AVANT PROPOS
I. L'ILLUSION D'UN RETOUR VERS LE PASSÉ DOUBLÉ D'UN RISQUE DE PARALYSIE DURABLE D'EDF ET D'AFFAIBLISSEMENT DE LA POSITION FRANÇAISE DANS LES NÉGOCIATIONS EUROPÉENNES
En prévoyant de nationaliser EDF et de figer ses missions, les dispositions de la proposition de loi fleurent bon le programme du Conseil national de la résistance (CNR) et la loi du 8 avril 1946 4 ( * ) sur la nationalisation de l'électricité et du gaz. À travers ses articles 1 et 2, elle laisse entrevoir un mythe, celui d'un retour vers un passé qui, pour être souhaitable, n'en est pas moins illusoire . Depuis 1946, l'organisation des marchés, les usages et les technologies ont connu des évolutions majeures et le monde de l'électricité continuera, dans les années et décennies à venir, à connaître de très profondes mutations .
Aujourd'hui, nous sommes à l'aube de nouvelles mutations d'ampleur qui résultent de l'impératif de décarbonation . Les usages de l'électron vont se démultiplier et la consommation d'électricité va exploser. Il nous faudra produire beaucoup plus massivement une électricité décarbonée, modulable et la plus compétitive possible. Cette tâche est devant nous et EDF y jouera le premier rôle. Elle passera avant tout par la relance de l'industrie nucléaire , un choix de mix électrique qui nous donne aujourd'hui un potentiel de compétitivité que beaucoup de nos partenaires nous envient. Ce potentiel doit aujourd'hui être mieux valorisé . C'est le sens et l'enjeu du projet de réforme du marché européen de l'électricité actuellement en négociations. Avec d'autres textes européens desquels dépend également la place du nucléaire dans la décarbonation de nos économies, elle sera la clé de voute de l'avenir d'EDF et de notre industrie de production électrique.
Les dispositions de la proposition de loi , aussi bien intentionnées soient-elles, ignorent ces réalités et ces enjeux . En rigidifiant l'organisation d'EDF et sa structure capitalistique, elles semblent vouloir l'extraire des règles de fonctionnement du marché de l'énergie . Le déni des réalités d'un marché complexe risque uniquement d'affaiblir EDF face aux défis considérables que l'entreprise va devoir affronter. Dans un monde de l'électricité en pleine révolution, EDF doit faire preuve de réactivité. Elle devra pouvoir nouer des partenariats et construire des montages capitalistiques complexes pour renforcer sa présence sur les marchés à l'étranger, sans lesquels il est impensable d'envisager la pérennité de l'industrie nucléaire.
Outre ces considérations propres à EDF, dans le cadre des négociations sur la réforme du marché de l'électricité ou encore de la taxonomie européenne, les dispositions actuelles de la proposition de loi pourraient être exploitées par les adversaires de la France au Conseil et conduire à affaiblir nos positions . Compte-tenu des enjeux majeurs en matière de compétitivité économique que revêtent ces réformes, ce risque ne peut être ignoré.
Enfin, plus que « nationaliser » EDF et figer ses activités, le rapporteur considère qu'il faudrait bien davantage recréer un véritable ministère de l'industrie autonome et concevoir enfin une stratégie industrielle de long terme ambitieuse en matière de production énergétique.
II. IL N'EST PAS SOUHAITABLE DE SCLÉROSER EDF À L'HEURE OÙ LE SECTEUR DE L'ÉLECTRICITÉ S'APPRÊTE À VIVRE UNE RÉVOLUTION
A. UN PROCESSUS PROFOND DE DÉCARBONATION DES USAGES ET D'ÉLECTRIFICATION DE NOS ÉCONOMIES
Les impératifs de la transition écologique nous imposent une dynamique profonde de décarbonation de nos modes de vie. Cette décarbonation concerne l'ensemble des secteurs et sera particulièrement sensible dans le domaine industriel . Elle se traduira par une électrification de pans entiers de notre économie. Ainsi, la consommation électrique est vouée à croître de manière très sensible.
Les travaux prospectifs de RTE , exposés dans le cadre de l'étude « futurs énergétiques 2050 », prévoyaient, s'agissant du scénario maximal, une croissance de la consommation électrique de 60 % d'ici 2050 , soit une consommation annuelle de 754 TWh à cette échéance. Cependant, et le PDG d'EDF a pu le signaler au rapporteur, des paramètres nouveaux , tenant notamment aux projections relatives à la production d'hydrogène par électrolyse, conduiront probablement la consommation électrique à des niveaux supérieurs encore à cette projection.
Sur le marché européen, la confrontation de l'offre et de la demande d'électrons connaîtra des révolutions dont, à cette heure, on ne perçoit encore que les contours. Certes, des possibilités de pilotage de la demande pourront être mises en oeuvre, mais elles trouveront leurs limites et EDF, plus que tout autre acteur du secteur de l'énergie, devra pouvoir s'adapter aux évolutions du marché.
En rigidifiant le périmètre d'activité d'EDF, les dispositions de cette proposition de loi, aussi bien intentionnées soient-elles, nient ces perspectives aussi prometteuses que difficiles à cerner. EDF devra disposer de la souplesse suffisante pour évoluer et se développer dans un univers mouvant et encore difficile à anticiper. Sa capacité à réagir aux évolutions de son environnement sera décisive : elle pourrait conditionner sa pérennité même. Or l'insécurité juridique et les rigidités qui découleraient des dispositions actuelles de l'article 2 constitueraient à l'évidence un handicap majeur.
B. L'OFFRE DE PRODUCTION D'ÉLECTRICITÉ DOIT ÊTRE MASSIVEMENT ACCRUE
L'enjeu majeur des prochaines années et des prochaines décennies est celui de l'accroissement massif de nos capacités de production d'électricité. En France, la prolongation de la durée de vie du parc nucléaire installé, à travers notamment le chantier dit de « grand carénage » est essentielle dans cet objectif, de même que le programme de nouveau nucléaire. Le choix du nucléaire s'impose d'un point de vue économique : en raisonnant en coûts complets, le nucléaire reste et restera le choix économiquement le plus efficient pour produire des électrons.
Les investissements massifs imposés par la décarbonation de notre économie concernent bien entendu également les réseaux de transport et de distribution d'électricité. À ce titre, RTE comme Enedis ont annoncé des trajectoires d'investissements en forte augmentation dans les années qui viennent. Après avoir investi 1,7 milliard d'euros dans le réseau de transport en 2023, RTE devrait porter ses efforts à plus de 2 milliards d'euros en 2024 avant de dépasser les 3 milliards d'euros à horizon 2029. De son côté, Enedis, dont les investissements dans les réseaux de distribution ont atteint 4,4 milliards d'euros en 2022, vient d'annoncer un programme ambitieux qui devrait les porter à 5 milliards d'euros en 2032 avec un pic à 5,5 milliards d'euros en 2027.
C. NOUS AVONS PLUS QUE JAMAIS BESOIN D'UNE BASE SOLIDE DE PRODUCTION ÉLECTRIQUE STABLE, DISPONIBLE ET PILOTABLE
Alors que les capacités de production d'énergies renouvelables (EnR) se développent et que leur croissance doit être accélérée par les dispositions adoptées récemment par le Parlement dans le cadre de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l'accélération de la production d'énergies renouvelables, la France a plus que jamais besoin d'une source d'électricité stable, abondante et pilotable .
En effet, en termes de production d'électricité nous restons à ce jour dépendants de deux contraintes incontournables : les électrons ne se stockent pas, et ils se transportent mal (les pertes en ligne annuelles liées au transport de l'électricité en France atteignent un peu plus de 2 % du volume total de l'électricité acheminée). Or, les capacités de production d'EnR sont intermittentes et par conséquent ne peuvent couvrir à elles seules des besoins qui sont, par définition, continus. Le développement des capacités de production d'EnR conforte donc la nécessité de disposer d'une électricité que l'on peut piloter pour assurer, à tout moment, l'équilibre entre la demande et l'offre d'électrons.
Alors qu'auparavant EDF ne modulait sa production qu'en fonction de la demande, de plus en plus, elle est désormais amenée à la moduler pour l'adapter à l'offre des capacités de production d'EnR. La complémentarité fondamentale entre les capacités nucléaires et hydroélectriques joue un rôle tout à fait majeur au regard de cet enjeu de modulation de la production électrique nationale.
D. UN SECTEUR DE LA PRODUCTION ÉLECTRIQUE DONT LES CARTES SERONT NÉCESSAIREMENT REBATTUES
Nous l'avons constaté ces dernières années, les techniques et les technologies de production d'énergie évoluent rapidement. Mais peut être plus frappantes encore sont les fluctuations de l'opinion et des pouvoirs publics à leur endroit. Cette réalité doit impérativement conduire à maintenir la souplesse nécessaire dans les choix stratégiques d'EDF et donc à ne pas figer sa structure capitalistique.
La tendance au développement des contrats privés de gré à gré (« B2B » pour business to business ) dans le domaine de l'électricité va prendre de la consistance dans le cadre des impératifs de décarbonation des process industriels. Cette tendance pourra profiter à des entreprises concurrentes d'EDF spécialisées et très performantes sur ce segment.
Le marché de l'électricité promet d'être très mouvant dans les années et décennies à venir, les cartes vont nécessairement y être rebattues et EDF doit pouvoir s'y adapter sans subir de contraintes normatives excessives. Les besoins de flexibilité d'EDF sont également renforcés par les rôles et les modalités multiples selon lesquelles elle peut intervenir dans le nucléaire : tantôt constructeur, tantôt exploitant propriétaire ou non, tantôt équipementier. Selon les cas, ces différents rôles peuvent se combiner. Les dispositions de la présente proposition de loi font l'impasse sur cette réalité .
En outre, il apparaît évident aujourd'hui que l'époque où la France pouvait rebâtir à elle seule une filière industrielle telle que la production nucléaire en ne s'appuyant que sur son territoire et son marché est révolue . Sans le projet Hinkley Point , la filière n'aurait pas pu être préservée. Aussi, dans la perspective de la relance de l'industrie nucléaire nationale, le programme du grand carénage ne suffira pas et EDF aura besoin de trouver des marchés à l'export et de nouer des partenariats internationaux pour partager les financements et les risques des projets. La rédaction équivoque de l'article 2 de la proposition de loi et les risques juridiques qu'elle emporte pourraient sérieusement compromettre les possibilités et perspectives d'EDF dans ce domaine et, en conséquence, mettre en danger la relance de la filière nucléaire nationale.
III. LA PROPOSITION DE LOI FAIT L'IMPASSE SUR LE FONCTIONNEMENT DU MARCHÉ EUROPÉEN DE L'ÉLECTRICITÉ ET LES ENJEUX DE SA RÉFORME
A. SI LE FONCTIONNEMENT MARGINAL ACTUEL DE LA FORMATION DES PRIX SUR LE MARCHÉ EUROPÉEN DE L'ÉLECTRICITÉ PERMET DE GARANTIR SON ÉQUILIBRE, IL PÉNALISE LES CONSOMMATEURS DES PAYS COMME LA FRANCE QUI ONT FAIT DE LONGUE DATE LE CHOIX D'UN MIX ÉLECTRIQUE DÉCARBONÉ
Dans le cadre du marché européen de l'énergie, et selon le principe dit de « l'ordre de mérite » ou de la « vente au coût marginal », la formation du prix de gros de l'électricité est déterminée par le coût de production de la dernière centrale appelée pour satisfaire la demande. C'est la centrale dite « marginale ». En règle générale, en Europe , en cas de pic de consommation, il s'agit souvent d'une centrale à gaz .
Cette modalité de fixation des prix de gros de l'électricité explique la dépendance des prix de l'électricité aux fluctuations du prix des combustibles fossiles utilisés pour produire de l'électricité. Le prix de l'électricité sur les marchés « spot » à court terme est extrêmement dépendant de l'évolution du prix des intrants qui alimentent les centrales électriques marginales et donc particulièrement des cours du gaz .
Ce fonctionnement marginal de la formation des prix de l'électricité sur le marché européen a pour vocation d'assurer l'équilibre entre offre et demande et d'éviter les situations de déficit d'offre. En effet, pour satisfaire l'ensemble de la demande, il rend possible la mise en route de centrales aux performances très faibles et peu productives en raison de coûts de production élevés.
Si cette règle a pour vocation d'optimiser le fonctionnement du système électrique européen et son interconnexion, il en résulte un prix de l'électricité en France élevé quand bien même, du fait de son mix décarboné, les coûts de production de l'électricité y sont modérés et faiblement dépendants des combustibles fossiles , en particuliers du prix du gaz naturel.
En France, d'après le bilan électrique de réseau de transport d'électricité (RTE), en 2022, 62,7 % de l'électricité a été produite à partir d'énergie nucléaire pour seulement 10 % à partir de gaz naturel. Il est à noter que 2022 était une année exceptionnelle marquée par la faiblesse historique des capacités de production nucléaire qui représentent structurellement une part plus importante encore du mix électrique.
Évolution de la production totale
d'électricité en France par source
et part de la production
décarbonée (2017-2022)
(en térawattheure - TWh)
Source : bilan électrique 2022 de réseau de transport d'électricité (RTE)
Si une part significative de l'électricité en Europe reste produite à partir d'énergies fossiles (20 % à partir de gaz et 13 % à partir de charbon), la France a fait le choix d'un mix électrique très différent, décarboné à plus de 87 % d'après le bilan électrique 2022 de RTE (92 % en 2021).
Répartition de la production
d'électricité en France en 2022
entre sources
d'énergies
Source : commission des finances d'après le bilan électrique 2022 de RTE
La France dispose tout de même encore de treize tranches de centrales à cycle combiné au gaz auxquelles elle recourt pour assurer l'équilibre entre offre et demande en hiver en cas de tension sur le système électrique. Par ailleurs, en hiver, la France recourt aussi à des importations d'électricité produite par des centrales thermiques chez ses voisins.
Le marché européen de l'électricité est de plus en plus interconnecté . Il fonctionne de plus en plus comme une seule et même plaque sur laquelle transitent les électrons, d'un pays à l'autre, à une fréquence unique de 50 Hertz. Cette tendance s'amplifie à mesure que de nouvelles capacités d'interconnexions sont développées. Le fonctionnement de cette plaque d'échange d'électrons permet notamment de protéger les européens de situations de black-out massifs 5 ( * ) comme peuvent les connaître les États-Unis faute d'un réseau de transport électrique unifié sur l'ensemble du territoire 6 ( * ) . Sur cette plaque, selon l'analyse de RTE, la France joue déjà un véritable rôle de « hub ».
Le dimensionnement des capacités d'interconnexions est à l'origine des écarts que l'on constate entre les prix spots de court terme d'un pays européen à l'autre. En cas de saturation des capacités d'interconnexions d'un pays, les prix spots qui y sont constatés augmentent. Le développement des interconnexions électriques doit conduire progressivement à harmoniser les prix de marché de court terme en Europe .
Ce marché européen unique et interconnecté se conjugue avec la souveraineté de chaque État dans la composition de leur mix électrique . Cette situation explique que, selon les choix souverains effectués par chaque État membre, la détermination du prix de l'électricité en fonction du coût marginal de production conduit à une décorrélation , potentiellement significative, entre le prix de marché de l'électricité et ses coûts de production moyens au sein d'un pays donné. Les consommateurs français l'ont durement expérimenté depuis le début de la crise actuelle des prix de l'énergie.
B. LES RÈGLES DU MARCHÉ EUROPÉEN DE L'ÉLECTRICITÉ RENVOIENT À DES ENJEUX DÉTERMINANTS DE COMPÉTITIVITÉ INDUSTRIELLE QUI CRISTALLISENT LES RIVALITÉS, NOTAMMENT ENTRE LA FRANCE ET L'ALLEMAGNE
Les règles du marché européen de l'électricité, et tout particulièrement le système de formation des prix, revêtent des enjeux considérables, notamment en matière de compétitivité économique. En effet, le prix auquel les industriels achètent leur électricité constitue un élément clé de leur compétitivité. Cela est tout particulièrement vrai s'agissant des industries électro-intensives , notamment dans les secteurs de l'acier, de la chimie, de l'aluminium, des gaz industriels ou encore du papier.
Les choix souverains effectués par les États en matière de mix énergétique supposent des coûts de production moyens de l'électron très différents . Si ces différences se reflétaient pleinement dans les prix de l'électricité consommée, elles se traduiraient par des avantages et des désavantages comparatifs extrêmement sensibles entre les États membres. L'industrie française , grâce aux capacités de production nucléaire et ses coûts de production modérés qui résultent du mix électrique français aurait pu bénéficier ainsi d'un avantage compétitif décisif face à son homologue allemande dont le mix national repose encore largement sur des centrales thermiques alimentées par des combustibles fossiles, au premier rang desquelles les centrales à gaz.
Jusqu'ici, la construction du marché européen fait apparaître que l'Allemagne a clairement mieux su faire valoir ses intérêts que la France . L'Union européenne n'est pas à blâmer, la responsabilité en revient aux gouvernements français qui ne sont pas parvenus à suffisamment défendre les intérêts de l'industrie nationale. Cette maldonne doit changer et les négociations actuelles en vue de la réforme du marché de l'électricité jouent un rôle majeur à ce titre.
À bien des égards cependant, les éternels débats franco-allemands sur la question se sont enfermés dans une confrontation devenue stérile , chaque partie étant de plus en plus isolée sur sa position. Le combat de position sans issue que se livrent la France et l'Allemagne sur le fonctionnement du marché européen de l'électricité doit être dépassé. Aujourd'hui est venu le temps de parvenir à un compromis franco-allemand équilibré pour garantir aux consommateurs l'accès à une électricité décarbonée la plus compétitive possible . C'est tout l'enjeu des négociations actuelles.
C. LA RÉFORME DU MARCHÉ EUROPÉEN DE L'ÉLECTRICITÉ ET LA NOUVELLE RÉGULATION DU NUCLÉAIRE : « L'ÉPREUVE DE VÉRITÉ »
La crise des prix de l'énergie a remis sur le devant de la scène les problématiques liées au fonctionnement du marché européen de l'électricité. La corrélation entre les cours du gaz naturel et le prix de l'électricité sur les marchés de gros, qui s'explique par le système de formation des prix qui dépend des coûts de production de la dernière centrale appelée, a conduit, dans la foulée de la flambée du gaz à une explosion des prix de marché de l'électricité qui s'est répercutée sur les factures des particuliers et des professionnels dans toute l'Europe.
Face à cette situation, plusieurs États membres, dont la France, ont appelé à une réforme profonde du marché de l'électricité. Ils se sont opposés aux réticences initiales de la Commission européenne et de plusieurs pays du nord de l'Europe, Allemagne en tête, qui souhaitent préserver les grands équilibres du marché et n'envisagent au mieux que des ajustements marginaux. Essayant de faire la synthèse entre ces deux positions, la Commission a présenté, le 14 mars dernier, sa proposition de réforme du marché européen de l'électricité.
Pour satisfaire l'Allemagne et les pays réticents à une réforme d'ampleur, cette proposition ne remet pas en cause le système de formation des prix selon la règle de la centrale marginale mais , allant dans le sens des positions portées par la France, ouvre des perspectives s'agissant des contrats de long terme susceptibles de sécuriser les nouveaux investissements dans les capacités de production d'électricité bas carbone et de faire profiter les consommateurs et les industries d'un État membre des options économiquement plus performantes qu'il aurait choisi en termes de composition de son mix électrique .
La réforme du marché européen de l'électricité doit ainsi principalement permettre de traiter deux de ses faiblesses actuelles :
- d'une part mieux protéger les consommateurs face aux hausses des prix de gros du marché et assurer la compétitivité économique des entreprises des États membres en garantissant que les prix de l'électricité se rapprochent des coûts complets de production moyens de long terme ;
- et d'autre part contribuer à accélérer la transition énergétique en encourageant les investissements dans le développement des capacités de production d'électricité décarbonée et l'innovation.
Pour répondre au premier enjeu, la Commission propose de développer le recours aux contrats de long terme gré à gré de type PPA ( power purchase agreement ) entre un producteur et/ou fournisseur et des industriels. La Commission propose notamment de lever des restrictions qui pèsent sur ces contrats bilatéraux de long terme et d'étendre leur éligibilité aux PME. Ces contrats de long terme doivent permettre à l'ensemble des acteurs de l'écosystème, que ce soit les producteurs, les fournisseurs ou les consommateurs, de se couvrir contre les fluctuations des prix de marché.
En France, le consortium industriel exeltium 7 ( * ) , qui a signé en 2008 un partenariat avec EDF, pour une durée de 24 ans et 311 TWh d'électricité 8 ( * ) , est l'archétype de ce type de contrats.
Le contrat de gré à gré entre le consortium exeltium et EDF
Source : site internet du consortium exeltium
Pour répondre au second enjeu, la Commission propose d' étendre le champ d'application des contrats pour différence dits CfD ( contracts for difference ). Aujourd'hui réservés à la production d'EnR, ces CfD permettent de sécuriser des investissements lourds dans des capacités de production en garantissant sur une longue période au producteur un niveau de revenu de référence. Les CfD sont garantis par un système public de chambre de compensation . Lorsque les prix de marchés sont inférieurs au revenu de référence, les producteurs reçoivent une compensation de la puissance publique visant à leur garantir la perception du revenu de référence garanti et, inversement, lorsque les prix de marché dépassent le revenu de référence, les producteurs reversent à la puissance publique le surplus perçu. En France, ce système fonctionne actuellement pour la production d'EnR sous la forme du mécanisme budgétaire des compensations pour charges de service public de l'énergie (CSPE).
Dans le projet qu'elle propose au Parlement européen et aux États membres, la Commission entend étendre la possibilité de conclure des CfD dans le cadre des nouveaux investissements dans les capacités de production d'électricité décarbonée , ce qui inclurait donc le programme français de nouveau nucléaire ainsi que, selon l'interprétation qu'en fait le Gouvernement français, le parc nucléaire existant dès lors qu'une centrale ferait l'objet , dans le cadre du chantier du grand carénage, de nouveaux investissements visant à prolonger sa durée de vie.
Pour la France, l'enjeu principal de la réforme du marché européen de l'électricité renvoie à la nouvelle régulation du nucléaire . Le dispositif d'accès régulé à l'électricité nucléaire historique dit « Arenh » doit prendre fin le 31 décembre 2025 . D'ici-là, pour que les consommateurs français, et notamment le secteur industriel, puisse continuer de bénéficier de la compétitivité des coûts de production du parc nucléaire français, une nouvelle régulation doit prendre le relai.
Alors que les grands industriels ont besoin de visibilité sur un enjeu si déterminant pour leur compétitivité, cette échéance implique la mise en oeuvre la plus rapide possible de la réforme du marché européen en cours de négociations. Le développement des CfD, et des PPA pour le secteur industriel, pourrait le cas échéant jouer le même rôle que l'Arenh aujourd'hui en permettant aux ménages et à l'économie de bénéficier des coûts de production modérés du nucléaire.
La réforme doit aujourd'hui garantir qu'un État membre ne sera pas défavorisé pour avoir réalisé il y a plusieurs décennies des choix ambitieux et judicieux en matière de mix électrique et conduit une politique volontariste en la matière. La France n'imposera pas l'énergie nucléaire à ses partenaires mais les règles européennes ne doivent pas entraver ses capacités de développement en condamnant les investissements nécessairement très lourds qu'elle suppose .
Pour se faire, il nous faut convaincre de nos partenaires que l'impératif de décarbonation de nos économies doit passer avant leur verdissement.
Au-delà même de la seule réforme du marché de l'électricité, d'autres projets de textes européens déterminants pour l'avenir du nucléaire sont actuellement en discussion (taxonomie européenne, banque de l'hydrogène, industrie zéro émission nette, hydrogène bas carbone produit à partir d'électricité nucléaire). Il est indispensable que tous ces textes partagent une approche cohérente à l'égard des moyens de production d'électricité décarbonée.
Dans le cadre des âpres négociations que se livrent les États membres sur la révision du marché de l'électricité et les autres projets de textes européens qui détermineront l'avenir de la production d'électricité décarbonée, certaines des dispositions actuelles de la proposition de loi pourraient être exploitées par les coalitions de pays hostiles à une réforme d'ampleur du marché et à l'énergie nucléaire conduisant ainsi à affaiblir la position française . En dépit de leurs bonnes intentions, à plusieurs des égards, et notamment du fait de l'agenda européen, certaines des dispositions de cette proposition de loi n'arrivent pas au bon moment.
* 4 Loi n° 46-628 du 8 avril 1946 sur la nationalisation de l'électricité et du gaz.
* 5 Comme l'été dernier en Californie.
* 6 Chaque État fédéré étant libre de mettre en oeuvre le réseau électrique de son choix.
* 7 Regroupant 27 groupes industriels électro intensifs.
* 8 À ce jour, seule la première phase du projet, portant sur 148 TWh, a été lancée.