Rapport fait au nom de la commission d'enquête sur la production, la consommation et le prix de l'électricité aux horizons 2035 et 2050

L'ESSENTIEL
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
1. L'esprit de solidarité au fondement de la politique de l'énergie de l'Union européenne
2. Des garanties apportées en matière de souveraineté nationale
B. LA MISE EN ŒUVRE DE LA POLITIQUE ÉNERGETIQUE DOIT DEMEURER UNE RESPONSABILITÉ DES ÉTATS MEMBRES
1. Le respect du principe de subsidiarité consacré par les traités
2. Le Sénat s'inscrit dans le cadre d'un contrôle vigilant et constant du principe de subsidiarité
C. DE L'EURATOM À L'ALLIANCE DU NUCLÉAIRE, LA LENTE CONSTRUCTION D'UNE COOPÉRATION EUROPÉENNE DANS LE DOMAINE DE L'ÉNERGIE NUCLÉAIRE
1. Une coopération pour construire une industrie nucléaire puissante
2. Des institutions communes au service de cette ambition européenne
3. Des financements européens qui demeurent modestes
4. Un traité désormais concurrencé par l'Alliance du 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

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
1. Faire de l'Europe le premier continent neutre en carbone à l'horizon 2050
2. Des mesures concrètes et sectorielles pour atteindre les objectifs climatiques
3. Vers un nouvel objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre à l'horizon 2040
B. LE PROGRÈS VERS LA NEUTRALITÉ TECHNOLOGIQUE
1. Le nucléaire, un sujet qui n'est plus tout à fait tabou à Bruxelles
2. L'inclusion du nucléaire dans le volet climatique de la taxonomie européenne des investissements durables
3. Le nucléaire devenu une technologie stratégique pour l'Union européenne
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

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
1. Une stratégie française, déclinée en une pluralité de documents, toujours en cours de révision
2. Des objectifs obsolètes au regard des enjeux de la transition énergétique et climatique
D. L'ÉVALUATION DU PROJET FRANÇAIS DE PNEC PAR LA COMMISSION EUROPÉENNE
1. Des recommandations de la Commission européenne qui s'imposent aux États membres
2. Des éléments manquants pour atteindre les objectifs en matière d'énergies renouvelables
E. L'ABSOLUE NÉCESSITÉ D'UNE PROGRAMMATION DE LONG TERME SUR L'ÉNERGIE

IV. LES MARCHÉS DE L'ÉLECTRICITÉ : DES IMPERFECTIONS RÉDHIBITOIRES QUI NÉCESSITAIENT UNE RÉFORME
A. LES DÉFICIENCES MANIFESTES DES MARCHÉS DE GROS
1. Une architecture organisée entre marché spot et marchés à terme
2. Des marchés de gros en échec
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
3. Des dispositifs de soutien massifs assurent le développement des énergies renouvelables
4. Le marché de capacités : l'impératif d'un recentrage sur l'objectif de sécurité d'approvisionnement
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
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
D. LA CRISE DES PRIX DE L'ÉNERGIE A EXPOSÉ AU GRAND JOUR TOUTES LES INSUFFISANCES DU SYSTÈME ACTUEL
1. Une hausse inédite des prix du gaz qui s'est répercutée sur les prix de gros de l'électricité
2. Des mesures de soutien exceptionnelles extrêmement coûteuses pour les finances publiques

V. L'INDISPENSABLE RÉFORME DE L'ORGANISATION DU MARCHÉ EUROPÉEN DE L'ÉLECTRICITÉ POUR REMEDIER À LA DÉFICIENCE DES MARCHÉS
A. VERS UN DÉVELOPPEMENT DES MARCHÉS DE LONG TERME AU BÉNÉFICE DES CONSOMMATEURS ET DE LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE
1. Des PPA pour renforcer la stabilité et la prévisibilité des prix de l'électricité
2. Des contrats pour différence (CfD) pour financer les investissements dans les énergies décarbonées
B. VERS UNE PLUS GRANDE INTÉGRATION DES ÉNERGIES NON FOSSILES DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE
1. La définition d'un objectif national de flexibilité non fossile
2. Une rationalisation des mécanismes de capacité
C. VERS UNE MEILLEURE PROTECTION DES CONSOMMATEURS
1. La mise en place d'un mécanisme de déclenchement de crise
2. De nouvelles obligations imposées aux fournisseurs
3. L'encadrement des déconnexions des consommateurs vulnérables
4. Un encouragement à l'autoconsommation et au partage d'énergie

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
1. Sur le temps long, l'évolution de la consommation électrique accompagne l'essor démographique et économique de la France
2. Cependant, décennies après décennies, le rythme de croissance de la consommation électrique ralentit
B. DES BESOINS D'ÉLECTRICITÉ EN BAISSE CES DERNIÈRES ANNÉES ?
1. Une consommation électrique qui stagne puis décline depuis 15 ans
2. Une tendance qui n'est pas démentie sur les 6 derniers mois
3. Une tendance qui s'inscrit dans une demande globale d'énergie en berne
4. Une tendance européenne
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
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
E. LES OUTRE-MER ET LA CORSE FONT FACE À DES ENJEUX SPÉCIFIQUES
1. Consommation, production et soutien de l'État dans les ZNI
2. Les défis auxquels sont confrontées les ZNI

II. L'ÉLECTRICITÉ EST UN ENJEU ÉCOLOGIQUE, ÉCONOMIQUE ET DE SOUVERAINETÉ
A. UNE ÉNERGIE QUI PEUT ÊTRE DÉCARBONÉE
1. L'électricité peut être décarbonée
2. Le système électrique français est largement décarboné
3. Une énergie aux propriétés physiques avantageuses
B. UNE ÉNERGIE QUI CONTRIBUE À LA COMPÉTITIVITÉ ÉCONOMIQUE
1. L'énergie constitue un facteur important de la compétitivité des entreprises
2. La croissance économique a besoin d'énergie
C. UNE ÉNERGIE QUI RENFORCE NOTRE SOUVERAINETÉ ÉCONOMIQUE

III. SCÉNARIOS DE CONSOMMATION ÉLECTRIQUE D'ICI À 2030 ET 2050
A. 1970-2020 : 50 ANS DE PRÉVISIONS À L'ÉPREUVE DU RÉEL
1. La prévision : un exercice imposé qui a beaucoup évolué en termes de méthode
2. Surestimer la croissance de la demande : une constante de 50 ans de projections
B. 2020 : UN DÉBAT PUBLIC AUTOUR DE PROJECTIONS DE CONSOMMATION À LONG TERME REFLÉTANT DES CHOIX OUVERTS ET PLURIELS
1. Les Futurs énergétiques 2050
2. D'autres organismes avancent des projections plus ou moins documentées
3. Une mise en perspective de ces travaux est possible à condition d'en mesurer les limites
C. 2022-2024 : LES PROJECTIONS DE CONSOMMATION ÉLECTRIQUE SE PRÉCISENT À HORIZON 2035
1. Un contexte qui a fortement évolué et qui impacte les projections
2. L'actualisation des prévisions de RTE à horizon 2035 à travers le bilan prévisionnel 2023
3. Évolutions du Bilan prévisionnel 2023 par rapport aux Futurs énergétiques 2050
D. LES PROJECTIONS INTERNATIONALES SONT PLUS HAUSSIÈRES QUE LA TRAJECTOIRE DE RÉFÉRENCE DE RTE
1. Les prévisions de l'Agence internationale de l'énergie (AIE) à l'échelle mondiale
2. Les prévisions du Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d'électricité
3. Les prévisions de l'Allemagne sont très au-delà de celle de la France

IV. LA PERSPECTIVE RÉALISTE RETENUE PAR LA COMMISSION
A. UNE CROISSANCE DE LA CONSOMMATION QUI S'AFFERMIT AVEC LE TEMPS
1. Une rupture par rapport à la tendance actuelle mais une vision réaliste pour 2035 et 2050
2. Une pente encore incertaine d'ici 2030
3. Le Parlement doit être mieux impliqué dans les prochains exercices prospectifs de RTE
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
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
2. Accélérer l'électrification des procédés industriels par des soutiens publics
3. Obtenir des rénovations énergétiques bâtimentaires plus performantes et renforcer l'utilisation de solutions de chauffage bas carbone implique des dispositifs de soutien renforcés
4. Être attentif aux développements des besoins du numérique pour ne pas casser sa dynamique
5. Dimensionner et phaser correctement la montée des besoins électriques liés aux utilisations de l'hydrogène bas carbone
6. Pour une stratégie nationale d'électrification
D. LA DEMANDE DEVRA SE DÉPLACER AU MOMENT DE LA JOURNÉE OÙ LA PRODUCTION SERA LA PLUS FORTE
1. La consommation non couverte par les moyens pilotables sera le nouvel élément dimensionnant du système électrique
2. Le besoin d'une demande plus flexible

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
2. Prendre en compte la totalité des coûts
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
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
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
4. La création de nouvelles interconnexions doit être strictement conditionnée à leur intérêt économique pour la France

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
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
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 cœur du système électrique

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
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
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
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
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
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
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
2. Les filières d'énergies renouvelables font face à plusieurs défis
E. QUEL SCÉNARIO POUR NOTRE MIX 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 ?
2. Financer le programme en limitant le coût complet de l'électricité produite par les centrales
D. LA NÉCESSAIRE MODERNISATION DU CYCLE AVAL DU COMBUSTIBLE
1. La France maîtrise la "quasi" intégralité du cycle aval du combustible
2. Le cycle aval nécessite un "grand carénage" et de nouvelles installations à horizon 2050
3. La constitution d'une filière souveraine d'uranium de retraitement enrichi
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

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 ?
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
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
F. COMMENT RELANCER LA STRATÉGIE FRANÇAISE EN MATIÈRE DE RNR : REPRENDRE IMMÉDIATEMENT ET RENFORCER LES PROGRAMMES DE RECHERCHE
1. Un ralentissement dommageable des recherches
2. Relancer rapidement les recherches est possible
3. Pour préparer la relève des EPR à l'horizon 2050, il faut investir rapidement et massivement dans les réacteurs à neutrons rapides

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 ?
B. UN ACCORD NON CONTRAIGNANT, SANS EFFET JURIDIQUE
1. Une conférence de presse et une "feuille volante" non signée
2. Souvent affirmé comme structurant, l'engagement des 70 euros n'a pas de réelle portée
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
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
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
2. Un système qui expose EDF au risque, sous-estimé au moment des négociations, de prix bas prolongés
E. UN ACCORD DÉJÀ CADUC ?
1. Les hypothèses de référence de prix de marchés retenues lors des négociations sont obsolètes
2. Une mise en œuvre très laborieuse des contrats de moyen et long terme qui commence à faire douter le Gouvernement

II. LES CONTRATS DE LONG TERME POUR LES ENTREPRISES GRANDES CONSOMMATRICES D'ÉLECTRICITÉ DOIVENT ÊTRE OPTIMISÉS POUR ASSURER LA COMPÉTITIVITÉ DE L'ÉCONOMIE
A. LES CAPN : UN PARTAGE DES RISQUES À AFFINER, DES AVANCES EN TÊTE À AJUSTER, UNE ANALYSE JURIDIQUE À CONFIRMER
1. Des contrats de partenariats industriels réservés à des industriels électro-intensifs aux
"reins solides"
2. Les CAPN posent plusieurs problèmes juridiques qu'il sera nécessaire d'éclaircir
B. LA PHASE 2 D'EXELTIUM EST TOUJOURS AU POINT MORT TANDIS QUE POUR LES ENTREPRISES ÉLECTROSENSIBLES TOUT RESTE À CONSTRUIRE
1. Explicitement prévue par l'accord de novembre 2023, la phase 2 d'Exeltium est pourtant toujours au point mort
2. Prometteuse, l'hypothèse de contrats collectifs d'allocation nucléaire pour les entreprises électrosensibles reste à confirmer

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
1. Rien ne permet d'affirmer que la Commission européenne demanderait une réorganisation structurelle d'EDF en contrepartie d'un CfD
2. Le Gouvernement devrait mettre en œuvre un CfD bidirectionnel garantissant à EDF et aux consommateurs un prix situé entre 60 et 65 euros par MWh
C. LA CONSTRUCTION DES TRVE DEVRA ÊTRE BEAUCOUP PLUS PROTECTRICE POUR LES CONSOMMATEURS ET RÉDUIRE LEUR EXPOSITION AUX VARIATIONS ERRATIQUES DU MARCHÉ

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)
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 %

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

COMPTES RENDUS DES AUDITIONS DE LA COMMISSION D'ENQUÊTE PORTANT SUR LA PRODUCTION, LA CONSOMMATION ET LE PRIX DE L'ÉLECTRICITÉ AUX HORIZONS 2035 ET 2050 (TOME II)

• Audition de MM. Guillaume Dezobry, avocat et maître de conférences en droit public, Nicolas Meilhan, ingénieur, spécialiste de l'énergie, ancien consultant à France stratégie, Thomas Pellerin-Carlin, directeur du programme Investissements climat européens, Cleantech, à l'Institute for Climate Economics, Jacques Percebois, professeur émérite à l'Université de Montpellier, directeur du Centre de recherche en économie et droit de l'énergie, le 31 janvier 2024
• Audition de MM. Yves Marignac, expert énergie à l'association négaWatt, Thomas Veyrenc, directeur général économie, stratégie et finances chez Réseau de transport d'électricité, Tanguy de Bienassis, analyste investissement énergie et climat à l'Agence internationale de l'énergie, le 1^er février 2024
• Audition de MM. Olivier Bard, délégué général du Groupement des industriels français de l'énergie nucléaire (GIFEN), Bernard Doroszczuk, président de l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN), et Etienne Dutheil, directeur de la division production nucléaire à la direction production nucléaire et thermique d'Électricité de France (EDF), le 6 février 2024
• Audition de MM. Joël Barre, délégué interministériel au nouveau nucléaire, et Xavier Ursat, directeur exécutif en charge de la direction Ingénierie et projets nouveau nucléaire et de la direction Innovation, responsabilité d'entreprise et stratégie d'Électricité de France (EDF), le 8 février 2024
• Audition de MM. Dominique Bureau, délégué général du Conseil économique pour le développement durable (CEDD), Dominique Jamme, directeur général de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), Philippe Vassilopoulos, directeur Développement de produits d'EPEX SPOT, le 8 février 2024
• Audition de MM. Nicolas Maès, directeur général d'Orano, Bernard Salha, directeur de la recherche et du développement d'Électricité de France et directeur technique groupe, et François Jacq, administrateur général du Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives, le 13 février 2024
• Audition de M. Nicolas Goldberg, associé énergie et environnement chez Columbus Consulting, Mme Béatrice Sédillot, cheffe du service des données et études statistiques du ministère de la transition écologique et de la cohésion des territoires, M. Julien Teddé, directeur général d'Opéra Énergie et Mme Bérengère Mesqui, sous-directrice des statistiques de l'énergie au ministère de la transition écologique, le 13 février 2024
• Audition de M. Nicolas Deloge, directeur de la régulation des réseaux d'électricité et de gaz naturel à la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE), Mmes Marianne Laigneau, présidente du directoire d'Enedis, Chloé Latour, directrice chargée de la stratégie industrielle chez Réseau de transport d'électricité (RTE), le 14 février 2024
• Audition de M. Thomas Piquemal, ancien directeur financier d'Électricité de France (EDF), le 27 février 2024
• Audition de M. Thierry Le Mouroux, directeur exécutif en charge de la préfiguration de la future direction Projets et Construction Nucléaires d'EDF, le 27 février 2024
• Audition de MM. Frank Roubanovitch, président du Comité de liaison des entreprises ayant exercé leur éligibilité sur le marché libre de l'électricité (CLEEE), Alexandre Saubot, président de France Industrie, et Nicolas de Warren, président de l'Union des Industries Utilisatrices d'Énergie (UNIDEN), le 28 février 2024
• Audition de MM. Fabien Choné, président de Fabelsi, de Géry Lecerf, président de l'Association française indépendante de l'électricité et du gaz (Afieg) et de Mme Claire Waysand, directrice générale adjointe en charge du secrétariat général, de la stratégie, de la recherche & innovation et de la communication du groupe Engie, le 29 février 2024
• Audition de Mme Valérie Faudon, déléguée générale de la Société française d'énergie nucléaire (SFEN), M. Olivier Houvenagel, directeur de l'économie du système électrique de RTE et M. David Marchal, directeur exécutif de l'expertise et des programmes à l'ADEME, le 5 mars 2024
• Audition de MM. Joseph Fonio, président de RWE Renouvelables France, Pierre Peysson, directeur éolien en mer de RWE Renouvelables France, Michel Gioria, délégué général de France Renouvelables, et Jules Nyssen, président du Syndicat des énergies renouvelables (SER), le 6 mars 2024
• Audition de M. Guillaume Decaen, directeur du développement France de Neoen, Mme Carlotta Gentile Latino, directrice des activités terrestres France d'EDF Renouvelables, et M. Antoine Nogier, membre du conseil d'administration d'Enerplan et président de la société Sun'R, le 7 mars 2024
• Audition de M. Julien Français, directeur général de la Compagnie nationale du Rhône (CNR), Mmes Alix Perrin, professeur agrégée de droit à l'Université Paris Dauphine-PSL, et Emmanuelle Verger-Chabot, directrice d'EDF Hydro, le 19 mars 2024
• Audition de M. Yannick Jacquemart, directeur nouvelles flexibilités chez RTE, Mme Catherine Rivière, directrice générale adjointe et MM. Benjamin Herzhaft, directeur, du Centre de résultats Systèmes énergétiques, de l'IFP Énergies nouvelles (IFPEN) et Stéphane Sarrade, directeur des programmes énergie au Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), le 20 mars 2024
• Audition de M. Marc Benayoun, directeur exécutif du groupe EDF, en charge du pôle Clients, Services & Territoires, le 3 avril 2024
• Audition de M. Antoine Autier, responsable des études et du lobby, et Mme Lucile Buisson, chargée de mission énergie, transports et environnement de l'UFC-Que Choisir et de M. François Carlier, délégué général de l'Association nationale de défense des consommateurs et usagers (CLCV), le 4 avril 2024
• Audition de M. Cédric Lewandowski, directeur exécutif groupe EDF, en charge de la direction du Parc nucléaire et thermique, le 4 avril 2024
• Audition de M. José Fernandes, délégué syndical central pour la FNME-CGT, M. Alexandre Grillat, secrétaire national affaires publiques et européennes à la CFE-CGC Énergies, Mme Amélie Henri, déléguée syndicale centrale à EDF SA, M. Paul Guglielmi, délégué syndical central et délégué fédéral FNEM-FO, et M. Julien Laplace, délégué syndical central CFDT, le 9 avril 2024
• Audition de Mme Sophie Mourlon, directrice générale de l'énergie et du climat, le 9 avril 2024
• Audition de M. Thomas Courbe, directeur général des Entreprises et de M. Hubert Virlet, directeur de projets "politique énergétique et compétitivité" à la direction générale des Entreprises, le 9 avril 2024
• Audition de M. Luc Rémont, président-directeur général du groupe EDF, le 10 avril 2024
• Audition de Mme Emmanuelle Wargon, présidente de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), le 30 avril 2024
• Audition de Mme Agnès Pannier-Runacher, en sa qualité d'ancienne ministre de la transition énergétique, le 30 avril 2024
• Audition de M. Benjamin Bailly, directeur des marchés et de l'innovation de Voltalis, Mmes Claire Gaillard, analyse réglementaire et stratégie chez Voltalis et Natacha Hakwik, présidente de Luciole, M. Romain Benquey, référent sur les sujets de flexibilité au sein de Luciole, MM. Vincent Maillard, président d'Octopus Energy, et Sébastien Pialloux, vice-président Flexibility for One Retail d'Engie, le 15 mai 2024
• Audition de M. Pierre Jérémie, ancien directeur adjoint du cabinet de Mme Agnès Pannier-Runacher, ancienne ministre de la transition énergétique, le 15 mai 2024
• Audition de M. Stéphane Michel, directeur général Gaz, électricité et énergies renouvelables chez TotalEnergies, le 23 mai 2024
• Audition de M. Roland Lescure, ministre délégué chargé de l'Industrie et de l'Énergie, le 23 mai 2024
• Audition de M. Jean-Marc Jancovici, Professeur à Mines Paris-PSL, le 27 mai 2024
• Audition de M. Alexis Zajdenweber, commissaire aux participations de l'État, le 30 mai 2024
• Audition de M. Bruno Le Maire, ministre de l'économie, des finances et de la souveraineté industrielle et numérique, le 5 juin 2024

ANNEXES
LÉGISLATION COMPARÉE – NOTE SUR LA PRODUCTION, LA CONSOMMATION ET LE PRIX DE L'ÉLECTRICITÉ
L'IMPACT DU "BIOGAZ" EN MATIÈRE D'ÉMISSIONS DE GAZ À EFFET DE SERRE DUES À LA MÉTHANISATION
LES BORNES DE RECHARGE SUR LES AUTOROUTES
ANALYSE D'IMPACT PRÉLIMINAIRE D'UN MIX À 70 % NUCLÉAIRE / 30 % ENR RÉALISÉE PAR RTE À LA DEMANDE DE LA COMMISSION D'ENQUÊTE