L'énergie solaire s'invite partout L'énergie coûte de plus en plus cher et beaucoup se tournent vers l'exploitation de nouvelles sources d'approvisionnement. Parmi elles, le solaire, ...
Certaines réflexions issues de cet article sont tout à fait exactes .
-Instabilité potentielle des conditions de rachat (qui ne semblent cependant pas menacées actuellement) -Egoïsme forcené du français qui veut de l'éolien à condition de mettre la machine chez le voisin -Durcissement net des conditions d'installation -Instabilité de la production qui est incontrôlable
Cependant la filière a aussi de nombreux avantages
-La france dispose de nombreux sites bien ventés qui n'ont pas été utilisés ou sont actuellement sous utilisés -Les tarifs d'achat subventionnés qui sont limités à 15 ans ce qui évitera de trop peser sur les consommateurs -Possibilité de produire la nuit et production maximale en hiver -Une filière qui a commencé en retard et bénéficie donc des éoliennes les plus puissantes et les plus productives -Une capacité de production hydrolique tampon trés conséquente (25 GW)
Je vais de plus (avec quelques modifications) reposter mes réflexions sur l'article traitant du mont ST Michel :
En moyenne en france les éoliennes terrestres ont un facteur de charge de 22% et qui varie entre 10 et 70% de leur puissance maximale . J'ai pu le constater de visu sur le site de la rte qui donne en direct la production d'électricité tous les 1/4 d'heure. IL faut donc intaller 100 GW de puissance éolienne( 20 fois plus qu'actuellement ) pour produire en moyenne 22 GW d'électricité ( cela fait beaucoup d'éoliennes )
Ce soir 19 h un facteur de charge qui approche les 64 % (trés inhabituel), pour un maximum théorique de 5,6 MW avec ce soir une puissance instantannée de 3,6 GW (4% de la production française , soit plus que les centrales à gaz). Permettant une exportation d'électricité de 7 GW au prix d'export variant selon l'heure entre 8 et 10 ct le KW
La production peut cependant être lissée de quatre façons ,
1- Par les importations et exportations transfrontalières (d'électricité éolienne ) sachant que sur l'europe , les variations sont beaucoup moins importantes que sur un pays isolé comme la france qui est cependant soumis à trois régimes de vent différents
2- par l'arrivèe des epr dont la production peut varier DE 30 à 100% de la production maximale à la vitesse de 3% par minute
3 - Par la transformation de certains barrages pûrement productifs en barrage de pompage et returbinage : il y a souvent dans certaines vallées plusieurs barrages successifs qui pourraient être équipés de turbines réversibles comme cela se fait déjà sur certains barrages français. Et de toutes façon la france dispose avec l'hydrolique(même sans pompage turbinage ) d'une puissance d'ajustement de 25 GW (avec une production moyenne de 10 GW )
4- Par l'utilisation de réservoirs d'air comprimés sous terrains (il en existe une paire qui est en production effective depuis 30 ans en allemagne et sert à lisser la production) . la récupération de la chaleur habituellement perdue lors de la compression pouvant être récupèrée dans un réservoir de chaleur et redonnée lors de la détente avec un rendement global de presque 70 % (versus 82% pour les barrages avec turbinage)
Dans ces conditions l'éolien pourrait atteindre 30 à 50 % de la production nationale sans avoir recours aux centrales à gaz françaises ni aux centrales à charbon allemandes , coexistant avec 15 % d'hydrolique , 40 % de nucléaire , 5 à 10% de centrales à gaz (biogaz si possible) à cycle combiné + 10% de centrales thermique à base de bois énergie et de déchets en tous genres .
Le pv (s'il est rentable un jour) ne trouvant sa place qu'en été dans la tranche 12-16 heures afin de faire face à l'utilisation croissante des climatiseurs (le PV vu sa productivité hivernale n'a pour l'instant aucun intérêt en saison froide ).
Tout cela en économisant l'uranium 235 dont les réserves sont estimées à 40 ans dans le meilleur des cas (si par malheur les surgénérateurs n'étaient pas au rendez vous pour assurer la transition ). ..... Parlons pour finir de ce qui fâche ,j'ai nommé le prix :
Le KW éolien surpayé actuellement au prix moyen de 8ct d'euro , est calculé pour arriver à un amortissement des machines sur 15 ans (comme d'ailleurs l'hydrolique et le nucléaire qui demandent de trés gros investissements initiaux ) , le combustible ne coûtant rien et sachant que l'achat des machines compte pour 80% du prix du kw éolien , le KW sans devenir totalement gratuit (il y a bien sûr des frais de maintenance ) devrait passer sous le coût de production du KW nucléaire
Donc à part le problème visuel et auditif , que des avantages....
@michel 123 Votre discours sur l'éolien est inusable: un catalogue de bons sentiments. Bien sûr que tout ce que vous dites peut contribuer, dans la mesure où c'est réalisable, à améliorer les possibilités de l'éolien, mais de combien et à quel prix? Et est-ce vraiment utile en France?
Tout mode de production d'électricité doit s'insérer dans un " mix" électrique fait de sources diverses. Il ne faut pas seulement évaluer la disponibilité et le coût de chaque source, mais aussi les dépenses qu'il faut faire pour l'insérer dans le mix électrique. Pour l'éolien, une amélioration de son insertion entraîne des modifications du réseau, et une perte de rentabilité des sources auquelles il se substitue.Ces dépenses se retrouvent immanquablement d'une manière ou d'une autre sur la facture du consommateur, mais n'y apparaissent pas en tant que telles. Le consommateur devrait avoir le droit de choisir ce qui lui coûte le moins cher, mais encore faut-il pour qu'il puisse l'exercer qu'il soit correctement informé.
Vous remarquerez que l'étude Xerfi donne un facteur de charge légèrement inférieur à 20 %, alors que la valeur qui circule généralement est 25 %. Les raisons, comme l'explique Xerfi, sont un développement des éoliennes dans des zones insuffisamment ventées.Ce qui a été rendu possible par un tarif de rachat trop avantageux,la collusion des agriculteurs et des municipalités agricoles avec les constructeurs etc...
@michel Un bémol sur votre argumentaire, vous raisonnez comme si l'électricité ne servait qu'à chauffer/refroidir. Vous condamnez ainsi le PV en oubliant qu'il est aberrant que l'électricité serve à faire de la chaleur ou du froid...et qu'il s'agit tout de même d'un usage minoritaire. Donc le PV a toute sa place pour les autres usages classiques de l'électricité sur sa plage de production, et peut même être un avantage dans la recharge de batteries via un tarif avantageux en période de pointes solaire facilement prévisibles.
@ BMD Le consommateur a aussi le droit de ne pas hypothéquer l'avenir de ses enfants et de choisir une énergie qui ne laisse pas des problèmes de sécurité, de géopolitique (NIGER, CHINE, KAZAKHSTAN...), de démantèlement et de déchets aux suivants.... Avec vos arguments sur le moins cher, dans ce cas pourquoi ne pas tout acheter en chine, faire baisser les salaires de tout le monde pour baisser les couts de production, travailler 50H par semaine...le culte du moins cher est un des grand problèmes de cette décennie...
Pas surprenant : a t-on déjà vu la France tenir ses engagements ? Notre pays est un spécialiste en matière de bonnes intentions affichées mais jamais tenues ...
La tradition du conflit qui prévaut chez nous, par rapport à l'Allemagne où c'est la tradition du compromis, empêche le développement rapide des ENR. Pour cette raison nous allons encore être à la traine et nos voisins auront beau jeu de se moquer de "la grande lenteur" française
1 facteur de risque oublié L'auteur de l'article a oublié un facteur de risque: ce qui décourage les banques et fait capoter les projets: l'opposition des populations.
Personne ne veut de ces grosses machines devant sa maison.Et je les comprends !!!
Un facteur de blocage non ècrit, la prise en charge (pour bien la controler/ou la noyer en France) du segment des grosses éoliennes off-shore par Areva qui verdit son image de marque par n'importe quel moyen.
[ pour bmd ] Vous savez les chinois ne sont ni des rêveurs , ni des philantropes . S'ils construisent massivement des éoliennes sur leur territoire (au prix subventionné de 5ct le kw éolien versus 3,5ct le KW charbon) , c'est qu'ils ont fait leurs petits calculs (les mêmes que les miens) . Ils savent que passée la pèriode d'investissements lourds et une fois l'amortissement des machines effectué , cette énergie sera tout à fait rentable (pas de combustible à payer), se mariant parfaitement aux gros investissements pratiqués actuellement en chine dans l'électricité hydrolique .
@michel123 : oui c'est tout à fait comme ça que les chinois qui sont de fins stratèges raisonnent.
Les prix des matières premières fossiles (pétrole et charbon) mais aussi du gaz naturel vont forcément augmenter d'ici 20 ans, tandis qu'avec les progrès techniques en cours les éoliennes ont un rendement croissant, et donc le prix de l'électricité éolienne va baisser tout en restant à l'abri des fluctuations spéculatives.
Cela pour une raison bien simple : la matière première nécessaire (le vent) peut ne pas être disponible pendant plusieurs jours, mais elle sera toujours gratuite ...
La solution n'est pas dans le "tout éolien" qui serait une folie, mais dans un panachage des ENR : solaire, éolien, biomasse, piles à combustibles ...
Et le coût réel de production? @BMD:"Le consommateur devrait avoir le droit de choisir ce qui lui coûte le
moins cher, mais encore faut-il pour qu'il puisse l'exercer qu'il soit
correctement informé.
"
Pensez-vous que le consommateur soit informé des coûts de revient réels et des risques (notamment géopolitique, par le soutien de dictateurs dans les pays dont le sol contient de l'uranium) liés à l'énergie nucléaire en France ?
Le consommateur se contente d'aprécier le prix de 0.08 euro ht le kWh et de gobber la communication qui lui servent Areva, EDF et le gouvernement. Et face à ce prix, aucune autre énergie n'est jugée "rentable", et peu importe si elle est renouvelable ou pas.
Et dans les objectifs annoncés on avait aussi une part non négligeable d'éoliennes en mer non? Il est où l'appel d'offre du gouvernment, prévu pour septembre dernier déjà? Passé à la trappe, avec M. Borloo? Si on continue comme ça, ces gros cons(ommateurs) d'Américains construiront leur premier par éolien offshore avant nous! (voir le projet Cape Wind, enfin en phase de démarrage!)
Et quand dans 10 ans le marché de l'éolien offshore sera mondial et brassera des G? tous les ans, on sera encore occupé à se demander pourquoi nous pauvres petits Français on a rien vu venir, obnubilés qu'on était par la vente de nos centrales nucléaires...
Vous allez me rétorquer que non pas du tout au contraire, Areva a racheté l'entreprise Multibrid précisément pour ça, alors expliquez moi dans ce cas pourquoi Areva ne se bouge pas un peu pour les faire implanter en France ses turbines? Ils ont l'air plutôt fier de les mettre en avant dans leur nouvelle pub non? Et si c'est le gouvernement qui bloque en remettant l'appel d'offre des parcs offshore aux calandes grecques, le lobbying ça les connait un peu, alors qu'est-ce qu'on attend?
à michel123 Il y aurait des chose à dire sur votre argumentaire, même si sur le fond je suis plutôt d'accord, sauf sur un point:
"2- par l'arrivèe des epr dont la production peut varier DE 30 à 100% de la production maximale à la vitesse de 3% par minute ".
Là vous lisez trop les pub d'Areva..."Il peut le faire", certainement, une fois de temps en temps sur un vrai problème réseau, mais si il le fait souvent:
- d'abord ça n'a plus de sens économiquement ( le nucléaire est rentable en base, même si son développement massif en France fait qu'il n'est pas tout le temps à fond comme dans les autres pays)
- vous irez récupérer les pastilles de combustible au fond de la cuve à la petite cuillère à chaque arrêt pour rechargement....
La filière nucléaire actuellement parfaitement rôdée et autonome , se marie trés bien avec l'hydrolique
Dans la configuration actuelle l'irruption de l'éolien ne fait que compliquer l'adéquation du couple consommation/production , l'intérêt principal de cette nouvelle filière est de préserver le futur en économisant le combustible nucléaire .
La filière surgénératrice qui a pris 60 ans de retard ne sera pas active avant 20 à 30 ans ( à cause de ces andouilles de jospin , fabius, et voynet ) et son prix , comme toutes les filières émergentes (faites de prototypes) verra les inévitables surcoûts et dérapages budgétaires à répétition , elle ne ne sera de ce fait pas rentable avant la construction d'une dizaine d'exemplaires (comme le nucléaire avant le premier choc pétrolier) .
L'uranium économiquement extractible n'a que 40 ans à vivre , et encore si l'on compte l'uranium récupérable dans les gisements de phosphate ( pour l'instant rien n'est fait pour l'extraire en tant que sous produit). Pour faire la liaison , la création rapide de cette filière est donc incontournable pour passer le cap des 2050 sans trop de difficultés.
Le coup des pastilles : vous êtes sûr de ce que vous dites ? D'où tenez vous cette information ? j'avais jusqu'à présent toujours entendu dire que le ralentissement au bore était parfaitement réversible en exploitation courante et que c'est la raison économique que vous invoquez à juste titre qui fait qu'on n'utilise pas (ou peu) cette souplesse.
Uranium Comme la plupart des matières premières, le "peak" de production, dépend effectivement du coût d'extraction considéré comme "économique"
Voir le lithium où, avec l'envoléee des cours des réserves "nouvelles" ont commencé à fleurir, et si la Bolivie et autres pays d'Amérique du Sud restent prépondérants, d'autres "émergent".
idem pour la pétrole : on en est encore aux balbutiements du forage profond, on et off shore (voir "nouvelles" réserves au large du brésil ou, peut- être sous le Bassin Parisien vers les - 3000 mètres)
De plus pour l'uranium, on est encore loin d'avoir optimisé le rendement de combustion des centrales, et/ou de "recycler" les déchéts en combustible.
Certes l'énergis solaire (y compris éolien)est encore plus loin de son"peak" potentiel (environ 4 milliards d'année, tant que le soleil sera là), mais son rendement reste pour l'instant trop bas (mais ça change tous les jours... en mieux... on y croit...)
@ pamina et sicétait simple. les réacteurs à eau préssurisée peuvent faire des variations de charge importantes durant le 1/3 du cycle du combustible mais ceci occasionne des phases de borication et lithiation qui donnent des volumes d'effluents pas toujours recyclables dans le fluide primaire. Dans le 2/3 du cycle, la concentration en bore étant plus faible dans l'eau primaire, la variation mise à la disposition automatique du réseau est une bande de +100 à - 100 MW autour de la puissance moyenne nominale détarée de 100 MW. Enfin dans la 3èm tiers du cycle, les variations de puissance occasionnent des oscillations Xénon importantes qui peuvent générer des arrêts automatiques en raison des variations de flux axial de neutrons qu'elles engendrent. Pour sicétaitsimple, Les fragmentations des pastilles sont liées à des gradients trop importants de puissance qui ne sont pas atteintes vues du réacteur. Dans tous les cas, ces fragmentations peuvent amener des fragments interstitiels entre pastille et gaine et au pire entraîner des microfissures de gaines immédiatement détectées par l'augmentation de la radioactivité de l'eau du circuit primaire, notamment en iode 131. Les pastilles en fond de cuve sont des phénomènes extrêment rares, Trojan aux Usa et Bugey 2 en France liés à des sollicitations mécaniques externes. Ceci remonte au années 1980 et les problèmes sont réglés depuis. Enfin pour revenir aux éoliennes, ce qui est exceptionnel en France c'est de tenir un engagement. Mais d'ici 2020, si les sites off-shore se développent à des coûts accxeptables pour la collectivité, il est largement possible d'atteindre les objectifs. Ce qui fait barrage aujourd'hui, ce sont les coûts prohibitifs annoncés pour les machines.
@ Michel123, Sicetaitsimple, pamina, lion ... et tous ceux qui s'intéressent à la modulation du nucléaire :
La page Eco2mix du site de RTE, avec des relevés quart-horaire, est pleine d'instructions. Importez le tableau du 4 ou 5 janvier (jour froid, consommation élevée), et sortez le graphique de la production nucléaire : de 7:00 à 20:00, c'est quasiment un trait horizontal ; avant 7:00 et après 20:00, il y a des fluctuations de presque +/- 1.000 MW d'un quart d'heure à l'autre.
Faites la même chose les 8 ou 9 janvier (week-end, douceur, donc faible consommation, et, malgré les exports, thermique classique à 0 ou presque) : il y a des grosses baisses autour de 5:00 (enfin grosses... par rapport à ce qu'on rencontre généralement maintenant ; dans les années 1990, les creux de 7.000, 8.000 MW étaient monnaie courante), mais on retrouve les fluctuations à +/- 1.000 MW sur le reste de la journée.
Que traduisent ces fluctuations ? La sollicitation du réglage secondaire, quand il n'y a pas assez de thermique ou d'hydraulique pour s'en charger.
On est en janvier, beaucoup de groupes nucléaires sont dans le premier ou le second tiers de leur campagne : pour suivre ce que dit lion, on est plutot dans une période favorable à la modulation. Rendez-vous en avril ou mai (quand davantage de groupes seront dans le troisième tiers) pour voir si ces modulations faiblissent ou pas...
à pamine, marius76, lion,michel123 Les pastilles en fond de cuve sont je vous l'accorde un cas extrème, mais une rupture de gaine combustible (sans relachement de pastilles), c'est quand même bien embétant...
Je sais bien que le nucléaire module en France, mais je ne suis pas vraiment sûr que ce soit optimal...Tant que c'est du réglage secondaire comme le dit Marius, et bien de toutes façons il faut faire, mais de là à faire du tous les jours 30/100 à 3%/mn comme le propose Michel123 ou le dit Areva, il y a un pas...
EDF raconte à l'envie que son relatif faible taux de disponibilité est notamment dû au suivi de charge , donc ne faisons pas plus de nucléaire en France.
Au royaume uni, en allemagne, en espagne, en Italie si ça repart, c'est ou se serait pleine charge du 1/01 au 31/12...Et là, le nucléaire prend tout son sens.
@ Marius 76, Non youtes les tranches ne sont pas en début de cycle en janvier. Cela supposerait qu'elles ont toutes été rechargées en novembre décembre. Certaines sont en début de cycle et d'autres en fin de cycle. Les tranches qui vont s'arrêter en fin de semaine pour rechargement sont même en prolongation de cycle. Ceci signifie simplement que la concentration en bore de l'eau du circuit primaire et que la puissance descend naturellement. Ne vous contentez pas de page écomix de RTE. Allez en fin de page d'accueil sur la partie Clients et regardez ensuite la production. Vous visualiserez que l'essentiel de la variation entre le creux de 4h00 et la pointe de 19h00 est faite par l'hydraulique. @ sicétaitsimple, Les microruptures de gainage ne sont pas génantes pour l'exploitation. Lors du rechargement suivant, on détecte l'assemblage rupté, puis le crayon rupté. Pendant le cycle qui suit, l'assemblage est réparé par remplacement du crayon et ensuite il poursuit son cycle normalement en coeur. Les variations de puissance réseau sont encaissées par l'alternateur. On peut ainsi faire des ilôtages c'est à dire des séparations complètes du réseau avec maintien du réacteur en puissance. Ceci est très important pour la sûreté du réseau électrique. La variation pour l'alternateur est instantanée en passant de 1300 MW à 45 MW. Mais la vapeur inutilisée sur la turbine est directement dérivée vers le condenseur créant ainsi une charge fictive pour le réacteur. Ensuite la puissance réacteur est abaissée avec le gradient de puissance choisi. En ce moment, les tranches qui le peuvent, font principalement du téléréglage et les pays voisins achètent la production supplémentaire comme on peut le voir sur le site RTE.
à lion On fait du changement de crayon en piscine combustible dans les centrales EDF entre 2 arrêts pour rechargement?
Tiens donc...Vous pouvez nous amener des éléments complémentaires, des exemples?
Des ilotages, d'accord... Combien en moyenne par an et par centrale aujourd'hui? Je parle pour répondre à BMD d'utilisation si ce n'est quotidienne, mais au moins fréquente de rampes de prise de charge importantes.
Faites 50 ilotages ou baisse de charge équivalentes par an , les gaines vont résister, mais c'est la partie conventionnelle ( turbine et poste d'eau) qui vont hisser le drapeau blanc.
Vous pouvez raconter ce que vous voulez, mais le nuke, c'est full power full time, le reste n'est que de la désoptimisation et il n'y a qu'en France qu'on en discute parce qu'il y en a un peu trop....
@ sicétait simple, Le remplacement de crayons combustibles dans un assemblage se fait en piscine de désactivation. Et ceci chaque fois que l'assemblage déchargé peut faire encore au moins une campagne. C'est une opération maintenant banale et bien au point. Je peux vous assurer que l'on en faisait déjà au Bugey à la fin des années 1980. Le coût d'un assemblage complet est largement supérieur au coût d'un remplacement d'un crayon fuitard. Tous les sites en ont fait. Il existe un carquois spécifique pour transporter ces crayons au centre de la Hague après examen de la nature de la fuite, de son positionnement, de ses dimensions et une recherche d'explication sur ce qui peut avoir conduit ce crayon a rupter. Problème d'exploitation, de déchargement-rechargement lors des cycles précédents ou anomalie de construction. Un essai d'ilôtage est requis après tous rechargement et il doit être réussi. La réussite de cet essai est impératif pour la sûreté réseau car les ilôtages se produisent sur défauts réseau extérieur au site. Pour la turbine, le seul problème est que la vapeur chaude arrivant dans le condenseur, il y a échauffement des fonds Basse Pression, que l'on appelle la culotte dans notre jargon. Cet échauffement peut entraîner des dilatations différentielles importantes et pour les réduire , nous disposons d'un système de refoidissement automatique par aspersion d'eau froide. Le full power full time n'a jamais véritablement posé problème tan la demande extérieure est grande. L'hydraulique en France suffit à passer la presque totalité des ointes été comme hiver. Il n'y a qu'a voir en ce moment, EDF exporte en permanence une puissance en ruban de l'ordre de 8 000 MW
Vous dites à lion : "Vous pouvez raconter ce que vous voulez, mais le nuke, c'est full power full time, le reste n'est que de la désoptimisation et il n'y a qu'en France qu'on en discute parce qu'il y en a un peu trop...."
Certes en France on discute de la "mauvaise" utilisation du nucléaire à cause du suivi de charge, mais il faut en évaluer les proportions pour voir ce que l'on perd et donc ce que l'on pourrait gagner :
Le suivi de charge se traduit par le coefficient Ku (taux d'utilisation) plutôt faible.
On voit qu'en 2008, il était globalement de 94,45 %.
Cela veut dire que nous aurions pu faire 5,55 points de gain.
C'est bien mais il y aurait plus à gagner sur la disponibilité (coefficient Kd).
Le Kd moyen était de 80,22 %. Le gain théorique est donc de 19,78 points.
En final Kd x Ku = Kp (facteur de charge) = 75,77% en 2008. C'est pas catastrophique, mais pas excellent non plus.
Donc notre parc de 58 réacteurs totalisant 63 GW a un potentiel théorique de 63 x 8 760 = 552 TWh/an et en 2008 nous avons produit :
552 x 0,7577 = 418 TWh (-134 TWh).
Que pouvions nous espérer ?
Faire comme les Coréens qui ont un Kp moyen de 93 %.
Dans ce cas, nous aurions produit : 552 x 0,93 = 513 TWh, soit 95 TWh de plus !
Pour ce faire, il faudrait un Ku proche de 100 %, mais surtout un Kd d'au moins 94 %.
Comment faire pour augmenter le Ku de 5 points (de 94,5 % à 99,5 %) ?
Mais surtout, coment faire pour augmenter le Kd de 14 points (pour passer de 80 % à 94 %) ??
Bon ne rêvons pas, si on avait un Ku de 99% et un Kd de 85 % (promesse pour 2012), ce serait déjà pas mal.
Nous aurions un KP de 84 % qui permettrait de produire 63 x 8 760 x 0,84 = 464 TWh soit 46 TWh de plus qu'en 2008.
Ces 46 TWh ne sont pas rien car ils représentent la production annuelle d'un parc éolien de 21 GW (un tout petit peu moins que le parc allemand actuel).
En France, cela représenterait la production de 10 500 éoliennes de 2 MW ayant un facteur de charge moyen de 25% (2 190 heures équivalent pleine puissance).
Un Kd de 85 % c'est 15% d'indisponibilité pour maintenance programmée, modification et panne, ça fait 1 314 heures à l'arrêt ou encore 55 jours.
Voilà, ce que nous apporterait une amélioration de la maintenance et de l'utilisation sans rien construire de nouveau et en restant nettement en retrait de la performance coréenne.
Eolien? Vous avez une tendance à dériver sur le nucléaire sur chaque news assez impressionante! Vous etes surs que c'est le bon endroit pour parler de ca?
Je dis ca, j'ai rien de spécial à ajouter sur l'article, mais ca me fait marrer de voir l'évolution des comms sur ce site...
Si vous êtes perspicace et honnête, vous constaterez que je ne dérive pas souvent sur le nucléaire, mais que je réponds très souvent au sujet du nucléaire qui a été évoqué par d'autres et avant moi !
Peu importe l'endroit. Si ce n'est pas le bon endroit, il ne faut pas commencer à en parler... n'est-ce pas Peeka !
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