J'ai downloader la version 8.1.13 dev non moddé mais impossible de trouver la méthode .method public final c()Z dans a.smali ?

Je vous rassure, j'ai fait un BTS SIO SISR en 2018/2020 et IPv6 = 5 minutes....

Heureusement, on m'a témoigné de cours d'informatique, même en BTS, ou l'ipv6 ne monopolise pas qu'une seule séance.

Voici des exemples de diversité sur le RER A :

Gare de Lyon quai (coté nord) au 4éme sous-sol :


Salle d'échange RER (second sous-sol) :


Nation avant les travaux (les antennes ont été déposées, je n'ai pas encore trouvé où sont les nouvelles antennes) :




Si la couverture dans les tunnels laisse à désirer, je trouve que ce n'est pas si mauvais sur les quais. Il y a deux secteurs pour les quais de chaque station du troncon central et de la diversité.

Ce n'est pas le prix de revient de l'énergie source qui compte, mais le prix des générateurs opérationnels, mais en attente, ce qui rend leur MWh bien plus cher que si leur production était permanente, c'est la capacité de production excédentaire (et en ce moment il y en a beaucoup partout) qui augmente le prix des contrats à très court terme quand on en a besoin.

Le prix de l'énergie primaire consommé par les générateurs est bien évidemment inclus dans le coût au MWh : c'est lui qui va créer une stratification des moyens de prod et faire qu'on ne sollicite les centrales au gaz et fioul qu'en dernier recours, soit parce qu'il y a un besoin en énergie qui ne peut être satisfait autrement, soit parce que les contraintes des autres moyens de prod ne permettent pas de les solliciter plus (ici, on a le fait que le solaire/éolien/hydraulique dépendent des aléas météorologiques, que le nucléaire est relativement lent à moduler sa puissance, que le débit des fleuves est insuffisant, etc. mais il peut aussi y avoir les maintenances longues, les mouvements sociaux, etc.).

Sur les contrats à moyen/long terme (~75-80% du volume, de mémoire), c'est lissé dans le temps, et le coût au MWh est assez proche des coûts réels + une petite marge pour rembourser les emprunts, payer les dividendes, et investir dans l'entretien ou de nouveaux moyens de prod.
Sur les marchés d'ajustement comme SPOT (~20-25% du volume), c'est bien différent car la fenêtre de temps (J-1 pour J) ne laisse pas beaucoup de marge de manoeuvre et qu'ils viennent compenser les écarts entre prod contractualisée à moyen/long terme et consommation réalisée.
Si le marché d'ajustement est non-contraint et multi-acteurs, le prix moyen au MWh va rester "raisonnable" car les participants vont bidder de sorte à être appelés, et ne vont pas bidder en dessous de leurs coûts de prod.
Si le marché est contraint en capacité d'ajustement, peu importe la raison, les participants qui peuvent bidder vont avoir tendance à bidder bien plus haut que leur coûts de prod pour maximiser le rendement économique : d'une certaine façon, ils sont presque sûrs d'être appelés, même si ce n'est qu'à capacité réduite.

Et vient ensuite le 2e effet kiss-cool que tu mentionnes : RTE paye des générateurs dispatchables pour être prêts à démarrer en cas de besoin en réserve. Si ces moyens sont effectivement appelés, le coût au MWh est alors très élevé, normalement bien plus que sur SPOT.
Donc si tu es une centrale thermique au gaz qui peut démarrer rapidement, en capacité de fonctionner, et que tu sais que le marché pour le lendemain va être contraint en termes de capa de prod, tu as tout intérêt à bidder haut sur SPOT une partie de ta capacité, et le reste sur les marchés de réserve. Je simplifie bien sûr, et je ne doute pas que certains biddent la capa totale sur les deux marchés en prenant en compte le coût des pénalités... mais si RTE t'appelle pour faire de la régulation de fréquence et que tu ne réponds pas, bonjour les pertes. Et si tu le fais trop souvent, tu finis par te faire sortir du marché.

Donc oui, on paye collectivement une certaine somme pour maintenir des réserves non appelées. C'est un trade-off que fait RTE : ne pas faire exploser les coûts de réserve sans pour autant devoir délester de la conso car on arrive pas à maintenir l'équilibre offre demande.

Ceci dit, il n'y a pas que PPA -> SPOT -> réserve, il y a pas mal d'autres types de marchés et produits qui se développent par le biais des agrégateurs. Ces marchés valorisent des batteries, du pilotage de charge (par découplage, réduction de la puissance appelée ou à l'inverse stimulation de la consommation), du décalage de la consommation dans le temps, et bien d'autres.

C'est honnêtement très complexe et j'essaye de vulgariser ce que je sais. Il y a beaucoup de choses que j'ignore :-)

Pour en revenir à ton passage sur le gaz et le fait que les stocks européens ne soient pas remplis à cause de prix de marché élevés, j'ose espérer qu'ils ont prévu un hiver aussi doux que l'été est chaud et que les besoins seront faibles, permettant ainsi d'attendre des jours meilleurs pour faire le plein.

C'est plus subit qu'autre chose, j'ai envie de dire : ce qui rentre dans le stockage n'est que la différence entre ce qui arrive par les terminaux méthaniers et ce qui est consommé.
Comme le contexte géopolitique fait qu'on arrive pas (économiquement, mais à priori aussi dans l'absolu) à augmenter les imports, on incite à réduire la consommation maintenant pour stocker le max, mais comme on peut le constater, ca ne marche pas aussi bien que prévu.

Je suis loin d'être expert sur les marchés du gaz/pétrole, mais il me semble que les marchés ont systématiquement sous-estimé le risque de pénurie ces derniers mois, et ont surestimé la probabilité d'une fin de conflit rapide au moyen orient. Ce qui est intéressant ici pour faire le parallèle avec les marchés de l'élec, c'est qu'on peut bien plus facilement stocker le gaz et les hydrocarbures : les marchés peuvent s'appuyer sur les stocks, quitte à repousser le risque à plus tard (avec potentiellement des conséquences importantes à l'hiver prochain).

D'après ce que j'ai entendu, il est prévu pour les EPR2 d'utiliser beaucoup moins d'eau pour le refroidissement.

Oui, à priori les nouveaux designs peuvent être plus économes.
Mais on reste sur un combo refroidissement évaporatif et boucle ouverte (on pompe dans un fleuve/l'océan, on réchauffe cet eau, on la renvoie dans le milieu naturel).

Sur la côte, on ne manquera effectivement pas d'eau mais on risque d'autres aléas (méduses, algues, augmentation de la température des eaux de surface, etc.). Dans les cours d'eau, il faut pouvoir prélever et avoir un débit suffisant, même si on évapore qu'une petite partie de l'eau prélevée. Il faut éviter de faire cuire tout ce qu'il y a dans le fleuve, aussi.
Et plus les températures atmosphériques s'élèvent, plus le rendement des tours de refroidissement diminue (de surcroît si l'humidité augmente également). Les turbines elles-mêmes subissent aussi une perte de rendement lorsque le côté froid est plus chaud du fait de l'effet Carnot, mais je ne saurait pas dire de combien.

Et honnêtement, je ne vois pas de problème au fait que ça soit analogique sur la fibre. On fait de très belles choses en RF over Glass, avec un très bon SNR.
Les DAS fibre Commscope/Era ont commencé en analogique, et ça fonctionne très bien.

J'ai cru comprendre que c'était assez complexe à régler (peut-être aussi lié au fait qu'on rentre 20 bandes de 4 opérateurs différents) et que ça aidait pas à la dispo/qualité dans les tunnels.