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Comment financer la transition énergétique dans les villes moyennes ?

A la recherche d'aides publiques et de partenariats privés, les collectivités espèrent financer de nouvelles infrastructures grâce aux économies d'énergie. Explications avec Jean-François Vincentini, consultant indépendant en performance & innovation.

Avis d'expert  |  Aménagement  |    |  Actu-Environnement.com

Selon les Nations unies, les villes sont à l'origine de près de 70% des émissions de gaz à effet de serre. Concentrant les populations, les activités et les richesses, elles concentrent aussi la consommation énergétique, en particulier via les bâtiments et les transports. C'est donc au sein des territoires urbains que la transition énergétique va requérir des investissements importants.

Des besoins de financement et d'ingénierie

Selon une enquête du cabinet de conseil Gallileo auprès de 120 collectivités de 20.000 à 100.000 habitants, une très grande majorité d'entre elles reconnaissent la transition énergétique comme un défi réel à leur échelle. Mais 40% des territoires ont encore une vision imprécise des actions et des leviers qu'ils doivent engager. Leur principal besoin (exprimé par 90% des territoires) : trouver des solutions de financement pour leurs projets.

Et dans ce domaine, ce sont naturellement les banques qui sont les plus attendues (55%), mais aussi les énergéticiens (49%) et les acteurs du BTP (40%). "Les territoires sont prêts et volontaires pour endosser le rôle clé qui leur incombe : concrétiser les objectifs nationaux à leur échelle, celle du territoire", souligne Jeanne Frangié, vice-présidente du cabinet Gallileo. "Pour les accompagner, les territoires attendent une présence plus forte des acteurs privés sur les enjeux techniques et financiers des projets". Les villes moyennes ont déjà engagé de nombreuses actions, notamment en matière de sensibilisation des habitants, de transports et de rénovation du patrimoine public, mais elles butent souvent sur des problèmes d'ingénierie et de financement.

Mobiliser les aides publiques

Selon l'Agence française de développement (AFD), depuis 2013, environ 32 milliards d'investissement "climat" sont réalisés chaque année en France. Sauf que, "à court terme, les besoins estimés se situent entre 45 et 60 milliards d'euros d'investissements annuels et devraient atteindre entre 50 et 70 milliards d'euros à partir de 2020", notent Ian Cochran et Benoît Leguet, de l'Institut for Climate Economics (I4CE), dans une tribune publiée par La Gazette des communes.

De nombreux types de financements publics, français et européens, peuvent être mobilisés. Au niveau européen, dans le cadre du "plan Juncker", la BEI a consacré plus de 60 milliards d'euros en cinq ans au financement de projets de transition énergétique. Au niveau national, l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe), le ministère de la Transition écologique et solidaire ou d'autres entités comme la Caisse des dépôts peuvent apporter des aides financières. De nombreuses régions proposent aussi leurs propres solutions de financement. Au total, les financements publics, qui incluent également les subventions et les aides financières aux ménages et aux entreprises, représentent 52% des investissements.

Mais le financement des investissements liés à la transition énergétique est le plus souvent "hybride", mixant mécanismes publics et démarches de partenariat public-privé. En 2016, tandis que les porteurs de projets publics (Etat, collectivités, bailleurs sociaux et gestionnaires publics d'infrastructures) ont assuré un peu plus du tiers des investissements (36%), les deux tiers restants (64%) ont été réalisés par le secteur privé (33% pour les ménages et 31% pour les entreprises).

Aller chercher des financements privés

Les financements publics, s'ils ne doivent pas être négligés, ne suffisent généralement pas, et les collectivités essaient désormais d'utiliser ces fonds publics comme effet de levier pour attirer des financements privés. Les partenariats public-privé sont de fait en développement, de plus en plus souvent assortis de "contrats de performance énergétique", l'objectif étant de financer les travaux ou les équipements par la diminution des consommations générée par ces infrastructures, avec des performances et un calendrier fixés à l'avance. C'est le cas en particulier pour l'éclairage public, qui représente 47% de la consommation électrique totale des communes en France selon l'Ademe. C'est un gisement important d'économies d'énergie du fait de l'obsolescence de la majorité des installations.

"La réalisation d'un projet d'infrastructure d'éclairage permet de réaliser des économies d'énergie de 50% à 70%, voire de 90% dans certains quartiers. Cela permet d'amortir l'infrastructure sur une durée moyenne d'environ dix ans", explique ainsi Carmen Munoz-Dormoy, directrice générale de Citelum, entreprise spécialisée dans l'éclairage urbain. "Et si la ville ne peut pas financer l'investissement en fonds propres, nous proposons des solutions de financement". Citelum s'engage ainsi sur des résultats de performance énergétique auprès de la ville. Dans certains cas, elle peut même financer le projet, le mettre en place et se rémunérer ensuite avec les économies d'énergies réalisées.

Financer les infrastructures grâce aux économies d'énergie

La petite ville de Raismes, dans le Nord (12.000 habitants), a ainsi signé avec Citelum un contrat d'une durée de sept ans pour la mise en œuvre de son "plan lumière". Un projet global portant à la fois sur la conception, la réalisation, l'exploitation et la maintenance des installations d'éclairage public (plus de 350 mâts et 1.500 points lumineux remplacés), d'éclairage sportif, de signalisation lumineuse tricolore, d'illuminations festives, de mise en valeur de cinq sites remarquables, de vidéo-protection et de jalonnement de la ville. Citelum va ainsi notamment rénover les caméras de vidéoprotection de la collectivité, en installer de nouvelles, et créer un centre de supervision urbaine où seront traitées toutes les images. Ces équipements ainsi que les installations d'éclairage public seront recensés dans une plateforme numérique (Muse), qui permettra à la ville de suivre leur état de fonctionnement et de planifier de futures interventions. Grâce à tous ces travaux et à ces nouveaux services, Raismes pourra réaliser jusqu'à 62% d'économies d'énergie.

Le plan "lumière" lancé par la ville coûtera 2,5 millions d'euros sur sept ans. Pour financer cet investissement important, la ville a obtenu des subventions et notamment 200.000 € du fonds de solidarité à l'investissement local et 100.000 € au titre du label "Territoire à énergie positive pour la croissance verte". Le reste est assuré par l'autofinancement et par l'emprunt. Les économies d'énergie sur lesquelles s'est engagé Citelum (avec des pénalités financières si l'objectif n'est pas atteint) permettront sur la durée de financer cet important chantier qui marque, selon le maire de Raismes, Aymeric Robin, "la poursuite du programme et de nos engagements, présentés lors des élections municipales, sur l'amélioration du cadre de vie et les enjeux de demain".

Avis d'expert proposé par Jean-François Vincentini, Consultant Indépendant en Performance & Innovation

Réactions14 réactions à cet article

 

Il serait bon d'expliquer le mécanisme de financement au travers de l'économie d’énergie.
Sans dépense, il n'y a pas de recette...

Binki | 21 août 2018 à 15h31
 
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Vouloir investir dans des EnRi élec, fatales et intermittentes, et qui imposent le soutien de moyens de production conventionnels à gaz et à charbon, c'est provoquer une augmentation des émissions de CO2 ; une hérésie qui ne semble pas tromper les investisseurs potentiels. Pragmatiques, les financiers ont compris qu'il était de moins en moins "juteux" de remplacer le nucléaire décarboné par des éoliennes et des panneaux solaires peu productifs quantitativement (respectivement 3.5 et 5 fois moins que l’électro-nucléaire), et qualitativement (les EnRi ne se plient pas aux variations de la consommation ; ce qui accroît les perturbations des réseaux électriques et les risques de black-out).
Avec la réduction récente des soutiens financiers de moyens présumés propres et compétitifs ainsi que l'obligation faite aux promoteurs de s'appuyer sur des moyens de production supplétifs menacés d'une augmentation sensible de leurs émissions de CO2, la coupe est pleine.
Les « vertueux allemands » sont dans une impasse : 500 Mds d’euros d’engagements pour construire 100 GW d’EnRi sans gain significatif sur les émissions de CO2 les plus élevées d’Europe (50% de la production est encore carbonée) . Et, ce n’est pas fini : les unités nucléaire (10.8 GW), qui produisent encore la moitié de la production des EnRi, seront arrêtées d’ici à 2022 !
En France, plus de 120 Mds d’euros déjà engagés (cf La Cour des Comptes) dans les EnRi ; l'investissement est ailleurs : immobilier et transport. URGENT.

Serenal | 24 août 2018 à 09h49
 
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@serenal,
Comment pouvez-vous encoe tenir ce genre de discours aujourd'hui. Est-ce une réelle ignorance sur les ENR ou de la propagande pro-nucléaire ?
1er) le nucléaire ne s'adapte pas plus à la consommation que les 2 ENR que vous citez, sinon on aurait pas eu besoin en France de centrales thermiques ou de barrages. Par contre il est beaucoup plus facile d'arrêter une éolienne ou une centrale PV qu'une centrale nucléaire. Et personnellement, je trouve qu'une courbe de production PV correspond très bien à la courbe de charge en journée.
2ème) il existe des ENR qui peuvent se gérer à la demande comme les centrales thermiques ou les barrages.
3ème) au 2ème trimestre 2018 les ENR on a produit 31% de la consommation et je ne me rappelle pas avoir subi de terrible blackout. RTE dit même que le réseau est suffisamment flexible pour supporter au moins 70% d'ENR.
4ème) le PV et l'éolien sont déjà aussi compétitifs que le nucléaire (cf cours des comptes) et même EDF a admis que leur EPR (en régime établi) ne fournira jamais une énergie aussi compétitive que ces 2 ENR. Les ENR vont permettre d'assurer à la France une compétitivité sur le plan énergétique que le nucléaire n'est plus à même de fournir, encore plus quand on voit comment EDF est englué financièrement dans tous ces projets d'EPR.
Bref, l'investissement n'est pas ailleurs, il est aussi dans l'immobilier, le transport et les ENR.

AmonRa | 04 septembre 2018 à 11h27
 
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A AmonRa
Je ne crois pas ignorer les faiblesses intrinsèques des énergies renouvelables intermittentes (EnRi). Je parle des éoliennes et des panneaux photovoltaïques dont la production est fatale, faible et intermittente et le plus souvent décalée par rapport aux besoins des consommateurs que le vent et l’ensoleillement ignorent. Et je distingue les usages solaires utiles pour chauffer l’eau, de ceux médiocres (notamment en Europe) pour produire de l’électricité.
Selon vous :
1. « Le nucléaire ne s'adapte pas plus à la consommation que les 2 ENR … sinon on aurait pas eu besoin en France de centrales thermiques ou de barrages. » ; « il est beaucoup plus facile d'arrêter une éolienne ou une centrale PV qu'une centrale nucléaire ; une courbe de production PV correspond très bien à la courbe de charge en journée ». Voyons ces quatre points :
1.1 La production conventionnelle (d’origine thermique, nucléaire et fossile ou hydraulique de stock) s'adapte aux fluctuations de la consommation et contribue efficacement au réglage permanent de l’équilibre entre production et consommation. Ces installations assurent en permanence le suivi de programmes de charge préétablis, ponctuellement corrigés par le gestionnaire du réseau (RTE en France) en fonction d’évolutions imprévues auquel se superpose un réglage automatique de la fréquence (image de l’écart instantané entre production et consommation) et du respect des contrats d’échanges d’énergie frontaliers.
A suivre..

Serenal | 06 septembre 2018 à 16h21
 
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Suite 1….
1.1 Quant aux centrales thermiques et hydroélectriques, il ne vous aura pas échapper qu’il s’agit d’un long héritage qui a précédé l’électronucléaire jusqu’à sa montée en puissance à la fin des 1980. Les centrales à fioul ont été fermées et les centrales à charbon décimées. Les barrages ont été conservés notamment pour « couvrir » les pointes de chauffage hivernales. Les centrales à gaz aéro-dérivatives ont été progressivement développées ; notamment pour accompagner le développement des EnRi. Elles ont l’avantage d’avoir une grande souplesse de modulation de charge ; de l’arrêt à la pleine puissance et inversement. La production électrique des centrales à charbon (3000 MW) est très faible en France (9.7 TWh en 2017) ; celle des centrales à gaz (11 850 MW) est relativement faible (41 TWh en 2017). Les premières, moins souples et deux fois plus émettrices de CO2 /kWh que les secondes doivent être définitivement arrêtées d’ici à 2022. A défaut de solutions alternatives (voir si après), pour couvrir les fréquentes périodes « d’intermittence » des EnRi ; singulièrement pendant les pointes de consommation hivernale, quand les EnRi ont une production insignifiante, les centrales à gaz s’imposent en plus des centrales nucléaires et hydroélectriques. La France, après la Norvège, la Suisse et la Suède ont la chance de disposer d’hydroélectricité. Les barrages hydrauliques ont leurs propres limites : régimes d’hydraulicité variables, obligations de partage des eaux. A suivre

Serenal | 08 septembre 2018 à 13h32
 
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Suite 2
1.3 Il est certes facile d'arrêter techniquement une éolienne ou une centrale PV. Et pour les gestionnaires de réseaux, cela ne pose pas de gros problème compte tenu de leur nombre important (plus de 8000 en France) mais les renoncements à produire affaibliraient encore une compétitivité limitée.
Une centrale nucléaire est bien sûr techniquement plus complexe à exploiter qu’un moulin à vent. Il reste que les quarante années d’expérience de fonctionnement du parc nucléaire actuellement en service ont démontré une grande maîtrise d’exploitation de la part des opérateurs. Elles se sont par ailleurs adaptés pour satisfaire les programmes de charge pilotés par RTE. A suivre

Serenal | 08 septembre 2018 à 13h36
 
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Suite 3
1.4 Comment la courbe de production PV pourrait-elle correspondre à la courbe de charge diurne ?
Le caractère fatale, faible et erratique de la production PV (Voir https://www.electricitymap.org via @electricitymap) la rend non seulement impropre à répondre aux besoins de la consommation et à satisfaire la stabilité des réseaux mais elle les fragilise, elle induit un certain accroissement des contraintes de service des centrales conventionnelles et en dégrade la compétitivité.
Compte tenu de la part encore faible de la production des EnRi dans le mix électrique français, les fluctuations qu’elles engendrent sur les réseaux sont encore assez modestes par rapport au ruban de la production de base (< 10%). Ce n’est plus le cas en Allemagne où ces fluctuations atteignent occasionnellement, dans les périodes rares d’ensoleillement et/ou de vent fort, jusqu’à plusieurs dizaines de milliers de mégawatts en quelques heures (> 50% de la production totale du moment).
Ces situations ont des impacts de tous ordres, techniques et économiques, sur le système électrique intégré en Europe de l’ouest dont notamment la saturation de certains transits électriques.
A suivre…

Serenal | 08 septembre 2018 à 13h37
 
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Suite 4
2.Il existe des ENR qui peuvent se gérer à la demande, selon vous.
C'est en effet le cas des barrages (60% de la prod. ENR).
Combien existe-t-il d’EnRi qui peuvent se gérer à la demande ; à savoir moduler leur charge en adéquation avec les variations de la consommation ? Comment feraient-elles les nombreux jours où leur production est nulle ou quasiment nulle ? Dois-je vous rappeler que les éoliennes et des panneaux solaires ont des facteurs de charge faibles ou très faibles, respectivement 3.5 et 5 fois moins élevés que celui de l’électronucléaire ? Entre 2017 et 2018, le facteur de charge du parc nucléaire français s’établissait à 70%. Il serait proche de 80%, si le suivi de programmes ne lui imposait la constitution de marges de production pour réguler à la hausse l’équilibre du système électrique. A l’inverse, il concède des manques à produire, en ajustant sa production à la baisse.
Par ailleurs, comment expliquez-vous qu’en Allemagne, en 2017, les 100 000 MW d’EnRi (50% de la puiss. totale) n’ont produit que 142 TWh (moins de 25% de la production totale), quand les centrales nucléaires (10 800 MW) fournissaient 72 TWh (près de 4.7 fois plus d’énergie par kW installé) et que celles à lignite et à charbon produisaient 217 TWh ? Là encore, je vous recommande de suivre, sur https://www.electricitymap.org, la production des différents moyens de production, les échanges d’élec. frontaliers et les émissions de CO2 induites dans de nombreux pays... A suivre

Serenal | 08 septembre 2018 à 13h48
 
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Suite 5
3. Les ENR ont pu produire 31% de la consommation, au 2ème trimestre 2018 (je ne l’ai pas vérifié), sans qu’on ait « subi de terrible blackout ».
Vous oubliez que la production des ENR est encore assurée, bon an mal an, à près de 60% par l’hydro-électricité et à un peu moins de 10% par la biomasse et que ces productions sont flexibles.
Ce qui signifie que la part d’EnR non modulable (PV et éoliennes) du 2ème trimestre 2018 n’était que d’environ 10% du total.
4.Quant au réseau qui serait suffisamment flexible pour supporter au moins 70% d'ENR.
Si les réseaux pouvaient supporter un taux de pénétration important d’EnRi à production fatale et non flexible, pourquoi engager d’onéreuses dépenses dans la construction de smart grids, dont les nouveaux compteurs (6 Mds d’euros pour Linky en France) constituent un dispositif central pour mieux maîtriser la demande, à défaut de pouvoir maîtriser la fourniture d’électricité ?
C’est d’ailleurs ce qu’écrit RTE sur son site : La « flexibilisation » du système électrique est clairement identifiée comme un vecteur majeur de la réussite de la transition énergétique, notamment pour prendre en compte le caractère intermittent des énergies renouvelable.
Il ajoute avoir investi 1393 ME en 2017 dans l’adaptation des réseaux électriques pour contribuer à la transition énergétique.
A suivre…

Serenal | 08 septembre 2018 à 13h53
 
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5.Le PV et l'éolien seraient déjà aussi compétitifs que le nucléaire. Retenons cette hypothèse :
- Pourquoi alors continuer à subventionner lourdement les EnR PV et éolienne (25 Mds d’euros TTC/an en Allemagne ; plus de 5 Mds/an en France) à travers les obligations d’achat et les compléments de rémunération (coût de production-coût du marché) d’une part importante de la production fatale imposées en France au Groupe EDF ainsi que le dédommagement des coûts « évités » par le retrait de tout ou partie de la production indésirable (une très faible part) ?
« If solar and wind are so cheap, why are they making electricity so expensive? » s’interrogeait Forbes le 23/4/2018.
En 2017, les charges évaluées par la CRE pour soutenir la production d’électricité renouvelable - Obligation d’Achat (5 650,5 M€) et Complément de Rémunération (5,5 M€) - sont essentiellement financées à travers le Compte d’Affectation Spéciale Transition Energétique (CAS TE) et pour le reste par le budget de l’Etat. A noter que depuis 2017, ce compte est financé par la TICC (Taxe Intérieure de Consommation sur les houilles, lignites et Cokes) et par la TICPE (Taxe Intérieure de Consommation des Produits Energétiques).
Selon la CRE, les surcapacités de production peuvent se traduire occasionnellement par des surproductions qui entraînent la baisse des prix de gros de l’électricité et induisent une hausse des coûts du soutien aux EnRi (+ 50 ME pour une baisse de 1 €/MWh des prix de gros).
A suivre….

Serenal | 08 septembre 2018 à 14h03
 
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Suite 7
- Pourquoi les trois Etats les mieux dotés en EnRi :Allemagne, Danemark et Australie du Sud, affichent-ils les factures d’électricité les plus élevées au monde ?
Ainsi, entre mi-2017 et mi-2018, l'Allemagne est encore le pays de l'UE où le kWh est le plus cher pour les particuliers (30,48 cents d'euros TTC) et son challenger le plus proche (30,10 cents d'euros/kWh) est le Danemark, devant les Italiens, les Britanniques ; très loin devant la France.

- Comment expliquez-vous que :
. La Cour des comptes écrive dans un rapport publié le 18 avril 2018 :
 « Si la France réalise la trajectoire qu’elle s’est fixée, les dépenses relatives aux EnR électriques pourraient ainsi atteindre 7,5 milliards d’euros en 2023 », au détriment des EnR thermiques… « 60 % de la production nationale, hors transports » ;
 « …la pleine réalisation des appels d’offres de 2011 et 2013 sur l’éolien offshore coûterait aux finances publiques 2 milliards d’euros par an pendant 20 ans (soit 40,7 milliards d’euros en cumulé) pour un volume équivalent à 2 % de la production électrique ». La Cour des Comptes semble avoir été entendue sur ce dernier point avec la renégociation récente, à la baisse, des prix de rachat de l’électricité éolienne marine ?
. La Cour des Comptes européenne ne disait rien d’autre, dans un rapport (point 56) publié en 2017 : « …la mise en oeuvre des projets d’énergie renouvelable n’a pas pour principe le rapport coût-efficacité » ? A suivre

Serenal | 08 septembre 2018 à 14h07
 
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Suite 8
- Dois-je vous rappeler que, de 1990 à 2009, les factures aux ménages français ont diminué (- 26 %, hors l’inflation, soit - 1,5 %/an)? Et qu’à partir de 2006, le tarif réglementé augmente 
chaque année ; notamment avec le programme éolien du Grenelle de l’Environnement de 2007 ? Que le facteur de hausse le plus significatif est l'augmentation de la CSPE (Contribution au Service Public de l'Electricité ; +650% entre 2002 et 2018) dédiée à 68% au soutien du développement des EnR ?
- Dois-je ajouter que comparer les coûts de production des EnRi et ceux des centrales conventionnelles n’a pas de sens si l’on ne prend pas en compte les coûts induits par les irrégularités des EnRi ?
Notamment les coûts du renforcement des réseaux (10 Mds d’euros à terme) pour évacuer les surcharges occasionnelles locales d’énergie, coût de construction des moyens supplétifs (centrales à gaz, moyens de stockage massifs…), surcoûts d’exploitation des centrales conventionnelles existantes soumises à des modulations de charges croissantes, compensation des coûts échoués liés aux effacements de production supportés par les producteurs conventionnels...
Si le coût de construction des éoliennes terrestres devient compétitif/prototype EPR, c’est loin d’être le cas pour le parc nucléaire actuel dont la durée d’exploitation potentielle est encore de plus de 20 ans. Et si la filière EPR pouvait se développer pour maintenir l’excellent niveau de décarbonation de l’élec. en 2050 et après. A suivre

Serenal | 08 septembre 2018 à 14h24
 
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Suite 9
La vérité, les EnRi ne sont pas compétitives par rapport au nucléaire, ni économiquement ni techniquement, et qu’elles ne pourront avant longtemps constituer le noyau dur du mix électrique.
Si les prix de l’élec. sont moins attractifs depuis dix ans, la raison est moins dans une perte de compétitivité du nucléaire que dans les soutiens apportés aux EnRi.
6. EDF serait englué financièrement dans tous ces projets d'EPR?
Qu’EDF soit endetté à 50% de son CA n’est pas un problème redoutable si l’on considère que cette dette finance des investissements de long terme dans des infrastructures stratégiques importantes pour l’économie générale du pays et le confort des français. Je vous rappelle que la dette d’EDF atteignait 100% de son CA dans les années 1980, elle construisait alors son parc nucléaire dont nous touchons les dividendes depuis une trentaine d’années (tarif plus bas que ceux de nos voisins, non émission de 300 Mt de CO2/an, non importation de 100 Mtep /an, bilan export-import elec. constamment positif etc). Peut-être dois-je vous préciser qu’EDF n’est pas impliqué dans le projet Finlandais d’olkiluito ? Que EDF est un partenaire majeur des chinois en qualité de maître d’ouvrage et de maître d’œuvre du projet Taïshan dont le processus de mise en service commercial de la première unité est très avancé. Enfin que le contrat de projet Hinkley Point offre une bonne opportunité technico-économique d'entretenir et de valoriser le savoir-faire de l’entreprise. A suivre

Serenal | 08 septembre 2018 à 14h39
 
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Suite 11
En conclusion : en focalisant son objet sur les éoliennes et les panneaux photovoltaïques, la LTECV néglige les secteurs les plus émetteurs de CO2, en France, transport et immobilier, qui contribuent à environ 70 % aux émissions de CO2, toutes énergies confondues ; en dépit du développement des EnRi.
L’Allemagne reste-t-elle votre modèle de vertu écologique ?
Arrêtons ces débats stériles.
L’URGENCE EST A LA LUTTE CONTRE LE RECHAUFFEMENT PLANETAIRE, qu’on dit déjà irréversible à l’échelle de nos contemporains. Ne nous déchirons sur les moyens les plus efficaces pour réussir.

Fin des 12 Messages de réponse à AmonRa.

Serenal | 08 septembre 2018 à 14h42
 
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