portant programmation nationale et simplification normative dans le secteur économique de l'énergie

Le coût de construction des trois paires d’EPR2 reste en cours d’évaluation. La dernière estimation officielle a été réalisée en 2021 et publiée début 2022. Deux nouveaux chiffrages successifs ont été partagés en 2023 par EDF avec la DINN qui porte le coût de construction de trois paires d’EPR2 à 79,9 Md€. Le comité directeur, à la suite de la revue du programme, a décidé d'engager un plan de compétitivité concernant les coûts du programme, afin d’aboutir à une nouvelle estimation, dans la perspective de la décision finale d’investissement envisagée par EDF pour début 2026.

Comme le relève la Cour des comptes dans son rapport " la filière EPR: une dynamique nouvelle, des risques persistants" de janvier 2025, à ce stade, la structure du financement du programme EPR2 n’est toujours pas arrêtée. Les auteurs de cet amendement partagent le constat des magistrats:

"Si la relance du nucléaire français et la stratégie « 6+8 » ont été décidées sans base financière claire, il apparaît désormais nécessaire de la déterminer très rapidement, compte tenu de la fin programmée de l’ARENH fin 2025, du délai de négociation avec la Commission européenne (environ un an, voire davantage) et de la nécessité de garantir la mobilisation de la filière nucléaire ".

Vu l'importance du sujet, les auteurs de cet amendement appellent le Gouvernement à clarifier le coût estimé de l'investissement dans les nouvelles capacités de production d'électricité d'origine nucléaire, ainsi que son schéma de financement. A cette fin, il propose qu'une loi soit présentée en mars 2026, dans la foulée de la présentation de la décision finale d'investissement d'EDF. 

Compléter l’alinéa 10 par la phrase suivante : 

« Avant le 1^er mars 2026, une loi de programmation détermine le montant prévisionnel des investissements dans les nouvelles capacités installées de production d’électricité d’origine nucléaire, et clarifie les sources de financement de ces investissements. »

Le présent amendement a pour objet d’introduire, au sein de l’article L. 100‑4 du code de l’énergie, un objectif complémentaire visant à garantir la cohérence entre la production d’électricité et la consommation intérieure.

Dans le contexte de la transition énergétique, la définition d’une trajectoire alignée entre l’offre et la demande électrique constitue un enjeu central pour la sécurité d’approvisionnement du pays. Une telle cohérence permet de limiter les déséquilibres structurels ou conjoncturels, dont les effets peuvent se révéler à la fois techniques et économiques.

Comme l’a souligné l’ancien PDG d’EDF, Luc Rémont, devant les sénateurs le 22 avril 2025, « l’écart croissant entre l’offre et la demande » d’électricité est un enjeu majeur. « Il va nous falloir veiller, dans les toutes prochaines années, à ce que ce déséquilibre [...] ne vienne pas grever la stabilité du système, soit sur le plan physique, soit sur le plan économique. C’est vraiment le plus grand défi auquel nous sommes confrontés. »

Cette alerte trouve une illustration concrète dans les difficultés croissantes rencontrées par le gestionnaire de réseau de transport RTE. À la mi-avril, celui-ci a été contraint de rappeler à plusieurs producteurs leurs obligations en matière d’équilibrage temps réel du système. L’augmentation des épisodes de surproduction, notamment liés au développement rapide des énergies renouvelables, complexifie les opérations de régulation et fragilise la stabilité du réseau à court terme.

Sur le plan économique, l’un des signaux les plus significatifs de ce déséquilibre est l’apparition croissante de prix négatifs sur les marchés de gros de l’électricité. Généralement associés à des situations d’excédent d’offre, ces épisodes se sont multipliés en 2024, représentant 359 heures (soit 4 % du temps), contre la moitié l’année précédente. Selon la Commission de régulation de l’énergie (CRE), les pertes économiques engendrées par ces prix négatifs ont atteint 80 millions d’euros au premier semestre 2024.

Compléter cet amendement par les deux alinéas suivants : 

« 3° Après le 6° du I de l’article L. 100‑4, est inséré un 6° bis ainsi rédigé :

« 6° bis De veiller à maintenir une trajectoire conforme entre la production d’électricité et sa consommation intérieure, tout en maintenant une capacité d’exportation dans ce secteur ; » 

Ce sous-amendement propose de remplacer l’objectif d’augmentation de la disponibilité des réacteurs nucléaires par un objectif d’augmentation de l’utilisation de ceux-ci. Il est en effet important de favoriser une maximisation du facteur de charge des centrales nucléaires disponibles pour produire.

À l’alinéa 9, substituer aux mots :

« la disponibilité »,

le mot :

« l’utilisation ».

Le présent sous-amendement vise à introduire une clause de revoyure dans le cadre de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), afin de permettre une adaptation des orientations stratégiques de la politique énergétique nationale en cas d’écart significatif entre les objectifs projetés et la réalité de la consommation énergétique observée.

Les hypothèses sur lesquelles se basent la stratégie actuelle supposent des gains en termes d'efficacité énergétique mais aussi une forte électrification des usages (transports, logement, etc.) L'évolution de la consommation électrique ces dernières années, laisse à penser que ces hypothèses ont été optimistes. Or, en cas de décrochage entre les courbes de consommation et de production, la France risque de s'enfermer dans une surproduction dommageable pour les finances publiques et pour sa capacité à accompagner la transition écologique. 

Alors que la PPE constitue un instrument clé de la planification énergétique, il est nécessaire qu’elle puisse faire l’objet d’un réexamen ponctuel, fondé sur des données actualisées, notamment en ce qui concerne la consommation d’énergie finale et primaire. Pour autant, cette évolution "en cours de route" de la PPE ne devra pas remettre en cause les projets et les investissements déjà réalisés. Cette souplesse laissée ne saurait fragiliser les projets énergétiques de long terme qui requièrent de la visibilité, tel que le programme de construction de six nouveaux réacteurs nucléaires. Ces projets, qui s’inscrivent dans une logique de planification à plusieurs décennies, doivent pouvoir bénéficier d’un cadre stable afin d’assurer leur financement, leur acceptabilité et leur réalisation dans les délais impartis. Il en va de même pour des projets de géothermie profonde, par exemple. En revanche, les délais d'instruction et d'installation pour les éoliennes ou le photovoltaïque étant plus condensés, les objectifs pourront être revus à la hausse ou à la baisse. De même, l'installation de 8 nouveaux EPR complémentaires pourra être révisée en fonction de l'évolution des besoins. 

La programmation fixe, certes, une trajectoire de référence, mais celle-ci devrait pouvoir être modifié en cas de nécessité . Il existe des risques d'une offre trop faible (notamment à la pointe de la demande), mais aussi de risques de surproduction chronique si la demande s'avère plus faible que prévu. Une possibilité toute simple consisterait par exemple dès que la demande se révèle moins importante que prévue, à réduire les objectifs de développement de l'offre dans la même proportion." Comme l'estime le Haut commissariat à l'énergie atomique dans son avis sur la PPE de février 2025.

Compléter cet amendement par les deux alinéas suivants :

« 3° L’article L. 100‑4 est complété par un III ainsi rédigé :

« III. – Avant le 31 septembre 2026, le Gouvernement remet au Parlement un rapport d’évaluation de la trajectoire de consommation énergétique constatée à l’échelle nationale, la comparant aux objectifs fixés dans la programmation pluriannuelle de l’énergie. En cas d’écart significatif entre la consommation réelle et la trajectoire prévue, il est engagé une révision partielle de la programmation pluriannuelle de l’énergie, sans que cela ne remette en cause les projets engagés. »

Le présent amendement propose l’instauration d’un moratoire sur le développement des filières éolienne et photovoltaïque, pour une durée de 5 ans, en réponse aux nombreuses interrogations soulevées quant à leurs impacts économiques, sociaux, environnementaux et patrimoniaux.

Ce moratoire vise à suspendre l’instruction de tout nouveau projet, le temps de conduire une évaluation indépendante, exhaustive et transparente des conséquences du déploiement massif de l’éolien et du solaire sur le système énergétique français.

Une telle suspension est aujourd’hui possible sans compromettre la sécurité d’approvisionnement du pays. La France dispose en effet d’une surcapacité de production, notamment grâce à des réserves importantes du parc nucléaire (évaluées à 150 TWh), suffisantes pour couvrir la demande nationale sans impact sur la capacité d’approvisionnement de la France d’ici au moins 2040.

Dans ce contexte, ce moratoire constitue une mesure de prudence et de responsabilité, en cohérence avec l’exigence de planification posée par la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

Cet amendement a été travaillé avec Réseau Énergies Terre & Mer.

I. – À compter de la promulgation de la présente loi et pour une durée de cinq ans, il est instauré un moratoire sur l’instruction, l’autorisation et la mise en service de nouveaux projets d’installations de production d’électricité utilisant l’énergie mécanique du vent éolien, terrestre ou maritime, et l’énergie solaire photovoltaïque, à l’exception des projets déjà autorisés à la date de promulgation.

II – Durant cette période, aucune nouvelle demande d’autorisation ou de raccordement ne peut être déposée ni instruite par les autorités compétentes.

III. – Un rapport d’évaluation énergétique, économique, sociale et environnementale, réalisé par une instance indépendante, est remis au Parlement avant l’expiration du moratoire.

Cet amendement propose d'ajouter aux objectifs exprimés en pourcentage de réduction de la consommation d'énergie finale, un objectif en valeur absolu. En effet, les objectifs en pourcentage présentent des limites: ils sont sensibles aux variations conjoncturelles et peuvent donner lieu à des interprétations ambigües.

En outre, les directives sur l’efficacité énergétique et les énergies renouvelables, fixent des objectifs chiffrés contraignants, cet amendement nous permettrait de nous aligner avec les outils européens et de faciliter le suivi transparent des écarts à la trajectoire par les institutions, les acteurs de l’énergie et les citoyens.

Notons tout de même que la consommation énergétique finale en France en 2012, telle que retenue comme année de référence dans les lois et programmations pluriannuelles de l’énergie (PPE), était de 1 742 TWh. Une trajectoire de réduction de 30% devrait nous conduire à 1219,4Twh. 

Compléter l’alinéa 3 par les mots :

« et atteindre une consommation énergétique finale annuelle de 1219 TWh ».

Cet amendement vise à favoriser le déploiement du stockage d’électricité, en particulier en colocalisation avec les installations de production d’énergies renouvelables. Le stockage permet de pallier l’intermittence en assurant un équilibrage fin du réseau, via le lissage des variations de production et de consommation.

Il augmente la valeur de l’électricité produite en déplaçant son injection vers les heures de pointe, réduisant ainsi la volatilité des prix, les contraintes sur le parc pilotable (notamment nucléaire), et les pertes par écrêtement. Il contribue à la réduction des émissions en substituant aux appels de pointe fossiles une énergie décarbonée stockée.

La colocalisation du stockage permet en outre d’optimiser les capacités de raccordement et de limiter les besoins de renforcement du réseau. Des mécanismes incitatifs pourraient être envisagés, par exemple via un bonus attribué aux projets dont la demande de puissance de raccordement est inférieure à 50 % de la puissance crête installée.

Le stockage constitue donc un levier de flexibilité, de compétitivité, de sécurité d’approvisionnement et de décarbonation. Il est pertinent de l’intégrer comme axe structurant des politiques énergétiques et d’ajuster les dispositifs de soutien en conséquence.

Cet amendement a été travaillé avec Valorem. 

Après l’alinéa 3, insérer les deux alinéas suivants :

« 1° bis Après le même 4°, il est inséré un 4° bis A ainsi rédigé :

« 4° bis A De favoriser le stockage intégré aux installations utilisant l’énergie mécanique du vent et aux installations solaires photovoltaïques afin de réduire les impacts sur le réseau et d’optimiser l’usage de l’électricité produite. »

Le présent amendement prévoit de définir un objectif de production de gaz renouvelable à horizon 2035 afin de donner une visibilité aux acteurs. Il présente un lien direct avec le texte et son objectif affiché au chapitre 1er de fixer une programmation énergétique ambitieuse.
Le projet de Programmation Pluriannuelle de l’énergie inquiète fortement les acteurs de la filière biogaz, tant les producteurs que les consommateurs. En effet, el texte laisse entendre qu’au-delà de 2030, les objectifs pourraient ne pas être réhaussés, mettant un terme à la dynamique de production de gaz verts. La filière pense au contraire que ² borne haute à 85 TWh devrait être un minimum, à laquelle adjoindre un objectif quantifié pour les nouvelles filières de production telle que la pyrogazéification, la gazéification hydrothermale ou encore la méthanation.
Il s’agit de maintenir une dynamique de production et de verdissement du réseau de gaz, enjeu de transition énergétique et de souveraineté.

Après l’alinéa 17, insérer l’alinéa suivant :

« 4° undecies De poursuivre, au-delà de 2030, le développement des capacités de production de gaz renouvelables et bas carbone, par méthanisation et par le développement des nouvelles technologies avec pour objectif une capacité installée d’au moins 85 terawattheures injectés dans les réseaux en 2035. »

Un tel niveau de précision semble inadéquat avec une démarche consistant à éviter les chiffrages trop précis au niveau législatif pour des filières dont le développement est rapide, alors que les objectifs de développement de la flexibilité doivent impérativement tenir compte des besoins mis à jour régulièrement par RTE pour assurer le bon équilibre du système électrique français.

Surtout, les effacements ne sont qu’un des leviers possibles pour améliorer la flexibilité du système électrique : les dispositifs de stockage ou d’adaptation de la production peuvent s’avérer être des solutions moins coûteuses. Une telle efficacité économique bénéficierait à la fois au budget de l’État (qui finance les appels d’offres en tant que charges de service public, à hauteur d’environ 200 millions d’euros en 2024 et environ 300 millions d’euros en 2025, soit un demi-milliard d’euros en seulement 2 ans) et aux consommateurs d’électricité (qui financent le dispositif de mécanisme de capacité piloté par RTE, dont un volet pourrait être réservé aux seuls opérateurs d’effacement).

À la fin de l’alinéa 11, supprimer les mots :

« avec pour objectif de disposer à l’horizon 2030 d’environ 6,5 gigawatts de capacités d’effacement ».

Afin d’accélérer notre transition énergétique et conforter notre souveraineté énergétique, le développement de l’électrification constitue un impératif économique pour le pays. Cet amendement a pour objet de contribuer à la programmation énergétique du pays en facilitant le raccordement au réseau électrique pour les porteurs de projets industriels qui souhaitent décarboner leur production, tout en renforçant l’attractivité économique des territoires.

L’article 32 de la loi no 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, dite loi APER, a mis en place un mécanisme de mutualisation des coûts de raccordement au réseau public de transport des installations de consommation. Cet article a été repris dans les articles L 342-2 et L 342-18 du code de l’énergie. L’article prévoit le paiement d‘une quote-part des coûts de mutualisation par les consommateurs et par les gestionnaires de réseau de distribution qui demanderait l’accès au réseau public de transport dans ces zones de mutualisation.

Or il ne prévoit pas la possibilité pour le gestionnaire de réseau de distribution de refacturer cette quote-part aux consommateurs demandant un raccordement au réseau de distribution dans ces zones de mutualisation.

Cette situation conduit à des effets contraires aux objectifs visés par le législateur dans cet article 32 de la loi APER :

-          Afin d’éviter de payer la quote-part, les industriels seront incités à découper leur installation en tranches pour demander plusieurs raccordements au réseau public de distribution plutôt qu’un seul raccordement au réseau public de transport ; cela nuira à l’efficacité globale du réseau, avec plus de travaux pour le même résultat, et conduira à des surcoûts pour la collectivité.

-          Les gestionnaires de réseau de distribution ne seront pas incités à anticiper les futures demandes de raccordement puisqu’ils devront financer seuls la quote-part, ce qui ne permettra pas d’anticiper la réalisation de nouvelles capacités d’accueil sur le réseau électrique, qui est l’objectif de ce dispositif

-          L’ensemble des Français financeront cette quote-part à la place des industriels à travers une augmentation du tarif d’utilisation du réseau public d’électricité dans leur facture au lieu des demandeurs de raccordement.

Afin de corriger ces effets négatifs, il est proposé de compléter l’article L342-18 du code de l’énergie pour conserver l’efficacité du réseau en incitant les utilisateurs à se raccorder à des lieux de puissance déjà suffisante, tout en partageant les coûts de cet investissement entre tous les utilisateurs en bénéficiant in fine.

Avant le dernier alinéa de l’article L. 342‑18 du code de l’énergie, il est inséré un alinéa ainsi rédigé :

« La quote-part versée par les gestionnaires de réseau de distribution au gestionnaire du réseau de transport peut être refacturée aux consommateurs demandeurs de raccordement sur le réseau public de distribution au prorata de leur puissance de raccordement. »

Le développement par principe des énergies renouvelables ne peut se faire aux dépends d’énergies décarbonées comme cela a pu se faire dans le passé. Il doit passer par une réduction relative de la consommation d’énergie fossiles. 

Le 3° de l’article L. 100‑2 du code de l’énergie est complété par les mots : « par rapport à celle des énergies fossiles ».

En effet, compte tenu des conditions climatiques dans les territoires ultramarins, et particulièrement dans l’archipel de Saint-Pierre et Miquelon, et de l’explosion des coûts des énergies qui impactent lourdement le budget des ménages, il est important d’accélérer la stratégie de rénovations énergétiques.

Cependant, dans certains territoires avec les spécificités fiscales comme à Saint-Pierre et Miquelon, les crédits d’impôts existants dans l’Hexagone en faveur des ménages réalisant des travaux de rénovation énergétique, ne sont pas applicables.

Aussi, lors de l’examen du Projet de loi de finances pour 2024, le gouvernement a fait adopter un amendement prévoyant d’ouvrir la Prime de transition énergétique de la loi n° 2019-1479 aux propriétaires des logements situés à Saint-Pierre et Miquelon et les conditions d’octroi des aides devaient être précisées par décret. Néanmoins, neuf mois après, le législateur ne connait toujours pas les modalités d'application de ce décret.

C'est pourquoi il reste vigilant et souhaiterait pouvoir anticiper afin que les dispositifs de cette loi soient bien réalisables et réalisés dans les Outre-mer, et que les mesures appliquées apportent des résultats concrets, en cohérence avec les travaux et orientations fixées dans le cadre du comité interministériel des Outre-mer du 18 juillet 2023 et permettre enfin d’atteindre des objectifs de rénovation énergétique dans nos territoires ultramarins.

Dans un délai d’un an à compter de la promulgation de la présente loi, puis tous les quatre ans, le Gouvernement remet au Parlement un rapport relevant les résultats de l’application de la présente loi et du dispositif « MaPrimeRénov » dans les territoires d’Outre-mer, ainsi que les problématiques rencontrées.

Cet amendement vise à supprimer la perspective d’un retour d’EDF au statut d’EPIC.

D’une part, EDF est d’ores et déjà détenu à 100 % par l’État, et est donc sous le contrôle intégral de la puissance publique, cela étant garanti au niveau législatif depuis l’adoption, à l’unanimité, de la loi du 11 avril 2024 visant à protéger le groupe Électricité de France d'un démembrement.

D’autre part, une telle transformation se heurterait à des difficultés sérieuses compte tenu des règles de droit de la concurrence en matière d’aides d’État, la Commission européenne considérant que les EPIC bénéficient d’une garantie implicite et illimitée de leurs dettes et l’analysant comme une aide d’État. En conséquence, un retour au statut d’EPIC risquerait de fragiliser l’organisation actuelle d’EDF et de ses grands programmes d’investissements.

À l’alinéa 2, supprimer les mots :

« en vue de sa transformation en établissement public à caractère industriel et commercial, ».

L’article L.100-4 du code de l’énergie fixe les objectifs de la politique énergétique nationale, et notamment une ambition en matière de consommation d’énergie dans les logements. A ce titre les soutiens à la rénovation du bâti sont une priorité. Ce faisant, suite aux différentes modifications des dispositifs d’aide, une précision s’impose comme nécessaire. Le présent amendement propose donc de s’assurer que tous les dispositifs d’aide à la rénovation et à la transition écologique soient ciblés sur les équipements les plus performants énergétiquement, sans pouvoir aggraver la précarité énergétique.  
La transition écologique ne peut pas faire l’impasse sur le volet social. Electrifier les usages est une solution pertinente dans de nombreux cas, mais tous les modes d’électrification ne sont pas des remparts face à la précarité énergétique. Aussi le développement massif des radiateurs à effet joule risque de compromettre durablement la transition écologique.

Compléter cet article par l’alinéa suivant :

« 7° ter De s’assurer que les normes, aides et financements soient ciblées sur les équipements les plus performants énergétiquement et climatiquement, sans pouvoir aggraver la précarité énergétique. »

Les politiques énergétiques des différents pays européens étant par nature très différents compte tenu des capacités, ressources et infrastructures de chaque pays, cet objectif a conduit dans le passé à l’adoption de choix pénalisant pour la France et son offre énergétique. L’union européenne de l’énergie ne semble pas être un objectif suffisamment souple pour permettre à la France de préserver sa souveraineté énergétique.

Au 7° de l’article L. 100‑1 du code de l’énergie, les mots : « Union européenne de l’énergie » sont remplacés par les mots : « Union internationale de l’énergie entre pays européens ».

Cet amendement vise à encourager l’installation d’éoliennes de grande hauteur, là où les contraintes techniques et environnementales le permettent, afin d’optimiser la production tout en limitant le nombre de mâts.

Des éoliennes plus hautes disposent d’un rotor de plus grand diamètre, captent des vents plus forts et plus constants, et présentent ainsi un facteur de charge supérieur. Elles génèrent davantage d’électricité, y compris en périodes de vent faible, réduisant le recours aux moyens fossiles, notamment en heures de tension sur le réseau.

Leur productivité permet de diviser par trois le nombre de mâts nécessaires pour une même production. À titre d’exemple, les objectifs de la transition énergétique pourraient être atteints avec environ 11 000 mâts, contre 9 000 aujourd’hui, en remplaçant les anciennes générations par des machines plus performantes.

Cette orientation permet de réduire l’emprise au sol, les coûts de production, les impacts visuels et environnementaux, tout en améliorant la compétitivité de la filière, la valeur du MWh produit, et la trajectoire de décarbonation.

Cet amendement propose d'inscrire parmi les leviers de la politique énergétique, l’incitation à des éoliennes plus hautes, dans une logique de sobriété foncière et de performance climatique.

Cet amendement a été travaillé avec Valorem. 

À l’alinéa 14, après le mot :

« vent »

insérer les mots :

« en optimisant la hauteur des mâts, ».

Dans la perspective d’une électrification des usages, nécessaires à la lutte contre le dérèglement climatique, cet amendement propose de fixer des objectifs d’augmentation de la consommation intérieure d’électricité : 645 TWh en 2050, en visant l’objectif intermédiaire de 508 TWh en 2030 (conformément à la trajectoire de référence de RTE dans son rapport "Futur 2050"). Ces objectifs seront complémentaires aux objectifs d’augmentation de la production énergétique, fixé à 560 Twh dans l'article 5, et laisse donc également une marge pour les exportations (rappelons qu'en 2024, la France avait exporté un niveau historique de 89 TWh d'électricité). 

La politique énergétique nationale s’est historiquement structurée autour d’objectifs de production d’électricité, qu’il s’agisse de puissance installée par filière ou de volumes de production à atteindre. Ces objectifs sont indispensables pour garantir la sécurité d’approvisionnement, respecter les engagements climatiques et planifier les investissements industriels.

Toutefois, cette approche centrée sur la production est aujourd’hui insuffisante pour assurer un pilotage cohérent et efficace de la transition énergétique. En effet, la consommation d’électricité est elle-même un levier majeur de décarbonation, dans un contexte d’électrification progressive des usages (mobilité, chaleur, industrie). Cette dynamique nécessite de fixer des objectifs clairs de consommation intérieure d’électricité, afin :

• d’anticiper les besoins futurs (volumes à produire, stocker, distribuer ou effacer) ;
• de coordonner les politiques sectorielles (mobilité électrique, rénovations thermiques, électrification industrielle) avec les trajectoires énergétiques nationales ;
• de garantir la cohérence entre les objectifs de production et les usages effectifs de l’électricité, dans une logique d’équilibre du système ;
• de préparer la neutralité carbone, qui suppose une forte augmentation de la consommation électrique, dans des conditions optimisées.

Après le 3° de l’article L. 100‑4 du code de l’énergie, il est inséré un 3° bis ainsi rédigé : 

« 3° bis De porter la consommation intérieure d’électricité à 645 TWh en 2050, en visant l’objectif intermédiaire de 508 TWh en 2030 ; ».

Cet amendement a pour objet de rappeler l'importance de maintenir le dispositif MaPrimeRénov’ (MPR’).

En effet, afin d'obtenir les résultats attendus, évoqués dans l'article 9, il est nécessaire de maintenir les dispositifs qui ont démontré leur efficacité auprès des français souhaitant répondre aux objectifs fixés par le Ministère de la Transition écologique.  

Compléter cet article par l'alinéa suivant :

« Ces rénovations globales sont soutenues par le dispositif MaPrimeRénov’. » 

La modulation de la production des réacteurs nucléaires contribue à l’équilibre du système électrique. Initialement, cette flexibilité avait pour objectif une adaptation aux variations de la consommation intérieure. Depuis les années 2010, elle répond également à la variabilité croissante des énergies renouvelables non pilotables. Grâce à leur capacité d’ajustement, les réacteurs nucléaires, à l’instar des barrages hydrauliques, jouent un rôle essentiel dans le maintien de l’équilibre du réseau, notamment par le réglage de la fréquence et de la tension.

Le développement des installations renouvelables intermittentes conduit nécessairement à augmenter le volume de modulation des centrales nucléaires: leurs coûts marginaux quasiment nuls orientent les prix de marchés à la baisse lorsqu'elles produisent.

Dans certaines circonstances, une production renouvelable très abondante entraîne des prix de marché si bas qu’ils ne permettent plus de couvrir les coûts variables de fonctionnement des réacteurs nucléaires. Ce phénomène, que RTE qualifie « d’absence de débouchés économiques », engendre un effet d’éviction de la production nucléaire par les énergies renouvelables. Cette situation diminue le taux d’utilisation des réacteurs, ce qui accroît mécaniquement leurs coûts complets de production et réduit les revenus de l’exploitant.

Si cet effet d’éviction reste pour l’instant limité (moins de 1 TWh par an), les projections estiment qu’il pourrait atteindre jusqu’à 15 TWh d’ici 2035, en fonction des choix opérés pour l’évolution du mix électrique et du niveau d’intégration des énergies renouvelables intermittentes.

En outre, la modulation fréquente soulève d’importantes questions sur le vieillissement des installations nucléaires. Il convient de mieux documenter son impact éventuel sur la durée de vie des réacteurs, la fréquence des opérations de maintenance, ainsi que sur leur coût.

Dans ce contexte de relance de la filière nucléaire, alors même que les énergies renouvelables deviennent de plus en plus compétitives, cet amendement pose le principe d’une compensation financière au bénéfice du parc nucléaire et hydroélectrique, en reconnaissance des services qu’ils rendent au système électrique face à l’intermittence croissante.

Après l’article L. 100‑3 du code de l’énergie, il est inséré un article L. 100‑3‑1 ainsi rédigé : 

«  Art. L. – 100‑3‑1. – Pour contribuer à la sécurité d’approvisionnement, la fiscalité des énergies intermittentes tient compte des coûts induits par leur variabilité. Elle renforce la rémunération des services de flexibilité rendus par le nucléaire et l’hydraulique. » 

Cet amendement vise à mettre en cohérence l’article 8 avec les termes de la loi n°2025-336 du 14 avril 2025 visant à convertir des centrales à charbon vers des combustibles moins émetteurs en dioxyde de carbone pour permettre une transition écologique plus juste socialement.

L’obligation de présentation d’un plan de conversion est issue de l’adoption au Sénat d’un amendement transpartisan d’élus de Loire-Atlantique, adopté sans modification par l’Assemblée nationale.

À l’alinéa 6, substituer aux mots :

« la mise en œuvre des projets de reconversion »

les mots :

« la présentation d’un plan de conversion ».

Cet amendement vise à exprimer en TWh l'objectif intermédiaire de réduction de la consommation énergétique finale prévue pour 2030, exprimée autrement en pourcentage.

Pour être conforme aux engagements européens pris dans le cadre de la directive relative à l'efficacité énergétique (DEE), la France doit viser une réduction de 28,7% sa consommation finale énergétique par rapport à 2012, ce qui conduit à viser une consommation d'environ 1243 TWh.

L'objectif fixé par le Sénat, maintenu par la commission des affaires économiques, est d'établir cet objectif de réduction "à hauteur de 30%", soit environ 1220 TWh par rapport à la référence de 2012.

Substituer à l’alinéa 3 les deux alinéas suivants :

« a) La première phrase du 2° est ainsi rédigée :

« 2° De réduire de moitié la consommation énergétique finale en 2050 par rapport à la référence 2012, en ciblant une consommation finale énergétique tendant vers 1220 térawhatteures d’ici 2030. »

Cet amendement supprime les dispositions précisant que les objectifs annuels d’économies d’énergie, dans le secteur du bâtiment, sont atteints grâce au concours des certificats d’économie d’énergie. 

Dans son rapport présenté en septembre 2024 devant la commission des finances de l’Assemblée nationale sur les certificats d’économie d’énergie (CEE), la Cour des comptes dresse un constat particulièrement critique de ce dispositif qui vise à répondre aux obligations de la France en matière d’efficacité énergétique.

Le dispositif des CEE consiste, par un mécanisme de marché, à obliger les fournisseurs d’énergie et les vendeurs de carburants automobiles, les « obligés », à soutenir des actions d’économies d’énergie afin d’atteindre un objectif global pluriannuel réparti entre eux en fonction de leur volume de vente auprès des particuliers et des entreprises tertiaires, sous peine de sanction.

Le mécanisme des CEE semble en première analyse contraindre les fournisseurs d’énergie à financer des économies d’énergie. En pratique, ceux-ci répercutent les coûts nécessaires à l’obtention des certificats dans les prix de vente des énergies. Il en résulte que le coût associé aux CEE, qui se serait élevé en moyenne annuelle à 6 milliards d’euros en 2022 et 2023 selon la Cour des comptes, est supporté en définitive par les ménages et les entreprises du secteur tertiaire. Le coût annuel moyen estimé par la Cour des comptes pour un ménage s’élève à 120 euros en 2022 et à 164 euros en 2023. Les CEE représentaient ainsi 3,3 % de la facture énergétique des ménages en 2022 et 4,3 % en 2023.

En outre, leur efficacité est incertaine : les résultats affichés sont issus de calculs théoriques, qui ne sont jamais vérifiés par une mesure des consommations d’énergie réelles après la réalisation des opérations. Ainsi, la Cour des comptes considère que les économies d’énergie présentées par le Gouvernement sont surévaluées d’au moins 30 % pour 2022 et 2023.

Dans ce contexte, les auteurs de cet amendement appellent à une refonte du dispositif et au fléchage de nouvelles recettes en faveur de la rénovation énergétique. 

Supprimer les alinéas 3 et 4. 

Dans un contexte d’urgence climatique et de retard pris par la France dans l’atteinte de ses objectifs européens en matière d’énergies renouvelables, cet amendement vise à inscrire explicitement le développement de l’énergie citoyenne et des communautés énergétiques comme un axe structurant de la politique climat-énergie, notamment dans la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

Les projets à gouvernance locale, portés par les collectivités, les citoyens et les acteurs de territoire, permettent une meilleure appropriation des enjeux de la transition, renforcent l’acceptabilité des installations, et génèrent un retour économique significatif au niveau local. Selon l’ADEME, chaque euro investi localement dans ces projets produit 2,5 € de retombées économiques territoriales.

Malgré l’objectif de 1000 nouveaux projets fixé en 2021 par le ministère de la Transition écologique, l’absence d’inscription législative freine aujourd’hui le passage à l’échelle de ces initiatives. À l’inverse, plusieurs pays européens ayant fixé de tels objectifs, en part de mix (Pays-Bas) ou en puissance installée (Écosse), ont connu une dynamique bien plus forte.

Le présent amendement propose donc d’inscrire un objectif clair, transversal à toutes les filières : +1000 projets citoyens à gouvernance locale d’ici à 2030 par rapport à 2025, afin d’ancrer l’énergie citoyenne comme levier de territorialisation, de justice sociale et d’efficacité économique de la transition énergétique.

Cet amendement a été travaillé avec le Collectif pour l’Énergie Renouvelable Territoriale.

Compléter cet article par les deux alinéas suivants : 

« d) Il est ajouté un 12° ainsi rédigé :

« 12° De favoriser le développement de projets d’énergies renouvelables à gouvernance locale dont les droits de vote, fonds propres et quasi fonds propres sont détenus à au moins 40 %, directement ou indirectement par des citoyens, des collectivités, groupements de collectivités ou des communautés énergétiques, pour atteindre 1000 projets supplémentaires en 2030 par rapport à 2025. »

Dans le cadre d’un objectif de diversification des sources de production d’électricité, il demeure crucial de maintenir un équilibre entre les énergies pilotables — garantes de la stabilité et de la sécurité du réseau — et les énergies intermittentes, dont une surabondance peut engendrer des déséquilibres majeurs, voire un risque de « black-out ».

Selon RTE, à fin 2024, la puissance installée des moyens de production intermittents (éolien terrestre et en mer, photovoltaïque) s’élève à 48,7 GW. En tenant compte des projets déjà autorisés, cette puissance pourrait atteindre prochainement 80 GW. En parallèle, la puissance installée des moyens de production pilotables bas-carbone (nucléaire, hydraulique, bioénergies, valorisation des déchets) s’établit à 94 GW à la même échéance.

Ainsi, la puissance des sources intermittentes d’électricité représentera sous peu près de 85 % de celle des moyens pilotables. Dépasser ce seuil pourrait compromettre la stabilité et la sécurité des réseaux électriques.

Le législateur pourra à l’horizon 2030 réévaluer ce plafond en fonction de l’évolution effective de la consommation, des exigences du système électrique, ainsi que des avancées technologiques en matière de pilotabilité et de stockage.

I. – Rédiger ainsi l’alinéa 12 :

« 4° sexies La puissance installée totale des installations de production électrique intermittentes ne peut dépasser 85 % de la puissance installée totale des installations de production électrique pilotables bas-carbone, à l’horizon 2030 ; ».

II. – En conséquence, supprimer l’alinéa 14.

Les objectifs de renforcement de la souveraineté énergétique comme de décarbonation de l’économie supposent une accélération de l’électrification des usages énergétiques, en substitution de la consommation d’énergies fossiles importées.

Le rythme de développement de cette électrification est aujourd’hui insuffisant et se traduit par un déséquilibre offre-demande et une série de records en matière d’exportation d’électricité (90 TWh en 2024), de perturbation du marché (nombre record d’heures à prix négatifs) et de désoptimisation du fonctionnement des installations existantes avec en particulier un doublement du volume de modulation à la baisse des réacteurs nucléaires (30 TWh en 2024).

Afin de prévenir une accentuation de ce phénomène, qui se traduirait également par une augmentation du coût agrégé du système électrique au détriment de la collectivité, le présent amendement prévoit de permettre à l’État, dans l’hypothèse (non souhaitable) de retard prolongé du processus d’électrification des usages, de moduler le rythme des appels d’offres en soutien de nouvelles capacités de production.

Compléter l'alinéa 3 par la phrase suivante :

« Pour l’application du présent 4°, l’État peut adapter le rythme des appels d’offres publiés en soutien de nouvelles capacités de production d’électricité afin de tenir compte de l’évolution constatée de la demande d’électricité. »

La précarité énergétique est provoquée par les prix très élevés que nous avons pu connaître ainsi qu’aux variations brutales induites par des évènements internationaux imprévisibles mais aussi à cause des spéculations sur les marchés de l’énergie qui en découlent souvent. Préserver les populations les plus précaires de ces évènements brutaux semble pouvoir être un objectif d’une politique énergétique d’un pays développé.

Au 2° de l’article L. 100‑2 du code de l’énergie, les mots : « à l’énergie » sont remplacés par les mots : « à l’énergie à un prix raisonnable sans variation brutale ».

Cet amendement propose de réintroduire l'article 3 relatif aux objectifs de développement du nucléaire, en tenant compte des évolutions apportées lors des débats en commission des affaires économiques (avant que l'article ne soit adopté), et en proposant quelques évolutions complémentaires. 

1° L'objectif de renforcement de l’effort de recherche et d’innovation en faveur de l’énergie nucléaire et de l’hydrogène bas‑carbone; est maintenu. Dans un objectif de simplification, il supprime la liste des projets à soutenir, cette dernière courant le risque d'être non-exhaustive; 

2° Il inscrit un objectif de maintien de la part des énergies pilotables dans la production d'électricité à plus de 60 %  à l'horizon 2030, afin de garantir la sécurité d'approvisionnement et la résilience du système électrique; 

3° Il inscrit un objectif de développement de 6 nouveaux EPR d'ici la fin 2026, et l'étude de 8 EPR complémentaires d'ici 2030; conformément aux annonces présidentielles de Belfort et au contrat de filière signé le 10 juin dernier. Le contrat signé n'abordant pas le financement du programme, les auteurs de cet amendement invitent le Gouvernement à clarifier le financement du prochain programme via une loi de programmation financière; 

4° Il prévoit un objectif de maintien et d'optimisation des installations nucléaires actuelles; 

5° Il soutient le maintien des installations de retraitement et de la valorisation des combustibles usés, et invite le Gouvernement à identifier d’ici 2030 les nouveaux sites de stockage pour les déchets faiblement radioactifs (conformément aux recommandations de la Cour des comptes dans son rapport sur l'Andra (Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs) publié ce 4 juin; 

6° Il impose de recourir, notamment, à une part de matières recyclées dans les combustibles nucléaires utilisés pour la production d’électricité d’origine nucléaire. 

Cet amendement s'inscrit ainsi dans une optique réaliste de développement du nucléaire avec une montée en puissance progressive. Il invite en outre le Gouvernement à clarifier ses intentions sur des questions clés, telles que le financement des réacteurs nucléaires ou encore l'identification de nouveaux sites de gestion des déchets faiblement radioactifs.  

Rétablir cet article dans la rédaction suivante :

« Le code de l’énergie est ainsi modifié :

« 1° Après le 7° de l’article L. 100‑2, il est inséré un 7° bis ainsi rédigé :

« 7° bis Renforcer l’effort de recherche et d’innovation en faveur de l’énergie nucléaire et de l’hydrogène bas‑carbone défini au troisième alinéa de l’article L. 811‑1 »

« 2° Après le 5° du I de l’article L. 100‑4, sont insérés des 5° bis à 5° octies ainsi rédigés : 

« 5° bis De maintenir la part des énergies pilotables dans la production d’électricité à plus de 60 % à l’horizon 2030 ;

« 5°ter De maintenir en fonctionnement toutes les installations de production d’électricité d’origine nucléaire, sous réserve de la protection des intérêts mentionnés au premier alinéa de l’article L. 593‑1 du code de l’environnement, avec pour objectif le maintien d’une capacité installée de production d’au moins 63 gigawatts jusqu’en 2035

« 5° quater D’engager la conception et la construction de six réacteurs électronucléaires d’ici décembre 2026, afin qu’il soient mis en service avant le 1^er janvier 2038, et d’étudier la construction de huit réacteurs électronucléaires supplémentaires d’ici 2030. Avant le 1^er mars 2026, une loi de programmation détermine le montant prévisionnel des investissements dans les nouvelles capacités installées de production d’électricité d’origine nucléaire, et clarifie les sources de financement de ces investissements ;

« 5° quinquies De maintenir en fonctionnement toutes les installations nécessaires à la mise en œuvre du retraitement et de la valorisation des combustibles usés, sous réserve de la protection des intérêts mentionnés au premier alinéa du même article L. 593‑1, en pérennisant, renouvelant et complétant les usines de retraitement‑recyclage au‑delà de 2040, et d’identifier d’ici 2030 les nouveaux sites de stockage pour les déchets faiblement radioactifs ;

« 5° sexies De recourir à une part de matières recyclées dans les combustibles nucléaires utilisés pour la production d’électricité d’origine nucléaire, sous réserve de la protection des intérêts mentionnés au premier alinéa dudit article L. 593‑1 et de la prise en compte des besoins pour le long terme ; »

Cet amendement a pour but de favoriser le développement du stockage de l’électricité, en particulier sur les sites de production d’énergies renouvelables.

Grace au stockage, on peut réduire les impacts de la principale difficulté liée à l’électricité : l’obligation d’injecter à chaque instant autant d’électricité qu’on en soutire. Grace au stockage, on peut gérer plus facilement les multiples variations de consommation et de production au cours de la journée. On augmente la valeur de l’électricité en la stockant aux heures de surproduction, où sa valeur est faible, et en l’injectant aux heures de pointe de consommation, où elle a une valeur importante pour l’économie et les consommateurs.

On réduit en conséquence la volatilité des prix de l’électricité, les impacts des heures creuses et des heures pleines, la nécessité de moduler les réacteurs nucléaires, et d’écrêter les énergies renouvelables. Ainsi, on maximise l’utilisation des énergies décarbonées et on réduit l’appel au énergies fossiles. Au lieu d’être un problème, l’abondance d’électricité bon marché aux heures de forte production devient une opportunité pour réduire la facture des consommateurs en stockant les surplus.

Le stockage colocalisé sur les sites de production réduit par ailleurs les besoins de renforcement des réseaux, et donc les coûts, les procédures et les délais. Il pourrait être incité par exemple en accordant un bonus aux projets dont la capacité de raccordement électrique demandée est inférieure à 50 % de la puissance du projet global en MWc.

Le stockage permet donc de réduire les coûts pour la collectivité et d’accélérer les procédures. Il améliore donc le modèle d’affaire des entreprises. Il diminue la facture des consommateurs particuliers et entreprises. Il permet de renforcer la décarbonation en injectant l’électricité décarbonée lors des pics de consommation où on utiliserait sinon de l’électricité fossile. Et il renforce la résilience du réseau.

Pour toutes ces raisons, il est pertinent d’inscrire le développement du stockage à proximité des parcs de production comme un objectif et moyen des politiques énergétiques, et d’adapter les mécanismes de soutien pour le favoriser.

Cet amendement a été rédigé avec le concours de Valorem.

Le 3° de l’article L. 100‑1 du code de l’énergie est complété par les mots : « , notamment en déployant le stockage pour optimiser l’utilisation des capacités de production variables ».

La France interdit depuis 2011 l’exploration et l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels sur son territoire (notamment du gaz de schiste), en raison de leurs impacts environnementaux. La fracturation hydraulique qui permet l'exploitation du gaz de schiste entraîne de graves risques de pollution des nappes phréatiques, implique une consommation d’eau importante, et provoque d’importantes émissions de méthane, dont l’empreinte carbone est supérieure d’au moins 20 % à celle du charbon. 

Pourtant, notre pays continue d'importer du gaz de schiste, notamment en provenance des Etats-Unis. Le phénomène s’est amplifié depuis la guerre en Ukraine et la fin des importations par gazoduc en provenance de Russie : les quantités de GNL importées en France ont été multipliées par 3,5 entre 2021 et 2022, d’après les données publiques américaines. 

Cet amendement vise à inscrire dans les principes directeurs de la politique énergétique française une exigence de transparence sur l’origine des importations de gaz naturel, en particulier le gaz de schiste, afin de favoriser sa traçabilité, et limiter notre dépendance aux importations. 

Après le 3° du I de l’article L. 100‑4, il est inséré un 3° bis ainsi rédigé : 

« 3° bis Garantir la transparence de l’origine des gaz naturels liquides importés, notamment pour les gaz de schiste, des volumes, et des méthodes d’extraction ; ».

Cet amendement vise à conditionner l'adoption du décret de la PPE 3 à la réalisation d'une nouvelle étude présentant différents scénarii de mix énergétique, et plus spécifiquement électrique. Celle-ci serait réalisée, sur un format similaire à celle présentée par RTE en 2022, mais tiendrait compte des évolutions récentes et à venir de la consommation énergétique. 

En effet, trois ans après les "Futurs énergétiques 2050", le contexte a largement changé sur plusieurs points. La guerre en Ukraine, la crise énergétique, la stagnation de la consommation électrique résultant d'une électrification moindre qu'escomptée, imposent de mettre à jour l'étude rendue.

Les auteurs de cet amendement invitent, en outre, à réviser les différents scénarii en s'attachant à l'analyse économique des différentes sources d'énergie (dépenses d’investissement, prix de l’électricité pour les consommateurs, coût du mégawattheure par technologie, coût complet annualisé, besoin de soutien public…), et des interdépendances entre les différentes sources d'énergie (notamment le coût pour le nucléaire de la compensation de l'intermittence des énergies renouvelables).  

L’article L. 141‑1 du code de l’énergie est complété par deux alinéas ainsi rédigés :

« L’adoption du décret mentionnée au premier alinéa est conditionnée à la réalisation d’une étude présentant différents scénarii d’évolution du mix énergétique, tenant compte de l’évolution de la consommation énergétique. Cette étude formule plusieurs propositions d’évolution du mix électrique conjuguant les énergies intermittentes et les énergies pilotables, en faisant état des conséquences sur la sécurité d’approvisionnement et sur le coût de l’énergie de chacune de ces propositions.

« Le deuxième alinéa du présent article entre en vigueur à compter de la promulgation de la présente loi. Il s’applique à la programmation pluriannuelle de l’énergie couvrant les deux périodes successives 2025‑2030 et 2031‑2035. »

En 2025, le soutien aux énergies renouvelables électriques et gazières devrait retrouver son niveau d’avant crise dès 2025, autour de 6 Mds€. Alors qu’en 2020 environ deux tiers du soutien étaient engendrés par les filières éolienne terrestre et photovoltaïque, en 2025, près d’un tiers du soutien devrait aller à l’éolien en mer et au biométhane injecté. Le photovoltaïque devrait représenter environ la moitié du soutien de l’Etat aux énergies renouvelables. 

Dans un contexte de retour progressif des prix de l’électricité sur les marchés de gros aux niveaux observés pré-crise et d’accélération du déploiement des énergies renouvelables nécessaires à l’atteinte des objectifs climatiques, les énergies renouvelables électriques devraient de nouveau représenter des charges pour l’Etat en 2024 et 2025, à hauteur respectivement de 2,5 Mds€ et 4,3 Mds€. 

Dans un contexte de restriction budgétaires, ces sommes importantes interrogent. D'une part parce que les énergies renouvelables ont gagné en compétitivité; et que dès lors, un tel soutien public interroge. D'autre part, parce que l'augmentation de la production d'électricité pourrait conduire à une surproduction; le cas échéant, le contribuable public devrait compenser les prix bas voire négatifs du marché. 

Sans remettre en cause le soutien aux énergies renouvelables, cet amendement fixe un objectif d'adaptation des dispositifs de soutien public à la production électrique de certaines installations renouvelables afin de tenir compte de leurs gains de compétitivité et de la charge potentielle pour nos finances publiques, d'une surproduction électrique. 

Compléter cet article par l’alinéa suivant : 

« 3° quater Adapter les soutiens publics aux énergies renouvelables en fonction de leur efficience économique, de leur maturité technologique et de leur contribution effective à la sécurité d’approvisionnement et à la décarbonation du système énergétique ; ».

Cet amendement s'inspire des recommandations du rapport de l'ADEME de mars 2024 sur la flexibilité du système électrique. La transition énergétique vers un système électrique décarboné mise sur une montée en puissance massive des énergies renouvelables, par nature variables et non pilotables. Dans ce contexte, la flexibilité électrique devient un levier stratégique pour assurer en temps réel l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, tout en garantissant la sécurité du système, la maîtrise des coûts et l’intégration optimale des énergies renouvelables.

Or, la France ne dispose aujourd’hui d’aucun cadre stratégique en matière de flexibilité, alors même que les besoins identifiés à l’horizon 2030–2040 sont en forte croissance, comme le soulignent les travaux du gestionnaire RTE, de l’ADEME et de la CRE.

Cet amendement propose donc que l’État se dote d’une stratégie nationale pour le développement des flexibilités électriques. Celle-ci devra répondre à deux priorités complémentaires :

• Structurer un programme industriel pour accélérer le déploiement d’équipements permettant le pilotage en temps réel des consommations et productions (compteurs communicants avancés, pilotage des pompes à chaleur, gestion dynamique des bornes de recharge, etc.) ;

• Mobiliser l’innovation, en soutenant la recherche et le développement de nouvelles flexibilités techniques (notamment numériques), ainsi que les outils d’optimisation en temps réel (intelligence artificielle, prévision, automatisation).

Compléter l’alinéa 11 par la phrase suivante : 

« Une stratégie nationale de développement des capacités mobilisables pour la flexibilité électrique favorise le développement d’un programme industriel de déploiement d’équipements pour le pilotage des consommations et de la production et incite à la mise en place d’un programme de recherche et de développement de nouvelles flexibilités technique et d’optimisation en temps réel. »

Au début des années 2000, l’industrie photovoltaïque européenne occupait une position de leadership mondial. Toutefois, cette avance a rapidement été érodée par l’émergence de fabricants asiatiques, principalement chinois, capables de produire à grande échelle à des coûts nettement inférieurs. Cette concurrence intense a entraîné la fermeture progressive de nombreuses usines en Europe, au profit d’un recours massif à l’importation de panneaux photovoltaïques, aujourd’hui quasi exclusivement fabriqués en Asie.

Dans ce contexte, la Commission européenne a inscrit le secteur du photovoltaïque sur la liste des chaînes de valeur présentant un risque de dépendance stratégique élevé. Cette dépendance résulte à la fois de la concentration géographique de la production, majoritairement chinoise, et des marges limitées de diversification, y compris au sein même du territoire de l’Union européenne.

Cet amendement inscrit donc comme corollaire aux objectifs de développement du photovoltaïque, celui de l'émergence d'une filière industrielle européenne.

À l’alinéa 12, après le mot : 

« photovoltaïque »

insérer les mots : 

« en soutenant l’émergence d’une filière industrielle européenne, ».

Cet amendement remplace parmi les grands principes de notre système énergétique la recherche "d'exportations d'énergie" par la recherche d'une "balance commerciale positive". L’objectif actuel, centré sur l’exportation d’énergie en volume, ne reflète pas nécessairement les intérêts économiques stratégiques de la France. Plutôt qu'un objectif quantitatif d'énergie exportée, cet amendement propose donc de fixer un objectif en terme de valeur. 

En effet, la recherche d'exportation risque de conduire à des objectifs de production électrique trop élevés; lesquels s'ils ne s'accompagnement pas d'une hausse de la consommation interne, pourraient entraîner des surcapacités coûteuses. 

Dans un système contraint par la nécessité d’un équilibre temps réel entre injection et soutirage, et en l’absence de capacités suffisantes de flexibilité (effacement, stockage, pilotage de la demande), le gestionnaire de réseau (RTE en France) peut être amené à déclencher des mécanismes de réduction de production (curtailment) ou à accepter de l’électricité à prix négatif pour préserver la stabilité du système. L'excédent d'offre, notamment s'il est généralisé au niveau européen, peut ainsi être synonyme de prix très bas voire négatif. 

Dans cette situation de distorsion de marché, où la valeur de l’électricité n’est plus alignée avec ses coûts de production ou d’investissement, le consommateur français risque de compenser les pertes résultant de la surproduction. 

Plutôt que d’augmenter les capacités de production pour viser une logique d’exportation brute, l'objectif est de coordonner développement des capacités, la pilotabilité du système, la flexibilité de la demande, et l'intégration des signaux de prix; pour parvenir à une balance commerciale positive. 

À l’alinéa 2, substituer aux mots : 

« d’exportations »

les mots : 

« d’une balance commerciale excédentaire ».

La hausse sans précédent des prix du gaz sur les marchés de gros mondiaux, qui a débuté en mars 2021 et qui a persisté en 2022, a entraîné dans son sillage celle des prix de gros de l’électricité, provoquant une crise des prix de l’énergie inédite en Europe. Elle a souligné la nécessité de mettre en place des mécanismes visant à limiter notre vulnérabilité face aux bouleversements géopolitiques et aux mécanismes spéculatifs des places de marché, via notamment une diminution et une diversification des importations des importations dans ce secteur. 

Cet amendement défend une meilleure maîtrise des prix et une protection des consommateurs contre les fluctuations excessives. Dans cet optique, il propose d'inscrire explicitement dans le code de l'énergie un objectif de stabilité et d’accessibilité tarifaire du gaz naturel. La dépendance aux exportations rendant difficile la garantie de ces prix bas et stables, les auteurs de cet amendement proposent une formulation moins engageante: "la recherche du maintien de prix stables et abordables du gaz naturel". Aussi, ils invitent le Gouvernement à mettre en place des filets de sécurité tarifaires et des mécanismes d’anticipation des hausses de prix; protecteurs à l'égard du consommateur. 

À l’alinéa 3, après le mot : 

« énergie, »

insérer les mots : 

« rechercher le maintien de prix stables et abordables du gaz naturel, ».

Cet amendement a pour but de favoriser le développement du stockage de l’électricité, en particulier sur les sites de production d’énergies renouvelables.

Grace au stockage, on peut réduire les impacts de la principale difficulté liée à l’électricité : l’obligation d’injecter à chaque instant autant d’électricité qu’on en soutire. Grace au stockage, on peut gérer plus facilement les multiples variations de consommation et de production au cours de la journée. On augmente la valeur de l’électricité en la stockant aux heures de surproduction, où sa valeur est faible, et en l’injectant aux heures de pointe de consommation, où elle a une valeur importante pour l’économie et les consommateurs.

On réduit en conséquence la volatilité des prix de l’électricité, les impacts des heures creuses et des heures pleines, la nécessité de moduler les réacteurs nucléaires, et d’écrêter les énergies renouvelables. Ainsi, on maximise l’utilisation des énergies décarbonées et on réduit l’appel au énergies fossiles. Au lieu d’être un problème, l’abondance d’électricité bon marché aux heures de forte production devient une opportunité pour réduire la facture des consommateurs en stockant les surplus.

Le stockage colocalisé sur les sites de production réduit par ailleurs les besoins de renforcement des réseaux, et donc les coûts, les procédures et les délais. Il pourrait être incité par exemple en accordant un bonus aux projets dont la capacité de raccordement électrique demandée est inférieure à 50 % de la puissance du projet global en MWc.

Le stockage permet donc de réduire les coûts pour la collectivité et d’accélérer les procédures. Il améliore donc le modèle d’affaire des entreprises. Il diminue la facture des consommateurs particuliers et entreprises. Il permet de renforcer la décarbonation en injectant l’électricité décarbonée lors des pics de consommation où on utiliserait sinon de l’électricité fossile. Et il renforce la résilience du réseau.

Pour toutes ces raisons, il est pertinent d’inscrire le développement du stockage à proximité des parcs de production comme un objectif et moyen des politiques énergétiques, et d’adapter les mécanismes de soutien pour le favoriser.

Cet amendement a été rédigé avec le concours de Valorem. 

Le 3° du I de l’article L. 100‑1 A du code de l’énergie est complété par une phrase ainsi rédigée : « Pour l’électricité issue d’installations utilisant l’énergie mécanique du vent et d’installations solaires photovoltaïques, les objectifs de développement et de stockage portent sur l’évolution des capacités de production et des capacités de stockage qui leur sont éventuellement associées. »

Cet amendement a pour but de favoriser le développement du stockage de l’électricité, en particulier sur les sites de production d’énergies renouvelables.

Grace au stockage, on peut réduire les impacts de la principale difficulté liée à l’électricité : l’obligation d’injecter à chaque instant autant d’électricité qu’on en soutire. Grace au stockage, on peut gérer plus facilement les multiples variations de consommation et de production au cours de la journée. On augmente la valeur de l’électricité en la stockant aux heures de surproduction, où sa valeur est faible, et en l’injectant aux heures de pointe de consommation, où elle a une valeur importante pour l’économie et les consommateurs.

On réduit en conséquence la volatilité des prix de l’électricité, les impacts des heures creuses et des heures pleines, la nécessité de moduler les réacteurs nucléaires, et d’écrêter les énergies renouvelables. Ainsi, on maximise l’utilisation des énergies décarbonées et on réduit l’appel au énergies fossiles. Au lieu d’être un problème, l’abondance d’électricité bon marché aux heures de forte production devient une opportunité pour réduire la facture des consommateurs en stockant les surplus.

Le stockage colocalisé sur les sites de production réduit par ailleurs les besoins de renforcement des réseaux, et donc les coûts, les procédures et les délais. Il pourrait être incité par exemple en accordant un bonus aux projets dont la capacité de raccordement électrique demandée est inférieure à 50 % de la puissance du projet global en MWc.

Le stockage permet donc de réduire les coûts pour la collectivité et d’accélérer les procédures. Il améliore donc le modèle d’affaire des entreprises. Il diminue la facture des consommateurs particuliers et entreprises. Il permet de renforcer la décarbonation en injectant l’électricité décarbonée lors des pics de consommation où on utiliserait sinon de l’électricité fossile. Et il renforce la résilience du réseau.

Pour toutes ces raisons, il est pertinent d’inscrire le développement du stockage à proximité des parcs de production comme un objectif et moyen des politiques énergétiques, et d’adapter les mécanismes de soutien pour le favoriser.

Cet amendement a été rédigé avec le concours de Valorem.

Le 3° de l’article L. 100‑2 est complété par les mots : « notamment en optimisant l’utilisation des capacités de production variables grâce à la flexibilité des usages et au stockage ».