La 3ème programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE3) fixe un cap clair : accroître la production énergétique décarbonée notamment électrique (entre 650 et 693 TWh en 2035, contre 544 TWh en 2025) et réduire la consommation d'énergies fossiles (environ 330 TWh en 2035 contre 900 TWh en 2023). Cette augmentation permettra d'inverser la tendance actuelle, passant de 60 % d'énergie fossile dans la consommation à 60 % d'énergie décarbonée d'ici 2030, et 70 % en 2035. La trajectoire adoptée est fondée sur un bouquet énergétique diversifié, combinant production électrique de différentes sources (nucléaire, hydroélectricité, éolien en mer et terrestre, photovoltaïque), électrification des usages et développement de substituts bas carbone aux énergies fossiles (réseaux de chaleur, biométhane, biocarburants, hydrogène), afin de réduire la dépendance aux énergies fossiles (pétrole, gaz). La substitution progressive des énergies fossiles importées par des énergies bas carbone produites sur le territoire national et à un coût maîtrisé permettra de réduire la facture énergétique de la France, qui a dépassé 100 Md€ en 2022. Concernant les énergies renouvelables, l'État passera des appels d'offres concurrentiels pour des compléments de rémunération (aussi appelés « contrats pour différence »), afin d'attribuer les projets au niveau de soutien le plus compétitif possible. Ces appels d'offres fonctionnent de la manière suivante : - L'État « dérisque » l'investissement en garantissant un prix de revente de l'électricité fixe sur une période donnée (par exemple 15 ans). Si le prix de marché est inférieur à ce prix garanti, l'État paie la différence. Si le prix de marché est supérieur, c'est le producteur qui rembourse l'État. - Le prix garanti n'est pas fixé par l'État. L'État ouvre un appel d'offres et contractualise avec le porteur de projet qui accepte de s'engager au prix le plus bas. Cela permet à l'État d'être certain de s'engager sur le projet qui lui coûtera le moins cher. Concernant les énergies non-électriques comme le biogaz et les biocarburants, de nouveaux dispositifs incitatifs seront mis en place, comme l'IRICC (mécanisme incitant à la réduction de l'intensité carbone des carburants). Celui-ci repose sur une obligation d'incorporation du producteur et ne nécessite pas de soutien budgétaire. Il en va de même pour les certificats de production de biogaz (CPB). En incluant l'ensemble des énergies renouvelables, les projections de coût annuel pour l'État, dans un scénario de prix médian, sont en baisse tendancielle et permettent une réduction d'environ 50 % d'ici 2040. Concernant le nucléaire, le Conseil de politique nucléaire a confirmé, en mars 2025 puis en mars 2026, les grands principes et les grands paramètres du schéma de financement et de régulation du programme EPR2. Le prêt bonifié de l'État accordé au programme EPR 2 pour 60% du montant total du programme sera financé par le fonds d'épargne de la Caisse des dépôts. Un contrat pour différence sur la production nucléaire à un prix maximal de 100 €2024/MWh. Le Conseil a par ailleurs confirmé l'objectif d'assurer la décision finale d'investissement du Conseil d'administration d'EDF avant la fin de l'année 2026, pour une première mise en service d'ici 2038.