Enerfip Enerfip - Acta Clairvaux - Investissement hydroélectrique - 12/12/2025

⚠️ Analyse réalisée par une IA — pas un conseil en investissement
Voici une analyse indépendante réalisée par une IA. Elle est fournie à titre pédagogique et ne constitue pas un conseil en investissement. Elle peut comporter des erreurs ou des omissions. L’investissement en crowdfunding ENR comporte des risques élevés (perte en capital, défaut, illiquidité, retards). Vous devez mener vos propres vérifications ou consulter un professionnel qualifié avant toute décision.

Résumé exécutif (5–8 lignes)

• Projet : centrale hydroélectrique existante sur une rivière du Grand Est (droit d’eau ancien), déjà en exploitation, avec un projet de remise à niveau complète de la chaîne hydraulique. Stade : exploitation avec repowering en préparation.

• Technologie : petite hydraulique au fil de l’eau (~250 kW injectés après travaux), production cible ≈ 930 MWh/an, soit un facteur de charge ~43 %, cohérent avec le gisement local.

• Revenus : aujourd’hui sous contrat historique d’obligation d’achat ; à terme, bascule vers un nouveau contrat réglementé H16 bis à tarif fixe indexé à l’inflation, avec différenciation été/hiver, ce qui donne une bonne visibilité pluriannuelle des revenus.

• Structure d’investissement : obligations simples émises au niveau d’une holding qui acquiert la centrale ; remboursement du capital prévu principalement par refinancement futur (dette bancaire long terme + nouvelle émission obligataire + augmentation de capital), pas par amortissement direct pendant la vie de l’obligation.

• Sûreté : nantissement de 100 % des titres de l’émetteur au profit des porteurs, donnant un levier de contrôle en cas de défaut mais avec un niveau d’endettement élevé et une forte dépendance à la réussite du refinancement.

• Points forts : actif déjà en fonctionnement, droit d’eau ancien, site bien documenté, contrat d’achat réglementé sécurisé, technologie éprouvée, équipe dirigeante avec expérience significative en hydro.

• Points de vigilance majeurs : risque important de refinancement, calendrier des travaux et des financements pas totalement verrouillé, porteur récent sans historique de remboursement, incertitudes réglementaires de long terme sur la petite hydro (continuité écologique, exigences environnementales).

Projet & périmètre

• Technologie : petite centrale hydroélectrique au fil de l’eau (turbine type VLH / Kaplan), sur un ouvrage existant.

• Puissance :

  • Droit d’eau fondé en titre : puissance maximale brute ~430 kW (débit de l’ordre de 15 m³/s, chute ~3 m).

  • Puissance injectée après projet : 250 kW (limite liée au choix d’un raccordement en basse tension).

• Production attendue : 932 750 kWh/an (productible annuel) selon le dossier, basé sur un productible par kW plus élevé en hiver qu’en été.

• Localisation : Grand Est, département rural, sur une rivière affluente de la Seine, à proximité d’un bourg de quelques centaines d’habitants, sur un moulin / barrage existant.

• Stade du projet :

  • Actif déjà en exploitation avec un contrat d’obligation d’achat historique en place.

  • Projet de remise à neuf de la chaîne hydraulique (turbine, alternateur, équipements de raccordement) conditionnant l’accès au nouveau contrat H16 bis.

• Contrats clés envisagés :

  • Contrat d’obligation d’achat H16 bis (réglementé) sécurisé pour 249 kW injectés.

  • Raccordement en basse tension auprès du gestionnaire de réseau de distribution.

  • Futur contrat de fourniture et installation de la turbine, et organisation de la maintenance (dossier peu détaillé sur les termes contractuels).

Acceptabilité locale :

• Site existant depuis plusieurs années, déjà industrialisé, ce qui réduit en général la conflictualité par rapport à un nouveau barrage.

• Contexte national : montée en puissance des exigences sur la continuité écologique (franchissement piscicole, débit réservé, gestion des ouvrages), qui peut induire des coûts supplémentaires ou des contraintes d’exploitation à terme.

Ressource & production (P50/P90, PR, dispo, dégradation)

Données disponibles dans le dossier :

• Productible annuel annoncé : 932 750 kWh/an.

• Productible spécifique :

  • Été : 1 176 kWh/kW/an

  • Hiver : 2 555 kWh/kW/an

• Pour 250 kW injectés, cela implique un facteur de charge ≈ 42–43 %, ce qui est cohérent avec un site de petite hydro bien alimenté, surtout avec un droit d’eau supérieur (PMB > 250 kW) qui permet de saturer la puissance une bonne partie de l’année.

Base hydrologique :

• Le dossier indique l’usage d’outils de modélisation internes (bibliothèque de modélisation de débit, données de stations hydrométriques locales).

• Des stations officielles suivi-débit existent sur l’axe concerné, avec plusieurs décennies de données de débit ; cela donne en principe une base robuste pour un calcul P50/P90.

Limites du dossier :

• Pas de courbes P50/P90 explicites ni d’intervalle de confiance présenté.

• Pas de détail précis sur les hypothèses de dérivation de débit, débits réservés, périodes de crue où la puissance est limitée par la capacité de la turbine.

• Impact du changement climatique sur l’hydrologie non quantifié (baisse possible des étiages estivaux, modification de la saisonnalité).

Appréciation du risque sur la ressource :

• Atout : centrale existante, ce qui permet d’utiliser l’historique réel de production en plus des modèles ; c’est bien plus fiable qu’un pur greenfield.

• Risques :

  • Absence d’indicateurs P90 formels pour tester la robustesse en cas de sécheresse prolongée.

  • Contexte climatique qui tend à accroître la variabilité des débits (étiages plus sévères, crues plus intenses).

• Globalement, sur la base des données disponibles, le risque de ressource paraît modéré, mais il mériterait une vérification indépendante des séries de débit et des historiques de production.

Revenus & offtake (sans noms, sans taux)

Schéma de revenus :

1. Phase actuelle (avant travaux)

   • Vente de l’électricité sous contrat d’obligation d’achat historique (type H07), avec durée résiduelle limitée (fin du contrat fin de décennie).

2. Phase après remise à niveau

   • Bascule sur un contrat réglementé H16 bis neuf pour 249 kW injectés, avec :

     • Tarif fixe différencié été/hiver (ordre de grandeur d’environ 125 €/MWh en été et 237 €/MWh en hiver dans le dossier, ce qui donne un prix moyen pondéré ≈ 200 €/MWh avec le profil saisonnier annoncé).

     • Indexation à l’inflation.

     • Durée réglementaire longue (typ. ~20 ans pour ce type de contrat en France).

3. Après fin du contrat H16 bis

   • Vente prévue sur le marché de gros (ou via un PPA marchand), mais cette période est très postérieure à l’horizon de l’obligation (au-delà de 20 ans) et n’impacte pas directement le remboursement de la levée actuelle.

Risque contrepartie :

• Contrepartie finale : dispositif national d’obligation d’achat encadré par la loi ; historiquement, le risque de non-paiement de ce type de contrat en France est considéré comme faible.

• Le risque principal n’est pas la solvabilité de l’acheteur d’électricité, mais la capacité à atteindre les conditions techniques nécessaires pour bénéficier du contrat (travaux, conformité réglementaire, délais).

Frais d’équilibrage & profil de prix :

• Sous contrat d’obligation d’achat, le producteur ne porte pas directement le risque d’équilibrage ; c’est très favorable pour la visibilité des flux de trésorerie.

• Pendant la phase H16 bis, le projet est faiblement exposé à la volatilité des prix de marché ; la principale incertitude vient de l’évolution de l’inflation (indexation) et du risque réglementaire (évolution des schémas de soutien).

Appréciation :

• Visibilité des revenus plutôt élevée sur la période pertinente pour le remboursement de la dette bancaire long terme.

• Réel intérêt à vérifier la solidité juridique de l’attribution H16 bis (arrêté, conformité au cahier des charges du dispositif) et les conditions suspensives liées aux travaux.

Coûts, O&M & assurances

CAPEX (dossier) :

• Prix d’acquisition (société d’exploitation + SCI foncière) : 1,33 M€ (~5 320 €/kW si l’on rapporte à 250 kW).

• CAPEX de remise à niveau : 917 k€ (~3 670 €/kW), composés principalement de :

  • Turbine neuve (~800 k€)

  • Raccordement et mise en service (~30 k€)

  • Transport et divers (~25 k€)

  • Aléas de construction (~60 k€)

• Coût global projet (acquisition + travaux) : 2,25 M€, soit ~9 000 €/kW, ce qui est élevé mais intègre la valeur d’un droit d’eau ancien et d’ouvrages existants.

OPEX & exploitation :

• Le dossier ne détaille pas précisément les coûts d’O&M (contrat de maintenance, coûts de personnel, télégestion, etc.), ni les hypothèses de taxes locales / IFER.

• On peut inférer, à partir de la capacité d’autofinancement moyenne annoncée (~110 k€/an pour la centrale) vs chiffre d’affaires (~188 k€/an sous H16 bis), des charges opérationnelles de l’ordre de 70–80 k€/an, ce qui est plausible pour une petite centrale automatisée.

Assurances :

• Le projet mentionne de façon générale la présence d’assurances, mais ne détaille pas clairement :

  • Assurance tous risques chantier (TRC) pour la phase travaux.

  • Assurance dommages-ouvrage.

  • Assurances responsabilité civile, pertes d’exploitation, bris de machine.

• À clarifier impérativement (contrats, franchises, plafonds, exclusions).

Appréciation :

• Niveau de CAPEX crédible pour une remise à niveau lourde d’une centrale existante, mais budget serré avec un aléa travaux limité.

• Manque de transparence sur OPEX détaillés et conventions d’O&M ; cela complique l’analyse fine des marges et des ratios de couverture de dette.

Autorisations & raccordement

Autorisations :

• Centrale existante bénéficiant d’un droit d’eau fondé en titre pour une puissance supérieure à la puissance effectivement injectée prévue.

• Les travaux nécessaires à l’obtention du contrat H16 bis impliquent un remplacement complet de la chaîne hydraulique ; cela peut nécessiter :

  • Une instruction par les services de l’État en charge de la police de l’eau.

  • La vérification du respect de la continuité écologique (franchissement piscicole, débit réservé).

• Le dossier ne fournit pas de calendrier détaillé des procédures administratives (autorisations environnementales éventuelles, déclarations, etc.).

Raccordement :

• Stratégie : rester en basse tension avec une puissance injectée de 249 kW pour éviter les coûts de transformation HTA (transformateur, cellules HTA).

• Un devis de raccordement spécifique est intégré dans le budget (raccordement BT + contrôles / mise en service).

• Risques potentiels :

  • Retards de travaux côté gestionnaire de réseau.

  • Éventuelles évolutions locales de contraintes de réseau (congestion, limitation de puissance, curtailment ponctuel).

Appréciation :

• Avantage d’un site déjà raccordé et exploité, mais phase de transformation pouvant réouvrir un certain nombre de sujets réglementaires.

• Nécessité de vérifier le statut exact des autorisations post-travaux (dossier de loi sur l’eau, recours éventuels, prescriptions environnementales).

Structure d’investissement, ratios & sûretés

Chaîne de détention (simplifiée) :

• Personnes physiques → société de tête (sponsor) → holding de projet (émetteur) →

  • société d’exploitation de la centrale (SPV)

  • SCI détenant le foncier et les ouvrages

Financement au niveau de l’émetteur :

• Montant de l’émission obligataire : 1,5 M€.

• Rang des obligations : senior au niveau de l’émetteur, mais avec mention explicite de la possibilité de dette bancaire au niveau des filiales (donc subordination structurelle vis-à-vis de la future dette de projet).

• Capital social de l’émetteur très faible au départ (1 k€), recapitalisation prévue plus tard via une augmentation de capital (~0,5 M€) en 2028.

Plan de financement global (résumé) :

1. Fin 2025 :

   • Emission obligataire de 1,5 M€ au niveau de l’émetteur.

   • Utilisation principale : acquisition des titres de la société d’exploitation (~880 k€) et de la SCI (~270 k€), plus frais de transaction et matelas de trésorerie.

   • L’acquisition est quasi intégralement financée par dette obligataire, les fonds propres initiaux étant symboliques.

2. 2027 :

   • Nouvelle dette bancaire long terme au niveau de la centrale (~1,7 M€) pour financer :

     • CAPEX de remise à neuf (~917 k€).

     • Remboursement d’une partie importante de la dette obligataire (capital + intérêts).

   • Mise en place d’obligations convertibles long terme (~1,1 M€) et d’une augmentation de capital (~0,5 M€ au niveau du sponsor) pour couvrir le solde du remboursement des obligations et reconstituer les fonds propres.

3. Fin 2028 :

   • Remboursement de la quasi-totalité de la dette obligataire grâce à ce montage (refinancement bancaire + levée de dette/équity additionnelle).

Sûretés :

• Nantissement de premier rang de 100 % des titres de l’émetteur au profit de la masse des obligataires.

• Pas de sûreté directe déclarée sur les actifs physiques (barrage, turbine) dans la documentation fournie aux investisseurs, ces sûretés étant en pratique appelées à bénéficier plutôt au prêteur bancaire futur au niveau de la SPV.

Ratios & qualité de structure (lecture qualitative) :

• L’émetteur présente jusqu’en 2028 une situation nette négative dans le plan d’affaires, qui doit être redressée par une forte augmentation de capital.

• La capacité d’autofinancement de la centrale sous contrat H16 bis (~110 k€/an en moyenne) semble tendue au regard d’une dette bancaire projetée de ~1,7 M€ (selon les conditions exactes de taux/durée, le DSCR pourrait être juste confortable ou insuffisant ; non documenté explicitement).

• Le remboursement du capital de l’obligation repose majoritairement sur la capacité du sponsor à lever :

  • une dette bancaire long terme,

  • des obligations convertibles,

  • une augmentation de capital significative.

En résumé, la structure est fortement levierisée, avec :

• une dette obligataire à court terme au niveau holding,

• une dette bancaire projetée au niveau actif,

• une dépendance au refinancement auprès d’investisseurs privés / institutionnels.

Planning & risques de délai

Chemin critique (tel que décrit dans le dossier) :

1. 2025–début 2026 :

   • Clôture de la collecte, émission des obligations, acquisition de la centrale et de la SCI.

2. 2026 / 2027 :

   • Selon certaines pages du dossier, travaux de remise à niveau sur 2–3 mois, avec mise en service visée mi-2026.

   • Ailleurs, le graphique de compte de résultat indique des travaux début 2028 avec montée en puissance en 2029.

   • Cette divergence de calendrier est un point d’alerte majeur : le timing exact des travaux et du raccordement après travaux doit être clarifié.

3. 2027–2028 :

   • Mise en place de la dette bancaire longue durée et des obligations convertibles.

   • Remboursement quasi complet de l’obligation au niveau de la holding avant ou à l’échéance (~3 ans).

Risque de délai :

• +6 mois de glissement sur les travaux → retarde l’entrée en vigueur du tarif H16 bis et donc la confortation des flux destinés à rassurer le financeur bancaire.

• +12 mois ou plus → peut décaler d’autant le refinancement et mettre sous tension le calendrier de remboursement des obligations (bullet).

• Comme le remboursement du principal repose sur un refinancement, tout retard dans l’obtention du crédit bancaire et dans la levée de dette/équity additionnelle peut se traduire par :

  • une demande de prolongation de l’échéance,

  • voire une situation de défaut si aucune solution alternative n’est trouvée.

Marché/localisation & acceptabilité

Contexte marché :

• La petite hydro au fil de l’eau bénéficie encore de mécanismes réglementés (contrats d’achat type H16 bis) qui fournissent une visibilité importante, mais la tendance réglementaire est à un renforcement des exigences environnementales (seuils à effacer, équipements de continuité écologique, débits réservés).

• Sur le segment des petits ouvrages existants, la politique publique cherche souvent à arbitrer entre :

  • maintien de la production renouvelable,

  • restauration écologique des cours d’eau.

Localisation & acceptabilité :

• Bâtiment de moulin historique, site déjà anthropisé, avec des photos montrant un environnement rural peu dense.

• Aucune opposition locale majeure identifiée dans les recherches rapides (pas de contentieux très médiatisé sur le site spécifique), mais cela ne vaut pas absence de risque : une remise à niveau peut raviver des débats locaux (pêcheurs, associations environnementales).

• Co-bénéfices potentiels : maintien d’un patrimoine hydraulique, éventuelles retombées fiscales locales, travaux réalisés par des entreprises régionales.

Risque global sur ce volet : modéré, mais à surveiller dans la durée en fonction des priorités de continuité écologique sur le bassin concerné.

Antécédents du porteur (anonymisés)

Profil du porteur :

• Société créée en 2022, spécialisée dans l’identification de sites hydroélectriques et le développement de projets ENR (principalement hydro).

• Outils internes de prospection et de modélisation de débits, utilisés pour des missions de service pour d’autres développeurs hydro.

• Équipe dirigeante avec ~15 ans d’expérience individuelle en développement, financement et exploitation de projets ENR/hydro (grands groupes énergétiques, sociétés d’ingénierie, etc.).

Historique de projets ENR (via OSINT, anonymisé) :

• Projet précédent #1 (2025, hydraulique, ~3 petites centrales, statut : financement en cours)

  • Levée obligataire d’environ 2 M€ via une autre opération de crowdfunding pour l’acquisition et la réhabilitation d’un portefeuille de 3 centrales hydro au fil de l’eau dans le sud-ouest.

  • Remboursement du principal prévu aussi par refinancement de long terme.

  • Statut : opération récente, aucun recul sur les remboursements (intérêts ou capital) à ce stade.

• Projet #2 (2025, hydraulique, ~1 centrale, statut : en structuration)

  • Holding régionale récemment créée pour le développement d’un portefeuille hydraulique (information tirée de registres légaux).

Plateforme de crowdfunding (anonymisée) :

• Plateforme spécialisée ENR, agréée comme prestataire européen de services de financement participatif par l’autorité nationale de marché.

• Historique de volumes levés significatifs dans les ENR, mais ce projet est l’un des premiers d’un nouveau sponsor purement hydro.

Appréciation antécédents :

• Porteur récent, sans historique de remboursement sur des projets détenus en propre ;

• En revanche, équipe expérimentée et premier pipeline hydro en cours (portefeuille multi-centrales).

• Historique de remboursement à proprement parler indisponible : impossible de juger de la discipline de remboursement à ce stade.

Tableau anonymisé des projets précédents

• Projet #1 : 2025, hydraulique, portefeuille de 3 centrales (~plusieurs centaines de kW), statut : levée de fonds close, exploitation et travaux en cours.

• Projet #2 : 2025, hydraulique, création d’un holding régional pour acquisitions futures, statut : société constituée, projets en sourcing.

Stress tests & sensibilité

(approche indicative, faute de détails complets sur les dettes bancaires et les covenants)

Base de travail simplifiée :

• Production annuelle : 933 MWh

• Prix moyen pondéré sous contrat réglementé (été/hiver) ≈ 200 €/MWh → CA ≈ 188 k€/an.

• Capacité d’autofinancement moyenne de la centrale : ~110 k€/an (dossier).

• Dette bancaire projetée : ~1,7 M€ (niveau SPV).

NB : sans calendrier détaillé de l’amortissement bancaire ni des obligations convertibles, les DSCR/LLCR ne peuvent pas être recalculés précisément ; les impacts ci-dessous sont donc qualitatifs.

1) Production (ressource & performance)

2) Prix & schéma de soutien

3) CAPEX & OPEX

4) Délais & calendrier

5) Curtailment / limitations réseau

• Hypothèse : curtailment +2 à +5 % des MWh.

• Impact : équivalent à une baisse modérée de production, donc similaire aux scénarios –5 à –10 % de MWh.

• Probabilité : aujourd’hui limitée en BT sur ce type de site, mais pas impossible à moyen terme si des contraintes locales apparaissent.

Points forts / Points d’attention

Points forts

1. Actif déjà en exploitation

   • Historique de fonctionnement, droit d’eau ancien, pas un greenfield.

2. Revenus largement sécurisés à terme

   • Contrat d’obligation d’achat réglementé (H16 bis) avec indexation, profil de prix favorable, faible exposition à la volatilité du marché.

3. Ressource hydrologique a priori de bonne qualité

   • Facteur de charge >40 %, présence de données hydrométriques de long terme.

4. Équipe dirigeante expérimentée dans l’hydro

   • Compétences techniques et financières, réseau dans le secteur, pipeline d’autres projets.

5. Sûreté structurante

   • Nantissement de 100 % des titres de l’émetteur permettant, en théorie, de reprendre le contrôle de l’actif en cas de défaut.

Points d’attention (risques)

1. Risque de refinancement élevé (risque clé)

   • Le remboursement du capital de l’obligation dépend très fortement de la capacité du sponsor à mettre en place un crédit bancaire long terme et une nouvelle levée obligataire / equity à l’horizon de 2–3 ans.

2. Structure très levierisée

   • Acquisition quasi intégralement financée par dette, situation nette négative jusqu’à la recapitalisation, et dette bancaire future importante au niveau de l’actif.

3. Calendrier des travaux et des financements à clarifier

   • Incohérence interne sur la date des travaux (mi-2026 vs début 2028) et donc sur la chronologie exacte des flux et du refinancement.

4. Porteur récent, sans historique de remboursement

   • Même si l’équipe est expérimentée, la société n’a pas encore de track record sur la durée complète d’un projet (acquisition, travaux, exploitation, remboursement intégral).

5. Réglementation environnementale évolutive

   • Risque à moyen/long terme de nouvelles exigences (continuité écologique, prescriptions sur les débits, ouvrages) pouvant impacter la production ou imposer des CAPEX additionnels.

6. Documentation incomplète sur O&M et assurances

   • Manque de détail sur les contrats de maintenance, garanties de disponibilité, TRC/DO, franchises d’assurances.

Grille d’évaluation (étoiles 1–5)

5★ = très robuste ; 3★ = correct mais à confirmer ; 1★ = très fragile

• Ressource & production : ★★★★☆

  • Centrale existante, hydrologie bien connue ; absence de P90 formalisé et impact climat peu documenté.

• Revenus & offtake : ★★★★☆

  • Contrat d’achat réglementé long terme, visibilité des flux élevée ; risque surtout réglementaire et lié à la bonne mise en œuvre du projet.

• EPC/O&M & assurances : ★★★☆☆

  • Technologie éprouvée, CAPEX détaillé ; mais peu d’éléments sur le contrat EPC, les garanties et le package d’assurances.

• Autorisations & raccordement : ★★★☆☆

  • Droit d’eau existant, site déjà raccordé ; mais phase de remise à niveau pouvant rouvrir des enjeux de permis et de continuité écologique, et risque de délai côté réseau.

• Structure & sûretés : ★★☆☆☆

  • Sûreté par nantissement de titres, mais structure très endettée, forte dépendance au refinancement futur, dette bancaire projetée en position de priorité économique.

• Antécédents du porteur : ★★★☆☆

  • Équipe expérimentée, premier portefeuille hydro en cours ; mais peu d’historique propre de remboursement / exploitation sur la durée.

• Planning & risques : ★★☆☆☆

  • Calendrier incohérent dans le dossier, marge de manœuvre limitée entre travaux, refinancement et maturité des obligations.

Conclusion récapitulative

Ce projet repose sur un actif hydroélectrique existant, situé sur un site déjà équipé, bénéficiant d’un droit d’eau ancien et visant un schéma de revenus très lisible via un contrat d’achat réglementé. Sur le plan technique et énergétique, le profil est plutôt rassurant : facteur de charge élevé, technologie connue, site documenté.

En revanche, l’ingénierie financière est exigeante : acquisition presque entièrement financée par dette au niveau d’une holding légère, puis refinancement prévu par une combinaison ambitieuse de dette bancaire de projet, d’obligations convertibles et d’augmentation de capital. La réussite du scénario de refinancement est donc centrale pour le remboursement de l’obligation, ce qui expose fortement les investisseurs au risque de refinancement et au risque de calendrier.

Les principales incertitudes concernent :

• la capacité réelle à lever la dette bancaire long terme et la dette/équity complémentaire dans les délais,

• la cohérence du calendrier travaux/financements,

• l’impact de futures évolutions réglementaires sur la petite hydro.

Avant toute décision, il est recommandé de :

• vérifier indépendamment les données hydrologiques et de production (incluant un P90),

• demander des précisions détaillées sur le calendrier réel des travaux et du refinancement,

• analyser plus finement le futur plan de financement bancaire (durée, taux, DSCR) et les termes des obligations convertibles,

• examiner les contrats d’O&M et le package d’assurances (TRC, DO, pertes d’exploitation, bris de machine).

Cette analyse ne constitue pas une recommandation d’investir ou de ne pas investir. Elle doit être complétée par vos propres vérifications et/ou l’avis d’un professionnel qualifié.

Perso je vais y retourner, et remettre mon petit ticket de base sur cette société, pour diversifier sur un nouvel acteur et sur l'hydroélectricité.

@pelko Au vu de la dette je n'irais pas

@cedre bonjour, pourriez-vous développer votre commentaire sur la dette?

@pelko Ma phrase était très brève, je vais développer mes doutes et mes craintes d’accumulation de la dette pour une jeune entreprise avec 1 capital social de 1 k€

Financement de ce projet à 100% par les souscripteurs Enerfip, Acta Power n'apporte que 1 k€ par son capital social, s'il y a un débordement sur les travaux des changements des turbines et le reste ça laisse à désirer.

Remboursement de cette levée par un refinancement bancaire + levée en equity ou une nouvelle levée chez Enerfip pour rembourser la dette et qui ne démarrent qu'en 2028.

La sécurisation des ventes à EDF ne démarre aussi qu'en 2028 et donc incapacité de dégager de la trésorerie les 2 premières années, et pour 2028 si on manque d'eau dans le Grand Est, une production amoindrie ce sera difficile de séduire les financeurs bancaires et equity, donc dettes.

Le porteur de projet ne présente pas de track record donc on lui fait confiance dans le floue total.

La valorisation des 2 centrales actuelles est estimée à 240 k€ pour la SCI et 1150 k€ pour le SPV en valeurs des tires à la date d'aujourd'hui ; aucune possibilité d'évaluer leurs valeurs l'année prochaine et suivantes. 

En Juin 2026 nouvelle levé de 1150 k€ apparemment pour rembourser cette levée (plan d'affaires du projet page 23) donc dans 6 mois, il y a un truc qui n'est pas clair. Il y a une incohérence sur les dates de refinancement en 2026 ou en 2028 ?

Lorsque ce n'est pas clair et surtout une jeune entreprise sans capital social, je préfère m'abstenir.

Je souhaite tout de même bon vent et réussite.

@cedre Merci beaucoup pour votre analyse, TRÈS intéressant, et effectivement ça donne d'autres perspectives !

Je n'ai malheureusement pas votre capacité d'analyse de ce genre de dossier, et je me nourris des commentaires de gens comme vous plus averti pour me forger une opinion.

Ce dossier semble donc plus à risque, mais j'ai cru comprendre que d'une façon générale les sociétés d'énergies renouvelables finançait et refinancait leur développement très massivement sur de la dette, au-delà des ratio habituels, d'où la fragilité du modèle, mais aussi la difficulté d'identifier les projets plus ou moins risqués.

@pelko Je n'ai pas la prétention d'être un bon conseil et à vrai dire, tous les projets ENR en développement je n'y vais plus car on a aucune certitude de leurs constructions.

Par contre, je suis beaucoup plus attentif aux projets ENR en construction et/ou en production comme celui-ci c'est pour cela que je l'ai épluché mais il y a beaucoup trop d'incohérences.

Et pour valider mes interrogations, l'analyse IA de ce projet m'a permis de prendre de la distance, c'est un excellent outil pour appuyer ou invalider nos choix.

Soyez le bienvenue sur cette plateforme 😉 

@cedre Merci pour le partage de ton analyse. D'ailleurs content aussi de voir que l'aspect dette était également un point d'attention relevé par l'IA.

Je fais du coup le parallèle avec l'IA. Tout le monde parle sur le sujet de savoir si l'IA est une bulle ou pas et si elle va exploser ou pas. Quelque part je me dis, que la problématique est sans doute similaire dans l'énergie. Investir dans l'IA ou les Energies, c'est au final investir dans l'avenir car on aura toujours besoin de plus d'énergie et l'IA va forcément encore fortement se développer. Actuellement je crois que pour faire tourner Chat GPT, c'est l'équivalent de quelques centrales nucléaire et cela va encore fortement augmenter.

Comme tout secteur en fort développement, l'endettement est une stratégie de survie (C'est la méthode Amazon qui a mis des dizaines d'années avant d'être rentable). En IA c'est pareil : La bataille de l'IA sera une bataille de l'endettement. Celui qui investira le plus a plus de chance de survivre demain. Je pense que les ENR, c'est un peu pareil. Il faut investir plus que les autres, prendre des parts de marché pour tenter d'atteindre la taille critique. 

Jusqu'à présent on a la chance de ne pas avoir trop de défaut sur les ENR, mais important de garder en tête que cette course à l'investissement fera forcément dans le temps des défauts, mais c'est aussi ce qui permettra à certaines de surperformer et d'être des acteurs de référence de demain. Une bonne diversification reste je pense cruciale. 

@patrick Le parallèle est imparfait. Dans l'IA, il est fort probable que le plus fort emporte tout comme Google avec le moteur de recherche. Il y a donc une course à la taille. Un petit data center n'aura pas sa place dans le marché de l'IA.

Les ENR sont plus proche de l'immobilier. Il faut de petites centrales et des grosses comme il faut de gros immeubles et des plus petits et donc des promoteurs de tailles variées.

L'autre différence porte sur les revenus : récurrents et prévisibles pour les ENR, encore incertain pour les développeurs d'IA

Merci @aurelien-de-lendopolis pour le partage de votre vision.

C'est vrai qu'en comparant avec l'IA j'ai pris un extrême, mais je note que le schéma est souvent similaire dans de nombreux domaines :

1. Des startups innovent
2. Ces startups s'ils elles sont sur un créneaux porteur vont devoir aller vite pour prendre des parts de marchés et vont devoir investir sur un horizon long terme avec des pertes durant de nombreuses années : Endettements, augmentations de capital,...
3. Les gros acteurs historiques au bout d'un moment s'intéressent à ces startup : Des rachats, des consolidations entre acteurs s'opèrent,...
4. Ceux qui ont le mieux optimisé leur croissance résistent quand d'autres n'ont plus les moyens de continuer

C'est le schéma que l'on observe à chaque innovation : IA, Robotic, Commerce en ligne, Energies, Voitures électriques,.... Tous les entrepreneurs le savent, gérer une forte croissance est un exercice très complexe. 

Posté par: @aurelien-de-lendopolis

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Les ENR sont plus proche de l'immobilier. Il faut de petites centrales et des grosses comme il faut de gros immeubles et des plus petits et donc des promoteurs de tailles variées.

Oui dans l'immobilier, on a des gros acteurs qui sont incapables au travers de leur modèle économique de gérer de plus petits chantiers et cela donne de la place à des petites structures de marchand de biens, mais on le voit aussi quand les gros se mettent à souffrir alors cela génère aussi une hécatombe auprès des plus petits acteurs qui n'ont pas les reins assez solides pour encaisser le choc. Enormément de faillites sur ces petits acteurs et c'est ce qui s'est passé ces dernières années avec la crise de l'immo

Je ne suis pas un expert ENR, mais on note également, en plus dès problématiques de financement d'investissement long terme, que les débats publics / politiques peuvent avoir un impact important sur les stratégies énergétiques de demain. Un Total Energie est capable d'encaisser sans soucis ce type de mouvement, mais les plus petits acteurs seront sans doute plus impactés. Le débat sur l'énergie qu'il y a eu en 2022 lors de l'élection présidentielle (Stop, voir démantèlement de l'éolien) risque de se poursuivre en 2027. 

@cedre et dans ces conditions, que pensez du système de notation des projets sur enerfip quand ce projet est noté B sur une échelle de A à G?

Qu'est ce qui malgré les points d'attention que vous soulevez pourrait justifier une notation aussi bonne?

@pelko Sincèrement j'aurais des difficultés à apporter un éclairage sur ce point mais je vais faire la démonstration par une métaphore 🤔 

Les notations c'est comme le Gault Millau : il y a un barème et l'appréciation se fait selon les individus, leurs goûts et  leurs expériences.

La notation est un produit d'appel, c'est pour cela qu'il est important de vérifier la conformité du produit 😉 comme au supermarché 😜 

@cedre  Effectivement il faut aussi lire tout ce qui est écrit en petit sur l'étiquette !

Depuis qu'enerfip a mis en place ce système de notation, je ne crois pas avoir vu une note plus basse que C... Et a vu de nez on tourne quasi systématiquement sur du B... 

@patrick Les défauts, on en a eu plusieurs déjà chez Enerfip, d'autres que moi ont signalé que les projets de cette plateforme -chez qui je demeure largement positif, avec des remboursements réguliers voire anticipés, utopiques chez d'autres- semblent de plus en plus risqués.

Quant à surperformer, les obligations versent un intérêt appréciable, mais ce n'est pas ce que j'appelle "surperformer" chez Enerfip -environ 7à9% actuellement-

Les opérations en capital -pour moi très positif chez Enerfip- ne sont pas, généralement en crowdfunding, satisfaisante (en fait perte sèche presque partout et facteur x 2,5 maxi sur minuscule partie du lot restant).

Ce qui est rageant c'est que certaines sociétés, après RJ, voire LJ, semblent voir reprises leurs activités -donc il y a intérêt économique- souvent par des proches (fondateurs, clients, fournisseurs) mais qu'on (investisseur de la plateforme) a perdu le capital, en totalité ou très grande majorité

Je crois qu'au final la bourse fait mieux pour l'ensemble de votre capital, ou alors peut-être faut-il savoir être "du bon côté du manche" mais disposer pour cela de connaissances et mises de fonds élevées

@gnp Suis plutôt satisfait également. En 40% de mes projets remboursés et 1 seul projet en retard.

Après mon but c'est d'éviter de tomber dans le pièce de l'immo. Les bons résultats ne doivent pas m'empêcher de continuer à fortement diversifier mes ENR car comme je disais, ces sociétés s'endettent fortement sur du long terme et on est jamais à l'abris de différents types de risques  : Risques Politiques avec des élections qui approchent, éclatement bulle IA qui ferait ralentir le marché et fragiliserait les plus fragiles,...

Je reste donc sur ma stratégie qui consiste non seulement à diversifier en terme de projets, d'acteurs, et surtout le faire dans le temps (actuellement 9 années) afin de plus facilement absorber une potentielle crise comme on a connu sur l'immo.

@cedre Bonjour, le remboursement des obligataires est sécurisé par des levées de fonds préalables. Le retard dans l'aboutissement des travaux est un risque qui est porté par l'investisseur bancaire non ?
Cdt

@cedre Bonjour, pourquoi n'interrogez vous pas directement ENERFIP sur ces incohérences. J'ai vu que des documetns ont été mis à jour suite à des commentaires d'incohérences mi décembre J'ai cru lire et comprendre par ailleurs que les dossiers étaient montés par les équipes ENERFIP. J'ai l'impression qu'ils sont moins qualifiés que les sponsors eux mêmes et je serais sponsor je trouverais leurs prestation insuffisante.
Les sponsors si ils sont sérieux ont bien tous les business plans à jour et savent parfaitement où ils vont (sauf à jouer avec l'argent des investisseurs sans vergogne ni préoccupation pour leur futur). Je crois.
Pourquoi ne donnent ils pas tous les éléments ? ne pas livrer leur savoir faire ?
Moi j'ai envie de prendre toutes vos interrogations et les livrer à leur chef de projet pour des réponses.
Cdt

@cedre BOnjour, vous avez écrit :
La sécurisation des ventes à EDF ne démarre aussi qu'en 2028 et donc incapacité de dégager de la trésorerie les 2 premières années, 

Mais la centrale produit actuellement au tarif H07 qui est pris en compte dans le Plan d'Affaire en 2025 2026 2027..
Pourquoi écrivez vous cela ? 
Ceci dit cette trésorerie n'est aucunement exploitée dans le tableau relatif à 2025-2028, comme si ENERFIP (ou le sponsor ?) s'en fichait comme de l'an 40. A croire qu'ils ne veulent pas rendre leur projet plus présentable (!).
Cdt

@ia-argent-salaire IL me semble que ENERFIP a répondu à certaines incohérences soulignées par des commentaires. Un document a été mis à jour mi décembre (2025). IL conviendrait de mettre à jour l'analyse IA en fonction de ces éclaircissements non ?
Par ailleurs le fait que la centrale tourne actuellement et semble rapporter à son propriétaire ne semble par vraiment pris en compte.
Cdt

Bienvenu à toi @ecotaxe sur le forum.

Comme demandé ci-joint une version ajustée de mon analyse en tenant compte des questions / réponses sur la plateforme et des documents modifiés.

⚠️ Analyse réalisée par une IA — pas un conseil en investissement

Voici une analyse indépendante réalisée par une IA. Elle est fournie à titre pédagogique et ne constitue pas un conseil en investissement. Elle peut comporter des erreurs ou des omissions. L’investissement en crowdfunding ENR comporte des risques élevés (perte en capital, défaut, illiquidité, retards). Vous devez mener vos propres vérifications ou consulter un professionnel qualifié avant toute décision.

Résumé exécutif (mise à jour après Q/R + docs corrigés)

Projet hydroélectrique “au fil de l’eau” déjà en production, avec repowering (remplacement turbine + chaîne électromécanique) pour basculer vers un nouveau contrat d’achat de 20 ans après fin du contrat actuel (échéance annoncée juin 2029).
Les documents corrigés clarifient : (i) l’identité de l’émetteur et des annexes (erratum), (ii) la cohérence des tableaux financiers (erratum sur le cash-flow), (iii) le calendrier (mise en service cible mi-2029 ; travaux d’environ 2–3 mois).
Deux sujets ressortent comme principaux “points d’attention” après les échanges : continuité écologique / passe à poissons (liste 2 + concertation avec l’administration locale encore à mener) et dépendance au refinancement pour rembourser l’obligation in fine.

Projet & périmètre

Technologie : hydroélectricité basse chute, centrale existante.
Localisation (niveau départemental) : département de l’Aube (région Grand Est), sur l’Aube, commune indiquée dans la note de projet.
Stade : exploitation + remise à niveau (repowering).

Droits / contrats existants et cible

• Existence d’un droit d’eau fondé en titre (mentionné) et d’un contrat d’achat en cours se terminant en juin 2029.

• Un nouveau contrat d’achat “H16 bis neuf” serait “sécurisé”, avec prise d’effet conditionnée par une attestation de conformité transmise à l’acheteur obligé.

Ressource & production

Puissance / injection

• Puissance injectée indiquée : ~250 kW (et puissance “cible” mentionnée à 249 kW pour rester en livraison BT et éviter la transformation HTA).

Production annuelle annoncée

• Production mentionnée : ~932 750 kWh/an.
  → Facteur de charge implicite (ordre de grandeur) : 932 750 / (250×8 760) ≈ 42,6% (élevé mais plausible en hydro selon hydrologie locale ; forte variabilité interannuelle à considérer).

Point nouveau issu des commentaires : “capage” de la puissance

• Le porteur explique (dans les Q/R) que la nouvelle turbine et l’électronique seraient cappées à la puissance nominale visée : pas de “surproduction” au-delà ; la question se reporte donc sur la robustesse du productible et la gestion des débits (étiages/crues).

À vérifier dans les annexes techniques (non confirmé dans les extraits)

• Existence d’un P50 / P90 formalisé (et la baisse de productible retenue vs historique).

• Prise en compte du changement climatique : l’argument “bassin versant moins exposé” doit idéalement être étayé par une note hydrologique chiffrée (séries longues, stress “années sèches”).

Revenus & offtake

Le modèle repose sur :

• un contrat actuel jusqu’à juin 2029, puis bascule vers un contrat d’achat “H16 bis neuf” (20 ans) déclenché à la mise en conformité.

• Des prix été/hiver en €/MWh apparaissent dans la note (ce sont des hypothèses de revenus, pas un rendement cible).

Risque-clé : décalage de calendrier
Tout retard (travaux, conformité, dossier de contrat) décale l’entrée en vigueur du contrat “neuf” et peut réduire la visibilité si la fenêtre administrative est serrée (à analyser au cas par cas).

Coûts, travaux, O&M & assurances

CAPEX de repowering

• CAPEX total affiché : 917 k€, dont ~800 k€ pour la turbine, + raccordement/mise en service et transport (lignes dédiées).

Nature des travaux

• Remplacement d’une turbine VLH par une VLH “de mêmes dimensions”, génie civil conservé, chantier annoncé 2–3 mois.

Cohérence corrigée

• Les incohérences de titres/annexes et un problème de tableau CF ont fait l’objet d’un erratum daté.

Autorisations, continuité écologique & raccordement

Continuité écologique / passe à poissons (point le plus “réchauffé” par les commentaires)

• Sur les cours d’eau classés liste 2, la règle générale est l’obligation de rétablir/assurer la continuité écologique (circulation des organismes aquatiques + transport sédimentaire), avec prescriptions au cas par cas pour les ouvrages.

• D’après les Q/R :

  • Dévalaison (amont→aval) : le porteur met en avant une turbine dite “ichtyocompatible” comme mesure de passage.

  • Montaison (aval→amont) : le porteur indique qu’il va entamer des études “en concertation avec l’administration locale” pour une passe à poissons (emplacement, design, coût) et rechercher des subventions.

  • Point important : il est explicitement dit que l’administration n’a pas encore validé l’absence/présence d’obligation au moment des échanges.

Lecture risque (mise à jour)

• Tant que la position de l’administration (et/ou une prescription formelle) n’est pas obtenue, le risque est :

  1. CAPEX additionnel (passe à poissons, grilles/by-pass, aménagements)

  2. délais (études + instruction + travaux)

  3. contraintes d’exploitation (débit réservé, périodes de chantier, arrêts).

• La littérature technique confirme que “turbine ichtyocompatible” concerne surtout des enjeux de passage/mortalité et s’insère souvent dans un dispositif global (grilles, exutoires, etc.) ; elle ne “résout” pas à elle seule toutes les exigences de continuité (notamment montaison).

Raccordement

• Raccordement en basse tension recherché (pour éviter HTA), avec une ligne “raccordement / mise en service” chiffrée.

Structure d’investissement, sûretés, rang & refinancement

Instrument / logique de remboursement

• Obligation avec remboursement in fine, et scénario reposant sur un refinancement (dette bancaire au niveau projet + refinancement “privé”/nouvelle levée, + recapitalisation).

Sûretés

• Sûreté mise en avant : nantissement de 100% du compte titres de l’émetteur, en premier rang.

Rang / pari passu

• Les termes indiquent un rang “premier rang” (sous réserve des privilèges légaux) et précisent un paiement pari passu avec la dette bancaire, avec engagement de ne pas créer de sûretés défavorables sans protections équivalentes (sous conditions).

Point de vigilance structurel (inchangé mais mieux documenté)

• La capacité à rembourser le capital dépend d’un refinancement fin 2028 / autour de la mise en service et de l’historique de flux. Si (i) productible, (ii) calendrier, (iii) exigences environnementales ou (iv) coût final se dégradent, la “bancabilité” et/ou les conditions du refinancement peuvent se tendre.

Planning & risques de délai

• Acquisition fin 2025 (schéma d’emplois/ressources).

• Travaux annoncés ~3 mois (début 2028 dans la note business plan), montée en régime et niveau maximal en 2029, cohérent avec “mise en service mi-2029”.

Marché / contexte (OSINT ciblé)

• Le gestionnaire du réseau de transport a publié (09/12/2025) un bilan prévisionnel indiquant une situation d’abondance d’électricité décarbonée à court terme, favorable à l’électrification mais “transitoire”.

• Pour ce projet, l’enjeu principal n’est pas “la demande nationale” (puisqu’il s’agit d’un contrat d’achat régulé), mais plutôt : conditions de prise d’effet, conformité, et risques de restrictions locales/écologiques.

Antécédents du porteur (anonymisés)

• La structure sponsor est récente (création 2022 indiquée) et l’analyse interne mentionne “pas de track record” de centrales développées sous cette structure, malgré une expérience sectorielle des associés.

• Actionnariat : deux fondateurs détiennent chacun ~41,5%, deux autres associés minoritaires (identités partiellement confidentielles, selon Q/R).

Projets précédents (anonymisés)

• Projet précédent #1 : (hydro, rôle “développement/financement”, années antérieures, statut : non documenté publiquement dans le dossier).

• Projet précédent #2 : (énergie, rôle “exploitation/contrats”, années antérieures, statut : non documenté).
  ➡️ Ici, l’expérience est davantage “CV” que “track record obligataire” sous l’émetteur actuel.

Stress tests & sensibilité (mise à jour)

Points forts / Points d’attention (après mise à jour)

Points forts

• Actif existant déjà en exploitation.

• Repowering principalement électromécanique (génie civil limité) + CAPEX détaillé.

• Rang et sûreté (nantissement titres) explicités + clauses de rang/pari passu.

Points d’attention

• Continuité écologique : la “passe à poissons” (montaison) est à l’étude et non validée ; risque de coût/délai tant que la position administrative n’est pas obtenue.

• Risque refinancement : remboursement in fine dépend d’un refinancement futur (dette bancaire + refinancement privé + recapitalisation).

• Hypothèses de production : facteur de charge implicite élevé ; exiger une justification hydrologique robuste (séries longues, P90, stress sécheresse).

• Qualité documentaire : errata publiés (positif car corrigé), mais cela invite à relire attentivement la version finale (annexes, cash-flow, cohérence calendriers).

Grille d’évaluation (1–5 étoiles)

• Ressource & production : ★★★☆☆

• Revenus & offtake : ★★★★☆

• EPC/O&M & assurances : ★★★☆☆

• Autorisation & raccordement : ★★☆☆☆ (à cause du point “liste 2 / passe à poissons” non verrouillé)

• Structure & sûretés : ★★★☆☆ (clauses de rang utiles, mais dépendance au refinancement)

• Antécédents porteur : ★★★☆☆

• Planning & risques : ★★★☆☆

Conclusion récapitulative

La documentation mise à jour améliore la cohérence (émetteur/annexes, calendrier, erratum financier) et clarifie le schéma repowering → contrat d’achat “neuf”. Le risque principal ajouté/renforcé par les échanges concerne la continuité écologique : l’approche annoncée (études + concertation + recherche de subventions) va dans le bon sens, mais tant qu’aucune validation formelle n’est obtenue, le risque de CAPEX additionnel et de délai reste significatif. En parallèle, la structure oblige à réussir un refinancement pour rembourser in fine, ce qui rend le projet sensible à tout choc (production, CAPEX, délais, prescriptions environnementales).

Posté par: @ecotaxe

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Par ailleurs le fait que la centrale tourne actuellement et semble rapporter à son propriétaire ne semble par vraiment pris en compte.
Cdt

Vous avez raison de soulever le point : le fait que la centrale produise déjà et génère des bénéfices est bien mentionné dans la documentation (centrale “aujourd’hui en activité” et “dégage des bénéfices” avec le contrat d’achat actuel).

En revanche, dans la structuration présentée, ces flux d’exploitation ne sont pas utilisés comme source principale pour payer les intérêts de l’obligation au niveau de la société émettrice : le business plan indique que les intérêts sont couverts via une marge de financement / matelas de trésorerie (excédent de financement vs emplois) et que le remboursement du capital se fait via un refinancement.

Autrement dit : la rentabilité actuelle est reconnue, mais elle n’est pas “valorisée” comme une garantie directe de service de la dette obligataire, car les flux sont d’abord logés au niveau de la société d’exploitation / des véhicules d’actifs, et la stratégie de remboursement repose surtout sur la bancabilité/refinancement.

Est-ce que ça a été pris en compte “à sa juste valeur” ?

• Oui, partiellement : c’est pris en compte comme un élément de qualité d’actif (centrale existante, historique de production/revenus) et comme argument de bancabilité pour le refinancement.

• Mais pas au sens où “les cash-flows actuels sécurisent mécaniquement l’obligation” : la documentation ne montre pas que l’obligation est remboursée grâce à des dividendes réguliers de la centrale pendant la vie du prêt ; elle met plutôt en avant un refinancement + recapitalisation.

Le bon “test” à demander (pour objectiver)

Pour savoir si la rentabilité actuelle est réellement un filet de sécurité, il faut des réponses documentées sur :

1. Remontée de cash : existe-t-il une politique de distribution/dividendes de la société d’exploitation vers la holding émettrice pendant la durée de l’obligation ? (et à quelles conditions : covenants, réserve, DSCR, etc.)

2. Priorité des flux : avant refinancement, qui capte la trésorerie (O&M, taxes, réserves, dette future) ?

3. Scénario “sans refinancement” : que se passe-t-il si le refinancement est retardé ou plus faible que prévu : la centrale peut-elle, seule, rembourser (ou au moins amortir) une partie significative du capital ?

En bref : la centrale qui tourne est bien un point positif, mais dans la structure telle qu’écrite, ce n’est pas elle qui “fait” le remboursement obligataire ; c’est surtout le refinancement.

@ia-argent-salaire Merci pour cette mise à jour.
Cdt

@ia-argent-salaire Toujours à ce propos n'est il pas étonnant que la société d'exploitation (cf le Plan d'Affaires) paie un IS en 2025 2026 2027 alors que la holding s'est endettée lourdement ? En général - je ne connais rien en ingénierie financière - il me semble que dans ces projets les SPV sont en perte et que les bénéfices remontent à la holding (un jour..). Cela semble un gâchis. Cela rejoint votre interrogation sur 'les flux' ?
Je suis aussi déconcerté par le fait qu'il y a beaucoup d'information chiffrée sur la partie bancaire ultérieure mais peu sur la partie du financement qui nous préoccupe (l'emprunt obligataire). (et de façon générale le contenu des dossiers).
Cdt

@ia-argent-salaire Ne pensez vous pas que, en raison de l'expertise des sponsors dans le domaine de l'hydroénergie, le coût de la passe à poissons (montaison) devrait être connu très largement ? Et qu'une estimation de son impact financier aurait pu/du être donné d'ores et déjà. ? Je suis un peu surpris.
Cdt