- L'ESSENTIEL
- I. LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE : UNE
LOGIQUE DE MARCHÉ ÉCARTELÉE ENTRE CHOIX SOUVERAINS ET
ENCADREMENT EUROPÉEN CROISSANT
- II. UNE CONSOMMATION QUI DEVRAIT AUGMENTER AVEC DE
NOMBREUSES INCERTITUDES
- III. UNE RELANCE AMBITIEUSE ET DURABLE DE LA
FILIÈRE NUCLÉAIRE EST INCONTOURNABLE
- A. UN ENJEU CRUCIAL : GARANTIR UNE PARFAITE
TRANSPARENCE SUR LES COÛTS DE PRODUCTION ET D'ACHEMINEMENT DE
L'ÉLECTRICITÉ
- B. D'ICI À 2050, LA SATISFACTION DE NOS
BESOINS ÉLECTRIQUES SERA PRINCIPALEMENT ASSURÉE PAR LA RELANCE DE
L'INDUSTRIE NUCLÉAIRE
- 1. Faire de la flexibilité le coeur du
fonctionnement du système électrique
- 2. D'ici 2035, la prolongation optimisée du
parc nucléaire accompagnera un déploiement ambitieux mais
réaliste et efficient de capacités renouvelables
- 3. À l'horizon 2050, prolonger les centrales
actuelles au-delà de 60 ans et construire 14 nouveaux
réacteurs
- 4. Relancer d'urgence la quatrième
génération de réacteurs nucléaires
- 1. Faire de la flexibilité le coeur du
fonctionnement du système électrique
- A. UN ENJEU CRUCIAL : GARANTIR UNE PARFAITE
TRANSPARENCE SUR LES COÛTS DE PRODUCTION ET D'ACHEMINEMENT DE
L'ÉLECTRICITÉ
- IV. UNE VRAIE RÉGULATION DU PRIX DE
L'ÉLECTRICITÉ ET UN ALLÈGEMENT DE LA FISCALITÉ POUR
À TERME RÉDUIRE DE 40 % LES FACTURES DES
CONSOMMATEURS
- I. LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE : UNE
LOGIQUE DE MARCHÉ ÉCARTELÉE ENTRE CHOIX SOUVERAINS ET
ENCADREMENT EUROPÉEN CROISSANT
- LES RECOMMANDATIONS DE LA COMMISSION
D'ENQUÊTE
- INTRODUCTION
- PREMIÈRE PARTIE : UN SYSTÈME
COMPLEXE TIRAILLÉ ENTRE SOUVERAINETÉ, EUROPE ET
MARCHÉ
- I. UN CHOIX SOUVERAIN À GARANTIR DANS LE
CADRE EUROPÉEN
- A. LES PRINCIPES POSÉS PAR
L'ARTICLE 194 DU TRAITÉ SUR LE FONCTIONNEMENT DE L'UNION
EUROPÉENNE EN MATIÈRE DE POLITIQUE
ÉNERGÉTIQUE
- B. LA MISE EN oeUVRE DE LA POLITIQUE
ÉNERGETIQUE DOIT DEMEURER UNE RESPONSABILITÉ DES ÉTATS
MEMBRES
- C. DE L'EURATOM À L'ALLIANCE DU
NUCLÉAIRE, LA LENTE CONSTRUCTION D'UNE COOPÉRATION
EUROPÉENNE DANS LE DOMAINE DE L'ÉNERGIE NUCLÉAIRE
- D. DES OBLIGATIONS DISPROPROTIONNÉES POUR
LA FRANCE EN MATIÈRE DE RÉDUCTION DES GAZ À EFFET DE SERRE
ET DE DÉVELOPPEMENT DES ÉNERGIES RENOUVELABLES
- 1. Une trajectoire de décarbonation qui ne
prend pas en compte le niveau de départ de la France par rapport au mix
d'autres pays européens
- 2. Des objectifs de développement des
énergies renouvelables qui ignorent la structure du mix
électrique de la France
- 3. La difficulté pour la France de peser
sur les négociations européennes
- a) La co-législation marquée par une
fragmentation des eurodéputés français au sein des groupes
politiques
- b) Le recours plus systématique aux actes
délégués affaiblit le rôle des États
membres
- c) Les négociations de la réforme du
marché européen de l'électricité démontrent
que l'exécutif doit s'impliquer davantage pour influencer les
décisions européennes
- a) La co-législation marquée par une
fragmentation des eurodéputés français au sein des groupes
politiques
- 1. Une trajectoire de décarbonation qui ne
prend pas en compte le niveau de départ de la France par rapport au mix
d'autres pays européens
- A. LES PRINCIPES POSÉS PAR
L'ARTICLE 194 DU TRAITÉ SUR LE FONCTIONNEMENT DE L'UNION
EUROPÉENNE EN MATIÈRE DE POLITIQUE
ÉNERGÉTIQUE
- II. RÈGLES EUROPÉENNES : DE
L'HOSTILITÉ AU NUCLÉAIRE À LA QUASI NEUTRALITÉ
TECHNOLOGIQUE
- A. DES OBJECTIFS TOUJOURS PLUS AMBITIEUX EN
MATIÈRE DE TRANSITION CLIMATIQUE ET ÉNERGÉTIQUE
- B. LE PROGRÈS VERS LA NEUTRALITÉ
TECHNOLOGIQUE
- C. DE NOUVELLES AVANCÉES SONT ENCORE
À ACCOMPLIR VERS CETTE NEUTRALITÉ
- 1. Le nucléaire ne doit plus être
exclu des programmes de financement de l'UE
- 2. Des projets importants d'intérêt
commun européen (PIIEC) doivent être lancés dans le domaine
de l'énergie nucléaire
- 3. La Banque européenne d'investissement
doit infléchir sa position sur le financement des projets
nucléaires
- 1. Le nucléaire ne doit plus être
exclu des programmes de financement de l'UE
- A. DES OBJECTIFS TOUJOURS PLUS AMBITIEUX EN
MATIÈRE DE TRANSITION CLIMATIQUE ET ÉNERGÉTIQUE
- III. OÙ EN EST LA STRATÉGIE
NATIONALE EN MATIÈRE D'ÉLECTRICITÉ ?
- A. LE DISCOURS DE BELFORT : UN BON
DÉPART ?
- B. LES INCERTITUDES QUI DEMEURENT DOIVENT
ÊTRE LEVÉES PAR DES DÉCISIONS À PRENDRE
RAPIDEMENT
- C. PPE, SNBC, SFEC, PNIEC... DES TEXTES
INSUFFISAMMENT COORDONNÉS ET POUR CERTAINS OBSOLÈTES
- D. L'ÉVALUATION DU PROJET FRANÇAIS
DE PNEC PAR LA COMMISSION EUROPÉENNE
- E. L'ABSOLUE NÉCESSITÉ D'UNE
PROGRAMMATION DE LONG TERME SUR L'ÉNERGIE
- A. LE DISCOURS DE BELFORT : UN BON
DÉPART ?
- IV. LES MARCHÉS DE
L'ÉLECTRICITÉ : DES IMPERFECTIONS RÉDHIBITOIRES QUI
NECESSITAIENT UNE RÉFORME
- A. LES DÉFICIENCES MANIFESTES DES
MARCHÉS DE GROS
- B. LES RÉGULATIONS DESTINÉES
À PALLIER LE CARACTÈRE DYSFONCTIONNEL DES MARCHÉS, SONT
ELLES MÊMES DÉFAILLANTES
- 1. Une organisation hybride qui a circonscrit
l'ouverture à la concurrence
- 2. L'Arenh : une régulation largement
dysfonctionnelle
- a) Un dispositif temporaire et baroque qui devait
mettre le pied à l'étrier de la concurrence
- b) Un mécanisme unidirectionnel
déresponsabilisant pour les fournisseurs et dont le prix n'a jamais
été réévalué
- (1) Un prix fixé à 42 euros par
MWh en 2012 et qui n'a jamais pu être
réévalué depuis
- (2) Un dispositif asymétrique
défavorable à EDF et déresponsabilisant pour les
fournisseurs alternatifs
- c) Un dispositif qui a donné lieu à
des fraudes et des détournements inacceptables qui méritent des
sanctions exemplaires
- a) Un dispositif temporaire et baroque qui devait
mettre le pied à l'étrier de la concurrence
- 3. Des dispositifs de soutien massifs assurent le
développement des énergies renouvelables
- a) Des modalités de
rémunération qui peuvent prendre deux formes
- (1) L'obligation d'achat
- (2) Le dispositif de complément de
rémunération
- (3) Les EnR sont majoritairement soutenues dans le
cadre du dispositif de l'obligation d'achat
- b) Des dispositifs très coûteux pour
les finances publiques
- (1) Près de 44 milliards d'euros de
soutien public apportés aux énergies renouvelables
électriques en vingt ans
- (3) Les bienfaits de la crise de l'énergie
sur les finances publiques
- (4) Des effets d'aubaine qui n'avaient pas
été anticipés
- a) Des modalités de
rémunération qui peuvent prendre deux formes
- 4. Le marché de capacités :
l'impératif d'un recentrage sur l'objectif de sécurité
d'approvisionnement
- 1. Une organisation hybride qui a circonscrit
l'ouverture à la concurrence
- C. LES MARCHÉS DE DÉTAIL N'OFFRENT
PAS DE GARANTIE DE PROTECTION ET DE STABILITÉ DES PRIX AUX
CONSOMMATEURS
- 1. Une ouverture à la concurrence dont les
apports sont discutables
- a) L'émergence de la concurrence sur le
marché de détail de l'électricité : une
réalité en demi-teinte
- (1) L'ouverture à la concurrence du
marché de détail de l'électricité
- (2) Une dynamique concurrentielle sans remise en
cause de la position de leader d'EDF
- (a) Un marché concentré autour d'un
nombre limité de fournisseurs
- (b) Des fournisseurs alternatifs très
présents sur le marché des professionnels
- (3) La concurrence a favorisé le
développement d'offres innovantes
- b) Une ouverture à la concurrence qui a
aussi eu un coût pour les consommateurs
- (1) Des comportements opportunistes
révélés par la crise énergétique
- (2) Une exposition aux fluctuations des prix qui a
conduit à des défaillances de certains fournisseurs
- (3) Des fournisseurs qui sont très rarement
devenus des producteurs
- a) L'émergence de la concurrence sur le
marché de détail de l'électricité : une
réalité en demi-teinte
- 2. Les prix de l'électricité pour
les entreprises étaient compétitifs jusqu'à la crise mais,
aujourd'hui, la compétitivité du secteur industriel est
menacée
- 3. Les TRVe ont perdu leur caractère
protecteur et sont largement corrélés aux fluctuations
intempestives des prix de marchés
- a) Les tarifs réglementés de vente
d'électricité (TRVe) viennent d'être étendus
à l'ensemble des TPE et des petites communes
- b) Contrairement à leur raison
d'être, les TRVe sont de plus en plus exposés aux aléas des
marchés
- c) Jusqu'à la crise, à l'instar des
entreprises, les ménages français payaient leur
électricité moins chère qu'ailleurs en Europe même
si cet avantage comparatif avait tendance à s'effriter
- a) Les tarifs réglementés de vente
d'électricité (TRVe) viennent d'être étendus
à l'ensemble des TPE et des petites communes
- 1. Une ouverture à la concurrence dont les
apports sont discutables
- D. LA CRISE DES PRIX DE L'ÉNERGIE A
EXPOSÉ AU GRAND JOUR TOUTES LES INSUFFISANCES DU SYSTÈME
ACTUEL
- A. LES DÉFICIENCES MANIFESTES DES
MARCHÉS DE GROS
- V. L'INDISPENSABLE RÉFORME DE
L'ORGANISATION DU MARCHÉ EUROPÉEN DE
L'ÉLECTRICITÉ POUR REMEDIER À LA DÉFICIENCE
DES MARCHÉS
- I. UN CHOIX SOUVERAIN À GARANTIR DANS LE
CADRE EUROPÉEN
- DEUXIÈME PARTIE : UNE CONSOMMATION
QUI DEVRAIT AUGMENTER AVEC DE NOMBREUSES INCERTITUDES
- I. UNE CONSOMMATION QUI STAGNE PUIS DÉCLINE
DEPUIS 15 ANS
- A. LA DEMANDE D'ÉLECTRICITÉ A
BEAUCOUP PROGRESSÉ DEPUIS UN SIÈCLE
- B. DES BESOINS D'ÉLECTRICITÉ EN
BAISSE CES DERNIÈRES ANNÉES ?
- C. PAR QUI L'ÉLECTRICITÉ EST-ELLE
CONSOMMÉE ?
- 1. Une majorité de la demande provient des
professionnels et des entreprises, notamment dans le secteur industriel
- 2. La demande du secteur résidentiel est
importante notamment pour des usages liés à la chaleur
- 3. L'autoconsommation en France est en retard
comparée aux pays voisins en dépit d'une
accélération récente
- 1. Une majorité de la demande provient des
professionnels et des entreprises, notamment dans le secteur industriel
- D. QUAND L'ÉLECTRICITÉ EST-ELLE
CONSOMMÉE ?
- 1. La consommation électrique est sujette
à de nombreuses fluctuations
- 2. Les niveaux de consommation les plus
élevés et la pointe
- 3. L'enjeu du développement de
l'information sur les moments propices d'utilisation
- 4. Les données de consommation
sous-exploitées
- a) L'exploitation de ces données
présente plusieurs intérêts
- b) Les compteurs dit
« intelligents » sont paramétrés pour
relever finement les informations relatives à la consommation
- c) L'enregistrement des données de
consommation dans le système d'information du gestionnaire de
réseau de distribution doit être la norme
- a) L'exploitation de ces données
présente plusieurs intérêts
- 1. La consommation électrique est sujette
à de nombreuses fluctuations
- E. LES OUTRE-MER ET LA CORSE FONT FACE À
DES ENJEUX SPÉCIFIQUES
- 1. Consommation, production et soutien de
l'État dans les ZNI
- a) La consommation d'électricité des
ZNI
- b) La production d'électricité dans
les ZNI
- c) L'engagement financier de l'État
compense des coûts de production de l'électricité non
couverts par les recettes
- (1) Des coûts de production de
l'électricité supérieurs à ceux de la
métropole
- (2) Un soutien financier structurel de
l'État
- a) La consommation d'électricité des
ZNI
- 2. Les défis auxquels sont
confrontées les ZNI
- a) Contenir le coût de la transition
énergétique
- (1) Une hausse attendue de la consommation
électrique
- (2) La nécessité de
développer les actions de maîtrise de la demande d'énergie
- b) Distinguer l'objectif de production
électrique décarbonée de l'objectif de souveraineté
énergétique et phaser ces objectifs dans le temps
- (1) L'actuel objectif « d'autonomie
énergétique » est flou, perturbant et inatteignable
à horizon 2030
- (2) L'objectif de mix électrique
décarboné est atteignable pour la majorité des ZNI
à horizon 2030
- (3) L'objectif d'autonomie
énergétique pour 2050 semble irréaliste
- (4) Cette clarification donnerait à chaque
ZNI le temps de construire un mix de production cible optimal
- c) Construire une prospective globale et
transverse sur tout le périmètre énergie
- (1) Les faiblesse de la programmation actuelle
- (2) La nécessité d'une projection
stratégique à moyen et long terme
- (3) L'impératif d'une vision globale sur
tout le périmètre énergie
- a) Contenir le coût de la transition
énergétique
- 1. Consommation, production et soutien de
l'État dans les ZNI
- A. LA DEMANDE D'ÉLECTRICITÉ A
BEAUCOUP PROGRESSÉ DEPUIS UN SIÈCLE
- II. L'ÉLECTRICITÉ EST UN ENJEU
ÉCOLOGIQUE, ÉCONOMIQUE ET DE SOUVERAINETE
- III. SCÉNARIOS DE CONSOMMATION
ÉLECTRIQUE D'ICI À 2030 ET 2050
- A. 1970-2020 : 50 ANS DE
PRÉVISIONS À L'ÉPREUVE DU RÉEL
- B. 2020 : UN DÉBAT PUBLIC AUTOUR DE
PROJECTIONS DE CONSOMMATION À LONG TERME REFLÉTANT DES CHOIX
OUVERTS ET PLURIELS
- C. 2022-2024 : LES PROJECTIONS DE
CONSOMMATION ÉLECTRIQUE SE PRÉCISENT À HORIZON 2035
- D. LES PROJECTIONS INTERNATIONALES SONT PLUS
HAUSSIÈRES QUE LA TRAJECTOIRE DE RÉFÉRENCE DE RTE
- A. 1970-2020 : 50 ANS DE
PRÉVISIONS À L'ÉPREUVE DU RÉEL
- IV. LA PERSPECTIVE RÉALISTE RETENUE PAR LA
COMMISSION
- A. UNE CROISSANCE DE LA CONSOMMATION QUI
S'AFFERMIT AVEC LE TEMPS
- B. UNE PERSPECTIVE QUI REPOSE SUR UNE
INDISPENSABLE POURSUITE DES DYNAMIQUES D'EFFICACITÉ ET DE
SOBRIÉTÉ
- 1. La recherche des gains d'efficacité
énergétique doit être encouragée
- 2. La sobriété, un levier
indispensable pour maitriser la hausse de la demande, mérite
d'être mieux travaillée sur le fond
- 3. Au croisement des efforts d'efficacité
et de sobriété, l'exemple des certificats d'économies
d'énergie
- 1. La recherche des gains d'efficacité
énergétique doit être encouragée
- C. UN SCÉNARIO QUI NÉCESSITE
D'ENCOURAGER VIVEMENT LE RYTHME DE DÉPLOIEMENT DES ÉQUIPEMENTS
BAS CARBONE, NOTAMMENT DANS L'INDUSTRIE, LES TRANSPORTS ET CERTAINS DOMAINES
CLÉS
- 1. Accélérer
l'électrification du parc de véhicules et développer des
réseaux de recharge est indispensable
- a) L'électrification du secteur des
transports est stratégique
- b) L'électrification représente la
principale voie de décarbonation du secteur des transports
- c) La tendance actuelle en termes de vente de
véhicules électriques correspond aux objectifs
espérés
- d) Le réseau de bornes de recharges doit
suivre le mouvement
- e) Le pilotage de la recharge des batteries des
véhicules électriques doit être facilité
- a) L'électrification du secteur des
transports est stratégique
- 2. Accélérer
l'électrification des procédés industriels par des
soutiens publics
- a) L'électrification des
procédés industriels est indispensable
- b) Cette mutation nécessite des
investissements très lourds appelant l'État à jouer un
rôle d'animateur et de financeur
- c) Des effets d'annonce qu'il faut
concrétiser par une budgétisation rapide
- d) Un renforcement vital du réseau
à très haute tension dans les zones stratégiques
- e) L'impératif de ne pas retarder
l'électrification des industries
- a) L'électrification des
procédés industriels est indispensable
- 3. Obtenir des rénovations
énergétiques bâtimentaires plus performantes et renforcer
l'utilisation de solutions de chauffage bas carbone implique des dispositifs de
soutien renforcés
- a) L'électrification du secteur des
bâtiments est stratégique
- b) Les projections reposent sur une massification
d'une rénovation énergétique à l'efficacité
renouvelée
- (1) Accélérer le rythme de
rénovation semble, à ce stade, plus un pari qu'une
réalité,
- (2) Obtenir des rénovations performantes,
alors que leur efficacité fait toujours débat
- c) Améliorer la pénétration
de moyens de chauffage bas carbone
- a) L'électrification du secteur des
bâtiments est stratégique
- 4. Être attentif aux développements
des besoins du numérique pour ne pas casser sa dynamique
- a) Pourquoi l'expansion attendue du
numérique est à surveiller ?
- b) Efficacité énergétique
des équipements et saturation des usages vont modérer la
croissance de la demande électrique
- c) Les facteurs de croissance de la demande
électrique du numérique seront liés aux nouveaux usages,
aux centres de données voire au développement de l'intelligence
artificielle et des crypto monnaies
- (1) Une consommation électrique
liée aux nouveaux usages
- (2) Une consommation électrique
dépendante du développement de centres de données
- (3) Une consommation électrique
dépendante du développement de l'intelligence artificielle et des
crypto monnaies
- a) Pourquoi l'expansion attendue du
numérique est à surveiller ?
- 5. Dimensionner et phaser correctement la
montée des besoins électriques liés aux utilisations de
l'hydrogène bas carbone
- a) Afin de maîtriser cette augmentation de
la demande, il convient de réserver l'hydrogène à des
usages stratégiques
- b) Cette orientation justifie le
développement d'une offre d'hydrogène dédiée et
d'un soutien public ciblé
- c) D'autant plus que les signaux actuels
indiquent un retard des projets
- (1) Le développement de cette
filière est encore empreint d'incertitudes de différentes
natures
- (2) Face à ces incertitudes, les
prévisions de production d'hydrogène décarboné sont
largement revues à la baisse
- (3) La France n'échappe pas à cette
tendance
- a) Afin de maîtriser cette augmentation de
la demande, il convient de réserver l'hydrogène à des
usages stratégiques
- 6. Pour une stratégie nationale
d'électrification
- 1. Accélérer
l'électrification du parc de véhicules et développer des
réseaux de recharge est indispensable
- D. LA DEMANDE DEVRA SE DÉPLACER AU MOMENT
DE LA JOURNÉE OÙ LA PRODUCTION SERA LA PLUS FORTE
- A. UNE CROISSANCE DE LA CONSOMMATION QUI
S'AFFERMIT AVEC LE TEMPS
- I. UNE CONSOMMATION QUI STAGNE PUIS DÉCLINE
DEPUIS 15 ANS
- TROISIÈME PARTIE : ASSURER LES
BESOINS ÉLECTRIQUES DE LA FRANCE AUX
HORIZONS 2035 ET 2050...
- I. PRODUIRE ET ACHEMINER
L'ÉLECTRICITÉ À UN COÛT OPTIMAL
- A. UN MIX ÉLECTRIQUE FRANÇAIS
LARGEMENT DÉCARBONÉ QUI S'APPUIE SUR UN SOCLE NUCLÉAIRE
COMPÉTITIF
- 1. Le mix de production électrique
français aujourd'hui
- a) Toujours dominé par le
nucléaire, le mix de production français s'est néanmoins
diversifié
- (1) Le mix électrique
français repose principalement sur un parc nucléaire mis en
service au cours des décennies 1980 et 1990
- (2) La montée en puissance des
énergies renouvelables ne permet pas encore d'atteindre les objectifs
nationaux et européens
- (a) La filière hydraulique reste la
première source d'énergies renouvelables
- (b) Le parc éolien terrestre est devenu la
première source de croissance de la production d'énergie
bas-carbone
- (c) L'éolien en mer connaît un
démarrage plus tardif que dans d'autres pays européens
- (d) La filière solaire photovoltaïque
atteint des niveaux historiques
- (3) Le déclin du parc de production
thermique contribue à fragiliser la sécurité
d'approvisionnement
- b) Le choix du mix électrique doit reposer
sur une comparaison transparente des caractéristiques propres à
chaque filière de production
- a) Toujours dominé par le
nucléaire, le mix de production français s'est néanmoins
diversifié
- 2. Prendre en compte la totalité des
coûts
- a) Comment calculer les coûts de production
d'une centrale électrique ?
- (1) Approches
« comptables » vs approches
« économiques »
- (2) Le « LCOE » : la
méthode de calcul du coût complet de production actualisé
la plus communément utilisée
- (3) Des approches « aux bornes de la
centrale » qui ne tiennent pas compte des « coûts
systèmes » induits par les différentes filières
de production
- b) La comparaison des coûts complets de
production des filières doit être relativisée puisqu'elle
n'intègre pas les « coûts
systèmes »
- (1) L'inversion récente de la tendance
à la baisse des coûts complets des installations éoliennes
et photovoltaïques
- (2) Les coûts complets du parc
nucléaire historique demeurent l'objet de controverses
- (3) Le coût complet du nouveau
nucléaire est extrêmement dépendant des
caractéristiques de son financement et de son mode de
régulation
- (4) Les coûts de production des centrales
thermiques dépendent essentiellement des prix de leurs combustibles et
les estimations de coûts de production des filières thermiques
décarbonées sont extrêmement élevées
- c) Le calcul des coûts du mix
électrique révèle les coûts systèmes
nettement plus élevés des énergies renouvelables
intermittentes
- (1) Il est indispensable de prendre en compte les
coûts systèmes induits par les différents scénarios
de mix de production
- (2) Les coûts systèmes sont
structurellement plus élevés dans les scénarios qui
reposent sur une forte proportion d'électricité produite par des
centrales intermittentes
- (3) Les hypothèses de coûts de
financement jouent un rôle absolument déterminant dans l'analyse
économique des systèmes électriques
décarbonés
- d) La compétitivité
économique des mix de production à forte proportion de
nucléaire est solidement étayée
- a) Comment calculer les coûts de production
d'une centrale électrique ?
- 1. Le mix de production électrique
français aujourd'hui
- B. DES INVESTISSEMENTS COLOSSAUX ANNONCÉS
DANS LES RÉSEAUX DE TRANSPORT ET DE DISTRIBUTION
- 1. Des réseaux de transport et de
distribution d'électricité à l'aube d'une
révolution
- a) RTE gère un réseau de transport
de 100 000 km de lignes qui a connu peu d'évolutions depuis
les années 1980
- b) Enedis exploite la quasi
intégralité d'un réseau de distribution qui a
entamé une révolution majeure
- c) Les pertes en
ligne s'élèvent chaque année à environ
35 TWh et pèsent sur le TURPE
- a) RTE gère un réseau de transport
de 100 000 km de lignes qui a connu peu d'évolutions depuis
les années 1980
- 2. Des investissements colossaux en perspective
en raison de l'ancienneté des réseaux, de
l'électrification des usages et de la dispersion des moyens de
production intermittents
- a) 200 milliards d'euros à investir
d'ici à 2040 ?
- (1) 100 milliards d'euros d'ici 2040 :
« un changement d'échelle » pour le réseau
de transport
- (2) 96 milliards d'euros dans le
réseau de distribution : des investissements tirés à
la hausse par les raccordements de moyens de production renouvelables et de
bornes de recharge pour véhicules électriques
- b) La dissémination et l'intermittence des
moyens de production éoliens et photovoltaïques engendrent des
investissements significatifs dans les réseaux de transport et de
distribution
- (1) Un développement important des
énergies renouvelables supposera nécessairement la construction
de lignes à 400 000 volts sur des sites vierges
- (2) Le réseau de distribution : une
hausse sensible des investissements pour les raccordements de producteurs
renouvelables
- a) 200 milliards d'euros à investir
d'ici à 2040 ?
- 3. Les conditions de financement d'Enedis et de
RTE et leurs incidences sur le tarif d'utilisation du réseau public
d'électricité (TURPE) méritent d'être
questionnées
- a) « Les TURPE » vont
poursuivre leur tendance inflationniste
- (1) Payés par les consommateurs et en
augmentation constante, « les TURPE » financent les
dépenses des gestionnaires de réseaux
- (2) Les programmes d'investissements
proposés par RTE et Enedis auront un effet inflationniste certain sur le
TURPE, bien que lissé dans le temps
- b) Réduire la rémunération
des capitaux d'Enedis et de RTE et les dividendes qu'ils distribuent à
leurs actionnaires pour contenir l'évolution du TURPE
- a) « Les TURPE » vont
poursuivre leur tendance inflationniste
- 4. La création de nouvelles
interconnexions doit être strictement conditionnée à leur
intérêt économique pour la France
- 1. Des réseaux de transport et de
distribution d'électricité à l'aube d'une
révolution
- A. UN MIX ÉLECTRIQUE FRANÇAIS
LARGEMENT DÉCARBONÉ QUI S'APPUIE SUR UN SOCLE NUCLÉAIRE
COMPÉTITIF
- II. REPENSER LA DOCTRINE DE
SÉCURITÉ D'APPROVISIONNEMENT DU PAYS ET PROMOUVOIR LES
FLEXIBILITÉS
- A. LA SÉCURITÉ D'APPROVISIONNEMENT
ET LA RÉSILIENCE DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE À
REQUESTIONNER
- 1. Définir les critères de la
sécurité d'approvisionnement est un enjeu de premier plan
- 2. Une doctrine qui a précédemment
évolué sous une impulsion plus technique que politique pour
suivre les réalités du système électrique
- 3. À court terme, la doctrine n'a pas
besoin d'évoluer, y compris avec la nouvelle réglementation
européenne
- 4. À long terme, il convient de
s'interroger sur cette doctrine, car la nature des risques pouvant conduire
à une défaillance va évoluer
- a) Les évolutions du système
électrique poussent à reconsidérer le critère de
sécurité d'approvisionnement
- b) Face à des évènements non
désirés, la résilience du système électrique
doit progresser
- (1) Une préoccupation légitime dans
un contexte instable
- (2) Une prise en compte croissante de la notion
de résilience en France et en Europe récemment renforcée
pour le secteur électrique
- (3) Au-delà de la planification, l'enjeu
de l'opérationnalité de ces mesures
- c) Les pistes de réflexion de la
commission d'enquête pour faire évoluer la doctrine de
sécurité d'approvisionnement à terme.
- (1) Une définition de la
sécurité d'approvisionnement à affiner
- (2) Une orientation à exprimer entre
volume horaire ou volume d'énergie
- (3) Un niveau de souveraineté à
déterminer
- a) Les évolutions du système
électrique poussent à reconsidérer le critère de
sécurité d'approvisionnement
- 1. Définir les critères de la
sécurité d'approvisionnement est un enjeu de premier plan
- B. LES FLEXIBILITÉS SERONT UN
ÉLÉMENT DÉTERMINANT DE L'ÉQUILIBRE DU
SYSTÈME ÉLECTRIQUE
- 1. La recherche de la flexibilité de la
demande doit être une priorité dès maintenant
- 2. Mettre en place les signaux appropriés
pour développer cette flexibilité de la demande
- a) Distinguer les deux typologies principales
d'effacements
- b) Des tarifs incitatifs pour favoriser la
flexibilité de la demande
- c) Améliorer les mécanismes de
rémunération du pilotage de la demande
- (1) Compléter et affiner le
« NEBEF »
- (2) Renégocier rapidement la reconduction
d'un mécanisme de rémunération de capacité
- (3) Simplifier et scinder les appels d'offres
effacement
- (4) Programmer la fin des soutiens
publics ?
- d) Créer les conditions de
développement des flexibilités de la demande
- (1) Un programme industriel de déploiement
d'équipements à lancer
- (2) Une incitation à développer des
offres couplées « fourniture / pilotage »
grâce à un engagement dans la durée des clients
- (3) Un contrôle du développement des
flexibilités
- a) Distinguer les deux typologies principales
d'effacements
- 3. Utiliser l'hydrogène pour stocker de
l'électricité : « une incertitude
majeure »
- 4. Un développement des capacités
de STEP paralysé par le contentieux sur les concessions
hydroélectriques et la fragilité de leur modèle
économique
- 5. Les flexibilités de l'offre de
production : des capacités pilotables à renforcer
- 6. Les flexibilités au coeur du
système électrique
- 1. La recherche de la flexibilité de la
demande doit être une priorité dès maintenant
- A. LA SÉCURITÉ D'APPROVISIONNEMENT
ET LA RÉSILIENCE DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE À
REQUESTIONNER
- III. D'ICI À 2035, LA PROLONGATION
OPTIMISÉE DU PARC NUCLÉAIRE EN EXPLOITATION DEVRA ACCOMPAGNER
L'ESSOR DES MOYENS RENOUVELABLES
- A. LA PROLONGATION DU PARC NUCLÉAIRE EN
EXPLOITATION JUSQU'À 60 ANS : LA COMPOSANTE PRIORITAIRE DU MIX
ÉLECTRIQUE À HORIZON 2035
- 1. D'une perspective d'extinction rapide au
consensus sur la prolongation du parc nucléaire : un revirement
salutaire
- 2. Grand carénage et quatrièmes
visites décennales : une prolongation du fonctionnement du parc
nucléaire au-delà de 40 ans déjà
engagée
- a) Un programme de grand carénage pour
prolonger le fonctionnement du parc nucléaire historique et aligner son
niveau de sûreté sur les exigences les plus récentes
- b) La prolongation au-delà de 40 ans
des réacteurs de 900 MW est déjà une
réalité pour certains d'entre eux
- c) Les quatrièmes visites
décennales des réacteurs de 1 300 MW doivent
démarrer en 2026
- a) Un programme de grand carénage pour
prolonger le fonctionnement du parc nucléaire historique et aligner son
niveau de sûreté sur les exigences les plus récentes
- 3. La prolongation des réacteurs
jusqu'à soixante ans est sur la bonne voie
- 4. Économiquement, la prolongation de la
durée de vie du parc nucléaire en exploitation est très
compétitive
- 1. D'une perspective d'extinction rapide au
consensus sur la prolongation du parc nucléaire : un revirement
salutaire
- B. LA PROLONGATION DE LA DURÉE DE VIE DU
PARC NUCLÉAIRE DOIT S'ACCOMPAGNER D'UNE OPTIMISATION DE SA
PERFORMANCE
- 1. Le constat sans appel d'une performance
sensiblement inférieure à la moyenne mondiale et en forte
dégradation
- 2. Les raisons d'une performance en berne
- a) Des travaux de maintenance exceptionnels dans
le cadre du programme de grand carénage
- b) Une perte d'expérience liée au
renouvellement générationnel et des pénuries de main
d'oeuvre dans des secteurs clés
- c) La crise de la corrosion sous
contrainte : la survenance du « défaut
générique » tant redouté
- d) Les tensions sur la ressource en eau
génèrent « des indisponibilités faibles mais
croissantes pour le parc nucléaire »
- a) Des travaux de maintenance exceptionnels dans
le cadre du programme de grand carénage
- 3. La modulation : une
spécificité française qui suscite de nombreuses questions
et présente encore trop de zones d'ombres
- 4. L'augmentation de la puissance des centrales
doit être menée à bien, au moins pour les réacteurs
de 900 MW
- 5. Il est urgent d'optimiser la durée des
arrêts de réacteurs pour maintenance tout en augmentant la
durée des cycles de production
- 1. Le constat sans appel d'une performance
sensiblement inférieure à la moyenne mondiale et en forte
dégradation
- C. RÉGLER LE CONFLIT DES CONCESSIONS
HYDROÉLECTRIQUES EST UNE NÉCESSITÉ URGENTE
- 1. Les installations les plus importantes sont
régies par le régime des concessions
- 2. Un conflit historique avec la Commission
européenne
- a) La procédure de mise en concurrence des
concessions au coeur du conflit
- (1) Une procédure d'infraction
fondée sur la violation des règles européennes de la
commande publique
- (2) De nouvelles mises en demeure fondées
sur la violation des règles européennes de la concurrence
- b) Les arguments juridiques soulevés par
la Commission européenne
- (1) L'absence de procédure de mise en
concurrence pour le renouvellement des concessions arrivées à
échéance
- (2) La non-conformité de la
dérogation autorisant la prolongation des concessions pour travaux
prévue par le code de l'énergie
- (3) La non-conformité des dispositions
transitoires prévues par le décret du
26 septembre 2008
- c) Le difficile dialogue entre la Commission
européenne et les autorités françaises
- a) La procédure de mise en concurrence des
concessions au coeur du conflit
- 3. Les pistes explorées par les
autorités françaises pour échapper à une mise en
concurrence
- 4. La délicate question de la
compatibilité avec le droit européen
- a) La porte très étroite ouverte
par les textes européens
- b) La position de fermeté de la Commission
européenne
- (1) Les règles au regard du droit de la
concurrence
- (2) Les règles au regard du droit de la
commande publique
- (3) Les règles en matière d'aides
d'État
- c) L'absolue nécessité de
régler le conflit avec la Commission européenne pour l'avenir de
l'hydroélectricité française
- a) La porte très étroite ouverte
par les textes européens
- 1. Les installations les plus importantes sont
régies par le régime des concessions
- D. À L'HORIZON 2035, LE MIX DE PRODUCTION
DEVRAIT POUVOIR S'APPUYER SUR UN PARC NUCLÉAIRE INCHANGÉ MAIS
PLUS PERFORMANT AINSI QUE SUR UN DÉPLOIEMENT AMBITIEUX MAIS
RÉALISTE ET EFFICIENT DE CAPACITÉS RENOUVELABLES
- 1. Les objectifs sectoriels de la programmation
pluriannuelle de l'énergie doivent être
révisés
- a) La construction d'un parc renouvelable
réaliste et efficient
- b) La poursuite du développement des parcs
photovoltaïques
- c) Des éoliennes plus performantes et plus
puissantes
- d) Le défi majeur de l'éolien en
mer, un pari à haut risque
- e) De fortes incertitudes pèsent sur le
développement de l'hydroélectricité
- a) La construction d'un parc renouvelable
réaliste et efficient
- 2. Les filières d'énergies
renouvelables font face à plusieurs défis
- 1. Les objectifs sectoriels de la programmation
pluriannuelle de l'énergie doivent être
révisés
- E. QUEL SCÉNARIO POUR NOTRE MIX À
HORIZON 2035 ?
- A. LA PROLONGATION DU PARC NUCLÉAIRE EN
EXPLOITATION JUSQU'À 60 ANS : LA COMPOSANTE PRIORITAIRE DU MIX
ÉLECTRIQUE À HORIZON 2035
- IV. À L'HORIZON 2050 : PROLONGER LES
RÉACTEURS ACTUELS AU-DELÀ DE 60 ANS ET DÉPLOYER UN
PROGRAMME AMBITIEUX DE CONSTRUCTION D'UN NOUVEAU PARC NUCLÉAIRE
- A. ABÎMÉE PAR UNE LONGUE
« TRAVERSÉE DU DÉSERT », LA FILIÈRE
NUCLÉAIRE SE REMET DIFFICILEMENT EN ORDRE DE MARCHE
- B. LA NÉCESSITÉ DE PROLONGER LA
DURÉE DE VIE DU PARC NUCLÉAIRE HISTORIQUE AU-DELÀ DE
60 ANS
- C. CONSTRUIRE UN NOUVEAU PARC NUCLÉAIRE
DANS DES CONDITIONS ÉCONOMIQUES OPTIMISÉES
- 1. Comment assurer la maîtrise industrielle
du programme ?
- a) Les déboires rencontrés imposent
de tenir compte des enseignements tirés de la construction des premiers
EPR
- b) L'EPR2 est-il véritablement plus
simple à fabriquer et plus compétitif que l'EPR ?
- c) Alors que des surcoûts substantiels
viennent d'être annoncés, la maîtrise industrielle du projet
doit impérativement faire l'objet d'un suivi renforcé
- d) Dans quel calendrier va-t-on pouvoir mettre en
service 14 nouveaux réacteurs ?
- a) Les déboires rencontrés imposent
de tenir compte des enseignements tirés de la construction des premiers
EPR
- 2. Financer le programme en limitant le
coût complet de l'électricité produite par les
centrales
- 1. Comment assurer la maîtrise industrielle
du programme ?
- D. LA NÉCESSAIRE MODERNISATION DU CYCLE
AVAL DU COMBUSTIBLE
- E. À L'HORIZON 2050, LE MIX DE PRODUCTION
DEVRAIT ÊTRE DYNAMISÉ PAR LA CONSTRUCTION D'UN NOUVEAU PARC
NUCLÉAIRE ET CONFORTÉ PAR LA PROLONGATION AU-DELÀ DE
60 ANS D'UNE PROPORTION SUBSTANTIELLE DE RÉACTEURS
HISTORIQUES
- A. ABÎMÉE PAR UNE LONGUE
« TRAVERSÉE DU DÉSERT », LA FILIÈRE
NUCLÉAIRE SE REMET DIFFICILEMENT EN ORDRE DE MARCHE
- V. LA QUATRIÈME GÉNÉRATION
NUCLÉAIRE : À RELANCER D'URGENCE
- A. ENVISAGER LES RISQUES DE RARÉFACTION DE
L'URANIUM NATUREL À L'HEURE DE LA DÉCARBONATION
- 1. De quelle ressource en uranium disposera-t-on
à l'avenir ?
- a) Une ressource en uranium naturel qui n'est pas
illimitée
- (1) Une demande en uranium qui va continuer
d'augmenter compte tenu du besoin de décarbonation
- b) La répartition des mines d'uranium est
un enjeu de souveraineté pour la France et ses alliés
- c) Le bloc Russie-Chine a pris de l'avance en
matière de réacteurs à neutrons rapides
- d) Le prix de l'uranium, abordable mais volatil,
va croître
- a) Une ressource en uranium naturel qui n'est pas
illimitée
- 1. De quelle ressource en uranium disposera-t-on
à l'avenir ?
- B. LE TRIPLE ENJEU DE LA FERMETURE DU CYCLE
- C. L'APPORT INDISPENSABLE MAIS LIMITÉ DU
MONORECYCLAGE
- D. LE MULTIRECYCLAGE EN REP N'EST PAS LA BONNE
PISTE
- 1. L'intérêt affiché pour le
multirecyclage en REP est largement issu de l'arrêt du programme
ASTRID
- 2. Le multirecyclage en REP est une technologie
non mâture dont les atouts semblent limités
- 3. Une technologie qui n'est qu'en apparence une
solution d'attente pour les RNR mais qui est en réalité
incompatible avec leur déploiement
- 1. L'intérêt affiché pour le
multirecyclage en REP est largement issu de l'arrêt du programme
ASTRID
- E. À LONG TERME : UN IMPÉRATIF
STRATÉGIQUE POUR LA FRANCE, MISER SUR LES RÉACTEURS À
NEUTRONS RAPIDES (RNR)
- 1. Les RNR consomment l'uranium beaucoup plus
efficacement
- 2. Les RNR peuvent fissionner l'uranium appauvri
dont la France détient des stocks considérables
- 3. Les RNR pourraient à terme
réduire le volume et la radiotoxicité des déchets
- 4. Les RNR peuvent permettre de supprimer une
large part de l'amont du cycle du combustible, de redimensionner une partie de
l'aval et générer une réduction de certains coûts du
nucléaire
- 1. Les RNR consomment l'uranium beaucoup plus
efficacement
- F. COMMENT RELANCER LA STRATÉGIE
FRANÇAISE EN MATIÈRE DE RNR : REPRENDRE IMMÉDIATEMENT
ET RENFORCER LES PROGRAMMES DE RECHERCHE
- A. ENVISAGER LES RISQUES DE RARÉFACTION DE
L'URANIUM NATUREL À L'HEURE DE LA DÉCARBONATION
- I. PRODUIRE ET ACHEMINER
L'ÉLECTRICITÉ À UN COÛT OPTIMAL
- QUATRIÈME PARTIE : BAISSER LE PRIX
POUR UN PRODUIT DE PREMIÈRE NÉCESSITÉ
- I. « L'ACCORD »
ÉTAT-EDF DE NOVEMBRE 2023 : UNE NÉGOCIATION OPAQUE POUR
UN DISPOSITIF QUI NE PROTÈGE NI EDF NI LES CONSOMMATEURS
- A. UN PROCESSUS DE NÉGOCIATION RESTREINT
ET OPAQUE
- 1. Un étrange « huis
clos » entre EDF et son actionnaire, l'État
- 2. Le Gouvernement a
délibérément choisi de faire primer le
désendettement d'EDF sur l'intérêt des consommateurs
- 3. Pourquoi les options soutenues par
l'État, au premier rang desquelles le CfD, ont-elles été
abandonnées au profit du modèle souhaité par
EDF ?
- 1. Un étrange « huis
clos » entre EDF et son actionnaire, l'État
- B. UN ACCORD NON CONTRAIGNANT, SANS EFFET
JURIDIQUE
- C. UN MODÈLE STRUCTURÉ AUTOUR DE
TROIS PILIERS
- 1. Un mécanisme de
prélèvement conditionnel d'une partie des revenus d'EDF
reversé aux consommateurs dans des conditions floues
- a) Un mécanisme prévu pour
contribuer à financer le programme de nouveau nucléaire mais qui
se traduit par un renchérissement des coûts complets du parc
nucléaire
- b) Un dispositif qui supposerait une parfaite
transparence de la comptabilité d'EDF et un strict contrôle par la
CRE
- c) Des principes de redistribution
extrêmement vagues
- d) L'article 10 de l'avant-projet de
loi relatif à la souveraineté énergétique
traduisait juridiquement l'accord de 2023
- (1) Le mécanisme de captation prévu
par l'accord de novembre 2023 aurait pris la forme d'une
« contribution des exploitants nucléaires à la
stabilité des prix »
- (2) Le reversement aux consommateurs devait
s'effectuer au moyen d'une « minoration universelle au titre de la
compétitivité du parc de production national »
- a) Un mécanisme prévu pour
contribuer à financer le programme de nouveau nucléaire mais qui
se traduit par un renchérissement des coûts complets du parc
nucléaire
- 2. EDF a pris l'engagement de développer
un marché de moyen terme liquide sur des horizons de quatre à
cinq ans
- 3. Des contrats de long terme
réservés aux entreprises électro-intensives, voire aux
entreprises électrosensibles
- 1. Un mécanisme de
prélèvement conditionnel d'une partie des revenus d'EDF
reversé aux consommateurs dans des conditions floues
- D. UN SYSTÈME PEU PROTECTEUR DES
CONSOMMATEURS QUI EXPOSE EDF AU RISQUE DES PRIX BAS
- 1. Un système complexe, dépourvu de
visibilité, qui expose les consommateurs au marché et compromet
les ambitions de réindustrialisation et de décarbonation du
pays
- a) Des prix de l'électricité plus
que jamais décorrélés des coûts de production du mix
national : une promesse présidentielle oubliée
- b) Une redistribution aux consommateurs complexe
et dépourvue de lisibilité
- (1) Un dispositif peu lisible qui pourrait
créer des distorsions de concurrence et fragiliser l'ambition de
développer les contrats de moyen et long terme
- (2) Une mise en oeuvre extrêmement complexe
qui sera scrutée par la Commission européenne
- c) Des petits consommateurs moins
protégés qu'aujourd'hui
- d) Un dispositif qui illustre
l'incohérence du Gouvernement quant à son ambition
affichée de réindustrialisation
- e) Pour fonctionner, l'accord supposerait un
encadrement très étroit des activités d'EDF par la
CRE
- a) Des prix de l'électricité plus
que jamais décorrélés des coûts de production du mix
national : une promesse présidentielle oubliée
- 2. Un système qui expose EDF au risque,
sous-estimé au moment des négociations, de prix bas
prolongés
- 1. Un système complexe, dépourvu de
visibilité, qui expose les consommateurs au marché et compromet
les ambitions de réindustrialisation et de décarbonation du
pays
- E. UN ACCORD DÉJÀ
CADUC ?
- A. UN PROCESSUS DE NÉGOCIATION RESTREINT
ET OPAQUE
- II. LES CONTRATS DE LONG TERME POUR LES
ENTREPRISES GRANDES CONSOMMATRICES D'ÉLECTRICITÉ DOIVENT
ÊTRE OPTIMISÉS POUR ASSURER LA COMPÉTITIVITÉ DE
L'ÉCONOMIE
- III. UN CFD SUR LE PARC NUCLÉAIRE :
UNE NÉCESSITÉ POUR PROTÉGER EDF ET LES CONSOMMATEURS DES
FLUCTUATIONS ERRATIQUES DES MARCHÉS
- A. UN CFD SUR LE PARC NUCLÉAIRE
HISTORIQUE : UNE SOLUTION PROTECTRICE POUR LES CONSOMMATEURS ET EDF
- B. SORTIR DE L'IMPASSE ET METTRE EN PLACE UN CFD
SUR LE PARC NUCLÉAIRE EXISTANT À UN PRIX SITUÉ ENTRE
60 ET 65 EUROS LE MWH
- C. LA CONSTRUCTION DES TRVE DEVRA ÊTRE
BEAUCOUP PLUS PROTECTRICE POUR LES CONSOMMATEURS ET RÉDUIRE LEUR
EXPOSITION AUX VARIATIONS ERRATIQUES DU MARCHÉ
- A. UN CFD SUR LE PARC NUCLÉAIRE
HISTORIQUE : UNE SOLUTION PROTECTRICE POUR LES CONSOMMATEURS ET EDF
- IV. L'ÉLECTRICITÉ, PRODUIT DE
PREMIÈRE NÉCESSITÉ, DOIT ÊTRE MOINS
IMPOSÉE
- A. DANS TOUTE SA DIVERSITÉ, LA
FISCALITÉ REPRÉSENTE UN TIERS DE LA FACTURE
D'ÉLECTRICITÉ DES CONSOMMATEURS
- 1. Une part de la fiscalité dans les
factures qui a augmenté pour représenter un tiers du prix final
de l'électricité
- 2. L'accise sur l'électricité est
la descendante de la contribution au service public de
l'électricité (CSPE)
- 3. La TVA représente 15 % de la
facture d'électricité
- 4. La contribution tarifaire d'acheminement
(CTA)
- 1. Une part de la fiscalité dans les
factures qui a augmenté pour représenter un tiers du prix final
de l'électricité
- B. UN PAYSAGE FISCAL TEMPORAIREMENT
RÉVISÉ POUR RÉPONDRE AUX CONSÉQUENCES DE LA CRISE
DES PRIX DE L'ÉNERGIE
- C. LA FISCALITÉ DE
L'ÉLECTRICITÉ, BIEN DE PREMIÈRE NÉCESSITÉ,
DOIT ÊTRE ALLÉGÉE AU PROFIT DES CONSOMMATEURS
- 1. Une modulation des tarifs de l'accise sur
l'électricité en fonction du niveau de consommation des
particuliers et une baisse pour les professionnels
- 2. Une baisse ciblée des taux de TVA pour
les particuliers
- 3. Une prise en charge par le budget de
l'État de l'équilibre financier du régime spécial
des industries électriques et gazières
- 4. Une baisse des factures jusqu'à
40 %
- 1. Une modulation des tarifs de l'accise sur
l'électricité en fonction du niveau de consommation des
particuliers et une baisse pour les professionnels
- A. DANS TOUTE SA DIVERSITÉ, LA
FISCALITÉ REPRÉSENTE UN TIERS DE LA FACTURE
D'ÉLECTRICITÉ DES CONSOMMATEURS
- I. « L'ACCORD »
ÉTAT-EDF DE NOVEMBRE 2023 : UNE NÉGOCIATION OPAQUE POUR
UN DISPOSITIF QUI NE PROTÈGE NI EDF NI LES CONSOMMATEURS
- EXAMEN EN COMMISSION
- CONTRIBUTION DU GROUPE ÉCOLOGISTE -
SOLIDARITÉ ET TERRITOIRES
- LISTE DES PERSONNES ENTENDUES PAR LA
COMMISSION
- LISTE DES PERSONNES ENTENDUES PAR LE
RAPPORTEUR
- DÉPLACEMENT
Éclairer l'avenir : l'électricité aux horizons 2035 et 2050 - Rapport
Rapports de commission d'enquête
Rapport n° 714 (2023-2024), tome I, déposé le