8L'énergie : le socle de tout le reste

Sans énergie abondante et bon marché, rien d'autre ne tient : ni l'usine qui réindustrialise, ni l'hôpital qui soigne, ni la transition qui décarbone. La France détient encore l'avantage nucléaire ; il lui reste une décennie pour décider de s'en servir.

En 2022, la première puissance nucléaire civile d'Europe a dû importer de l'électricité pour passer l'hiver. Le pays qui avait bâti le plus grand parc nucléaire au monde rapporté à sa population découvrait la fragilité d'un outil vieillissant et sous-investi, au moment même où la guerre en Ukraine faisait flamber les prix du gaz. La scène est celle d'une maison de famille, bâtie par les grands-parents, habitée depuis sans entretien, et dont on découvre en plein hiver que la chaudière lâche.

Encore faut-il dire de quelle énergie on parle. Celle que défend ce livre est la capacité durable de fournir à tous une énergie disponible quand on en a besoin, abordable au point de n'exclure personne de son usage normal, et décarbonée parce qu'on construit pour la durée. C'est aussi une énergie souveraine, car aucun gouvernement étranger ne devrait pouvoir, par décision unilatérale, couper le chauffage des ménages ou asphyxier l'industrie d'un pays de près de 69 millions d'habitants. Ces quatre attributs tiennent ou tombent ensemble.

La France de 2026 est loin du compte, avec un héritage nucléaire en partie consommé, une double vassalité financière et stratégique installée, une fenêtre étroite pour reprendre la main.

La double illusion française

La France a longtemps cru avoir résolu la question de l'énergie. Dans les années 1970, au lendemain du premier choc pétrolier, une décision industrielle d'une ambition rare dans l'histoire économique française avait été prise : construire en vingt ans le plus grand parc nucléaire civil au monde, rapporté à la population [119]. Cinquante-sept réacteurs (depuis le raccordement de Flamanville 3, à pleine puissance fin 2025), une filière d'ingénierie d'excellence, et une dépendance aux importations pétrolières fortement réduite. En 2000, la France produisait 75 % de son électricité d'origine nucléaire, avec l'une des empreintes carbone les plus faibles d'Europe pour ce secteur [119].

Cette réussite a engendré l'illusion que la question était réglée. L'énergie est devenue invisible dans le débat public français, un sujet d'ingénieurs plutôt que de politique. Pendant que l'Allemagne décidait de sortir du nucléaire après Fukushima et construisait des centrales à charbon pour compenser, la France fermait Fessenheim [133] et tergiversait sur son propre renouvellement. La maison de famille semblait éternelle ; on a cessé de mettre de côté pour la toiture.

Il existait une deuxième illusion, symétrique et complémentaire, celle que les énergies renouvelables pourraient rapidement remplacer l'intégralité du parc existant sans coût de transition majeur. Cette croyance était politiquement confortable ; elle permettait de satisfaire simultanément les Verts et les industriels, de promettre la décarbonation sans sacrifier la croissance. Elle était pourtant fausse. Les renouvelables fonctionnent très bien, mais ils fonctionnent autrement que le nucléaire, et la combinaison des deux obéit à une arithmétique que la politique a longtemps préféré ignorer.

En 2022, la réalité a rattrapé les deux illusions en même temps. La guerre en Ukraine a brisé l'ordre énergétique européen fondé sur le gaz russe bon marché. Simultanément, des problèmes de corrosion sous contrainte ont mis hors service une partie du parc nucléaire, révélant la fragilité d'un outil industriel vieillissant et sous-investi [134]. La France a dû importer de l'électricité en hiver, et le bouclier tarifaire déployé pour protéger ménages et entreprises a englouti environ 72 milliards d'euros bruts entre 2021 et 2024 [128]. Le parc s'est depuis rétabli : 373 TWh nucléaires produits en 2025, une électricité décarbonée à plus de 95 % et un solde exportateur record de plus de 90 TWh qui a replacé la France au premier rang européen. Ce redressement montre que l'outil n'était pas condamné ; il ne dispense pas de le renouveler.

L'héritage exceptionnel — et ce qu'on en a fait

Le parc nucléaire français est l'un des actifs industriels les plus précieux au monde : cinquante-sept réacteurs, une filière d'ingénierie capable de les maintenir, un corps de spécialistes formés depuis trois générations, et un combustible, l'uranium, dont le coût ne représente que 5 % du prix final du kilowattheure produit [120]. Les 95 % restants relèvent de l'amortissement du capital de construction, de l'exploitation et des provisions pour démantèlement. La structure du coût nucléaire est exactement inverse de celle du gaz ou du charbon. Très lourd à construire et à maintenir, quasi gratuit à alimenter.

Cette caractéristique a une conséquence que la politique énergétique française a mis trop longtemps à intégrer : la question centrale du nucléaire est financière bien davantage que technologique. Une centrale dont la dette de construction est remboursée produit l'électricité la moins chère de toutes les sources à grande échelle. C'est pourquoi le parc existant, construit et largement amorti sous la Ve République, a longtemps produit à un prix régulé de 42 €/MWh (tarif ARENH, remplacé depuis 2026 par le versement nucléaire universel). Le coût complet du parc existant est estimé à environ 60 €/MWh pour 2026-2028 par la Commission de régulation de l'énergie [120], un avantage compétitif que la France a sous-valorisé.

L'erreur stratégique a consisté à traiter cet héritage comme une rente à consommer plutôt que comme un actif à renouveler, à vivre dans la maison sans jamais provisionner les travaux. La fermeture de Fessenheim en 2020, décision politique issue de l'accord de coalition PS-EELV de 2011 plutôt que d'une exigence de l'ASN, qui jugeait les réacteurs conformes, a retiré 1 800 mégawatts de capacité bas-carbone installée [133]. Elle a aussi envoyé un signal dévastateur aux industriels de la filière, qui planifiaient leurs propres investissements sur vingt ans. Entre la commande de Flamanville 3 en 2004 et l'annonce du programme EPR2 au discours de Belfort en février 2022, dix-huit ans se sont écoulés sans qu'aucun nouveau réacteur ne soit commandé, un délai sans équivalent dans l'histoire du nucléaire civil français.

En 2022, le président de la République a annoncé un programme de relance, six EPR2 confirmés, huit supplémentaires à l'étude, pour un total possible de quatorze réacteurs [134]. C'est la bonne direction ; le rythme, lui, n'y est pas encore.

La double vassalité

En attendant que les nouvelles capacités arrivent, la France est prise dans un étau que je qualifie de double vassalité énergétique, financière d'abord, stratégique surtout.

Quand on parle d'énergie française, on pense souvent à l'électricité. Les fossiles représentent pourtant encore environ 60 % de la consommation finale d'énergie du pays, contre 26 % pour l'électricité toutes sources confondues [124]. Autrement dit, l'essentiel de l'énergie que consomment les Français (le carburant des voitures, le gaz des chaudières, le fioul domestique, la chaleur industrielle) sort d'un tanker plutôt que d'une centrale nucléaire.

La facture est lourde et volatile. La France importe entre 40 et 80 milliards d'euros d'énergie fossile chaque année selon les cours mondiaux [123], du pétrole pour les transports et du gaz pour le chauffage et l'industrie. C'est de l'argent brûlé au sens littéral. Il ne finance aucune technologie française, aucun emploi local, aucun actif durable.

Cette dépendance est aussi stratégique, et deux crises récentes l'ont démontré sans ambiguïté. L'invasion russe de l'Ukraine en 2022 a coupé l'Europe du gaz russe à bas prix et imposé un basculement précipité vers le GNL américain et qatari, à un coût plusieurs fois supérieur. En 2025, les tensions sur le détroit d'Hormuz, par lequel transite environ 20 % du pétrole mondial [125], ont rappelé que la principale artère pétrolière planétaire dépend de la stabilité d'une région qui n'en a jamais durablement connu. Importer son énergie fossile, c'est dépendre des choix politiques de Moscou, Téhéran, Riyad et Washington, autant d'acteurs dont les intérêts divergent rarement des nôtres par hasard.

La seconde dimension de la vassalité concerne la transition elle-même. Les panneaux solaires sont produits à 80 % en Chine [127]. Les terres rares nécessaires aux aimants permanents des éoliennes offshore y sont raffinées à 90 % [127]. La France peut décider demain de déployer à grande échelle des énergies renouvelables, et alimenter ainsi la base industrielle d'un pays concurrent en même temps qu'elle réduit sa dépendance aux fossiles.

Cette double vassalité est le résultat direct de vingt ans d'absence de stratégie. Elle n'est pas irrémédiable, mais elle impose de penser la transition énergétique comme un problème de souveraineté économique et industrielle autant que comme un problème climatique.

Le seul chemin praticable

Sortir de cet étau impose deux mouvements simultanés : électrifier massivement ce qui peut l'être (transports, chauffage résidentiel, chaleur industrielle basse température, calcul informatique) et produire cette électricité sur des chaînes d'approvisionnement que la France contrôle.

Le premier mouvement fait aujourd'hui consensus parmi les ingénieurs et les économistes du secteur. L'électrification est la voie la plus rapide pour décarboner les usages et réduire la facture fossile, parce qu'un moteur électrique est trois à quatre fois plus efficace qu'un moteur thermique. Le second mouvement fait beaucoup moins consensus, parce qu'il oblige à choisir entre des sources qui ne se valent pas du point de vue de la souveraineté.

C'est ici que la structure de coût du nucléaire prend toute sa portée stratégique. Quand le combustible représente 5 % du prix final, un pays peut constituer plusieurs années de consommation sans coût prohibitif ; la France maintient effectivement, via Orano, plusieurs années de stocks stratégiques d'uranium naturel et de combustible enrichi [126]. Les fournisseurs d'uranium (Canada, Australie, Kazakhstan, Niger) sont diversifiables et géographiquement éloignés des points de tension qui menacent les routes pétrolières et gazières. Le contraste avec les autres énergies est brutal. Un pays qui dépend du pétrole vit au rythme d'Hormuz ; du gaz, au rythme de Moscou ou de Doha ; du solaire, au rythme de Shenzhen.

C'est, à ce jour, la seule technologie de masse qui combine l'abondance électrique et la souveraineté de la chaîne d'approvisionnement. Les renouvelables sont indispensables en complément ; ils ne peuvent pas, seuls, satisfaire l'équation abondance + souveraineté.

Reste à dire un mot des deux objections classiques, la sûreté et les déchets. Sur la sûreté, à production équivalente, le nucléaire civil, accidents compris (y compris Tchernobyl et Fukushima), figure parmi les sources d'énergie les moins mortelles : environ 0,03 décès par térawattheure produit, contre 2 à 3 pour le gaz, 18 pour le pétrole et 25 pour le charbon [136]. Sur les déchets, l'inventaire est plus circonscrit qu'on ne l'imagine. La totalité des déchets à haute activité et vie longue produits par soixante-dix ans de nucléaire civil français représente environ 3 200 mètres cubes, l'équivalent d'une piscine olympique et demie [137]. La stratégie de stockage géologique profond (centre Cigéo à Bure), évaluée depuis quarante ans par l'Andra et l'Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection, en assure la gestion sur les échelles de temps requises. Aucun des deux sujets n'est négligeable ; aucun ne justifie pour autant de renoncer à la seule technologie qui combine décarbonation, souveraineté et abondance.

L'équation énergétique de l'abondance

Le prix du kilowattheure détermine la compétitivité de presque toute activité économique intensive.

Une usine d'aluminium consomme 14 MWh par tonne produite [121], l'un des processus industriels les plus énergivores. Quand l'électricité coûte 110 euros le MWh à Lyon et 34 euros à Riyad grâce au gaz subventionné et au solaire abondant, la décision d'investissement est arithmétique plutôt qu'idéologique. Les alumineries françaises ont quitté le pays depuis les années 2000 pour cette raison, et elles reviendraient si l'électricité redevenait compétitive.

Les datacenters constituent le nouveau front de cette bataille. L'électricité représente 30 à 40 % du coût d'exploitation d'un serveur qui tourne vingt-quatre heures sur vingt-quatre [122]. Dans la course mondiale à l'IA, les décisions d'implantation des centres de calcul se prennent sur la base du prix du kWh, de sa stabilité et de son empreinte carbone. La France a toutes les cartes en main pour attirer ces investissements, à condition que l'électricité redevienne abondante et bon marché.

Le scénario le plus nucléarisé publié par RTE, le gestionnaire du réseau de transport d'électricité, combine quatorze EPR2, environ 22 gigawatts d'éolien en mer et 70 gigawatts de solaire [114]. Ce mix porterait la production d'environ 450 TWh consommés en 2025 à quelque 645 TWh en 2050, près de 200 TWh supplémentaires pour électrifier les transports, le chauffage résidentiel, l'industrie et l'informatique. Ce scénario est la projection d'un opérateur industriel neutre.

Ces trois sources se complètent au lieu de se concurrencer. Le nucléaire assure la production de base, stable et pilotable. L'éolien offshore, avec un facteur de charge de 40 % [117] (il produit à pleine puissance deux jours sur cinq en moyenne), prend le relais pendant les maintenances saisonnières et produit surtout en automne et en hiver, quand la demande est forte. Le solaire couvre les pics estivaux et les besoins de basse tension. Chacune de ces sources a ses contraintes propres ; leur combinaison minimise les fragilités.

Trois décisions qui séparent les deux France

La France peut atteindre ce scénario. La question est de savoir si elle le décidera assez tôt. Trois décisions, prises entre 2026 et 2028, séparent deux trajectoires pour 2035.

La première concerne le financement des EPR2 via le modèle RAB plutôt que par les marchés financiers. Le nucléaire est une industrie où l'on paie tout à la construction et où l'on récolte sur soixante ans [135]. Le coût du capital, c'est-à-dire le taux auquel l'investisseur emprunte pour construire, détermine donc presque intégralement le prix final du kWh. Si EDF emprunte aux conditions du marché, 7 à 9 % de coût moyen pondéré du capital, le prix de l'électricité sera de 90 à 110 euros le MWh [115]. Si l'État offre une garantie de solvabilité sur la dette d'EDF, le modèle dit RAB (Regulated Asset Base), le coût du capital tombe à 3 %, et le prix descend à 50 ou 60 euros le MWh [115].

Sans changer une vis, sans modifier la conception d'un réacteur, l'État peut diviser par deux le prix de l'électricité nucléaire française. Le Royaume-Uni a inscrit ce modèle dans la loi en 2022 et l'applique au projet Sizewell C, dont la décision finale d'investissement a été signée en juillet 2025 [116]. C'est de la finance publique appliquée à une infrastructure de long terme plutôt qu'une subvention, exactement comme l'État garantit la dette des autoroutes ou des lignes à grande vitesse ; le rendement espéré sur soixante ans justifie la garantie de court terme. La garantie a toutefois un porteur, qu'il faut nommer. Si EDF cessait d'être solvable, c'est le contribuable qui honorerait la dette ; une garantie « hors bilan » ne coûte rien tant que tout va bien, et son coût, pour être contingent, n'en est pas moins réel.

En France, le principe de ce financement est désormais acté. Un prêt d'État bonifié couvrant environ 60 % de l'investissement, complété par un contrat pour différence sur quarante ans, a été retenu en juin 2025 et notifié à Bruxelles en novembre 2025, la décision finale d'investissement étant attendue fin 2026 pour un coût réévalué à près de 73 milliards d'euros (valeur 2020) pour les six premiers réacteurs. Pour les huit suivants, aucun devis officiel n'existe encore ; le coût unitaire des six premiers suggère une enveloppe de 85 à 95 milliards en valeur 2020. Reste à confirmer et à tenir ce cap. C'est un acte de gouvernement, une garantie d'État inscrite dans une convention avec EDF, qui doit résister aux alternances et aux arbitrages budgétaires.

Cette première décision ne demande ni prouesse technique ni argent frais ; elle demande de la constance. C'est précisément la vertu que la politique énergétique française a le moins pratiquée.

La deuxième décision concerne l'éolien offshore, par réforme réglementaire. L'éolien offshore atlantique est la source renouvelable la mieux adaptée au mix français : son facteur de charge est près de trois fois supérieur à celui du solaire photovoltaïque en France [117], et il produit quand le nucléaire est en maintenance, complémentaire plutôt que concurrent. Le problème est réglementaire. Les procédures d'autorisation d'un parc offshore prennent de sept à dix ans en France [118], contre trois en Allemagne depuis la réforme de 2023, un délai qui tient à la superposition de procédures contradictoires entre administrations et à l'absence de guichet unique décisionnel, davantage qu'à la sûreté ou à des études d'impact incompressibles. La loi d'accélération des énergies renouvelables de mars 2023 a déjà réduit certains délais contentieux, et la troisième programmation pluriannuelle de l'énergie fixe la trajectoire jusqu'en 2035 ; il reste à tenir ces engagements. Ramener les délais à trois ans par décret de simplification et guichet unique, sur le modèle allemand, doublerait le rythme de déploiement sans coûter un euro au budget de l'État. C'est une décision administrative plutôt que budgétaire.

La troisième décision porte sur le réseau et les matériaux critiques, à traiter comme des infrastructures stratégiques. Le réseau est le goulot d'étranglement réel de la transition, pendant que le débat public reste focalisé sur la production. L'électrification de l'économie exige de presque doubler la capacité du réseau de transport et de distribution : nouvelles lignes à haute tension pour connecter l'éolien offshore, transformateurs pour absorber la production solaire décentralisée, infrastructure de charge pour les véhicules électriques. Le schéma décennal de RTE et les besoins de distribution portés par Enedis chiffrent l'ensemble à près de 200 milliards d'euros d'ici 2040, environ 12 milliards par an [129]. Ces investissements peuvent être financés par le modèle RAB appliqué à Enedis et RTE, les gestionnaires récupérant leur mise sur trente ans via les tarifs d'utilisation du réseau, avec un retour régulé garanti. C'est de l'investissement d'infrastructure réglementé, comme les autoroutes ou les chemins de fer, plutôt que de la dépense publique au sens budgétaire.

Hors budget ne veut pas dire gratuit. Ces quelque 200 milliards, les consommateurs les rembourseront ligne après ligne, sur leur facture, pendant trente ans. Un calcul rapide donne l'ordre de grandeur : environ 7 milliards par an, dont un bon tiers porté par les ménages, grosso modo 60 à 80 euros par an pour chacun des quelque 32 millions de foyers du pays, le reste transitant par les entreprises et leurs prix. Autant l'assumer d'emblée. Un réseau doublé se paie, et il vaut mieux le payer en tarif régulé, lisible et étalé, qu'en boucliers tarifaires d'urgence votés dans la panique.

Derrière le réseau se pose la question du cuivre. L'électrification mondiale doit accroître la demande de cuivre d'environ 43 % d'ici 2035 [130]. Les câbles, les transformateurs, les moteurs électriques, les batteries : tout cela est du cuivre. L'Union européenne extrait à peine un tiers du cuivre qu'elle consomme, une dépendance minière de l'ordre de 70 % [130]. Sans approvisionnement sécurisé, il n'y a ni réseau, ni transition, ni abondance énergétique. Deux actions concrètes s'imposent. Sécuriser des contrats d'approvisionnement à long terme avec le Chili et l'Australie, pays géopolitiquement stables disposant des réserves les plus importantes. Et protéger la compétitivité de KGHM [131], premier producteur minier de cuivre de l'Union européenne, dont les coûts énergétiques élevés menacent la survie. Sans énergie bon marché, le principal fabricant européen du matériau nécessaire à la transition énergétique ferme ses portes ; l'ironie est complète.

Qui gagne, qui perd. Les gagnants ont déjà été nommés au fil du chapitre : les ménages en précarité énergétique, les industriels électro-intensifs qui reviendraient produire en France, les collectivités qui respirent quand la facture de chauffage baisse. Les perdants existent aussi, et les taire affaiblirait le propos. Les consommateurs d'abord, qui porteront le tarif régulé du réseau pendant toute la phase d'investissement, avant d'en recueillir les fruits. Le contribuable ensuite, garant en dernier ressort si EDF venait à défaillir. Les fournisseurs alternatifs enfin, dont les marges se comprimeraient si le nouveau nucléaire tirait durablement les prix de marché vers le bas. Un programme qui n'aurait que des gagnants serait un programme mal chiffré ; celui-ci assume ses transferts.

La fenêtre, l'inertie et le risque de l'immobilisme

L'énergie a une propriété que peu d'autres politiques publiques partagent : son inertie est de dix à quinze ans. Le calendrier officiel du premier EPR2 le confirme, premier béton à Penly en 2029, mise en service en 2038. Un parc éolien offshore dont les procédures démarrent en 2026 sera raccordé en 2029 au Danemark, en 2033 en France dans le régime actuel.

Ce décalage temporel signifie que les décisions d'implantation des industries et des datacenters se prennent maintenant, sur la base de projections de prix pour 2030 et 2035. Un industriel qui planifie une usine d'aluminium n'attend pas que l'électricité soit effectivement à 50 euros le MWh ; il investit ou non selon la crédibilité du signal politique. Si la France confirme maintenant le financement des EPR2 et la simplification des procédures offshore, les projections de prix pour 2035 changent, et les décisions d'investissement industriel changent avec elles.

C'est pourquoi l'immobilisme a un coût immédiat, même si ses conséquences sont différées. Chaque année de retard dans la décision de financement des EPR2 est une année d'investissements industriels qui partent ailleurs. Chaque année de procédures d'autorisation excessives est un parc offshore qui ne produit pas à l'horizon 2032. Le temps perdu en énergie ne se rattrape pas ; il se comptabilise en kilowattheures que d'autres pays produiront à la place.

Aucune des trois décisions décrites ici n'exige de vote parlementaire : un acte de gouvernement, un décret, des contrats relevant de la diplomatie économique. Un gouvernement déterminé peut, dans ses cent premiers jours, engager les trois simultanément, sans commission ni rapport supplémentaire.

La France a tous les atouts, le meilleur parc nucléaire d'Europe, des ingénieurs de classe mondiale, une position géographique idéale pour l'éolien offshore atlantique. Ce qui lui fait défaut est la décision politique plutôt que la capacité technique.

La vision — l'énergie comme infrastructure de l'abondance

Depuis la révolution industrielle, chaque saut de productivité a correspondu à un saut dans l'accès à l'énergie. La machine à vapeur a remplacé le travail humain répétitif. L'électrification a rendu possible l'industrie légère et les services modernes. Le pétrole bon marché a rendu possible la mobilité de masse et l'agriculture industrielle. L'IA, dans sa phase actuelle, est fondamentalement une technologie énergivore : elle transforme de l'électricité en calcul, et du calcul en décisions, diagnostics, créations.

Une France avec de l'électricité abondante, décarbonée et compétitive, sous les 50 euros le MWh, serait industriellement plus forte, et les effets déborderaient largement l'industrie. Les 3,1 millions de ménages en précarité énergétique, qui consacrent plus de 8 % de leur revenu à leurs seules factures de logement [132], bénéficieraient directement de la baisse des prix. Les entreprises artisanales dont les marges sont comprimées par les factures énergétiques retrouveraient de l'oxygène. Les collectivités locales qui peinent à chauffer leurs équipements publics pourraient réorienter ces budgets vers les services.

Il y a dans le débat énergétique français une fausse opposition que je veux nommer explicitement, celle entre le nucléaire et les renouvelables. Cette opposition est politique plutôt que technique ; dans un système électrique décarboné, les deux sont complémentaires plutôt que substituables. Traiter ce sujet comme un choix entre deux camps antagonistes, c'est sacrifier la cohérence technique au bénéfice de la clarté idéologique.

La souveraineté énergétique est une souveraineté de fond. Elle conditionne la souveraineté industrielle, la souveraineté numérique, la souveraineté alimentaire. Sans électricité compétitive, les datacenters s'installent ailleurs, les usines énergivores ne reviennent pas, et les ménages les plus modestes continuent de payer les erreurs de vingt ans d'absence de stratégie. Moins spectaculaire que d'autres politiques dans le débat public, l'énergie est plus fondamentale. La maison de famille est encore debout ; il reste à décider, maintenant, de la transmettre en état aux enfants plutôt que d'en vendre les meubles.

Budget récapitulatif, chapitre 8.

La majeure partie du financement de la transition énergétique française est hors budget public au sens strict. Elle repose sur des garanties d'État, des modèles de financement réglementé à retour garanti, et des investissements privés attirés par la stabilité du signal politique. Ce hors-budget a néanmoins ses payeurs : les consommateurs remboursent le réseau sur leur facture, le contribuable garantit la dette nucléaire en dernier ressort. Le coût de l'inaction (bouclier tarifaire, désindustrialisation, dépendance aux imports) reste sans commune mesure avec le coût de la décision.

L'énergie est la première pièce du socle physiologique. La seconde concerne ce qu'on met sur la table : ce que les Français mangent, à quel prix, et avec quels coûts environnementaux. Le chapitre suivant, La France des champs, examine ce socle alimentaire, et avec lui une autre rente que peu de pays ont laissée se construire à ce point : neuf milliards d'aides agricoles versées chaque année, dont une part disproportionnée à une minorité d'exploitations, pendant qu'une majorité de paysans peine à atteindre le SMIC.

Les sources de ce chapitre figurent dans l'annexe, références [114] à [137].