Lot 2 — Électricité
Une facture lisible,
une énergie pilotable
Produire de l'électricité ne suffit pas : il faut pouvoir la produire au moment où elle est consommée. Et le consommateur qui paie doit pouvoir comprendre ce qu'il paie. Deux exigences simples, qu'aucune des deux le système actuel ne satisfait.
Cette page est une offre de référence. Sur la page d'accueil, un électeur a écrit ce qu'il attend d'un candidat en matière d'énergie. Il montre ici qu'un citoyen seul, sans administration ni cabinet, peut atteindre le niveau qu'il exige des autres.
Ce n'est donc pas un programme, et ce n'est pas une exigence : c'est une démonstration. Toute proposition atteignant le même résultat par un autre moyen est recevable. Toute proposition l'atteignant mieux l'emporte.
Une facture ramenée à une seule taxe
Une facture d'électricité comporte aujourd'hui trois prélèvements distincts, dont un qui s'applique aux autres.
L'accise sur l'électricité et la contribution tarifaire d'acheminement s'ajoutent au prix, puis la TVA à 20 % s'applique sur le total — taxes comprises. Le consommateur paie donc de la taxe sur de la taxe, et n'a aucun moyen simple de savoir ce qui revient à la production, au réseau ou à l'État.
L'accise et la CTA sont supprimées. La TVA devient la seule taxe applicable sur la facture d'électricité. Le phénomène de taxe sur taxe disparaît avec elles.
| Prélèvement | Aujourd'hui | Après | Écart annuel |
|---|---|---|---|
| Accise sur l'électricité | 30,85 €/MWh | Supprimée | −148 € |
| CTA | 2,5 €/MWh | Supprimée | −12 € |
| TVA | 20 % | 20 %, inchangée | — |
| Total fiscalité | ≈ 294 €/an | ≈ 128 €/an | −166 € |
La décomposition est publiée
Le prix se lit en quatre lignes : le coût de production, le TURPE d'acheminement, les frais de commercialisation, la marge du fournisseur — puis la TVA. Chacune est publiée. Un consommateur qui veut savoir pourquoi sa facture augmente doit pouvoir identifier laquelle des quatre a bougé.
C'est la condition d'un débat public possible sur le prix de l'énergie. Tant que la facture est illisible, toute discussion sur son montant se règle par l'affirmation.
Le périmètre d'EDF
Un opérateur public sur un segment de production défini — et rien d'autre.
EDF est aujourd'hui présente partout : nucléaire, hydraulique, éolien, solaire, services énergétiques, négoce, ingénierie, international. Cette dispersion mobilise du capital et de l'attention sur des marchés où d'autres opérateurs font aussi bien, pendant que la dette dépasse cinquante milliards et que le grand carénage du parc existant consomme environ six milliards par an.
Le périmètre est recentré sur un segment de production propre : le nucléaire — existant et à venir — et l'hydroélectricité de puissance. Ce sont les deux actifs qui demandent un horizon d'investissement de plusieurs décennies, une garantie publique et une continuité que le marché ne fournit pas.
Ce qu'EDF conserve
Le parc nucléaire existant et son grand carénage. Les nouveaux réacteurs, sous la condition d'audit de la partie 3.3. Les grands ouvrages hydroélectriques et les stations de transfert d'énergie par pompage.
Ce qu'EDF cède
Ses activités concurrentielles — renouvelables intermittents, services énergétiques, négoce — vendues à qui les valorise le mieux. Le produit finance la dette et le carénage, c'est-à-dire le changement de cap lui-même.
Les gestionnaires de réseau ne sont pas concernés : Enedis exploite des réseaux concédés dont les communes sont propriétaires, et RTE relève d'un régime de participation encadré. Ce sont des monopoles régulés, pas des activités cessibles.
Le nucléaire n'est pas réservé à EDF
Un opérateur privé qui satisfait aux exigences de sûreté — autorisation de l'Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection, garanties financières de démantèlement, obligations internationales — peut construire et exploiter. Le segment est propre à EDF au sens où il constitue son métier, pas au sens d'une exclusivité légale.
Ce qui compte est le niveau d'exigence, identique pour tous, et non l'identité de l'exploitant.
Prévoir et piloter
Un réseau électrique doit être équilibré à chaque instant. Une capacité installée qui produit quand le vent souffle ne remplace pas une capacité qui produit quand on le décide.
Ce qu'est une injection engageable
La définition retenue est technique et mesurable : une injection est engageable si son exploitant annonce douze heures à l'avance le profil qu'il injectera, et le tient à ± 5 % près. L'écart constaté au-delà de cette tolérance est facturé au producteur.
Douze heures, parce que c'est le délai de modulation d'un réacteur nucléaire : c'est l'horizon dont le reste du parc a besoin pour absorber ce que les autres apportent.
Sont engageables par nature les sources déterministes — hydraulique, marémoteur, géothermie, nucléaire — dont la production se calcule au lieu de s'estimer. Ne le sont pas les sources aléatoires seules, éolien et solaire, dont la prévision reste probabiliste quelle que soit sa qualité. Couplées à un stockage suffisant, elles le deviennent, et relèvent alors du même régime.
Engageable
Hydraulique, marémoteur, géothermie, hydrogène vert en phase de décharge, micro-production sur cours d'eau et sites portuaires, nucléaire. Et toute source aléatoire couplée à un moyen de stockage ou de régulation suffisant.
Non engageable seul
Éolien et solaire sans couplage. Ce n'est pas un jugement sur la technologie : c'est le constat qu'une installation seule ne peut pas tenir un engagement à douze heures.
L'objectif n'est pas d'interdire les renouvelables intermittents
Il est de rendre leur couplage économiquement incontournable, sur un horizon compatible avec le rythme industriel de déploiement du stockage. Un parc éolien couplé à une STEP ou à une capacité de batteries devient pilotable, et relève alors du même régime que l'hydraulique.
La règle des 110 %
Le parc pilotable installé doit pouvoir couvrir la consommation française majorée de dix pour cent, indisponibilités comprises : maintenance programmée, contraintes climatiques, pannes statistiques. La règle se calcule sur la pointe réelle observée, pas sur une moyenne.
| Paramètre | Valeur | Source |
|---|---|---|
| Consommation nationale | ≈ 480 TWh/an, pointe hivernale ≈ 85 GW | RTE, bilan 2024 |
| Seuil à 110 % | ≈ 94 GW disponibles | Calcul |
| Parc nucléaire | 56 réacteurs, ≈ 61 GW installés | ASN 2025 |
| Pilotable renouvelable | ≈ 25 GW, essentiellement hydraulique | RTE |
Aujourd'hui, la règle n'est pas satisfaite
Quatre-vingt-six gigawatts installés ne font pas quatre-vingt-six gigawatts disponibles : la disponibilité du parc nucléaire tourne autour de quatre-vingt-dix pour cent, et l'hydraulique est contraint en période de sécheresse comme en pointe hivernale. Le disponible réel se situe donc en deçà du seuil de quatre-vingt-quatorze gigawatts.
La conséquence est directe et se dit en une phrase : tant que le seuil n'est pas atteint par les seules sources pilotables, aucune centrale nucléaire ne ferme. Ce n'est pas une position de principe sur le nucléaire — c'est une règle arithmétique dont la fermeture est la variable.
Le calibrage exact — taux de disponibilité retenu, marge canicule et sécheresse — est fixé par la CRE sur avis de RTE, et révisé chaque année. La règle est publique ; son paramétrage est technique et contradictoire.
Ce qui en découle pour le parc
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Les nouveaux réacteurs sont conditionnés, pas acquis
Le programme de six EPR2 représente environ cinquante-deux milliards d'euros. Un audit est conduit dès la prise de fonction. Si la règle des 110 % est atteinte sans eux, ils ne sont pas construits et l'investissement va au stockage. La question n'est pas idéologique : elle est de savoir si la capacité manque.
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Une centrale ferme sur son état technique, pas sur son âge
La priorité de fermeture est déterminée par les rapports de l'Autorité de sûreté, le coût de maintenance et l'historique d'incidents. Et une fermeture n'intervient que si, une fois réalisée, le pilotable disponible dépasse toujours le seuil.
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Un audit du stockage à l'année 3
Audit national et régional des capacités de stockage — STEP, batteries, hydrogène. Il définit la stratégie territorialisée de couplage, et c'est lui qui conditionne la trajectoire des paliers de la partie 4.2. Si le stockage n'est pas au rendez-vous, le calendrier se discute sur pièces.
L'ACV et le TURPE injection
Un classement environnemental normé, et un tarif d'accès au réseau qui en dépend. Une seule grille, opposable, pour toutes les filières.
La grille ACV
L'Analyse de Cycle de Vie, selon les normes ISO 14040 et 14044, est le seul outil de classement retenu. Elle évalue une installation sur l'ensemble de son cycle — fabrication, exploitation, démantèlement, recyclage — et non sur ses seules émissions d'exploitation. Certification par l'ADEME, révision tous les trois ans, coût de 20 à 50 k€ par installation à la charge du producteur.
A — Propre
< 20 g CO₂/kWh, recyclable à plus de 90 %, aucun matériau critiqueSTEP, hydraulique y compris micro-urbain, géothermie.
B — Intermédiaire
20 à 80 g CO₂/kWh, ou recyclable à plus de 70 %Hydrogène vert.
C — Polluant
> 80 g CO₂/kWh, ou recyclable à moins de 70 %, ou matériaux critiquesChimies lithium-cobalt, NMC.
Pourquoi le cycle de vie et non les seules émissions
Une batterie lithium-cobalt n'émet rien en exploitation, et beaucoup à la fabrication comme au recyclage. Un classement fondé sur les seules émissions d'exploitation la déclarerait propre. L'ACV la classe C.
C'est le seul cadre normé qui rende comparables une STEP, un électrolyseur et un parc de batteries — c'est-à-dire le seul qui permette de leur appliquer une règle commune sans arbitraire.
La catégorie ACV n'est pas un label. Elle est la variable d'entrée de deux mécanismes opposables : le niveau de TURPE injection dû par le producteur, et l'exemption accordée à la production locale. Un même critère, mesuré selon la même norme, s'applique à l'hydraulique historique comme au stockage batterie.
Le signal sur dix ans
Le TURPE est la redevance d'accès au réseau. Il a deux volets : le soutirage, payé par le consommateur — environ 34 €/MWh, inchangé par le dispositif — et l'injection, payé par le producteur pour accéder au réseau. C'est ce second volet qui porte le signal.
Tarifs en euros par MWh injecté. Le TURPE soutirage payé par le consommateur reste inchangé sur toute la période.
Un producteur qui investit dans un couplage classé A paie trois euros — le même tarif que l'hydraulique traditionnel. Celui qui n'engage aucun couplage voit sa redevance quadrupler, puis octupler, avant de perdre l'accès au réseau. Neuf ans de transition, durée calée sur le rythme industriel de déploiement du stockage.
La surcharge perçue pendant la transition est estimée à 0,9 Mds€ par an, au bénéfice du gestionnaire de réseau.
L'exemption de la production locale
Une installation classée ACV A, implantée au cœur d'un pôle de consommation et raccordée au réseau de distribution sans transiter par le réseau de transport, est totalement exemptée de TURPE injection. Sans condition de puissance, sans plafond de production.
Sont concernées les turbines sur cours d'eau urbains, les installations sur infrastructures portuaires fluviales et maritimes, la géothermie profonde en zone urbaine. La logique est simple : une production consommée sur place n'use pas le réseau de transport, elle le soulage.
La fraction qui excède la consommation locale s'injecte sur le réseau au tarif de droit commun, pour cette seule fraction.
Qui peut vendre de l'électricité
Sur cinquante-quatre fournisseurs actifs, une quarantaine ne produisent rien : ils achètent sur le marché de gros et revendent avec une marge.
Cette intermédiation n'ajoute rien à la chaîne de production et n'engage aucun actif dans le système. Elle est payée par le consommateur final, et elle n'expose son bénéficiaire à aucun risque de long terme sur l'équilibre du réseau.
Tout fournisseur doit produire au moins 20 % du volume qu'il commercialise, à l'issue d'une période de transition de trois ans.
| Exigence | Détail | Contrôle |
|---|---|---|
| Production propre | ≥ 20 % du volume vendu | Transition de 3 ans |
| Qualité technique | 50 Hz ± 0,5 Hz, taux de distorsion harmonique < 5 % | Audit initial, puis contrôle annuel CRE |
| Solidité financière | Six mois de trésorerie au minimum | Contrôle CRE annuel |
| Licence | Délivrée par la CRE après audit | Renouvelable tous les cinq ans |
Ce que le seuil produit
Un fournisseur qui produit un cinquième de ce qu'il vend a un intérêt direct à la stabilité du système et un actif engagé dans la chaîne. Il devient un acteur du réseau, pas un intermédiaire sur le réseau.
EDF vend aux fournisseurs au prix libre. Aucun accès réglementé sous le coût de production : une subvention cachée à la revente est encore une subvention.
L'ancrage local et les interconnexions
Celui qui porte le risque vote. Pas celui qui en tire le bénéfice.
Tout nouveau projet énergétique — production ou stockage — fait l'objet d'un référendum contraignant sur la zone de risque. Le périmètre est défini par le préfet à partir de l'étude d'impact environnemental. Majorité simple, quorum de 25 %.
| Périmètre | Qui vote | Exemples |
|---|---|---|
| Communal | La commune | Éolienne isolée, solaire au sol, petite STEP |
| Intercommunal | La communauté de communes | Parc éolien, méthanisation |
| Départemental | Le département | Grande STEP, géothermie profonde, nucléaire |
Pourquoi la zone de risque, et pas la zone de bénéfice
Pour éviter qu'une majorité urbaine impose une infrastructure à une minorité rurale exposée — ou l'inverse. Le quorum de 25 % empêche par ailleurs qu'une minorité mobilisée bloque un projet par l'abstention générale.
Les interconnexions
Les interconnexions physiques avec les réseaux européens sont maintenues et développées. Elles constituent une assurance de sécurité d'approvisionnement que rien ne remplace, et une source de revenus.
La France importe au prix spot européen en cas de déficit, et exporte son excédent au même prix — dégageant une marge lorsque le spot européen dépasse le coût de production français. Sur un volume d'export de l'ordre de 89 TWh, l'ordre de grandeur se situe entre un et deux milliards d'euros par an.