Soleil, es-tu là ?

Publié le par Ferlin

Le principaux avantages des unités de production d'électricité à partir d'énergie solaire sont de bénéficier d'une ressource gratuite et renouvelable ; le prix d'exploitation est donc moins élevé et quasiment insensible aux variations de prix du marché que pour des centrales au charbon ou au gaz par exemple. Cependant le "fioul" solaire présente l'inconvénient d'être variable dans le temps et dans l'espace et sa qualité est moins bien caractérisée que celles des combustibles conventionnels. Or il est essentiel pour connaître la rentabilité d'un investissement d'en estimer la production électrique.

Dans le cas des installations photovoltaïques la production dépend quasi-proportionnellement de l'énergie reçue du soleil, d'où l'importance pour les développeurs de projets d'avoir des outils permettant d'évaluer la ressource solaire. L'horizon temporel d'un projet étant de plusieurs dizaines d'années, il n'est pas essentiel de prévoir la puissance produite à chaque instant, mais plutôt d'avoir un ordre de grandeur de l'énergie solaire annuelle moyenne qui sera reçue par le système de production.

Evaluation de la ressource solaire

La puissance solaire qui arrive à la surface de l'atmosphère terrestre varie selon le lieu (latitude, longitude) et le temps (heure, saison) mais elle peut être estimée de façon précise à chaque instant; elle vaut en moyenne 1367 W/m2 [1]. Par contre, la puissance qui parvient au sol est beaucoup plus incertaine car les rayons sont atténués différemment selon la constitution -variable- des couches de l'atmosphère. Des petites particules en suspension appelées aérosols peuvent par exemple diffuser un rayon dans de multiples directions et les nuages ne laisser passer qu'une partie des rayons et absorber ou refléter le reste.

Pour estimer la puissance reçue au sol il existe deux méthodes :

1. La mesure directe au sol
Les pyranomètres sont des thermopiles (conversion d'une différence de température en courant électrique) qui sont utilisées pour mesurer la puissance reçue du soleil [2]. Cette méthode est la meilleure pour estimer la ressource en un endroit car les résultats sont les plus précis, néanmoins la répartition géographique des stations météo est inégale selon les territoires et la profondeur historique des relevés varie d'un site à l'autre. Notons qu'il est également possible d'utiliser des cellules photovoltaïques "de référence" pour les mesures au sol, la puissance solaire incidente étant alors déduite à partir de l'électricité produite par la cellule. Cependant, le spectre d'absorption des matériaux photovoltaïques est moins large que le spectre capté par les pyranomètres : les grandeurs mesurées ne sont donc pas strictement identiques.

2. L'estimation à partir d'images satellites
Le principe est d'appliquer un algorithme à des images satellites pour évaluer au mieux la puissance incidente au sol. Plusieurs approches sont possibles. Par exemple, la base de données HelioClim développée à l'école des Mines ParisTech [3] combine le calcul théorique de l'énergie incidente par "ciel clair" avec l'indice de couverture nuageuse déterminé grâce à l'exploitation des images du satellite Meteosat qui observe l'Europe, l'Afrique et une partie du Brésil. Aux Etats-Unis, une base de donnée équivalente mais qui repose sur les algorithmes développés par le Dr. Perez à l'université d'Albany est accessible à travers la plateforme SolarAnywhere [4].

Cette méthode a l'avantage de produire des données uniformes dans le temps et dans l'espace; ainsi des cartes de l'énergie moyenne reçue sur une période peuvent être établies.


La ressource évaluée par les deux moyens décrits concerne la puissance du rayonnement qui parvient sur terre dans le plan horizontal. Or, mis à part au niveau de l'équateur, les panneaux solaires sont légèrement inclinés pour optimiser la quantité d'énergie qu'ils reçoivent tout au long de l'année et ils sont orientés le plus au sud possible (ou au nord dans l'hémisphère sud). Des modèles empiriques permettent d'évaluer la ressource dans un plan incliné à partir des données connues pour le plan horizontal, mais ceci augmente l'erreur d'estimation [5]. Une alternative est de placer des pyranomètres inclinés aux emplacements de production, mais à cause du coût ceci est réservé aux larges centrales.

Par ailleurs, les technologies solaires thermodynamique ou photovoltaïque [6] faisant appel à la concentration ne peuvent exploiter que les rayons solaires qui arrivent perpendiculairement à la surface de collecte. Cette ressource s'appelle le "DNI" (Direct Normal Irradiance). Certaines bases de données fournissent le calcul direct du DNI à partir d'images satellites, à l'exemple du produit allemand Solemi [7].

Le pyrhéliomètre est l'instrument qui permet la mesure du DNI : c'est un pyranomètre équipé d'un collimateur et posé sur un héliostat qui évolue au long de la journée pour être constamment face au soleil [2].

Enfin, l'intégration des données de puissance sur le temps permet d'évaluer l'énergie reçue sur une période. Au moins dix ans de données sont nécessaires pour évaluer l'énergie incidente annuelle moyenne en un endroit (en faisant l'hypothèse sous-jacente que le climat futur sera semblable aux climat passé) [8]. En Europe centrale, la ressource solaire est d'environ 1.100 kWh/m2.an et elle atteint 2.300 kWh/m2.an dans les zones les plus ensoleillées de la planète [9].

Outils pour accéder à l'information

Aux Etats-Unis la National Solar Radiation Data Base, qui combine mesures au sol et observations satellite, représente la source gratuite la plus fiable et reconnue pour l'évaluation de la ressource solaire [10]. Des fichiers "TMY3" (Typical Meteorological Year) pour plus de 1.000 emplacements dans le pays en sont extraits. Chaque fichier indique une répartition horaire plausible d'un ensemble de critères météorologiques -dont l'énergie solaire- pour une année [11]. Une autre base de données, développée par la NASA, fournit sur toute la planète douze valeurs d'énergie quotidienne moyenne (une par mois) qui sont accessibles par une plateforme internet [12].

Soulignons enfin l'existence de projets de recherche intéressants sur des outils informatiques permettant d'agréger les données de multiples bases. Au National Renewable Energy Laboratory (NREL) par exemple, des Systèmes d'Information Géographiques aident à repérer les sites d'implantation potentielle pour le solaire thermodynamique à concentration (CSP) grâce au recoupement de cartes d'ensoleillement et de cartes d'inclinaison du sol. Celle-ci doit en effet être inférieure à 3% pour la construction d'une centrale CSP. D'autres logiciels du NREL donnent la possibilité d'évaluer la production solaire en un endroit, ou encore recensent les systèmes de production installés [13].

Cas de la Californie

La Californie est l'un des états les plus ensoleillés des Etats-Unis [14] et qui mise sur les technologies "vertes", par conviction et pour relancer son économie [15]. Dès lors, il est logique que cette région très high-tech utilise les outils informatiques pour diffuser l'information sur l'énergie solaire. Quelques exemples:
- La campagne "Go Solar California" du gouvernement local vise à installer 3 GW de puissance photovoltaïque avant 2017 et 893 MW sont déjà en place d'après le site internet actualisé en temps réel [16].
- Sous l'impulsion du "Department of the Environment", une carte interactive des installations photovoltaïques a vu le jour à San Francisco. Comme l'illustre la figure ci-dessous, il y avait fin mai 2.043 toitures solaires soit 20% de l'objectif ambitieux de 2012 (10.000 toitures solaires).


Certains fournisseurs d'électricité comme Southern California Edison et bientôt San Diego Gas& Electric publient quant à eux des cartes indiquant les zones où la connexion au réseau coûte le moins cher [17].

Conclusion

Conséquence d'une croissance à deux chiffres du marché depuis au moins 10 ans, la puissance photovoltaïque (PV) installée dans le monde atteignait presque 40 GW à la fin de l'année 2010 [18]. La production résultante, 50 TWh, représente un peu plus que la consommation d'électricité au Portugal ou en Israël en 2008 [19]. Dans ce contexte, il est devenu soudainement important pour l'industrie énergétique de connaître la répartition de l'énergie solaire sur la planète et c'est pourquoi des outils permettant d'accéder aux bases de données historiques voient le jour.

Cependant, l'estimation de l'énergie moyenne reçue annuellement ne suffira bientôt plus, car l'insertion d'électricité intermittente pourrait devenir un vrai casse-tête pour les gestionnaires de réseau. En Californie par exemple, où l'objectif est d'atteindre 33% de production renouvelable en 2020, l'opérateur California Independant System Operator (CAISO) s'inquiète déjà des solutions qu'il faut inventer et mettre en oeuvre en quelques années [20].

L'une des solutions pour mieux maîtriser l'équilibre entre l'offre et la demande en électricité à tout instant est d'utiliser des modèles de prévision de la production intermittente pour établir les plans de production des énergies dispatchables. Mais prédire le temps est-il un exercice facile? La prévision de l'énergie solaire, liée à la météorologie, est un sujet que nous aborderons dans la seconde partie de cet article

 

 

http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/066/66933.htm

 

 

Soleil, es-tu là ? (partie 2/2)

 

L'adéquation entre offre et demande à chaque instant est un besoin fondamental pour assurer le bon fonctionnement d'un réseau électrique, ce qui fait de l'électron un bien de consommation singulier. Afin de satisfaire cette contrainte, producteurs et gestionnaire des réseaux échangent et se coordonnent en permanence, essentiellement pour adapter la production instantanée à la consommation. Le taux d'insertion croissant des énergies renouvelables dans les réseaux électriques a donc fait apparaître un nouveau besoin : la prévision à court et moyen terme de la production d'électricité intermittente, qui repose principalement sur la prévision météorologique de la ressource utilisée (éolienne ou solaire).

Dans cet article, nous aborderons les différentes méthodes scientifiques pour estimer la puissance solaire à court terme.

L'offre et la demande d'électricité, un équilibre fragile

En France, c'est principalement le Réseau de Transport d'Electricité (RTE) qui est responsable de la sûreté du système électrique. Les producteurs lui transmettent leur programme d'appel et les fournisseurs leurs programmes d'approvisionnement, c'est-à-dire la quantité d'électricité qu'ils prévoient de livrer pour satisfaire la demande de leurs clients. Fort de ses propres prévisions, RTE veille à ce que ces programmes puissent équilibrer la consommation et qu'il y ait des réserves d'énergie mobilisables pour compenser les éventuels aléas.

Pour aider RTE dans sa tache, des "responsables d'équilibre" sont chargés d'un périmètre du réseau dans lequel ils essaient d'équilibrer soutirage et injection [1]. Le but des responsables d'équilibre et de RTE est donc d'estimer les fluctuations de consommation et de production qui ne peuvent être maîtrisées :

1. Anticiper la consommation des clients [2]
L'estimation de la consommation se fait selon des critères bien déterminés (période de l'année, de la semaine, de la journée, la température, la nébulosité, etc.). Par exemple, une variation de température d'un degré sur la France entraîne une variation de consommation d'environ 1450 MW en hiver et 500 MW en été [1].

2. Anticiper la production d'énergie "fatale"
Le besoin d'estimer la production d'énergie renouvelable intermittente (éolienne et solaire) est récent. RTE utilise par exemple depuis fin 2009 l'outil "Insertion de la Production Eolienne et photovoltaïque sur le Système" (IPES), qui permet d'estimer à chaque instant la production éolienne instantanée et à court-terme. La surveillance de la production photovoltaïque est déjà opérationnelle mais ne sera pleinement exploitée que lorsque "le volume national de production photovoltaïque sera suffisamment important" [3]. A l'inauguration d'IPES, le ministre Jean-Louis Borloo avait déclaré que "par la gestion de la prévisibilité [...], nous pouvons parfaitement assumer nos 23% d'énergies renouvelables dans la décennie qui vient" [4].

En Californie, 80% du réseau de l'Etat est géré par CAISO (California Independent System Operator). CAISO a renouvelé son centre de contrôle en début d'année 2011: dans une salle extrêmement high-tech, des cartes de type "google map" s'affichent sur un mur de 25 mètres de long avec un encart réservé aux outils de visualisation des renouvelables (ceci permet par exemple d'observer l'évolution des nuages en temps réel). De plus, un bureau de dispatching dédié uniquement aux renouvelables a été installé.

Enfin, au lieu d'un marché comportant trois niveaux de prix selon des zones géographiques, le réseau est maintenant subdivisé en 3.000 noeuds : la plupart du temps ils sont en vert (prix normal) mais ils passent au rouge lorsque le prix s'élève. Les prix sont fixés toutes les 5 minutes selon les enchères de la veille et du marché spot [5].


Autre signe de l'importance des énergies renouvelables dans cet Etat - elle représenteront 20% de l'électricité dans deux ans [6] - CAISO a lancé fin avril "Solar today" pour connaître la production solaire à tout instant [7]. Un portail internet actualisé en temps réel réunit les données de Solar today et Wind today [8].

RTE dispose d'un outil comparable montrant l'évolution de la consommation, de la production par type de centrale et des émissions de CO2 en France. Cependant, la production solaire n'y figure pas [9].

Prévision de la production électrique d'origine intermittente

Pour l'éolien comme pour le solaire photovoltaïque, la prévision de la production repose avant tout sur la prévision de la ressource météorologique : la force, l'orientation et la régularité du vent pour le premier, la puissance solaire et dans une moindre mesure la température pour le second. Nous n'évoquerons pas ici la ressource éolienne, mais soulignons des différences importantes entre la ressource au large des côtes est plus constante qu'à l'intérieur des terres où la rugosité due au relief crée des irrégularités dans les régimes de vent [10].

L'éclairement d'une journée se positionne dans une enveloppe bien définie, dont la borne supérieure peut être calculée avec le modèle dit "ciel clair" pour un lieu, une date et une composition de l'atmosphère donnés. La production photovoltaïque des journées anticycloniques peut donc être estimée assez précisément. De plus, la production photovoltaïque est bien évidemment nulle la moitié de l'année: lorsqu'il fait nuit!

Cependant la puissance solaire et donc la production photovoltaïque peuvent varier d'une grande amplitude et très rapidement (les systèmes électroniques n'ayant aucune inertie) les jours où le ciel est couvert ou partiellement couvert. La prévision de la production pour ces jours est un exercice difficile.

Enfin, aux erreurs de prévision de la ressource s'ajoutent les erreurs de modélisation de la production électrique à partir de cette ressource. La prévision de la production éolienne est assez répandue et les modèles déjà implémentés ne cessent de s'améliorer (comme récemment au Royaume-Uni [11]). La prévision de l'énergie solaire restait quant à elle marginale, car elle constituait jusqu'alors une part bien moins importante du mix électrique.

Aujourd'hui, les capacités photovoltaïques installées sont importantes : fin 2010, plusieurs pays comptent plus de 3 GW installés et l'Allemagne est en tête avec 17 GW, soit plus de 150 W par habitant [12]! La puissance produite instantanée aurait atteint 10,6 GW par un dimanche ensoleillé de mars [13]. L'estimation de la ressource solaire devient donc un sujet important. Dans un précédent article, nous avions décrit les éléments "de base" qui la caractérisent [14] :

1. Les différentes formes de la ressource solaire : on considère soit tous les rayons parvenant sur une surface horizontale ou inclinée, soit uniquement les rayons provenant directement du soleil sur une surface perpendiculaire à leur direction (DNI ou Direct Normal Irradiance). Le DNI est la ressource exploitée par les systèmes solaires à concentration.
2. Les unités de mesure : la puissance instantanée -ou "éclairement"- comptée en W/m2 et l'énergie annuelle comptée en kWh/m2.
3. Les instruments de mesure : le pyranomètre (totalité du rayonnement) et le pyrhéliomètre (DNI) sont utilisés pour les mesures directes au sol tandis que les satellites fournissent des observations par imagerie depuis l'espace.

La figure ci-dessous montre un exemple de variation horaire de la ressource solaire sur une semaine.


NB: Si pour les systèmes photovoltaïques la puissance produite dépend directement de la puissance solaire reçue par les modules, le cas des centrales thermodynamiques est plus complexe (relations non linéaires). Une bonne connaissance de la puissance reçue est cependant essentielle également pour gérer les flux de chaleur [15].

Modèles de prévision de la ressource solaire

Les explications ci-dessous résultent d'études californiennes [15] mais sont généralisables au-delà de ce périmètre géographique: selon l'horizon de temps considéré, les modèles de prévision de la ressource obtiennent des performances différentes.

=> Prévision de la ressource à plus de cinq heures (H+5): "prévision numérique du temps"

La Numerical Weather Prediction (NWP) ou "prévision numérique du temps" modélise de manière probabiliste la transmission des rayons solaires à travers les couches atmosphériques. La formation des nuages en un point est déduite d'une modélisation numérique dynamique de l'atmosphère et des modèles statistiques peuvent être utilisés pour améliorer les prévisions. Par exemple, des biais identifiés peuvent être corrigés ou des techniques d'apprentissage automatique implémentées, comme un réseau d'intelligence artificielle, des auto-régressions.... Ainsi, des caractéristiques locales comme le relief peuvent être progressivement prises en compte et la précision du modèle de prévision approchera à terme celle de la méthode par imagerie satellite (voir ci-dessous). Cependant, l'utilisation de méthodes statistiques nécessite de grande quantité de données (environ 1 an, pour chaque site) et des mesures précises. L'information ne peut donc pas être disponible rapidement pour de grandes surfaces.

=> Prévision de la ressource entre H+1 et H+5 : l'imagerie satellite

L'indice de nébulosité est déterminé grâce aux images satellites. La quantité de rayons solaires provenant au sol est ensuite calculée en prenant en compte l'énergie reflétée par les nuages et celle qu'ils absorbent. La prévision est faite à partir de l'information en temps réel, en faisant l'hypothèse que certains paramètres sont persistants (opacité, direction et vitesse des nuages).

La plupart des satellites n'utilisent que les récepteurs de lumière visible ce qui rend cette technique moins performante en début de journée; une alternative est alors d'intégrer les informations des récepteurs infrarouges.

=> Prévision infra-horaire: Imagerie de ciel total et modèle de persistance

L'imagerie de ciel total fonctionne comme l'imagerie satellite mais à partir de photos du ciel ponctuelles, comme l'illustrent les photos suivantes.


Enfin avec les modèles de persistance, la prévision est une extrapolation de données mesurées par un pyranomètre ou un autre radiomètre qui prend en compte le changement d'angle du soleil.

La course au meilleur modèle

Toujours d'après [15], CAISO avait organisé en 2008-2009 une compétition du meilleur modèle de prévision des vents et compte faire de même pour la prévision de la ressource solaire. C'est peut-être pourquoi les chercheurs américains semblent s'intéresser fortement au sujet actuellement. Quelques exemples non exhaustifs :

1. James Hall de Solar Data Warehouse a présenté un modèle de prévision court et moyen terme (prévision de 1 à 3 heures) à une conférence le mois dernier [16]. Inspiré par les modèles de prévision des marchés financiers aux Etats-Unis, l'auteur imagine trois étapes pour l'élaboration de son outil. Le développement initial du modèle est réalisé à l'aide d'un jeu de données d'éclairement d'une durée déterminée en Californie. La performance mesurée (généralement via la moyenne de l'erreur) peut être surestimée à cette étape car le modèle a été développé selon le jeu de données qui sert à l'évaluer. Puis, un "blind test" du modèle est réalisé sur un nouveau jeu de données. En cas de mauvais résultat, cela signifie que le modèle est trop spécifique et qu'il faut recommencer l'étape précédente. Enfin, le modèle peut être testé en temps réel, ce qui révèle normalement de nouvelles faiblesses.

L'étude présentée n'a pour l'instant pas été menée à son terme, mais le blind test s'est révélé satisfaisant selon Hall : son modèle (qui combine persistance et profil journalier) a obtenu 21% d'erreur relative pour la prévision H+1 et 34% pour la prévision H+3 en moyenne, sur deux mois de données avec un pas de temps de 15 minutes. Comme on peut le voir ci-dessous, la prévision donne de meilleurs résultats lors des jours ensoleillés, ce qui est aisément compréhensible.


2. Le professeur Perez de l'université d'Albany travaille quant à lui à l'amélioration des prévisions fournies par la base de données Solar Anywhere. A très court terme et jusqu'à H+6, le modèle de prévision numérique développé utilise le mouvement des nuages observés grâce à des images satellites consécutives. D'après son article, les résultats égalent ou dépassent ceux des modèles de persistance [17]. Notons que l'université d'Albany vient d'obtenir en juin une bourse de $225k pour un centre de contrôle de l'énergie photovoltaïque [18].

3. L'université de San Diego a aussi reçu récemment des financements pour la recherche dans les renouvelables, à travers le programme Public Interest Energy Research (PIER) de la California Energy Commission (CEC). Environ $470k des $1,4M vont être utilisés par le professeur Jan Kleissl pour continuer à améliorer son modèle de prévision. Basé sur l'imagerie de ciel total, l'outil permettant la prévision de la production photovoltaïque infra-horaire devrait être prêt l'année prochaine [19].

4. Egalement en Californie, le professeur Coimbra de l'université Merced mène la Solar Power Forecast Initiative [20]. Le but de ce projet est de contribuer à la réduction de coût global de l'énergie solaire en fournissant aux producteurs et gestionnaires de réseaux un service avancé. Trois lieux d'observation disséminés dans la Californie et hautement instrumentés (au sol) récoltent de l'information depuis plus d'un an. Ils se situent dans les universités californiennes (UC) de Merced, Davis et Berkeley. Le financement est assuré par le Center for Information Technology Research in the Interest of Society (CITRIS), la National Science Foundation (NSF) et à nouveau le programme PIER de la CEC.

Conclusion

En conclusion, la prévision de l'énergie solaire n'est pas une tache aisée mais des pistes d'études existent et il est plausible que les recherches engagées améliorent l'état des lieux des connaissances. Après tout, les météorologues se penchaient jusqu'alors plutôt sur la prévision du temps (soleil, pluie ou mitigé) et de la température que sur la prévision de la puissance reçue au sol.

Par ailleurs, il semble que le développement du secteur solaire suive celui de l'éolien, or d'après Suzi Mc Clellan de Good Company Associates, au Texas les producteurs éoliens sont déjà pénalisés lorsqu'ils ont fourni une prévision H+1 avec une erreur de plus de 30% [21]. De plus, l'association américaine de l'énergie éolienne et l'association du stockage d'énergie ont publié conjointement mercredi 8 juin 2011 des principes pour le développement des énergies propres [22].

La préoccupation du secteur des énergies intermittentes sur sa bonne intégration dans le réseau électrique est sûrement motivée par le spectre d'être déconnecté du réseau lorsqu'il y a surcapacité de production par rapport à la demande... ou lorsque d'autres énergies renouvelables plus contrôlables sont en compétition. Par exemple, les précipitations exceptionnellement importantes de ces derniers mois dans le nord-ouest des Etats-Unis génèrent une large disponibilité des centrales hydro-électriques au grand dam des producteurs éoliens : en une seule semaine du mois de mai, 33 GWh de leur production a ainsi été déconnectée et le manque à gagner pourrait se compter en dizaines de millions de dollars [23].

 

http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/066/66992.htm

Publié dans Soleil et Humains

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anne 12/06/2011 22:26



... Oui Ferlin, je comprends bien. Je suis moi aussi bien moins impliquée qu'avant. Mes proches ont le coeurs et les yeux ouverts et c'est ce qui m'importe. Je suis las de tout cela alors
j'avance et vis chaque jour avec plus d'intensité et de curiosité. Je comprends ta lassitude et ce besoin de "lâcher". Moi qui était avide de connaissances sur le net, j'ai beau chercher, je
tourne en rond... Les rêves, mes rêves, eux me parlent et le dernier message était bref mais clair : refroidissement climatique !


Sachant que les messages sont toujours bien en avance, je pense qu'il nous reste plusieurs mois jusqu'à 18 mois environs. Ensuite, qu'est-ce qui pourrait provoquer un refroidissement grave,
brusque, morbide ? A chacun son idée, la suite aux prochaines infos.. Bonne nuit et bel été, chaud et orageux...  anne



Ferlin 12/06/2011 22:38



Le refroidissement est certain Anne, car nous sommes partis pour une série de cycles solaires faibles, ce qui induira une chute des températures annuelles. Nous sommes pour l'instant dans la
transition, ce qui nous vaut des climats extrêmes dans les deux sens. Mais, à terme, ce sera un refroissement global, c'est clair.



anne 12/06/2011 21:24



... pour les chemtrails je n'ai pas d'eau à apporter à vos moulins mais ce que je sais avec certitude c'est que les jours de "grand épandage", ma famille et moi-même avons de la peine à nous
lever le matin, sommes assommés, avons de la peine à émerger puis la journée, différents symptômes selon les sensibilités : douleurs oculaires, grande fatigue, difficulté de concentration et de
synthèse (comme des interférences), mal aux sinus, tête, déprime...


Oui, je le vérifie depuis environ 4 ans maintenant. C'est une certitude. Il y a quelque chose qui provoque ces symptômes. Sont-ce les chemtrails ou ce que les chemtrails doivent cacher ou ???
Question de temps, nous finirons bien par le savoir...


Bisous bisous  anne



Ferlin 12/06/2011 21:38



Plus ça va, chemtrails oui pas, j'ai de plus en plus de mal à me motiver pour collaborer à ce système... Bisous Anne.



alex 12/06/2011 19:48



exact merci d'avoir rectifié :)


google bah c'est gogole non ?



Ferlin 12/06/2011 20:25



Je suis partisan d'une prise énorme de recul, surtout sur internet ou tout va à la vitesse de la Lumière... Il est donc nécessaire de regrouper toutes les infos disponibles avant d'en tirer une
quelconque conclusion. Une chose est certaine, c'est que l'info sur les chemtrail est aussi opaque que le ciel...



alex 12/06/2011 19:35



j'ai retrouvé ca deja


http://artdevivresain.over-blog.com/article-du-nouveau-sur-les-chemtrails-et-pas-des-moindres-74601090.html


je retrouve plus larticle de hugo chavez que j'avais lu mais bon cherche un peu avec google tu trouvera ta reponse ;)



Ferlin 12/06/2011 19:42



J'ai rien trouvé en vidéo... C'est quoi, Google?...


 


Petite nuance, pour l'Equateur, il ne parlait pas des trainées dans le ciel mais des avions qui épandent sur les champs de coca...



alex 12/06/2011 19:08



Salut narf, alors ta le choix entre l'Iran et le Venezuela.......et oui ce sont les seuls


pays qui n'autorise pas etre bombardé dalu et je ne sais quoi dautre.. Huga Chavez est l'un des seul dirigant a l'avoir dit ouvertement on comprend mieux pourquoi il n'est pas tres apprecié
ahhahaha bonne vacance :)


 


 


 



Ferlin 12/06/2011 19:18



Salut Alex, si tu as un lien pour Chavez et les épandages, je suis preneur...