Centrales à gaz plutôt que stockage par batteries : 800 millions d’euros gaspillés ? Une loi qui déterminera l’avenir énergétique – Image : Xpert.Digital
L'absurde loi des 10 heures : pourquoi notre réseau électrique pourrait se retrouver piégé dans le piège des énergies fossiles
Le leader européen en danger : comment le gouvernement freine le développement du stockage d'électricité
Nouvelle loi explosive sur l'électricité : pourquoi nous allons bientôt redevenir plus dépendants du gaz naturel coûteux
L'Allemagne se trouve à un tournant de sa politique énergétique : alors que le développement du stockage d'énergie par batteries, tant privé que commercial, progresse à un rythme record, faisant du pays le leader incontesté en Europe, une nouvelle loi menace de freiner considérablement cette dynamique. Avec le projet de loi sur la sécurité et la capacité d'approvisionnement en électricité (StromVKG), le gouvernement allemand entend définir l'avenir de la production et de la distribution d'électricité. Cependant, sous couvert de neutralité technologique se cachent des critères – comme une exigence irréaliste de disponibilité de 10 heures – qui excluent de fait les systèmes modernes de stockage par batteries des appels d'offres les plus importants. Les bénéficiaires de cette réglementation seraient précisément les nouvelles centrales électriques au gaz naturel. Le coût de cette erreur réglementaire est immense : outre la consolidation d'une dépendance permanente aux importations de gaz, un potentiel d'économies annuelles d'environ 800 millions d'euros est en jeu. L'analyse qui suit explique pourquoi le projet de loi actuel ignore les progrès technologiques et comment le Parlement doit désormais y apporter des améliorations urgentes afin d'éviter que l'avenir énergétique de l'Allemagne ne soit sacrifié aux dogmes des énergies fossiles du passé.
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Au cours de la deuxième semaine de mai 2026, le Conseil des ministres allemand a approuvé le projet de loi sur la sécurité et la capacité d'approvisionnement en électricité (StromVKG). Cette décision faisait suite à un processus de consultation de plusieurs mois, durant lequel le ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie avait initialement soumis le projet de loi à un examen interministériel et à une consultation des associations professionnelles. Ce qui peut paraître comme une simple formalité technique en droit de l'énergie est en réalité l'une des décisions de politique économique et industrielle les plus importantes depuis la sortie du charbon en Allemagne : la loi détermine quelles technologies de centrales électriques seront privilégiées sur un nouveau marché de capacité – et donc si l'Allemagne sera en mesure de défendre durablement sa position de leader dans la compétition européenne en matière de stockage d'énergie par batteries, ou de la compromettre par une réglementation inadaptée.
L'élément central de la loi sur l'approvisionnement en électricité (StromVKG) est l'introduction d'un marché de capacité qui, pour la première fois en Allemagne, rémunère systématiquement la simple mise à disposition de capacités de production, indépendamment de la livraison effective de l'électricité. L'objectif est de garantir, d'ici 2031, une capacité de production contrôlable suffisante sur le réseau électrique allemand afin d'assurer la sécurité d'approvisionnement, même pendant les périodes de faible production (plusieurs jours) sans injection significative d'énergie éolienne ou solaire. La loi prévoit plusieurs phases d'appel d'offres : dans un premier temps, 9 gigawatts de capacité dite « à long terme » seront mis aux enchères, suivis de 2 gigawatts supplémentaires sans critère spécifique de long terme, puis, en 2027 et 2029, de phases totalement neutres sur le plan technologique. Toutefois, ce critère de très long terme est au cœur du problème et alimente une controverse croissante en matière de politique économique.
Le critère des 10 heures et son effet de distorsion du marché
Le critère de fourniture à long terme prévu par la loi allemande sur la fourniture d'électricité (StromVKG) impose aux fournisseurs de garantir la continuité de l'approvisionnement de leurs installations sur une période prolongée. La version actuelle stipule une durée minimale de fourniture d'électricité de dix heures. À première vue, cette exigence semble techniquement justifiée pour la sécurité d'approvisionnement. Toutefois, un examen plus approfondi révèle qu'il s'agit d'un critère de facto adapté aux centrales thermiques – c'est-à-dire les centrales à gaz – et qui exclut de fait les systèmes de stockage par batteries, notamment les systèmes lithium-ion disponibles sur le marché, des appels d'offres initiaux, qui concernent les volumes les plus importants.
Comme l'explique Daniel Böhmer, expert du marché de l'énergie chez Aurora Energy Research, dans une analyse technique, l'exigence du projet de loi actuel va encore plus loin : les systèmes doivent pouvoir satisfaire à nouveau au critère des dix heures à tout moment, et au plus tard dans l'heure qui suit. En clair, cela signifie qu'un système de stockage par batterie devrait être entièrement rechargé en 60 minutes après dix heures de décharge complète – une exigence technique tout simplement impossible à respecter avec des batteries lithium-ion dans cette configuration stricte. Dans un scénario de conception favorable, il serait envisageable de combiner plusieurs systèmes de stockage plus petits ou de ne pas avoir à réserver de l'énergie pour la totalité de la capacité installée – mais l'interprétation stricte du projet de loi exclut également cette flexibilité. Résultat : quiconque souhaite remporter l'une des premières enchères de capacité doit de facto construire ou exploiter une centrale électrique au gaz.
L'Association allemande du stockage d'énergie (BVES) a abordé précisément cette question dans sa déclaration sur le projet de loi et a demandé une modification du paragraphe 15 afin d'éviter de désavantager structurellement les systèmes de stockage par batteries. L'Association allemande des industries de l'énergie et de l'eau (BDEW) a également insisté pour que la loi soit adoptée rapidement par le Parlement, tout en exigeant le maintien du critère des 10-1-10 heures – une contradiction qui illustre les divisions, même au sein des associations professionnelles, sur ce sujet. L'Association allemande de l'énergie solaire (BSW-Solar), quant à elle, est catégorique : les systèmes de stockage par batteries ne doivent pas être désavantagés par rapport aux centrales à gaz lors des appels d'offres pour les centrales électriques en raison de critères d'attribution inadaptés. Les exploitants de systèmes de stockage envisagent même des poursuites judiciaires contre ces conditions d'appel d'offres.
Le leader européen risque sa position
Les implications de cette décision réglementaire ne deviennent pleinement évidentes qu'à la lumière de la comparaison avec les autres pays européens. L'Allemagne est actuellement le premier marché européen du stockage d'énergie par batteries, et de loin. Alors que la capacité totale installée de batteries en Europe a dépassé les 17 gigawatts entre 2024 et 2025, et devrait excéder les 80 gigawatts d'ici 2030, l'Allemagne est le principal moteur de cette évolution. Avec une augmentation de 6,6 gigawattheures en 2025, l'Allemagne a enregistré la plus forte hausse des nouvelles installations au sein de l'UE, augmentant sa capacité installée de 0,5 gigawattheure par rapport à l'année précédente. L'Italie, qui avait auparavant affiché un dynamisme similaire, a vu sa capacité chuter de 6,0 à 4,9 gigawattheures la même année, soit une baisse significative.
Fin 2025, plus de 2,5 gigawatts de capacité de stockage par batteries étaient raccordés au réseau électrique allemand, soit environ le double du niveau enregistré deux ans auparavant. Parallèlement, le nombre de systèmes de stockage installés atteignait près de 2,4 millions, pour une capacité totale de plus de 25 gigawattheures. Cette forte croissance s'est poursuivie au premier trimestre 2026 : entre janvier et mars 2026, plus de deux gigawattheures de nouvelle capacité de stockage ont été mis en service, soit une augmentation d'environ 67 % par rapport à la même période de l'année précédente. Si cette tendance se maintient, entre 8 et 10 gigawattheures de nouvelle capacité pourraient être ajoutés d'ici fin 2026, portant la capacité totale installée à plus de 35 gigawattheures. Les systèmes de stockage à grande échelle sont le principal moteur de cette croissance : au premier trimestre 2026, l'expansion de ce segment a presque quadruplé par rapport à l'année précédente.
Ce développement n'est pas imposé politiquement, mais bien le fruit du marché. Le Forum économique international pour les énergies renouvelables (IWR) constate que l'attention politique s'est jusqu'à présent davantage portée sur les capacités de production d'énergie fossile financées par l'État, tandis que le marché du stockage financé par le secteur privé s'est développé de manière organique et robuste. C'est précisément cette configuration de politique industrielle que les économistes qualifient d'optimale : une technologie qui fait ses preuves face à la concurrence, génère des économies d'échelle et ne nécessite pas de subventions permanentes. Un cadre réglementaire qui freine délibérément cette dynamique au profit de technologies qui requièrent des paiements publics pendant 15 ans pour être économiquement viables est difficilement justifiable d'un point de vue macroéconomique.
800 millions d'euros : quels sont les enjeux ?
Derrière les débats réglementaires abstraits se cachent des chiffres économiques concrets. En 2025, environ 8 térawattheures d'électricité produits par les centrales éoliennes et photovoltaïques ont dû être écrêtés en Allemagne, soit environ 3 % de la production totale d'énergie éolienne et solaire. Derrière cette statistique alarmante se dissimulent des pertes de rendement, des émissions évitées en vain et, surtout, des coûts systémiques qui, en fin de compte, sont supportés par les consommateurs.
Si les projets de stockage d'énergie par batteries actuellement en développement – c'est-à-dire les projets annoncés, approuvés ou déjà en construction, d'une capacité totale d'environ 10,5 gigawatts – avaient été pleinement opérationnels, près d'un tiers de ces délestages auraient pu être évités. Cela correspond à des économies potentielles d'environ 800 millions d'euros, correspondant à la réduction des coûts de réinjection et des achats de gaz inutiles. Ce chiffre n'est pas issu d'un calcul théorique, mais se fonde sur les volumes de délestage réels enregistrés par l'Agence fédérale des réseaux et sur la contribution, déterminée empiriquement, du stockage par batteries à la stabilisation du réseau. Il démontre clairement que la question du choix technologique sur le marché de capacité comporte non seulement une dimension de politique énergétique, mais aussi une dimension budgétaire importante.
Le coût total de la gestion de la congestion du réseau électrique allemand a atteint environ 3,1 milliards d'euros en 2025, soit 4 % de plus que l'année précédente, malgré un volume de production écrêtée quasi constant à environ 30,3 térawattheures. Les mesures de rééquilibrage conventionnelles ont représenté de loin le poste de dépense le plus important, avec plus de 1,2 milliard d'euros, suivies par les centrales de réserve (1,4 milliard d'euros) et les échanges de compensation (102 millions d'euros). En revanche, la compensation pour la production d'énergie renouvelable écrêtée s'est élevée à seulement 433 millions d'euros, soit moins d'un septième du coût total. Ce constat réfute l'affirmation, parfois entendue dans le débat public, selon laquelle les énergies renouvelables seraient les principaux facteurs de coût de la gestion de la congestion du réseau. En réalité, ce sont les capacités conventionnelles qui représentent la part du lion des coûts.
Le déplacement structurel des limitations de production vers les réseaux de distribution est particulièrement alarmant. Alors que les trois quarts des mesures de réacheminement concernaient le réseau de transport en 2024, ce chiffre est tombé à seulement deux tiers en 2025. La part des limitations dues aux goulets d'étranglement du réseau de distribution a ainsi augmenté de manière significative, atteignant un niveau record de 49 % par moments au deuxième trimestre 2025. Cela indique clairement que le problème ne peut être résolu par la seule extension du réseau de transport, mais qu'un stockage décentralisé directement sur site est nécessaire de toute urgence.
La tentation des combustibles fossiles : la dépendance au gaz comme risque systémique
La décision de favoriser de facto les centrales à gaz sur le marché de l'électricité aurait des conséquences importantes, tant à court terme qu'à long terme. L'Allemagne importe déjà environ 70 % de ses besoins en énergie primaire. Ce taux d'importation atteint 95 % pour le gaz naturel, 98 % pour le pétrole brut et 100 % pour le charbon. Le coût économique de cette dépendance est considérable : en 2024, l'Allemagne a dépensé environ 69 milliards d'euros en importations d'énergies fossiles, soit près de 1,6 % de son produit intérieur brut. KfW Research calcule même une moyenne annuelle à long terme de 81 milliards d'euros, ce qui correspond à environ 2,5 % du PIB et représente plus de 1 000 euros par habitant et par an.
Quiconque construit aujourd'hui de nouvelles centrales à gaz avec des contrats de paiement de capacité sur 15 ans consolide structurellement cette dépendance aux importations jusqu'au début des années 2040. C'est le paradoxe économique de la politique énergétique allemande : au nom de la sécurité d'approvisionnement, des engagements sont pris qui institutionnalisent durablement une incertitude à long terme – la dépendance aux prix du gaz et aux fournisseurs. La crise énergétique de 2022 a clairement démontré les conséquences d'une rupture ou d'une hausse des livraisons de gaz : le coût des importations de combustibles fossiles a atteint 146 milliards d'euros, soit plus du double de la moyenne de long terme.
Les systèmes de stockage par batteries, en revanche, sont indépendants de toute chaîne d'approvisionnement énergétique une fois installés. Ils optimisent la production d'énergie éolienne et solaire nationale, réduisent les importations de gaz et renforcent ainsi la sécurité d'approvisionnement réelle, et non plus seulement affichée. Chaque kilowattheure stocké puis restitué par un système de stockage par batteries représente un kilowattheure de moins qu'une centrale à gaz doit produire – et pour lequel l'Allemagne doit importer du gaz. Cet avantage économique considérable a jusqu'à présent été largement négligé dans les critères d'appel d'offres de la loi allemande sur la fourniture d'électricité (StromVKG).
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Au cœur de cette avancée technologique se trouve l'abandon délibéré du système de fixation par pinces conventionnel, qui a fait office de norme pendant des décennies. Ce nouveau système de montage, plus rapide et plus économique, repose sur un concept fondamentalement différent et plus intelligent. Au lieu de fixer les modules en des points précis, ils sont insérés dans un rail de support continu de forme spécifique et maintenus fermement en place. Cette conception garantit une répartition uniforme de toutes les forces, qu'il s'agisse des charges statiques dues à la neige ou des charges dynamiques dues au vent, sur toute la longueur du cadre du module.
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Le stockage par batteries comme stabilisateur de réseau : pourquoi les centrales à gaz ne sont pas la seule solution
Stabilité du système : les batteries, un acteur de réseau sous-estimé
Le rôle du stockage par batteries dans le réseau électrique ne se limite pas au simple stockage du surplus d'électricité renouvelable. Il contribue également de manière significative à la stabilité du système, un facteur systématiquement sous-estimé dans les débats centrés uniquement sur la capacité. Les systèmes de stockage par batteries peuvent réagir aux fluctuations de fréquence du réseau en une fraction de seconde, fournir une puissance d'équilibrage et ainsi assumer des fonctions qui étaient auparavant du seul ressort des centrales thermiques.
D'un point de vue systémique, il est particulièrement pertinent de noter que le stockage par batteries peut réduire la limitation de production des centrales éoliennes et solaires sans nécessiter l'activation des centrales conventionnelles. Si une capacité de stockage suffisante était disponible dès aujourd'hui, des millions de tonnes d'émissions de CO₂ générées lors du réacheminement de la production par les centrales conventionnelles pourraient être évitées. La combinaison de batteries lithium-ion réactives à court terme, de stockage à moyen terme et de centrales thermiques pilotables pour les événements extrêmes est considérée par les experts comme la configuration optimale d'un point de vue économique – et non comme une préférence unilatérale pour une seule technologie.
Un coup d'œil aux autres pays européens montre comment faire mieux : la Grande-Bretagne, l'Italie et l'Australie ont mis en place des appels d'offres spécifiques pour le stockage à long terme, adaptés à leurs caractéristiques propres. Cela garantit la sécurité des investissements, permet de réaliser des économies d'échelle et autorise l'utilisation de différentes technologies là où elles sont les plus pertinentes d'un point de vue systémique, au lieu de simuler une concurrence déconnectée des réalités technologiques et en réalité unilatéralement centrée sur une seule catégorie technologique.
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Révolution décentralisée : les municipalités et les ménages comme moteurs
Le débat sur la politique énergétique se concentre souvent sur les grands projets, les parcs de centrales électriques et les infrastructures de réseau de transport, négligeant une révolution qui s'opère au niveau des ménages et des collectivités. Environ 2,5 millions de systèmes de stockage d'énergie par batteries sont actuellement en service en Allemagne, répartis sur des millions de toits privés et de bâtiments commerciaux. Leur capacité totale de plus de 28 gigawattheures est théoriquement suffisante pour couvrir la consommation électrique journalière moyenne d'environ trois millions de foyers.
D’ici 2030, 7 millions de maisons individuelles pourraient être équipées de systèmes de stockage d’énergie domestique, soit la moitié du parc immobilier résidentiel allemand. La demande de solutions de stockage est également considérable au niveau des collectivités : d’ici 2035, une collectivité sur trois pourrait exploiter ses propres installations de stockage. Cette tendance n’est pas due à des subventions publiques, mais à des calculs économiques judicieux : le stockage par batteries réduit les coûts d’électricité pour les consommateurs, augmente le taux d’autoconsommation d’énergie solaire et protège contre les fluctuations du prix de l’électricité sur le marché.
L'Association allemande de l'énergie solaire (BSW-Solar) affirme que la capacité de stockage d'énergie par batteries installée doit quadrupler d'ici 2030, passant de 25 gigawattheures actuellement à environ 100 gigawattheures, afin d'atteindre les objectifs de la transition énergétique. Cela signifie que l'essor actuel ne marque pas la fin d'une évolution, mais son point de départ. Or, ce démarrage pourrait être freiné par des critères d'appel d'offres mal adaptés, non pas en raison d'un manque de compétitivité de la technologie, mais parce que des obstacles réglementaires entravent son développement naturel sur le marché.
Le dilemme structurel : attribution de contrats à long terme versus dynamique technologique
Au cœur de la loi sur la fourniture d'électricité (StromVKG) se trouve un dilemme structurel qui dépasse le cadre de cet appel d'offres spécifique. Les marchés de capacité, tels qu'envisagés par le projet de loi, attribuent des contrats d'une durée de 15 ans. Cette durée est nécessaire pour garantir une sécurité d'investissement suffisante aux centrales à forte intensité capitalistique – ce qui est immédiatement évident dans le cas d'une centrale à gaz dont les coûts d'investissement se chiffrent en centaines de millions. Cependant, appliquer la même durée de contrat à une technologie en pleine évolution et réduction des coûts engendre une distorsion : les systèmes de stockage par batteries, qui ne répondent pas encore à toutes les exigences actuelles, pourraient être techniquement et économiquement supérieurs d'ici cinq ans – or, ils sont actuellement exclus du marché par les contrats gaziers d'une durée de 15 ans.
L'évolution des coûts des batteries lithium-ion a déjoué toutes les prévisions ces dernières années. Si les batteries redox à flux et autres technologies de stockage à long terme sont encore à leurs débuts en matière de commercialisation et présentent des coûts d'investissement plus élevés, elles pourraient devenir nettement plus attractives économiquement d'ici à ce que leur livraison devienne obligatoire en 2031. En ignorant cette dynamique technologique et en formulant des exigences statiques actuellement adaptées à une seule technologie – la centrale à gaz –, le projet de loi commet la même erreur que les autorités de réglementation d'autres secteurs ont maintes fois commise : figer une étape spécifique du développement technologique dans une réglementation qui prétend aller bien au-delà.
Par ailleurs, l'aspect financier est important : les centrales à gaz bénéficient de structures de coûts et de revenus éprouvées et sont donc mieux acceptées par les investisseurs institutionnels que les nouvelles technologies de stockage à long terme. Cependant, cet avantage financier des centrales à gaz n'est pas une caractéristique naturelle du marché, mais plutôt une asymétrie historique qui serait encore accentuée par des critères d'appel d'offres préférentiels au lieu d'être systématiquement réduite.
Modèles internationaux et leur transférabilité
Le défi de concilier sécurité d'approvisionnement et neutralité technologique du marché de capacité n'est pas propre à l'Allemagne. Le Royaume-Uni, deuxième marché européen du stockage d'énergie par batteries après l'Allemagne, a créé des catégories d'appels d'offres distinctes pour les technologies de stockage au sein de son marché de capacité, avec des exigences variables selon la durée de stockage et la vitesse de réponse. Ceci permet aux systèmes de stockage par batteries de se positionner sur le segment où ils offrent la plus grande valeur ajoutée systémique, plutôt que de concurrencer des technologies conçues pour des fonctions système fondamentalement différentes.
En Italie, le programme MACSE du gouvernement a spécifiquement encouragé le stockage à long terme, créant ainsi un marché indépendant pour cette technologie. L'Australie, autrefois sujette à des coupures de courant, a démontré, grâce à une conception différenciée du marché de la capacité et à des investissements ciblés dans le stockage par batteries à grande échelle – notamment la plus grande usine de batteries au monde en Australie-Méridionale –, qu'il est possible d'assurer la sécurité d'approvisionnement sans construire de nouvelles centrales à gaz. Ces expériences internationales suggèrent que le véritable choix ne se situe pas entre les centrales à gaz et le stockage par batteries, mais entre une conception différenciée du système, qui exploite diverses technologies en fonction de leurs atouts systémiques, et une approche simpliste qui repose en réalité sur une seule technologie et la qualifie d'ouverture technologique.
Fenêtre d'opportunité politique : que faut-il faire maintenant ?
La loi sur l'approvisionnement en électricité (StromVKG) a été adoptée par le Conseil des ministres, mais doit encore être approuvée par le Parlement avant le lancement des premiers appels d'offres à l'été 2026. Cette période d'examen parlementaire offre la dernière opportunité d'apporter des ajustements tenant compte des données du marché et des réalités économiques. Plus précisément, les ajustements suivants sont nécessaires : le critère de long terme doit être réformé afin de prendre en compte les combinaisons de plusieurs systèmes de stockage ou les déploiements échelonnés ; l'exigence d'une heure de charge pour une recharge complète après dix heures de décharge doit être supprimée ou considérablement assouplie ; et, dès le premier appel d'offres, un quota technologiquement neutre doit être établi, axé sur les déficits d'approvisionnement à court terme, car tous les problèmes de sécurité d'approvisionnement ne se traduisent pas par une période de plusieurs jours de faible production éolienne et solaire.
Par ailleurs, garantir un accès équitable aux appels d'offres pour les entreprises de stockage d'énergie par batteries est non seulement un impératif de politique énergétique, mais aussi une nécessité de politique industrielle. L'Allemagne occupe une position de leader sur le marché européen du stockage d'énergie par batteries, grâce à une véritable expertise économique et technologique. Toute réglementation d'appel d'offres qui compromet cette position nuit non seulement à la transition énergétique, mais aussi à l'industrie allemande, qui a développé ou développe actuellement des capacités de production, une expertise en ingénierie et des chaînes d'approvisionnement dans ce secteur. Le portefeuille de plus de 10 gigawatts de nouveaux projets de stockage – dont environ 1,5 gigawatt est déjà en construction – témoigne de la volonté d'investir de l'industrie. Entraver cette volonté d'investir par une réglementation inadaptée reviendrait à créer une prophétie autoréalisatrice des plus néfastes : les investissements ne se concrétiseraient pas, car ils seraient perçus comme indésirables.
Le leadership du marché comme responsabilité politique
L'Allemagne se trouve à la croisée des chemins en matière de politique énergétique. D'un côté, elle dispose d'une des industries de stockage d'énergie par batteries les plus dynamiques d'Europe, d'un réseau croissant de producteurs et d'installations de stockage d'énergie décentralisés, et d'une prise de conscience collective de la nécessité de la transition énergétique. De l'autre côté, la nouvelle loi sur le marché de capacité menace d'entraver le développement de ces technologies, dicté par le marché, en raison de critères d'appel d'offres qui favorisent de fait les centrales à gaz et désavantagent structurellement le stockage par batteries.
Les 800 millions d'euros d'économies annuelles potentielles que pourrait générer un développement accéléré du stockage par batteries ne sont pas un chiffre tiré d'une brochure de lobbying, mais une évaluation lucide des opportunités manquées. Ce chiffre illustre une réalité économique plus générale : sécurité d'approvisionnement et rentabilité ne sont pas incompatibles, à condition que le cadre réglementaire permette aux meilleures technologies disponibles de déployer tout leur potentiel. Ceux qui, au contraire, privilégient certaines technologies et en défavorisent d'autres par le biais des appels d'offres se livrent à une politique industrielle – et une politique malavisée. Ils perpétuent une dépendance coûteuse et, simultanément, compromettent la compétitivité que l'Allemagne a bâtie avec acharnement.
Le processus parlementaire relatif à la loi sur l'approvisionnement en électricité offre encore une chance de rectifier le tir. Les données sont éloquentes. La question est de savoir si les décideurs politiques sont prêts à écouter, ou si le dogme de la capacité garantie à long terme, historiquement ancré dans un monde de centrales thermiques, continuera de dominer la conception d'un marché de l'électricité qui a depuis longtemps tourné la page.
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