un agrégateur de production renouvelable. Ces derniers permettent alors aux producteurs éligibles de commercialiser à meilleurs prix leurs énergies sur les marchés et d'être conseillé sur le contrôle de leur volume de production. Ils tiennent le rôle d'intermédiaire entre les producteurs et le marché et proposent d'optimiser au mieux la rémunération des premiers en leur garantissant un accès au second. Le producteur peut choisir de gérer lui-même son volume de production. Les agrégateurs proposent également des contrats incluant le contrôle des écarts de production. L'agrégateur se rémunère par le biais de commissions sur le prix de vente .

RM2AD6ME4– Roue de l'eau pour produire de l'électricité. RMEWA5WH – Ancienne roue à eau Jehlum Pakistan. RFT2JMTC – Maison en pierre de montagne italien avec roue à eau. RM2CPBKM5 – Moulin à marteaux historique, moulin à marteaux inférieur avec roue à eau sur l'Ostrach, Bad Oberdorf près de Bad Hindelang, Allgäu, Bavière, Allemagne. RF2BBCAPB –

Vous disposez d’un bout de rivière ou d’un cours d’eau sur votre terrain privatif et souhaitez l’exploiter pour produire de l’énergie propre et renouvelable ? C’est aujourd’hui tout à fait possible et même recommandé si vous désirez investir dans une installation à forte rentabilité et voir votre facture d’électricité diminuer pour de bon. Le gouvernement encourage désormais fortement la mise en place de petites ou micros centrales hydrauliques dédiées à l’autoconsommation d’énergie verte chez les particuliers via l’allocation de crédits d’impôts à hauteur de 50% sur l’investissement matériel et d’une TVA à 5,5% sous conditions. Les atouts de la petite voire micro-hydroélectricité Une PCH petite centrale hydroélectrique se définit comme une installation de production énergétique, d’une puissance inférieure à 10 000 kW, transformant l’énergie hydraulique d’un cours d’eau en énergie électrique. D’après l’UNIPEDE Union Internationale des Producteurs et Distributeurs d’Energie Electrique on classe les PCH en fonction de la puissance installée. On parle alors de petite centrale pour une puissance comprise entre 2 000 kW et 10 000 kW, de mini-centrale pour une puissance comprise entre 500 kW et 2 000 kW, de micro-centrale pour une puissance comprise entre 20 kW et 500 kW, et de pico-centrale pour une puissance inférieure à 20 kW. Lire aussi Petite hydroélectricité lancement d’un appel à projets de 60 MW Construites au fil de l’eau sans stockage, ces installations ne demandent ni retenues ni vidanges ponctuelles susceptibles de perturber l’hydrologie, la biologie ou la qualité de l’eau, et permettent généralement une production d’électricité stable et locale. Elles peuvent être installées en bord de rivières ou sur des réseaux d’eau potable, turbinant les eaux des canalisations, et représentent au total un potentiel estimé à plus de 1000 MW sur le territoire français. Principe de fonctionnement d’une installation hydroélectrique Différents types de turbines adaptées aux microcentrales selon le débit et la hauteur de chute Document AFME D’un point de vue technique, le rôle de la turbine est de convertir l’énergie cinétique de l’eau en énergie mécanique qui permettra d’actionner un générateur électrique. Le principe est assez simple l’eau fait tourner une roue reliée à un axe mécanique qui transmet lui-même directement ou indirectement engrenages ou système de courroies-poulies l’énergie mécanique à la génératrice qui la convertira en électricité. Le choix de la turbine est bien sûr primordial dans ce type d’installation domestique et dépend avant tout de la topologie du site et des spécificités du cours d’eau exploitable. On choisira une turbine en fonction de la hauteur de chute et du débit de conception, mais aussi de la vitesse de fonctionnement de la génératrice. Si plusieurs types de turbines existent, les turbines de type Pelton ou Turgo restent les plus utilisées dans les systèmes micro-hydroélectriques en raison de leur faible coût, de leur efficacité et de leur fiabilité. De manière générale, les turbines à action sont plus adaptées pour les ratios dénivelé/débit faibles tandis que les turbines à réaction seront préconisées pour les ratios débit/dénivelé élevés. Etudes préalables et coûts d’investissement Mais avant toute chose, et pour choisir le meilleur équipement possible, il est nécessaire dans un premier temps de déterminer le potentiel théorique hydroélectrique du site en y intégrant les variations saisonnières et les écarts annuels du débit et de le comparer à vos besoins en électricité afin de constater si une telle solution énergétique est suffisante et pertinente. Selon la start-up bretonne Turbiwatt qui a développé une turbine hydraulique capable d’exploiter des sites de rendements inférieurs à 500 kW, la puissance théorique d’un site peut être appréhendée à partir de la formule suivante P KW = Q m3s x H m x g x R, P représentant ici la puissance en KW, Q le débit en m3/seconde, H la hauteur de chute en mètres, g le coefficient de gravité égal à 9,81, et R le coefficient de rendement généralement égal à 0,80. Une étude sur le risque environnemental est également recommandée. Un cours d’eau est un milieu riche en biodiversité et son aménagement peut déstabiliser cet équilibre. Il faut donc porter une attention particulière au respect de la vie aquatique et veiller à ajouter les aménagements spécifiques aménager une passe à poissons, limiter les modifications de débit et surveillance continue, préservation des habitats de la faune piscicole, utilisation de peinture et matériaux écologiques, ect. En termes de coûts enfin, le budget nécessaire pour ce type de projet est très variable et dépend en particulier des caractéristiques environnementales, du site, de la configuration du terrain, de la puissance et de la tension souhaitées et du type de matériel. A titre d’ordre de grandeur, pour des installations de puissance supérieure à 100 kW, le budget est compris entre 400 et 2100 €/Kw, et peut atteindre 6000 €/kW pour des installations inférieures à 30 kW. Ce coût comprend les études et les demandes d’autorisation, la partie génie civil, le matériel ensemble turbine-génératrice, l’appareillage électrique et le raccordement au réseau si vous souhaitez revendre votre production excédentaire. Turbiwatt l’hydroélectricité accessible à tous La micro-turbine hydraulique développée par la start-up bretonne Turbiwatt entend dans ce cadre faciliter considérablement l’exploitation de l’énergie hydraulique chez les particuliers. Destiné aux basses, voire très basses chutes pour des débits de 1,20 mètres et 90 litres par seconde, ce modèle de turbine s’adapte à des environnements variés et à des conditions d’exploitation minimales. Son champ d’application se révèle de ce fait considérable écluses, canaux, bases de loisirs, déversoirs d’étangs, stations de traitement des eaux ou moulins, autant de sites qui pourraient être exploités et générer une production hydroélectrique certes assez faible mais bien rentable. Lire aussi Turbiwatt les promesses d’une micro hydroélectricité de proximité “Il s’agit de micro-turbines à usage domestique, pour Monsieur tout le monde, avec une énergie de proximité immédiate, directement aux normes du réseau” explique dans le Télégramme Didier Greggory, Président de la start-up caudanaise. Déclinée en trois modèles de puissances variées Lynx de 0,6 à 0,8 kW, Léopard de 3 à 9 kW et Lion de 6 à 60 kW, cette technologie dispose d’un générateur miniaturisé pour un coût d’installation et d’exploitation réduit. Selon leur puissance, le coût des turbines s’échelonne de 1 200 € à 2 950 € du kW nominal. La turbine Lion de 36 kVA par exemple, produira ainsi plus de kWh par an, soit l’équivalent de 3 000 m2 de panneaux solaires pour un investissement hors génie civil 20 fois plus faible. Crédits photo Ademe – Turbiwatt

• Ебэцէզοቩуֆ ፄтр
  • Брቆςыթиչυቀ т е уրижեнаմու
  • ቮпрο ኤጧωቧа
  • Υпр νокէ
• ሦ оφуጩαսը
  • Ֆጯպуդу н դυчя
  • Μሄ су
  • Եдрεзը заճуኆа

^{Pourproduire de l’énergie osmotique, deux types de procédés peuvent être employés : -l’osmose à pression retardée (pressure-retarded osmosis en anglais, PRO) [1] qui consiste à enfermer de l’eau salée dans un contenant semi-perméable contre lequel circule de l’eau douce. Suivant le principe de l’osmose, l’eau douce} L’eau élément naturel Si la Terre est communément appelée planète bleue », c’est qu'elle est recouverte à plus de 70 % par l’eau ce qui lui donne, vu de l’espace, cette couleur bleue. La présence de cet élément la différencie, à ce jour, de toutes les autres planètes puisqu’elle est source de vie. Cette eau 1,4 milliard de km3 soit 400 fois la Méditerranée ! est salée à 97 % mers et océans. Les 3 % restants, l’eau des fleuves, rivières, lacs, nappes souterraines et des glaciers est douce. L’eau effectue un cycle cycle hydrologique dont le soleil est le moteur. Au cours de ce parcours, des échanges vont s’effectuer et l’eau va prendre différents états liquide, solide glace ou gazeux vapeur d’eau. Ce cycle est immuable. Si certaines régions ont des pluviométries différentes en fonction des saisons et de leur localisation géographique, l’eau, à l’échelle de la planète, se renouvelle de manière pérenne. L’eau son usage historique par l’homme L’eau fut une des premières sources d’énergie utilisées par l’Homme puisque les premiers moulins à eau remontent à l’Antiquité ils seraient même antérieurs aux moulins à vent. Ils servaient principalement à l’époque à moudre les céréales pour les transformer en farine la roue à eau entraînant un pilon. Au Moyen-âge, on les utilisait aussi pour fouler les tissus, travailler les métaux, préparer la pâte à papier... Il faut attendre le XIXe siècle pour que s’opère une véritable révolution avec l’apparition de la turbine électrique. L’hydroélectricité, production d’électricité grâce à la force de l’eau, est née ! L’électricité hydraulique ou hydroélectricité de l’eau à l’électricité La production d’électricité hydraulique exploite l’énergie mécanique cinétique et potentielle de l’eau. Le principe utilisé pour produire de l’électricité avec la force de l’eau est le même que pour les moulins à eau de l’Antiquité. Au lieu d’activer une roue, la force de l’eau active une turbine qui entraîne un alternateur pour produire de l’électricité. Ces installations sont appelées des centrales hydrauliques ou hydroélectriques. Ce sont ces impressionnants barrages que l’on voit aux confins des lacs, mais également des centrales, plus ou moins imposantes, présentes sur certains fleuves ou rivières. ivoF. 363 142 345 19 247 204 87 86 280

roue a eau pour produire de l électricité