Faisons l’hypothèse que la France décide de ne pas inscrire sa trajectoire vers un mix électrique à plus de 80% d’énergies renouvelables d’ici 2040, et de rester à un niveau inférieur à 20% comme aujourd’hui. Ce ne sont pas moins de 800 TWh-thermiques de chaleur nucléaire actuellement bêtement perdue qui pourraient alors être valorisés chaque année. Assez pour chauffer toute la France.

Il est possible de transférer la chaleur sur 100 km avec seulement 2% de perte, et bien davantage en acceptant un niveau de perte supérieur. Les centrales nucléaires étant éparpillées sur tout le territoire français, toutes les villes françaises pourraient bénéficier de cette chaleur.

La quantité de déchets radioactifs par unité d’énergie valorisée pourrait alors être divisée par trois. La balance commerciale française y gagnerait compte-tenu de la réduction massive des importations de gaz naturel en provenance de Norvège (38,4% en 2012), Pays-Bas (14,5%), Russie (14,4%) et Algérie (8,4%).

Réalisme et pragmatisme

Le chauffage électrique consomme environ 60 TWh-électriques par an. La valorisation de la chaleur nucléaire actuellement perdue permettrait ainsi de réduire de 12% la demande électrique nationale et de 15% la production électro-nucléaire. Ou alors de répondre à 80% aux 75 TWh nécessaires pour alimenter en électricité l’intégralité du parc de voitures particulières national (il faut ajouter environ 40 TWh pour les utilitaires, les cars et les bus). De quoi soulager considérablement la facture pétrolière.

Une fois que les centrales nucléaires seront arrivées en fin de vie, les réseaux de transport et de distribution de la chaleur ne seront pas inutiles : les centrales sont localisées à proximité d’une source d’eau (fleuve, rivière, mer). Il sera alors possible de convertir les centrales nucléaires en pompes à chaleur aquathermiques. Une technologie qui suscite actuellement une véritable ébullition au niveau du ministère de l’énergie britannique.

Plutôt que de réaliser en France des centaines voir des milliers de forages pour prélever le gaz de schiste, un combustible fossile qui aggravera le bilan en GES de la France et dont l’extraction n’est pas neutre sur le plan environnemental et paysager, installer un système de transport et distribution de la chaleur (invisible) depuis les 19 centrales nucléaires françaises semble bien plus pertinent. Tant sur le plan économique qu’écologique. La France est « le plus beau pays du monde » selon un documentaire sponsorisé par GDF Suez, il serait regrettable de le souiller et de dégrader ses paysages par l’exploitation du gaz de schiste.

En France le gaz de schiste n’a strictement aucun intérêt sur le plan climatique au niveau du secteur électrique. En outre l’efficacité énergétique d’un véhicule électrique (technologie développée par exemple par Renault) est supérieure à celle d’un véhicule au gaz naturel. Dans le domaine énergétique l’intérêt du gaz concerne donc principalement le secteur de la chaleur.

Si le nucléaire induit de nombreux problèmes (déchets, risque de catastrophe, importations d’uranium, une ressource épuisable), il a aussi de nombreux avantages:

1. Le capital du parc nucléaire français est déjà amorti, ce qui permet de produire aujourd’hui un kWh à environ 6 c€ selon la cour des comptes. Prolonger la durée de vie des 60 GW centrales coûtera 110 milliards d’euros (grand carénage) selon la cour, soit environ 2€/W ;
2. La production d’1 kWh de nucléaire émet peu de CO2 (au niveau des mines d’extraction, de la concentration de l’U235…) ;
3. La production électro-nuclaire opère en base, indépendamment de la météo.

Dans le contexte français, compte-tenu du parc électro-nucléaire déjà en place et de la situation financière calamiteuse de l’état français, la valorisation de la chaleur nucléaire est manifestement l’un des puissants leviers dans la perspective d’une transition rapide vers un mix énergétique décarboné.

La France pourrait ainsi focaliser ses efforts d’investissement d’une part sur la construction du réseau de transport et distribution de la chaleur nucléaire et d’autre part sur l’électrification du parc automobile. Elle réduirait alors massivement ses importations pétrolières. En plus de celle des importations gazières.

La France deviendrait alors encore bien davantage nucléaire qu’elle ne l’est aujourd’hui, mais ceci sans produire un seul gramme de déchets radioactifs en plus.

Une optimisation de l’existant, en somme.

Par Olivier Daniélo

Alors que l’Occident et la Russie vivent leur crise la plus grave depuis la fin de la Guerre froide, le Premier ministre grec, Alexis Tsipras, s’est rendu à Moscou en visite officielle les 8 et 9 avril. Les membres des gouvernements grec et russe ont principalement parlé d’énergie.

Le 7 avril, les ministres des Affaires étrangères grec, hongrois, serbe, turc et macédonien se sont réunis à Budapest et ont signé une déclaration d’intention concernant le projet de gazoduc Turkish Stream.

Le nouveau projet de gazoduc russe évite de passer par l’Ukraine et par la Bulgarie, qui a bloqué la construction du projet précédent, South Stream. Turkish Stream traversera la mer Noire vers la plateforme gazière de la ville turque d’Ipsila, près de la frontière gréco-turque. Il permettra d’acheminer 47 milliards de mètres cubes de gaz vers l’Europe centrale et les Balkans.

Alexis Tsipras et Vladimir Poutine estiment tous deux que la Grèce pourrait jouer un rôle important dans la concrétisation du projet, en devenant un pont entre la Turquie et le marché du gaz européen.

« Le nouveau tracé permettra de répondre aux besoins en énergie de l’Europe et à la Grèce de devenir l’un des principaux centre de distribution d’énergie du continent, ce qui pourrait attirer un investissement considérable vers l’économie grecque », a déclaré le président russe lors de sa conférence de presse commune avec Alexis Tsipras.

« Nos gazoducs recevront le gaz à la frontière turque et contribueront à la sécurité énergétique de la Grèce et du marché européen », a souligné le Premier ministre grec, qui ajoute que le projet russe permettra de créer de l’emploi et de la croissance dans le pays, en proie à une grave crise de dette.

Attention aux appellations

Alors qu’il parlait de la branche grecque du gazoduc, Vladimir Poutine a utilisé le nom « Turkish Stream », ce qui a provoqué une réaction du chef d’État grec.

« Nous devons être clairs […] il n’y aura pas de Turkish Stream sur le territoire grec, mais un gazoduc grec », a-t-il fait remarqué. Vladimir Poutine a reconnu son erreur en se frappant la tête de la main.

« Nous ne pouvons pas accepter le nom ‘Turkisk Stream’, mais nous considérons que ce projet améliorerait nos relations avec la Turquie », a expliqué Alexis Tsipras par la suite.

Le président russe a indiqué que la présence du gazoduc engendrerait des millions d’euros de taxes de transit tous les ans en Grèce. Il créerait également de l’emploi. Le financement du projet doit cependant encore être négocié entre la Russie et ses « partenaires et amis grecs », selon Vladimir Poutine.

Alexis Tsipras a également souligné que le projet serait conforme aux législations grecques et européennes, qui interdisent que la production, la livraison et la détention des gazoducs soient entre les mains de la même entreprise.

Moscou envisagerait également de mettre des fonds à la disposition de la Grèce sur la base des profits futurs que le pays pourrait engranger en acheminant du gaz russe vers l’Europe.

La Russie avait proposé le même arrangement à la Bulgarie pour le projet South Stream, qui a été abandonné depuis. Sofia a en effet été contrainte de bloquer le projet parce que la Commission européenne estimait qu’il était contraire au troisième paquet sur l’énergie.

La Grèce importe 65 % de ses besoins en gaz de la Russie.Malgré un accord de réduction de 15 % des prix du gaz conclu l’année dernière entre l’importateur et distributeur de gaz naturel (DEPA) et Gazprom, la Grèce continue à payer la facture la plus salée d’Europe.

La création d’une entreprise commune pour la construction du gazoduc devrait être bientôt discutée en Grèce. DEPA, l’entreprise d’État grecque, en serait le principal actionnaire, suivit par des fonds russes.

Divisions politiques au gouvernement grec ?

Lors d’une visite à New York, Panos Kammenos, chef de file des Grecs indépendants, le partenaire de coalition de Syriza, s’est exprimé en faveur d’un accord « entre gouvernements » avec les États-Unis pour l’exploitation commune du gaz et du pétrole de la mer Égée.

Après avoir souligné le rôle des États-Unis dans la stabilisation de la région, Panos Kammenos, le ministre grec à la Défense, a indiqué qu’« étant donné les réserves de gaz et de pétrole récemment découvertes dans la région, la Grèce et Chypre pourraient former un arc pacifique dans la région »

Pourtant, lors d’une rencontre avec Alexei Miller, un des dirigeants de Gazprom, Panagiotis Lafazanis, le ministre de l’Énergie grec (Syriza), a déclaré que des entreprises russes répondraient à l’appel d’offre concernant la prospection des 20 poches d’hydrocarbures dans la mer Ionienne et au large de l’île de Crète.

« Je suis heureux de pouvoir vous annoncer que d’importantes sociétés russes participeront aux appels d’offre, ce qui renforce considérablement l’intérêt international et la participation dans le projet », a-t-il déclaré.

Le ministre de l’Énergie n’a pas tenu à commenter les déclarations de Panos Kammenos sur un possible accord avec Washington.

La coopération avec Israël devrait toutefois se compliquer, puisque le gouvernement, emmené par Syriza, souhaite reconnaître officiellement la Palestine.

Dans un entretien accordé à EurActiv Grèce, l’eurodéputée Syriza confirmait de fait que « le gouvernement grec s’est engagé à reconnaître l’État de Palestine […] et devrait concrétiser cet engagement dans un avenir proche ».

Source : Euractiv

La fameuse étude de l’Ademe, téléchargeable ICI, évoque à horizon 2050 un scénario où 100% de l’électricité serait d’origine renouvelable. Une première. Et une perspective difficilement imaginable – voire totalement utopique – encore aujourd’hui pour de très nombreux experts en France.

Cette étude considérée comme « stratégique » a été réalisée par Mines Paristech en partenariat avec les sociétés spécialisées Artelys et Energie Demain. Ce document est un événement majeur en plein débat sur la transition énergétique française.

Programmée puis déprogrammée, cette étude s’est invitée au centre de l’actualité gouvernementale suite à un article paru le 4 avril dans le journal Le Monde. Nous en parlions également, dans un article paru le 27 mars.

Ce document de 120 pages sera très commenté et analysé dans les semaines à venir, notamment sur notre site.

Par P.T

Le socle de la transition énergétique allemande est basé sur la sortie totale du nucléaire d’ici 2022. La loi vise donc à faire de cette sortie un succès et définit la marche pour y parvenir. Elle prévoit notamment une baisse de la consommation électrique de 10 % en 2020 et 25 % d’ici 2050, par rapport à 2008 et une part d’énergies renouvelables de 80 % en 2050. La consommation électrique devra donc atteindre 556 térawattheures (TWh) en 2020. Elle est de 578,5 TWh fin 2014, soit une baisse déjà observée de 9,7 % depuis 2008.

Idée reçue n°1

• La  sortie du nucléaire et le développement de l’énergie solaire en  Allemagne entraînent une  augmentation du recours au charbon

2008 marque le début des « années solaires » en Allemagne, avec un développement important des panneaux solaires. Entre 2008 et 2014, la production photovoltaïque est passée de 4,4 TWh à 34,9 TWh. Mais ce n’est pas tout. Dans ce même laps de temps, la production éolienne est passée de 40,6 TWh à 56 TWh et la production à base de biomasse de 23,1 TWh à 43 TWh. Entre 2008 et 2014, à eux seuls, l’éolien, le photovoltaïque et la biomasse ont donc permis de gagner 65,8 TWh.

La production nucléaire allemande baisse régulièrement depuis 2006. Le nucléaire produisait 148,8 TWh en 2008, 140,6 TWh en 2010, 108 TWh en 2011 et 97,1 TWh en 2014. Cette baisse est notamment marquée depuis 2011, avec la fermeture des 8 réacteurs les plus anciens. La fermeture des réacteurs et la baisse de la production nucléaire a entraîné un recul de production d’origine nucléaire de 51,7 TWh entre 2008 et 2014. 

En parallèle, entre 2008 et 2014, la production à base de charbon a perdu 15,6 TWh, celle à base de gaz a perdu 30,8 TWh, celle à base de fioul a perdu 3,7 TWh, lorsque la production à base de lignite a augmenté de 5,2 TWh. A y regarder de plus près, la diminution de la production de gaz a réellement commencé en 2011. Depuis, le gaz recule d’environ 9 TWh par an. La lignite a connu un regain d’intérêt entre 2011 et 2013, mais sa part a recommencé à diminuer en 2014. Même constat du côté du charbon.

Examinons cela plus en détail. Entre 2011 et 2012, le gaz a baissé de 9,7 TWh au profit d’une augmentation de 10,7 TWh de lignite et de 4 TWh de charbon. Entre 2012 et 2013, bien que le gaz ait baissé de 9 TWh, le charbon n’a augmenté que de 5,3 TWh. En 2014, les trois sources de production ont baissé, alors que les énergies renouvelables continuaient leur développement. Dire que le recours au charbon augmente en Allemagne est donc faux. Dire que cette hausse est due aux énergies renouvelables l’est encore plus !

Ci-dessus : Evolution interannuelle de la production de charbon, de lignite et de gaz en Allemagne (en TWh) et bilan net (en TWh) de l’évolution de la production de ces 3 énergies fossiles 

Bilan : entre 2008 et 2014, le nucléaire recule de 51,7 TWh, le charbon de 15,6 TWh, le gaz de 30,8 TWh, le fioul de 3,7 TWh, mais la lignite augmente de 5,2 TWh. Soit une diminution nette de production non renouvelable de 96,6 TWh. L’ensemble des énergies renouvelables ont permis de gagner 67,3 TWh et la baisse de production électrique nationale a été de 26,7 TWh. Le compte y est : la production à base d’énergie renouvelable et la hausse de l’efficacité énergétique (94 TWh) ont pleinement permis de contrebalancer la diminution de la production nucléaire et la baisse des énergies fossiles (93,6 TWh).

Entre 2008 et 2014, le solde d’exportation net est passé de 22,5 TWh à 35,5 TWh. Pour la première fois en 2014, la baisse de la consommation électrique en Allemagne s’est accompagnée d’une augmentation du PIB. L’Allemagne est donc parvenue, l’année dernière, à découpler croissance économique et consommation d’énergie. Cela reste néanmoins à confirmer. 

Idée reçue n°2

• le recours au charbon pour gérer l’intermittence des ENR est inévitable

En 2014, le couple charbon-lignite a produit 43,1% de l’électricité allemande. Malgré le fort développement des énergies renouvelables, les émissions de CO2 du secteur de la production d’électricité en Allemagne ne sont passées que de 319 millions de tonnes équivalent CO2 (MtCO2) en 2008 à 301 MtCO2 en 2014 selon les statistiques officielles du Ministère fédéral de l’Environnement. Cette faible baisse en cache une autre. En 2009, les émissions du secteur représentaient 292 MtCO2, puis 305 MtCO2 en 2010 et 2011. Mais le recours accru au charbon, au détriment du gaz, les a fait rebondir à 317 MtCO2 en 2012 et 2013. Entre 2013 et 2014, la baisse de production de 28 TWh due aux énergies fossiles a entraîné une diminution des émissions de CO2 de 26 MtCO2. A l’avenir, ces émissions devraient continuer à baisser fortement grâce à la baisse de la production à base de charbon-lignite.

Le recours accru au charbon en Allemagne a été provisoire, dû à une conjoncture favorable au charbon, au détriment du gaz. Le Gouvernement prévoit un mix composé de 80% d’ENR et 20% de gaz en 2050. Il faudra donc réussir à « décharboner » la production électrique. Pour y parvenir, l’Allemagne planche avec la France sur une réforme du marché ETS. Le Ministère de l’économie et de l’énergie allemand étudie également actuellement  un projet de loi visant à faire payer une taxe comprise entre 18 et 20 euros par tonne de CO2 aux centrales à charbon de plus de 20 ans, si elles émettent plus de 7 millions de tonnes de CO2 par gigawattheure. «  Le marché est aujourd’hui en surcapacités, si bien qu’il est souhaitable qu’un certain nombre de capacités thermiques soient fermées », précise Dimitri Pescia, du think-thank Agora Energiewende.  « Sauf qu’il faudrait que ce soit des capacités à charbon et non à gaz qui ferment, d’où d’ailleurs le projet récent du gouvernement de contraindre les producteurs à acheter davantage de certificats sur le marché, dans le cas où leurs centrales seraient particulièrement polluantes ». 

Les objectifs allemands visent une réduction nationale des émissions de gaz à effet de serre de 40 % d’ici 2020 et de 80% à 95 % d’ici 2050, par rapport à 1990. En 2014, les émissions globales de CO2 du pays ont baissé de 27 % par rapport à 1990. Le secteur électrique demeurant le principal émetteur de gaz à effet de serre, la décharbonisation devient donc l’une des priorités du Gouvernement fédéral.

Idée reçue n°3

• la facture électrique des particuliers va continuer à exploser

La redevance due à la loi sur les énergies renouvelables, dite  « EEG » (Erneuerbare Energien Gesetz) étant plafonnée pour les industries électro-intensives, une part importante de la taxe sur les énergies renouvelables est supportée par les ménages. Ainsi, le prix du kWh électrique est passé de 19,1 centime d’euros (ct€) en 2006 à 29,4 ct€ en 2013 pour les particuliers allemands. Depuis, le prix s’est stabilisé, à hauteur de 29,6 ct€ en 2014 et devrait se situer autour de 29,4 ct€ en 2015. Ce prix est deux fois plus élevé qu’en France (14,3 ct en base chez EDF). Malgré cela, la facture des ménages n’est que 30% supérieure grâce à une efficacité énergétique supérieure. 

Le prix de l’électricité a fortement augmenté à cause du développement de l’énergie solaire entre 2008 et 2012, lorsque les tarifs d’achats étaient encore élevés. « Les consommateurs allemands ont contribué à accélérer la baisse des coûts du photovoltaïque », éclaire Dimitri Pescia. « Les consommateurs allemands paieront 180 milliards d’euros pour les capacités photovoltaïques installées entre 2000 et 2013. Aux tarifs d’achat d’aujourd’hui, ce montant se situerait seulement entre 60 et 80 milliards d’euros ». Car depuis 2006, les coûts du photovoltaïque ont baissé de 70%.

Les installations éoliennes sur terre et photovoltaïques sont désormais compétitives pour les nouveaux investissements. Les prix devraient donc se stabiliser à l’avenir.

Idée reçue n°4

• La perte historique des électriciens allemands montre l’échec de l’Energiewende

Il n’y a pas qu’Areva qui va mal. En mars 2015, l’énergéticien allemand EON a annoncé une perte de 3,16 milliards d’euros. Ses deux concurrents RWE et EnBW s’en tirent un peu mieux, mais leur avenir est également menacé. Le parc allemand étant en surcapacité et les énergies renouvelables bénéficiant d’une priorité d’injection sur le réseau, la rentabilité des centrales à charbon est mise à mal. 

« La perte de CA d’EON ne menace pas en soi la transition énergétique, mais montre à quel point le business model traditionnel des énergéticiens est en pleine mutation », assure Dimitri Pescia. La perte de chiffre d’affaires d’EON est liée essentiellement à une dépression de certains de ces actifs en Allemagne et à l’étranger et à des pertes sur les volumes vendus d’électricité et de gaz. En cause : les prix très bas sur le marché de l’électricité. « Le groupe a tiré les conséquences de cette situation en annonçant une restructuration stratégique majeure, visant à se repositionner uniquement sur les activités liées à la transition énergétique : ENR, réseaux, commercialisation… », résume Dimitri Pescia. Les autres activités traditionnelles (gaz, charbon, nucléaire, négoce, exploration) seront cédées à une autre entité en 2016. Il s’agit là d’un revirement stratégique inévitable pour tout géant de l’énergie souhaitant continuer à vivre. 

Par Matthieu Combe

La réglementation relative aux équipements sous pression nucléaires impose au fabricant de maîtriser les risques d’hétérogénéité des matériaux utilisés pour fabriquer les composants les plus importants pour la sûreté. Pour répondre à cette exigence technique, AREVA a mené des essais chimiques et mécaniques sur un couvercle de cuve similaire à celui du réacteur EPR de Flamanville.

Les résultats de ces essais ont montré, fin 2014, la présence d’une zone présentant une concentration importante en carbone et conduisant à des valeurs de résilience mécanique1 plus faibles qu’attendues. Des premières mesures ont confirmé la présence de cette anomalie dans le couvercle et le fond de la cuve de l’EPR de Flamanville. AREVA a proposé à l’ASN de réaliser à partir d’avril 2015 une nouvelle campagne d’essais approfondie sur un couvercle représentatif pour connaître précisément la localisation de la zone concernée ainsi que ses propriétés mécaniques.

L’ASN se prononcera sur le programme d’essais, contrôlera sa bonne réalisation et instruira le dossier que présentera AREVA pour démontrer la résistance de la cuve du réacteur EPR de Flamanville. Elle fera notamment appel à son appui technique, l’IRSN, et au Groupe permanent d’experts dédié aux équipements sous pression nucléaires.

L’ASN a informé ses homologues étrangères concernées par la construction d’un réacteur EPR.

La cuve d’un réacteur à eau sous pression est un équipement particulièrement important pour la sûreté. Elle contient le combustible et participe à la seconde barrière de confinement de la radioactivité.

Le couvercle et le fond de la cuve de l’EPR de Flamanville sont des pièces forgées de forme partiellement sphérique et réalisées en acier.

Publié par P.T

Selon un responsable d’E.ON, géant de l’énergie qui avec RWE, Vattenfall et EnBW fait partie « der großen Vier », « les 4 gros » énergéticiens équivalents en Allemagne à EDF en France, passer à 70% d’électricité renouvelable à horizon 2030 « ne relève pas d’une discussion d’ordre technique (sous-entendu : il est évident que c’est possible ndlr) mais politique ».

Une large majorité d’experts de l’énergie dans le monde est d’accord avec ce qu’a affirmé le représentant d’E.ON pour le magazine spécialisé GreenTechMedia. L’agence de conseil DNV GL a publié y a quelques jours les résultats d’une enquêtes auprès de 1600 experts de l’énergie provenant de 71 pays : des développeurs de projets, des opérateurs de centrales électriques et des représentants gouvernementaux.

Une majorité d’entre eux pense qu’il est possible de passer à une électricité 70% renouvelable d’ici 15 ans (2030). Et une infime partie d’entre eux (1,5%) estime que cela ne sera jamais possible.

Par Olivier Daniélo

• En complément de cet article : Intégrer de hauts niveaux de solaire et d’éolien n’est pas un problème (AIE)

Entre 1990 et 2014 (un quart de siècle) la production électro-nucléaire allemande a chuté de 36%. Les émissions de CO2 du secteur électrique ont chuté parallèlement de 15,7%.

La production électro-nucléaire a en réalité commencé une régression significative à partir de 2006. Entre 2006 et 2014 elle a chuté de 70 TWh (-41,9%). Parallèlement les émissions de CO2 ont baissé de 29 millions de tonnes (-8,7%). Autrement dit chaque TWh nucléaire de moins correspond en moyenne à une chute d’un peu plus de 0,4 million de tonnes de CO2.

La période 2006-2014 (8 ans) peut être décomposée en quatre phases : hausse du CO2 entre 2006-2007 (un an), baisse entre 2007 et 2009 (deux ans), hausse entre 2009-2013 (4 ans) et baisse entre 2013-2014 (1 an). La chute globale est de 8,7%. Focaliser sur chacune de ces petites sous-périodes a peu de sens. Ce qui compte c’est la tendance de fond.

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A noter que la catastrophe nucléaire de Fukushima en 2011 n’a rien changé: la tendance haussière de la sous-période 2009-2013 commence avant 2011. Cela correspond en réalité à une chute de la production électro-gazière (pour des raisons de prix). Et non à la croissance des EnR. Le dogme « davantage de renouvelables = forcément davantage de CO2 » et son corollaire « le nucléaire est donc incontournable en matière climatique » sont donc fallacieux.

Entre 1990 et 2014 l’Allemagne a augmenté sa production électro-renouvelable de 137 TWh, ce qui a très largement compensé la chute des 55 TWh de nucléaire. Un bond vraiment remarquable et en bonne partie porté par des projets citoyens.

En 2014, tous secteurs confondus (électricité, transport, chaleur), les émissions de CO2 allemandes ont chuté de 4,3% comparativement à 2013 et de 27% comparativement à 1990. L’objectif du gouvernement fédéral allemand est de parvenir à une chute de 40% en 2020 comparativement à 1990. Les deux tiers du chemin sont déjà accomplis. Et, surtout, la motivation allemande pour construire un système énergétique écologique est toujours aussi forte.

Herzlichen glückwunsch.

Par Olivier Daniélo