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L’Australie et le stockage d’énergie par batterie // Australia and battery energy storage

Alors que des vagues de chaleur intenses frappaient l’Europe et l’Asie et que les marchés pétroliers mondiaux connaissaient une volatilité extrême en mai et juin 2026, les deux grandes cheminées de l’une des plus importantes centrales électriques d’Australie étaient en cours de démolition. Parallèlement, le ministre australien de l’Énergie tenait une conférence de presse pour saluer une baisse allant jusqu’à 10 % du prix de référence de l’électricité dans certaines régions du pays.
En toute discrétion, et sans susciter beaucoup d’écho à l’échelle internationale, l’Australie est à l’avant-garde d’une révolution en matière d’énergies renouvelables domestiques et d’utilisation de batteries. Le pays démontre ainsi ce qu’il est possible d’accomplir grâce à des politiques adaptées. L’Australie figurait déjà parmi les leaders mondiaux du solaire résidentiel, avec des panneaux installés sur un foyer sur trois. Elle fait toutefois partie des nations responsables de la crise climatique en raison de ses exportations massives de combustibles fossiles. Mais ce sont les batteries qui confèrent aujourd’hui une nouvelle dynamique à l’Australie.
Près de 60 % de la capacité de stockage par batterie à usage domestique installée en 2025 à travers quelque 200 pays – à l’exception de la Chine – se trouve sur le continent australien. Depuis juillet 2025, environ 415 000 foyers ont été équipés, ce qui représente environ une unité pour 25 foyers australiens.
Le déploiement de batteries à l’échelle industrielle progresse presque aussi rapidement : l’Australie (27 millions d’habitants) n’est dépassée que par la Chine (1,4 milliard) et les États-Unis (350 millions) en termes de nouvelle capacité installée, et le nombre de raccordements a plus que doublé l’année dernière. L’essor de l’utilisation des batteries, qu’elles soient de petite ou de grande taille, commence à faire baisser le coût de l’électricité issue du réseau national, lequel comprend plus de 40 000 km de lignes de transport et de câbles reliant l’extrême nord tropical du Queensland à l’État insulaire de Tasmanie, au sud.
Les batteries constituent une technologie de stockage d’énergie utilisant des procédés chimiques pour absorber et restituer l’énergie à la demande. La technologie lithium-ion est la plus répandue pour le stockage de l’électricité. Coupler des batteries à des installations de production d’énergie renouvelable permet de stocker l’énergie durant les périodes de faible demande et de la réinjecter dans le réseau lors des pics de consommation.
Contrairement à de nombreuses autres formes de stockage et de production d’énergie, les batteries sont particulièrement précieuses car elles offrent une grande flexibilité. Elles peuvent réagir plus rapidement que les autres technologies de stockage ou de production et contribuent à la stabilité du réseau en s’activant ou en se désactivant en une fraction de seconde.
Les batteries peuvent être installées dans des environnements variés, en petites ou grandes quantités, pour répondre à différents besoins. Par exemple, un grand nombre de batteries installées pour le stockage à grande échelle (ou LSBS, pour *Large-Scale Battery Storage*) peuvent fonctionner comme une centrale électrique de grande puissance raccordée au réseau de transport d’électricité.
Des batteries de plus petite capacité peuvent être installées chez les particuliers pour assurer une alimentation de secours, mais elles peuvent également être exploitées collectivement au sein de ce que l’on appelle une centrale électrique virtuelle (Virtual Power Plant, VPP).
Grâce à la polyvalence de cette technologie et à la baisse des coûts, l’utilisation de batteries pour les énergies renouvelables devrait se développer dans les années à venir.
L’utilisation de batteries sur le réseau électrique australien devrait continuer de progresser, portée par les avancées technologiques et la baisse rapide des coûts. Par ailleurs, plusieurs dispositifs gouvernementaux ont contribué à réduire les coûts et à favoriser les subventions, accélérant ainsi l’adoption de cette technologie par les producteurs et les consommateurs d’énergie en Australie.

L’essor du stockage par batterie en Australie atteint un stade où, durant une partie de la journée, l’électricité ne coûtera pratiquement rien à certains consommateurs. Depuis le 1er juillet 2026, l’électricité est gratuite en milieu de journée dans trois États australiens : le prix de l’énergie tombe à zéro entre 11 h et 14 h. C’est une illustration frappante de la manière dont l’énergie solaire bon marché et le stockage par batterie bouleversent l’économie des réseaux électriques.
L’Australie développe rapidement ses capacités de stockage, tant au niveau du réseau qu’auprès des particuliers. Plus de 415 000 batteries domestiques ont été installées au cours de l’année écoulée, soit environ une pour 25 foyers.
L’installation de batteries est l’un des meilleurs moyens de protéger son domicile en cas de coupure de courant, de réduire ses factures énergétiques et de se rapprocher de l’autonomie vis-à-vis du réseau. Une autre option consiste à opter pour des batteries « plug-and-play » (prêtes à l’emploi), bien moins onéreuses qu’un système de secours pour toute la maison.
Cette transition vers les batteries peut se traduire par une baisse des factures, une moindre exposition aux fluctuations des prix des combustibles et un air plus pur. Les batteries domestiques permettent de faire fonctionner les appareils essentiels lors des pannes, de réduire les coûts aux heures de pointe et d’offrir aux ménages une meilleure maîtrise de leur consommation d’énergie.
L’Australie modifie également ses dispositifs d’incitation pour encourager la consommation d’électricité lorsque la production solaire est abondante en milieu de journée. Cpùùe indiqué plus haut, dans le cadre du programme « Solar Sharer », les clients du Queensland, de la Nouvelle-Galles du Sud et de l’Australie-Méridionale bénéficient de l’électricité gratuite entre 11 h et 14 h depuis le 1er juillet 2026 ; d’autres États devraient rejoindre l’initiative en 2027. Ces créneaux horaires ont été choisis pour correspondre à la période de la journée où la production solaire est maximale, la demande minimale et l’énergie la moins chère.
Source : Gouvernement australien, The Cool Down (TCD).

Centrale de stockage f’énergie par batterie de Waratah Super Battery, en passe de faire partie des plus importants projets de ce type (Source : Akaysha Energy / Powin Energy)

Exemple de stockage d’énergie par batterie à usage domestique (Source : FlowPower)

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As intense heatwaves pummelled Europe and Asia, and oil markets around the world leapt and sputtered, the two big chimneys of one of Australia’s largest power stations were being demolished. Meanwhile, the Australian energy minister was holding a media conference to hail a fall of up to 10% in the benchmark electricity price in parts of the country.

Quietly, and with surprisingly little fanfare from the rest of the world, Australia is pioneering a revolution in home renewables and battery use, proving what is possible with the right policies. The country was already one of the global leaders in domestic solar power, with panels on one in three homes. It also remains, however, a major contributor to the climate crisis through its vast fossil fuel exports. But it is batteries that are giving Australia a new burst of speed.

Nearly 60% of the household-scale battery capacity installed across almost 200 countries – except China – this year will be in the southern continent. Since July, about 415,000 homes have been connected. It is roughly one unit for every 25 Australian homes.

Industrial-scale batteries are being built nearly as quickly, with Australia (population: 27 million) trailing only China (1.4 billion) and the US (350 million) in new capacity after connections more than doubled last year. The increase in battery usage big and small is starting to bring down the cost of electricity from the nation’s power grid, which includes more than 40,000km of transmission lines and cables between tropical far-north Queensland and the southern island state of Tasmania.

Batteries are an energy storage technology that uses chemicals to absorb and release energy on demand. Lithium-ion is the most common battery chemistry used to store electricity. Coupling batteries with renewable energy generation allows that energy to be stored during times of low demand and dispatched at times of peak demand.

Unlike many other forms of energy storage and generation, batteries are particularly valuable because they provide flexibility. They can respond faster than other energy storage or generation technologies, and help maintain grid stability by turning on and off in fractions of a second.

Batteries can be located in a range of areas and installed in small or large quantities for different uses. For example, a large number of batteries installed as grid-scale or large-scale battery storage (LSBS) can act as a large-scale power generator connected into the electricity transmission system.

Smaller-scale batteries can be installed in homes to provide backup power, but can also be operated as a collective in what is called a Virtual Power Plant (VPP).

Due to the technology’s versatility and falling costs, the use of batteries for renewable energy is expected to increase over the coming years.

Battery use in the Australian electricity grid is expected to keep growing due to technological advances and rapid cost declines. A number of government schemes have also driven down battery costs and subsidies, accelerating the adoption of the technology by Australian energy producers and users.

Australia’s battery surge is reaching a point where, for part of the day, electricity will effectively cost some people nothing.

Free midday electricity came to three Australian states on July 1, 2026, when the price of power dropped to zero from 11 a.m. to 2 p.m. each day, a striking sign of how far cheap solar and battery storage are shifting grid economics.

Australia has been rapidly expanding storage at both the grid and household level, a trend that is pushing electricity prices lower and reducing dependence on costly gas-fired generation. More than 415,000 residential batteries were added over the past year, roughly one for every 25 houses.

Adding battery storage is one of the best ways to protect one’s home during outages, save on energy costs, and move closer to going off-grid. Another option is plug-and-play batteries that are much cheaper than a whole-home backup system.

That shift to batteries can mean lower bills, less exposure to fuel price shocks, and cleaner air. Home batteries can keep essential appliances running during blackouts, cut peak-hour costs, and give households more control over their energy use.

Australia is also changing incentives to encourage people to use more electricity when midday solar is abundant. Under the Solar Sharer program, customers in Queensland, New South Wales, and South Australiahave been getting free electricity from 11 a.m. to 2 p.m. since July 1, 2026, and other states are expected to join in 2027. Those hours were selected to match the stretch of the day with the most solar generation, the lowest demand, and the cheapest power.

Source : The Australian government, The Cool Down (TCD).

Le Groenland : un pôle économique et géostratégique majeur (2ème partie)

Les géants américains de la Tech entendent bien exploiter la Route du Grand Nord, la plus courte entre l’Asie et l’Europe, pour y faire passer leurs câbles de fibre optique. Les centres de stockage des données dans lesquels se trouvent les serveurs sont climatisés pour refroidir les infrastructures ; aller chercher du froid constitue un élément clé. Certains acteurs de la Silicon Valley ont déjà installé des serveurs en Laponie suédoise ou en Islande.

On nous l’a souvent expliqué : les Américains sont très intéressés par les richesses contenues dans le sous-sol groenlandais : or, cuivre, zinc, nickel, graphite, uranium, etc. On trouve aussi des terres rares comme le néodyme qui entre dans la fabrication des aimants industriels, des systèmes de guidage de fusée, et même des moteurs d’avions. Un certain nombre de métaux, comme l’aluminium, le gallium, le germanium ou certains minerais comme le graphite sont considérés comme stratégiques pour l’industrie de Défense. Or les Américains ne produisent pas ou peu de ces matières premières qu’ils doivent envoyer en Chine pour le raffinage. Le Groenland pourrait donc servir de réserve stratégique aux États Unis, ce qui leur permettrait de moins dépendre de la Chine.

Source : Observatoire de l’Arctique

De son côté, la Chine possède 40 % des réserves des métaux stratégiques et contrôle 70% de leur production. En élargissant son emprise géostratégique sur le Groenland, la Chine pourrait atteindre entre 70% et 75% de la production des métaux rares. Dès 2010-2011, le gouvernement chinois a proposé au gouvernement groenlandais la constitution d’un cartel des producteurs de terres rares sur le même modèle que ce qui existe sur le pétrole ou le gaz naturel.

On se rend compte que la volonté de dominer le Grand Nord, que ce soit pour les Américains, les Russes ou les Chinois est avant tout une affaire de stratégie. La Chine souhaite réduire l’espace stratégique américain ou en tous cas le contester, et en même temps augmenter son propre espace stratégique pour le contrôle des ressources ainsi que son emprise spatiale. Il est amusant de voir qu’au sein du Conseil de l’Arctique où elle a, comme la France, un statut d’observateur, la Chine – qui n’a aucun littoral arctique – se présente comme “a quasi Arctic country [un pays presque arctique]” .

La Chine souhaite ouvrir sa Route de la Soie du Nord (Source : Marine nationale française)

S’agissant de l’uranium, son extraction au Groenland est interdite depuis 2021 (tout comme le pétrole), à la suite de manifestations et du mouvement “Non à l’uranium”, même si la porte n’est pas complètement fermée à son exploitation en deçà d’un certain seuil. L’industriel français Orano (ex-Areva) a suspendu son programme d’exploration sans jamais avoir engagé de travaux sur le terrain. La société, qui est détenue majoritairement par l’État français, reste à disposition des autorités groenlandaises pour apporter son expertise pour une exploration et une exploitation responsable de l’uranium.

Source : Radio France et autres médias d’information internationaux.

Le stockage du gaz carbonique : une solution au réchauffement climatique ? // CO2 storage : a solution to global warming?

Je ne cesse de le répéter : les concentrations de gaz carbonique (CO2) dans l’atmosphère sont en hausse constante. Elles ont atteint des niveaux encore jamais observés depuis que les mesures sont effectuées. Le CO2 est l’un des principaux gaz à effet de serre qui provoquent le réchauffement du climat sur notre planète. Plusieurs projets ont vu le jour pour essayer de réduire les émissions de CO2 et, par voie de conséquence, leurs concentrations.

L’Islande est bien connue pour ses efforts de capture du dioxyde de carbone. Dans plusieurs notes sur ce blog (17 juin 2016 ; 26 avril, 22 mai 2021, 5 octobre 2021, par exemple), j’ai décrit le projet CarbFix dont l’objectif est d’injecter du CO2 sous terre et de le stocker dans le basalte. Le 9 septembre 2021, la société suisse Climeworks a mis en service 96 turbines à la centrale Orca.
Depuis 2022 en Islande, la nouvelle centrale géothermique de Hellisheiði capte 36 000 tonnes de dioxyde de carbone directement dans l’atmosphère. Cela s’ajoute aux 4 000 tonnes déjà capturées par l’usine Orca, qui a commencé a être opérationnelle en septembre 2021.
Une fois capturé, le dioxyde de carbone est dissous dans l’eau, injecté dans le sol et transformé en pierre, ce qui l’élimine définitivement de l’atmosphère.

Le 8 mars 2023, le Danemark a inauguré en mer du Nord un premier site de stockage de dioxyde de carbone importé de l’étranger. Le projet « Greensand » est situé à Esbjerg, dans le sud-ouest du pays. Le CO2 sera stocké sous la mer du Nord dans un ancien gisement de pétrole. Selon l’Agence de la transition écologique (ADEME), le but du projet est de l’enfouir « dans une formation géologique pour éviter qu’il soit présent dans l’atmosphère ». Le processus est réalisé en trois étapes : le captage, le transport de CO2 puis son stockage géologique.

Pour capturer le dioxyde de carbone, la technique mise en œuvre à l’échelle industrielle consiste à utiliser des solvants pour extraire le gaz à effet de serre des fumées après une combustion. Le transport de ce CO2 vers son site de stockage peut ensuite être réalisé en train, en bateau ou par canalisation.

Plusieurs sites sont possibles pour le stockage géologique du CO2, comme d’anciens réservoirs d’hydrocarbure (comme pour le projet « Greensand »), des veines de charbon, ou encore des aquifères salins constitués de roches poreuses ou fissurées et qui contiennent de l’eau salée.

Dans le cadre du projet « Greensand », le CO2 est liquéfié et acheminé par mer vers la plate-forme Nini West, située en mer du Nord. Il est ensuite introduit sous terre via une plate-forme offshore existante et un puits dédié à cet effet. Le dioxyde de carbone est alors stocké de manière permanente à 1 800 mètres de profondeur sous la mer du Nord, dans un réservoir de grès.

Selon les acteurs du projet, « Greensand » devrait permettre, à l’horizon 2025 et 2026, de stocker 1,5 million de tonnes de CO2 par an. L’objectif est d’atteindre un stockage de 8 millions de tonnes de CO2 par an en 2030, soit environ 13% des émissions de CO2 annuelles du Danemark.

Ce dernier chiffre est très révélateur et montre les limites du projet « Greensand ». En effet, la technologie ne résoudra pas le réchauffement climatique car elle ne peut pas être déployée une échelle suffisante, que ce soit dans le temps ou géographiquement. Il a été démontré que si nous voulions reprendre dans l’air la totalité de nos émissions de CO2, il faudrait y consacrer toute la production d’électricité mondiale et que celle-ci soit décarbonée.

Le GIEC a fait remarquer que ces différents projets de stockage du gaz carbonique sont louables, mais la vraie solution réside dans la réduction drastique de nos émissions de gaz à effet de serre.

De son côté, l’ADEME évoque le « potentiel limité » de ces techniques de stockage du gaz pour « réduire les émissions industrielles » en France. « 

Source : France Info, ADEME, presse islandaise.

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I keep saying it: carbon dioxide (CO2) concentrations in the atmosphere are steadily rising. They have reached levels never seen since the measurements were made. CO2 is one of the main greenhouse gases that cause global warming on our planet. Several projects have emerged to try to reduce CO2 emissions and, consequently, their concentrations.
Iceland is well known for its carbon dioxide capture efforts. In several posts on this blog (June 17, 2016; April 26, May 22, 2021, October 5, 2021, for example), I described the CarbFix project, the goal of which is to inject CO2 underground and store it in the basalt. On September 9, 2021, the Swiss company Climeworks commissioned 96 turbines at the Orca power plant.
Since 2022 in Iceland, the new Hellisheiði geothermal power plant has captured 36,000 tonnes of carbon dioxide directly from the atmosphere. This is in addition to the 4,000 tonnes already captured by the Orca plant, which started operating in September 2021.
Once captured, the carbon dioxide is dissolved in water, injected into the ground, and turned into stone, removing it from the atmosphere permanently.

On March 8, 2023, Denmark inaugurated in the North Sea a first storage site for carbon dioxide imported from abroad. The « Greensand » project is located in Esbjerg, in the southwest of the country. The CO2 will be stored under the North Sea in a former oil field. According to the Ecological Transition Agency (ADEME), the goal of the project is to bury the gas « in a geological formation to prevent it from being present in the atmosphere ». The process is carried out in three stages: capture, transport of CO2 and then its geological storage.
To capture carbon dioxide, the technique implemented on an industrial scale consists in using solvents to extract the greenhouse gas from the fumes after combustion. The transport of this CO2 to its storage site can then be performed by train, boat or pipeline.
Several sites are possible for the geological storage of CO2, such as former hydrocarbon reservoirs (as for the « Greensand » project), coal seams, or even saline aquifers made up of porous or fissured rocks and which contain ‘salt water.
As far as the « Greensand » project ix concerned, the CO2 is liquefied and transported by sea to the Nini West platform, located in the North Sea. It is then introduced underground via an existing offshore platform and a well dedicated to this purpose. The carbon dioxide is then permanently stored 1,800 meters deep under the North Sea, in a sandstone reservoir.
According to those involved in the project, « Greensand » is expected, by 2025 and 2026, to store 1.5 million tonnes of CO2 per year. The goal is to achieve a storage of 8 million tonnes of CO2 per year in 2030, or around 13% of Denmark’s annual CO2 emissions.
This last figure is very revealing and shows the limits of the « Greensand » project. Indeed, the technology will not solve global warming because it cannot be deployed on a sufficient scale, either in time or geographically. It has been shown that if we wanted to capture all of our CO2 emissions from the air, we would have to devote all of the world’s electricity production to it, provided it is decarbonized.
The IPCC has pointed out that these various carbon dioxide storage projects are laudable, but the real solution lies in drastically reducing our greenhouse gas emissions.
For its part, ADEME evokes the « limited potential » of these gas storage techniques to « reduce industrial emissions » in France.  »
Source: France Info, ADEME, Icelandic press.

Usine de stockage du CO2 en Islande (Crédit photo: Climeworks)

La guerre de l’eau

Que ce soit en plaine ou en montagne, pour l’agriculture ou pour le ski, l’eau est en train de devenir un bien précieux et, de plus en plus, source de conflits. Avec l’accélération du réchauffement climatique, les précipitations sous forme de pluie ou de neige se font de plus en plus rares. Les sources se tarissent et les nappes phréatiques s’assèchent. C’est pourquoi l’idée de créer des réserves en surface est de plus en plus à l’ordre du jour, mais elles ne sont pas du goût de tout le monde.

Surnommées « méga-bassines » par leurs détracteurs et « réserves de substitution » par les agriculteurs, ces immenses bassins à ciel ouvert sont créés par des exploitants pour stocker les besoins essentiels à l’agriculture et à l’élevage. Certains opposants y voient le symbole d’une agriculture déraisonnée qui donnerait la priorité aux rendements plutôt qu’à la sauvegarde de l’environnement. Il est vrai que la taille de ces réserves d’eau est impressionnante. Parmi les premières creusées, celle baptisée « SEV17 » dans les Deux-Sèvres peut contenir un peu plus de 400 000 m3 d’eau. Les plus importantes dans le département pourront stocker jusqu’à 650 000 m3. Le problème, c’est que pour constituer ces réserves, leurs concepteurs ne se contentent pas de l’eau tombée du ciel. Les agriculteurs veulent pomper le précieux liquide directement dans les nappes phréatiques l’hiver (de novembre à mars), afin de ne pas avoir à le faire l’été. Cette pratique agricole a été formalisée pour la première fois en France par un protocole d’accord signé en 2018. Cette façon de procéder est accusée de perturber le cycle de l’eau, avec des risques d’assèchement des cours d’eau, d’évaporation accélérée, ou encore de pompage dérégulé des nappes phréatiques. Beaucoup de ces réserves de substitution créées en France ne sont pas encadrées comme celles des Deux-Sèvres. Ainsi, cinq bassines agricoles ont été jugées illégales en Charente-Maritime.

La situation est tout aussi conflictuelle en montagne. Les constructions de retenues collinaires permettant d’alimenter les canons à neige afin de maintenir le tourisme de ski font bondir les associations environnementales. La décision rendue par le tribunal administratif de Grenoble le 25 octobre 2022 n’est pas faite pour calmer les esprits. En effet, le juge des référés a suspendu l’exécution de l’arrêté du préfet de la Haute-Savoie accordant une autorisation environnementale à la commune de La Clusaz pour la réalisation de la retenue collinaire de la Colombière, sur le plateau de Beauregard. Dans sa décision, le juge a estimé qu’il « existe un doute sérieux sur l’existence d’une raison impérative d’intérêt public majeur permettant de déroger à l’interdiction de destruction des espèces protégées. Par ailleurs, l’intérêt public qui découle de la réalisation d’une retenue collinaire essentiellement destinée à assurer l’enneigement artificiel de la station est insuffisant à remettre en cause l’urgence qui tient à la préservation du milieu naturel et des espèces qu’il abrite, avec des conséquences qui ne seraient pas réversibles, au moins à moyen terme. » Les travaux sont donc reportés et ne pourront pas commencer avant le jugement du recours sur le fond. Ce projet de 148 000 m3 d’eau, implanté à 1500 mètres d’altitude doit permettre d’alimenter les habitants de la commune en eau potable, d’irriguer les activités agricoles, mais aussi, et surtout, de produire de la neige de culture.

Maintenir à tout prix l’enneigement des stations pour préserver les 18 000 emplois directs liés au ski, telle est la politique à courte vue menée par une grande partie des élus des domaines skiables alpins. Pour ce faire, ils tapissent la montagne de canons à neige, alimentés par les retenues collinaires. Aujourd’hui, 35% de la surface totale des pistes en France est sécurisée par la production de neige de culture. Selon l’association Mountain Wilderness, l’enneigement artificiel nécessite en moyenne 4 000 m3 d’eau à l’hectare. Pour alimenter les canons, il faut construire toujours plus de retenues collinaires. Plusieurs sont d’ailleurs en chantier, comme au col de la Loze, sur les hauteurs de Courchevel où un lac de 170 000 m3 est censé sécuriser l’enneigement pour les Championnats du monde de ski en 2023. En Savoie, à la station de La Féclaz, un autre projet de retenue collinaire de 25 000 m³ serait aménagé à 1320 mètres d’altitude afin d’alimenter 32 canons à neige. Pour la maire de la localité, il s’agit de préserver l’emploi local le temps d’accompagner la reconversion de ceux qui vivent du ski.

Les opposants au projet s’interrogent sur le modèle économique d’une retenue collinaire qui permettra d’enneiger seulement 2% du domaine pour un coût de 3,8 millions d’euros. On parle d’une rentabilité à dix ou quinze ans, mais y aura-t-il encore de la neige à ce moment-là? Les Alpes ont gagné plus de 2°C depuis le milieu du 19ème siècle, soit un réchauffement climatique plus rapide que pour le reste du globe. Selon une étude menée par une trentaine de scientifiques de plusieurs pays alpins, la saison d’enneigement a diminué de 22 à 34 jours en moyenne au cours des cinquante dernières années. Pour que les canons fonctionnent, il doit faire froid, et lorsque la température est supérieure à – 3 °C il devient très difficile de fabriquer de l’or blanc.

Les retenues collinaires en montagne sont le symbole d’une autre époque où la neige tombait à foison sans avoir besoin d’enneigeurs. Beaucoup d’élus ne semblent pas vouloir accepter la nouvelle situation. Comme le fait remarquer le président des Amis de la Terre, «C’est très cynique, ils savent qu’ils ne seront plus aux manettes dans quinze ans. Les gens n’auront pas été préparés à la fin de la neige et seront sur la touche.»

Source: France 3 Régions: Nouvelle-Aquitaine, Auvergne-Rhône-Alpes.

Retenue collinaire et enneigeur au Montgenèvre (Hautes-Alpes) [Photos: C. Grandpey]