RWE vs E.ON : Comparatif des géants de l’énergie renouvelable en Allemagne

Alors que l’Allemagne veut couvrir 80 % de sa demande d’électricité par des sources renouvelables d’ici 2030, deux noms se détachent immanquablement : RWE et E.ON. Ces anciens mastodontes du charbon et du nucléaire se réinventent à marche forcée et s’affrontent désormais sur l’éolien offshore, le solaire distribué et la flexibilité des réseaux. Autour d’eux, la concurrence s’aiguise : EDF lorgne le marché voisin, EnBW multiplie les achats de parcs, Uniper cherche un second souffle et TotalEnergies installe ses panneaux sur les toits bavarois. Dans ce bras de fer, l’ingénierie financière pèse autant que les turbines ; les décisions de Berlin comme les sourires des investisseurs peuvent tout faire basculer. Au fil des pages qui suivent, un décryptage détaillé dévoile les forces et faiblesses de chaque groupe, leurs paris technologiques, leurs rapports aux pouvoirs publics et leurs perspectives de croissance jusqu’en 2030. Cap sur les coulisses d’une rivalité qui façonne déjà la carte énergétique européenne.

Panorama du marché allemand des renouvelables en 2025 : où se placent RWE et E.ON ?

Le paysage énergétique allemand n’a plus rien de commun avec celui de la décennie précédente. En 2025, l’éolien — surtout offshore en mer du Nord — fournit 32 % de l’électricité du pays, le solaire 19 % et la biomasse 7 %. La répartition régionale demeure contrastée : la Bavière brille pour le photovoltaïque résidentiel, tandis que la Basse-Saxe voit tourner d’immenses rotors captant le vent d’altitude. Au cœur de cette mosaïque se dressent deux groupes historiques, RWE et E.ON, longtemps synonymes de lignite et de réacteurs pressurisés.

Depuis la fermeture définitive des centrales nucléaires en 2023, chaque mégawatt renouvelable constitue un trophée politique. RWE dispose encore de la centrale à charbon de Neurath, visible comme une cicatrice industrielle, mais l’entreprise a promis l’arrêt complet du lignite d’ici 2033. E.ON, de son côté, ne possède plus d’actifs charbon mais intervient en aval : réseaux de distribution basse tension, bornes de recharge et plateformes de flexibilité. Ces orientations façonnent leurs identités : l’un reste producteur, l’autre devient gestionnaire d’écosystème.

La Commission européenne mesure la part de marché en tenant compte du volume injecté sur le réseau et des certificats verts détenus. Or, sur l’année fiscale 2024, RWE totalise 10,8 % de la production verte allemande, contre 8,9 % pour E.ON. Cependant, E.ON contrôle 28 % des points de livraison basse tension, un levier stratégique pour l’agrégation de flexibilité.

• 🌬️ RWE : 12 GW d’éolien (dont 4 GW offshore), 9 GW de solaire et 3 GW de batteries.
• 🔌 E.ON : 7 GW d’éolien, 6 GW de solaire, 5 GW répartis en solutions de stockage distribuées.
• 💧 EnBW : 6 GW d’hydroélectricité et 4 GW de solaire flottant.
• ⚡ Vattenfall : 2 GW en Allemagne mais 16 GW au total dans le Nord de l’Europe.

Les clients voient déjà la différence : un ménage de Cologne sous contrat E.ON peut piloter à distance sa pompe à chaleur et sa batterie résidentielle, alors qu’un foyer de Brême, client RWE, participe aux regroupements d’enchères pour vendre l’excédent solaire sur la plateforme Innogy eTrading.

Pour saisir ces dynamiques, il faut aussi explorer l’arène européenne. À l’instar de l’accord décrit dans IKEA et Leroy Merlin parient sur l’énergie renouvelable (lien : https://nosterritoires-nosenergies.fr/ikea-leroy-merlin-energie-renouvelable.html), les grandes marques étrangères choisissent leurs fournisseurs en fonction de la garantie d’origine de chaque kilowatt. Dans ce jeu, E.ON tire profit de sa puissance commerciale, tandis que RWE argumente sur sa capacité à signer des contrats long terme sécurisant un volume physique.

Indicateurs clés de 2025

Les analystes scrutent trois métriques principales : le coût moyen actualisé de l’énergie (LCOE), la disponibilité technique et la valeur d’équilibrage. Sur l’éolien offshore, RWE revendique un LCOE de 58 €/MWh grâce à des pales de 15 MW, quand E.ON atteint 60 €/MWh avec des machines légèrement plus petites mais installées plus vite. Côté solaire, le LCOE converge autour de 47 €/MWh, tiré vers le bas par les modules TOPCon fournis par Siemens Gamesa.

Cette toile de fond pose les jalons de la suite : comprendre comment chaque euro investi se traduit en mégawatt installé, puis en marge opérationnelle. L’étape suivante plonge justement dans les stratégies de capital.

Stratégies d’investissement : capex, partenariats et innovations technologiques

Entre 2021 et 2024, RWE a injecté 18 milliards d’euros dans de nouveaux actifs et prévoit 55 milliards supplémentaires d’ici 2030. E.ON table sur 33 milliards dans la même fenêtre, mais consacre la majorité à la modernisation des réseaux intelligents et à la digitalisation des interfaces clients. Les budgets ne se comparent donc pas poste pour poste ; ils reflètent deux visions du futur.

L’exemple du parc solaire bavarois « Helios III » illustre la méthode RWE : un co-investissement avec BayWa r.e., 750 MW crête, connecté à une batterie centrale de 200 MWh. La clé du projet est un contrat d’achat d’électricité (PPA) indexé carbone signé avec une brasserie munichoise, démontrant l’attrait industriel pour la traçabilité. E.ON, de son côté, pilote le programme « EnergiCampus » : quartiers zéro émission où chaque toit reçoit des panneaux co-développés avec SunPower vs Canadian Solar (lien : https://nosterritoires-nosenergies.fr/sunpower-canadian-solar.html).

• 🤝 Partenariats clef :
  • RWE & Siemens Gamesa pour l’éolien flottant en Baltique.
  • E.ON & Volkswagen pour 4 000 superchargeurs bidirectionnels.
  • RWE & TotalEnergies sur l’hydrogène vert de la Ruhr.
  • E.ON & Microsoft pour une plateforme IA de maintenance prédictive.
• RWE & Siemens Gamesa pour l’éolien flottant en Baltique.
• E.ON & Volkswagen pour 4 000 superchargeurs bidirectionnels.
• RWE & TotalEnergies sur l’hydrogène vert de la Ruhr.
• E.ON & Microsoft pour une plateforme IA de maintenance prédictive.

Le capital-risk se mêle à l’équation. RWE possède le fonds « Innogy Ventures », doté de 800 M€ fléchés vers la capture de CO₂ biologique et l’agrivoltaïsme. E.ON a lancé « Future Energy Ventures », misant sur la blockchain énergétique ou les jumeaux numériques de transformateurs urbains. Pour chaque investissement, deux métriques reviennent : la « readiness level » de la technologie et le temps de retour financier (TRI). Les retombées sont parfois inattendues : un prototype de stockage thermique, initialement jugé trop risqué, équipe maintenant un site logistique d’Amazon à Brême — amorti en six hivers grâce aux pics de prix.

En 2024, le cabinet Oliver Wyman a modélisé le coût moyen pondéré du capital (WACC) de 7 grands acteurs européens. Résultat : RWE 5,6 %, E.ON 5,1 %, Vattenfall 4,9 %, Ørsted vs Vattenfall (lien : https://nosterritoires-nosenergies.fr/orsted-vs-vattenfall-eolien.html) confirmant la prime scandinave. Cette légère différence s’explique par le profil de risque plus industriel de RWE face au modèle réseau d’E.ON, souvent régulé et donc perçu comme plus sûr.

Capex alloué par filière (2023-2025)

Entre les lignes de ce tableau apparaît la stratégie d’E.ON : privilégier des revenus stables issus des tarifs de distribution plutôt que la volatilité des marchés de gros. Pour RWE, les récents contrats long terme signés avec BASF sur l’hydrogène vert suggèrent une diversification qui pourrait réduire l’exposition aux prix spot.

Performances financières comparées : lecture critique des bilans

Les annonces publiques retiennent souvent le chiffre d’affaires, mais il faut décortiquer la marge opérationnelle, la dette et la régularité du cash-flow pour juger de la santé d’un énergéticien. Le dernier exercice annuel disponible montre un contraste flagrant : RWE affiche un résultat net de –2,8 milliards d’euros, le premier déficit depuis soixante ans. En cause : dépréciations d’actifs fossiles et provisions pour démantèlement. E.ON, lui, reste positif mais sa rentabilité fléchit. La transformation numérique pèse sur les OPEX et les gain de productivité ne se matérialisent pas toujours aussi vite qu’espéré.

Les analystes de Berenberg Bank soulignent trois signaux : le ratio dette nette/EBITDA, le cash-flow libre avant dividendes et la notation extra-financière (ESG). Sur ces trois critères, E.ON surclasse légèrement RWE, mais l’écart se réduit. RWE a placé 1,5 milliard en obligations vertes à coupon 0,875 % — émission sursouscrite sept fois, preuve qu’un virage crédible convainc toujours la place de Francfort.

• 📉 Dette nette/EBITDA 2024 :
  • RWE : 3,0 ×
  • E.ON : 2,6 ×
• RWE : 3,0 ×
• E.ON : 2,6 ×
• 📊 Score ESG (Sustainalytics) :
  • RWE : 28/100 (risque moyen) — en amélioration
  • E.ON : 24/100 (risque modéré)
• RWE : 28/100 (risque moyen) — en amélioration
• E.ON : 24/100 (risque modéré)
• 📈 Rendement du dividende :
  • RWE : 3,9 %
  • E.ON : 3,2 %
• RWE : 3,9 %
• E.ON : 3,2 %

Pour un investisseur long terme, la prime de risque fossile reste palpable chez RWE. L’entreprise continue de porter Neurath comme un fardeau comptable, malgré un calendrier de sortie anticipée du charbon qui ouvrirait la porte à un dédommagement public. Certains fonds activistes réclament une scission complète des actifs bruns, à l’image de la cession par Engie de ses centrales au charbon en 2019, analysée dans Veolia et Engie misent sur le renouvelable (lien : https://nosterritoires-nosenergies.fr/veolia-engie-energie-renouvelable.html).

Derrière les chiffres, une nuance : la volatilité des prix du gaz depuis 2022 a piégé E.ON sur la couverture partielle de ses achats. Uniper — ex-filiale d’E.ON devenue indépendante — a failli entraîner tout le secteur dans la tourmente, rappelant que le risque systémique n’est jamais loin lorsqu’un géant trébuche. Malgré tout, RWE comme E.ON gardent un endettement inférieur à 4 × EBITDA, seuil généralement jugé soutenable par les agences.

Transition du charbon au soleil : regards sur les portefeuilles d’actifs

La question n’est plus de savoir si le charbon disparaîtra du mix allemand, mais quand. Après l’arrêt du nucléaire, Berlin s’est engagé à éliminer la lignite d’ici 2038, voire 2033 selon le nouveau gouvernement de coalition. RWE possède encore trois ligniteuropoles : Neurath, Garzweiler et Weisweiler. Ces sites géants, visibles depuis la stratosphère, cumulent 9 GW. E.ON n’exploite plus aucun charbon, mais détient toujours 2 GW de gaz à cycle combiné, utiles en pointe.

Chaîne de valeur oblige, RWE exploite également des mines à ciel ouvert. La restauration écologique de ces terrains coûtera 5 milliards d’euros selon les estimations. Le plan « RWE ReNature » prévoit la création de lacs artificiels, de parcs solaires flottants et de corridors de biodiversité. Un cas d’école d’économie circulaire : la terre extraite pour combler les fosses sert à fabriquer des briquettes de construction bas carbone.

• 🌱 Leviers de décarbonation chez RWE :
  • Substitution du lignite par l’éolien – 4 GW par an d’ici 2027.
  • Coprocessing d’hydrogène dans les centrales gaz – 20 % dès 2026.
  • Bio-charbon issu de résidus agricoles – pilote à 100 MW.
• Substitution du lignite par l’éolien – 4 GW par an d’ici 2027.
• Coprocessing d’hydrogène dans les centrales gaz – 20 % dès 2026.
• Bio-charbon issu de résidus agricoles – pilote à 100 MW.
• ⚙️ Leviers chez E.ON :
  • Flexibilité réseau grâce aux compteurs intelligents déployés chez 15 millions de ménages.
  • Stockage stationnaire réparti sur 1 500 transformateurs.
  • Programmes d’effacement industriel sous contrat avec Siemens et BASF.
• Flexibilité réseau grâce aux compteurs intelligents déployés chez 15 millions de ménages.
• Stockage stationnaire réparti sur 1 500 transformateurs.
• Programmes d’effacement industriel sous contrat avec Siemens et BASF.

Le solaire reste la variable commune. RWE collabore avec Tesla SolarCity : des solutions intégrées (lien : https://nosterritoires-nosenergies.fr/tesla-solarcity-solutions.html) pour proposer des « Solar Roofs » aux architectures patrimoniales de Cologne. E.ON a co-signé un accord avec la start-up berlinoise Solyhoo pour déployer des panneaux flexibles sur les façades d’immeubles historiques, évitant ainsi le dilemme esthétique.

Un signal fort : les enchères de puissance solaire de février 2025 ont été remportées par RWE à 42 €/MWh, record européen, ce qui incite Berlin à accélérer le calendrier d’appel d’offres. Cette dynamique réduit la valeur de rachat des actifs fossiles, rendant leur fermeture plus probable avant 2030. La date butoir de 2029, évoquée par la Fondation Agora Energiewende, semble désormais crédible.

Relations politiques et lobbying : poids des deux groupes à Berlin

À la différence d’autres pays européens, l’Allemagne entretient un dialogue institutionnalisé entre énergéticiens, ONG et élus fédéraux. RWE emploie 50 lobbyistes déclarés, E.ON 42. Le registre de transparence du Bundestag les classe parmi les dix entités les plus actives sur les dossiers énergie et climat. Les sujets épineux ne manquent pas : refonte de la loi EEG, marché de capacité, hydraulique pompé-turbiné, taxation des surprofits.

Le récit change avec les personnalités. Markus Krebber, PDG de RWE, plaide pour « une rémunération de la disponibilité », assimilant ses centrales gaz-hydrogène à des pompiers : payés même quand ils n’éteignent pas d’incendie. Leonhard Birnbaum, patron d’E.ON, défend plutôt une tarification dynamique de réseau, incitant les ménages à consommer lorsque le soleil brille. Dans les coulisses, les deux groupes s’accordent pourtant sur un point : la simplification des procédures d’implantation d’éoliennes.

• 🏛️ Principaux dossiers 2025 :
  1. Réforme EEG — Plafonds de subvention et intégration au marché.
  2. Hydrogène — Critères de durabilité pour les électrolyseurs.
  3. Marché de capacité — Indemnisation des réserves stratégiques.
  4. Tarif réseau haute tension — Méthode d’allocation des coûts.
• Réforme EEG — Plafonds de subvention et intégration au marché.
• Hydrogène — Critères de durabilité pour les électrolyseurs.
• Marché de capacité — Indemnisation des réserves stratégiques.
• Tarif réseau haute tension — Méthode d’allocation des coûts.

La force du lobbying s’illustre dans la façon dont la presse aborde ces sujets. Lorsqu’un rapport de la Cour des comptes critique les sur-coûts de raccordement offshore, RWE rappelle que chaque gigawatt éolien entraine 7 000 emplois. E.ON, lui, invite des maires de l’Eifel à visiter des centres de données pour montrer l’effet réseau sur la compétitivité locale.

Le contre-poids citoyen s’incarne dans des collectifs comme BürgerEnergie ou Fridays for Future. Ces mouvements militent pour la fin des subventions fossiles et surveillent de près les engagements climatiques. RWE et E.ON ont dû renforcer leurs équipes RSE afin de prouver que leurs investissements créent de la valeur sociale tangible : formation d’apprentis, conversion de mineurs vers les métiers de l’éolien, ou reboisement de friches industrielles.

Consommateur final au centre : offres, services et digitalisation

La guerre des tarifs fait rage en ligne : comparateurs, influenceurs TikTok et forums Reddit déterminent souvent le choix d’un contrat. E.ON joue la carte de la plateforme WattXperience, un tableau de bord couplant consommation réelle, prévisions météo et recommandations IA. RWE contre-attaque avec « MyInnogy » : l’application propose un abonnement mensuel incluant courtage d’électricité verte, crédits carbone compensatoires et assurance électroménager.

Le client moderne cherche plus qu’un prix : il veut du sens. Les formules « Solar-as-a-Service » rappellent les offres de GreenYellow vs Enercoop (lien : https://nosterritoires-nosenergies.fr/greenyellow-vs-enercoop.html). Ici, E.ON finance la pose de panneaux, récupère 20 % de l’électricité et garantit au particulier un taux fixe de rachat pour le surplus. RWE propose une approche coopérative : les habitants peuvent détenir des parts du parc situé à moins de 50 km de leur domicile, recevant un dividende indexé sur le prix spot.

• 📱 Fonctions phares des apps :
  • Chat IA pour optimiser la charge de VE.
  • Marketplace de certificats de garantie d’origine.
  • Option don automatisé à une ONG climat.
• Chat IA pour optimiser la charge de VE.
• Marketplace de certificats de garantie d’origine.
• Option don automatisé à une ONG climat.
• 🔋 Nouveaux services :
  • Véhicule-réseau V2G piloté par E.ON et BMW.
  • Micro-contrats peer-to-peer via la blockchain InnoGrid.
• Véhicule-réseau V2G piloté par E.ON et BMW.
• Micro-contrats peer-to-peer via la blockchain InnoGrid.

La satisfaction client se mesure en Net Promoter Score (NPS). D’après la dernière enquête YouGov, E.ON progresse à +24, portée par ses interfaces fluides. RWE stagne à +18, mais dépasse E.ON sur la crédibilité écologique auprès des plus de 50 ans. Les étudiants, souvent locataires, restent difficiles à convaincre faute de propriété de compteurs ; E.ON tente d’y répondre avec des forfaits « à la chambre » groupés dans les résidences universitaires.

Concurrents et coopétition : comment EDF, EnBW, Uniper et TotalEnergies redessinent le jeu européen

La frontière allemande n’arrête ni les electrons ni les capitaux. EDF multiplie les « Corporate PPA » depuis ses filiales EDF Renewables Germany. En mars 2025, l’entreprise française a remporté un appel d’offres de 250 MW éolien en Thuringe, devançant RWE d’un souffle. De son côté, EnBW, dont le siège est à Karlsruhe, se spécialise dans le solaire flottant le long du Rhin : 300 MW installés sur d’anciennes gravières, un marché encore niche mais prometteur.

Uniper, après avoir failli sombrer pendant la crise gazière de 2022, se repositionne sur l’hydrogène bleu finno-russe, tout en revendant à RWE certains droits de raccordement offshore. Cette transaction illustre la « coopétition », concept où concurrents directs collaborent ponctuellement pour réduire les coûts de réseau ou partager des risques.

La présence de TotalEnergies en Bavière perturbe les tarifs du solaire commercial. L’entreprise française a signé un accord cadre avec la chaîne de supermarchés REWE pour couvrir 80 toits d’hypermarchés. RWE tente de maintenir sa part sur ce segment en proposant des garanties d’origine premium. E.ON réagit avec une offre couplée à la mobilité électrique, offrant des kWh à prix coûtant pour les flottes de livraison.

• 🤝 Cas de coopétition marquants :
  • E.ON cède à EDF 30 % d’un parc offshore en mer Baltique.
  • RWE et EnBW créent un consortium de câbles sous-marins pour économiser 12 % sur le raccordement.
  • TotalEnergies et Vattenfall s’unissent pour un électrolyseur près de Hambourg.
• E.ON cède à EDF 30 % d’un parc offshore en mer Baltique.
• RWE et EnBW créent un consortium de câbles sous-marins pour économiser 12 % sur le raccordement.
• TotalEnergies et Vattenfall s’unissent pour un électrolyseur près de Hambourg.
• 🗺️ Tendances régionales :
  • Nord : domination éolienne (RWE, Vattenfall, Ørsted).
  • Sud : photovoltaïque diffus (E.ON, TotalEnergies, BayWa r.e.).
  • Est : potentiel biomasse et agro-résidus (EnBW, Uniper).
• Nord : domination éolienne (RWE, Vattenfall, Ørsted).
• Sud : photovoltaïque diffus (E.ON, TotalEnergies, BayWa r.e.).
• Est : potentiel biomasse et agro-résidus (EnBW, Uniper).

Selon une étude de la banque UBS, la part de marché cumulée des deux géants allemands tombera de 39 % à 31 % d’ici 2030, sous la pression de ces concurrents. L’enjeu n’est plus seulement la capacité installée mais la rapidité d’exécution et la gestion fine des interdépendances régionales. Les tables rondes de Bruxelles sur la réforme du marché unique de l’électricité laissent déjà entrevoir une consolidation continentale. Les rapprochements RWE-E.ON de 2018 pourraient n’être qu’un prélude.

Perspectives 2030 : scénarios de croissance durable pour RWE et E.ON

À horizon 2030, trois scénarios émergent dans les notes des analystes : « Verte accélération », « Réseau roi » et « Gaz de transition ». Dans le premier, le coût de l’hydrogène vert chute sous 2 €/kg, RWE triple sa capacité éolienne et E.ON se diversifie dans la production pour sécuriser ses clients gros consommateurs. Le second voit les réseaux fonctionner comme des plateformes, avec E.ON capturant la valeur par des services premium et RWE devenant fournisseur d’équilibrage. Le troisième repousse l’échéance charbon à 2035, le gaz gardant une place de stabilisateur ; RWE utilise ses centrales flexibles, E.ON investit dans des solutions Power-to-Gas pilotées par IA.

La régulation jouera le rôle d’arbitre. Si Bruxelles impose un prix plancher carbone à 100 €/t, un gisement d’économies d’échelle s’ouvre pour les renouvelables. Le kWh solaire à 30 € devient la norme. Cela avantage RWE (producteur) mais pousse E.ON à contracter des volumes massifs ou à entrer dans la co-production. En revanche, si la priorité politique se déplace vers la sécurité d’approvisionnement, les capacités de réserve rémunérées donneront un avantage aux réseaux flexibles d’E.ON.

• 🚀 Facteurs clés de succès :
  1. Vitesse de développement : taux d’autorisation de projets > 90 %.
  2. Intégration verticale : combiner production, réseau et services cloud.
  3. Talent & culture : passer d’ingénieurs fossiles à développeurs IA.
  4. Image marque : attirer les clients B2C sensibles à la RSE.
• Vitesse de développement : taux d’autorisation de projets > 90 %.
• Intégration verticale : combiner production, réseau et services cloud.
• Talent & culture : passer d’ingénieurs fossiles à développeurs IA.
• Image marque : attirer les clients B2C sensibles à la RSE.

Les compétences se déplacent. RWE recrute des data scientists pour optimiser la maintenance prédictive, tandis qu’E.ON embauche des anthropologues pour comprendre la résistance au changement dans les villages. Le géant le plus résilient sera sans doute celui qui apprendra à parler aussi bien au citoyen qu’à l’algorithme.

Un élément reste commun : la quête de capital patient. Les fonds de pension canadiens et les assureurs asiatiques lorgnent sur les infrastructures européennes pour sécuriser leurs rendements. Le partenariat signé en 2025 entre RWE et le fonds singapourien GIC pour un cluster éolien illustre cette tendance. E.ON prépare une émission d’obligations auto-indexées sur la consommation du foyer, promesse d’allier finance et sobriété.

Quels sont les principaux atouts de RWE face à E.ON ?

RWE dispose d’un portefeuille de production plus large, d’une expertise historique dans le management de projets éoliens offshore et d’un pipeline de 8 GW d’hydrogène vert déjà sécurisé. Ces atouts compensent partiellement la faiblesse de ses performances financières récentes.

E.ON peut-il rattraper son retard sur le solaire ?

E.ON mise sur son réseau client, ses compteurs intelligents et des partenariats avec des fabricants de modules pour accélérer. Le modèle « Solar-as-a-Service » lui permet de déployer rapidement des mégawatts sans immobiliser autant de capital qu’un producteur traditionnel.

Le charbon de RWE freine-t-il réellement la transition ?

Oui et non. Tant que la centrale de Neurath reste active, l’empreinte carbone globale de RWE demeure élevée. Cependant, la feuille de route de sortie anticipée et la reconversion des sites en parcs solaires ou en hubs d’hydrogène indiquent une trajectoire de réduction rapide.

Quelles synergies potentielles entre RWE, E.ON et Siemens Gamesa ?

Les trois acteurs collaborent déjà sur des turbines XXL et sur des projets de maintenance prédictive. En ajoutant la puissance de calcul d’E.ON et la capacité de RWE à tester en conditions réelles, Siemens Gamesa accélère la mise sur le marché de solutions plus efficientes.

Comment un particulier peut-il choisir entre les deux fournisseurs ?

Le choix dépend du profil de consommation : E.ON propose des offres dynamiques adaptées aux foyers connectés, tandis que RWE séduit les consommateurs cherchant une participation citoyenne au capital des parcs. Dans les deux cas, il est conseillé de comparer les PPA résidentiels et les services annexes (batterie, VE, domotique).

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