LE PRIX DE L ÉLECTRICITÉ

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1 INC document ÉTUDE Novembre 2010 LE PRIX DE L ÉLECTRICITÉ Cette étude fait le point sur le prix de l électricité. Elle explique les différentes composantes du tarif réglementé et expose les évolutions du marché de l électricité qui auront un impact sur ce prix. Elle ne prend en compte que ce qui concerne les consommateurs «résidentiels», c est-à-dire les petits clients particuliers dont la puissance de souscription est inférieure à 36 kva. Selon les chiffres de mars 2010 de l observatoire des marchés de l énergie, de la Commission de régulation de l énergie, la consommation annuelle d électricité représente 440 TWh (milliards de kwh). Les grands clients (industriels, hôpitaux, grands immeubles ) représentent 0,1 % des sites, mais 43 % de la consommation annuelle. Les clients résidentiels représentent 86 % des sites, mais 32 % de la consommation annuelle (soit 141 TWh, dont 130 au tarif réglementé de vente). LA LIBÉRALISATION DU MARCHÉ Une libéralisation impulsée par la Commission européenne Une directive européenne a été adoptée en 1996 pour ouvrir progressivement à la concurrence le marché de l électricité, dans le but de permettre aux consommateurs de choisir librement leur fournisseur. En France, c est la loi n o du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l électricité qui réalise l intégration de la directive du 19 décembre Cette directive a depuis été modifiée et remplacée par la directive 2003/54/CE du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l électricité. La loi du 10 février 2000 a été également modifiée par plusieurs textes, notamment par la loi du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et de l électricité et au service public de l énergie, et par la loi du 9 août 2004 relative au service public de l électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières. La libéralisation de la production d électricité est réglementée par les articles 6 et 8 de la loi du 10 février La fourniture d électricité est régie par l article 22 de la loi du 10 février Initialement, cette activité était réservée aux producteurs d électricité afin de compléter leur production. Elle a ensuite été étendue à l activité «d achat pour revendre» aux consommateurs éligibles. Pour exercer cette activité, les fournisseurs doivent adresser une déclaration au ministre chargé de l énergie. Ce dernier rend publique la liste des fournisseurs. La séparation des activités Dans le cadre de la libéralisation du marché de l électricité, la Commission européenne préconise la séparation des activités de transport, de gestionnaire de réseaux et de fournisseur d énergie. Réseau de transport d électricité (RTE) est créé en 2000 et reste un monopole d État chargé de garantir un accès équitable au réseau à tous les acteurs du marché de l électricité. Bien que 1

2 filiale d EDF, il en devient juridiquement distinct le 1 er septembre Il est le gestionnaire du réseau public de transport d électricité : il exploite, entretient et développe le réseau de lignes à haute et très haute tension ( à volts). Électricité réseau distribution France (ERDF) est créée en 2008 et reste également un monopole de service public. Elle est chargée d exploiter, d entretenir et de développer le réseau de lignes à moyenne et basse tension (jusqu à volts). EDF, l opérateur historique, est dorénavant chargée de la production et de la commercialisation d électricité. Ces deux activités entrent dans le champ des activités mises en concurrence. EDF n est donc plus un monopole. Quels impacts pour le «client résidentiel»? Depuis le 1 er juillet 2007, le consommateur a le droit de choisir son fournisseur d électricité en toute liberté. Il peut donc faire jouer la concurrence afin de déterminer l offre qui lui conviendra le mieux. Le consommateur peut donc : soit rester au tarif réglementé fixé par les pouvoirs publics, commercialisé uniquement par EDF ou des entreprises locales de distribution (ELD) ; soit choisir un prix dit «de marché», déterminé librement par chaque fournisseur d énergie. Pour le moment, les concurrents d EDF, appelés «fournisseurs alternatifs», déterminent leurs prix en fonction du tarif réglementé. Le fournisseur historique EDF a deux offres : une offre à tarif réglementé et une offre à prix de marché. À noter. Dans le cadre de la facture unique, le consommateur souscrit à la fois aux services de RTE, d ERDF et d un fournisseur d électricité. En 2010, environ 5 % des consommateurs ont choisi de quitter les tarifs réglementés pour souscrire une offre de marché. LE TARIF RÉGLEMENTÉ DE L ÉLECTRICITÉ Le tarif de l électricité a trois composantes : la fourniture de l énergie elle-même, son acheminement (transport et distribution), et les taxes et autres contributions. Chaque composante est déterminée par les pouvoirs publics et s impose au fournisseur historique pour les tarifs réglementés. L acheminement et les taxes s imposent également aux offres à tarif de marché. C est le prix de l énergie elle-même (la fourniture) qui fait la différence entre le tarif réglementé et l offre à prix de marché. En général, les fournisseurs alternatifs établissent le prix de l énergie librement, mais en fonction du tarif réglementé. Répartition moyenne des coûts pour un consommateur résidentiel au tarif réglementé TVA 14% TLE 7% CSPE 4% TURPE 33% CTA 2% Part fourniture 40% Source : MEEDDM (11 décembre 2009, mis à jour le 26 août 2010) CTA : Contribution tarifaire d acheminement CSPE : Contribution au service public de l électricité TLE : Taxes locales sur l électricité Turpe : Tarif d utilisation des réseaux publics d électricité La loi n o du 10 février 2000 encadre les tarifs réglementés et détaille le principe de couverture des coûts : la fourniture et l acheminement de l énergie doivent être couverts de façon globale sans distinction explicite. Le décret n o du 12 août 2009 précise que les tarifs réglementés de vente sont construits par «addition d une part correspondant à l acheminement et d une part correspondant à la fourniture qui sont établies de manière à couvrir les coûts de production, les coûts d approvisionnement, les coûts d utilisation des réseaux publics de transport et de distribution et les coûts de commercialisation». 1. L acheminement Le tarif d utilisation des réseaux publics d électricité Une fois produite, l électricité doit être transportée du lieu de production au lieu de consommation. L électricité circule sur un réseau de transport géré par RTE composé des lignes à très haute ou haute tension et sur un réseau de distribution géré par ERDF composé des lignes à moyenne et basse tension. Les fournisseurs d énergie reversent une partie de la facture d électricité aux gestionnaires de réseaux : RTE, ERDF ou des entreprises locales de distribution (ELD) sur les 5 % de territoire non couverts par ERDF. Cette partie reversée s appelle le tarif d utilisation des réseaux publics d électricité (Turpe). Ce tarif est apparu en 2000, suite à la décision de la Commission européenne de séparer les différentes activités du secteur : production, transport, distribution et commercialisation. Chacune des entreprises créées tarife alors indépendamment ses services. Les activités de transport et de distribution, en situation de monopole naturel, sont encadrées en France par la Commission de régulation de l énergie (CRE). Le prix d utilisation des réseaux publics de transport et de distribution est fixé par décret par les pouvoirs publics (art. 4 de la loi du 10 février 2000). Les évolutions de tarifs sont arrêtées par le ministre de l économie et le ministre chargé de l énergie sur proposition de la CRE. La dernière décision ministérielle («Turpe 3») a pris effet le 1 er août La grille tarifaire est ensuite indexée tous les ans le 1 er août (avec prise d effet le 15 août) en fonction de trois paramètres : l indice des prix à la consommation harmonisé (IPCH), un facteur d évolution des coûts, et un facteur d apurement du compte de régulation des charges et des produits. Les principes de cette tarification La tarification de l acheminement suit plusieurs principes : elle est dite «péréquée», c est-à-dire qu elle est identique en tout lieu du territoire français, y compris dans les territoires hors continent : Corse et autres îles, départements d outre-mer elle est non discriminante (tarification «du timbre-poste») puisqu elle s applique à tous les clients, quel que soit leur statut. le tarif est fonction de deux éléments : la puissance souscrite (en kva) et l énergie consommée pour le soutirage (en kwh). 2

3 Que couvre cette tarification? Le Turpe est calculé à partir de l ensemble des coûts des réseaux de transport et de distribution. Ces coûts, détaillés dans le décret n o du 26 avril 2001, comprennent notamment : les coûts de gestion et d exploitation des réseaux publics ; les coûts de maintenance, de sécurisation, de développement et de renforcement des réseaux publics ; les coûts de recherche et de développement nécessaires à la sécurisation des réseaux et à l accroissement des capacités des lignes électriques (y compris des lignes destinées à l interconnexion avec les pays voisins). Ils comprennent également les coûts liés à l amélioration de l insertion esthétique des lignes dans l environnement, par exemple via leur enfouissement. Les composantes du Turpe sont détaillées dans une brochure publiée par RTE : <fondation.rte-france.com/htm/fr/mediatheque /telecharge/comprendre_le_tarif_01_08_2010.pdf >. 2. La fourniture Les tarifs réglementés de la fourniture d électricité sont fixés chaque année par décret en Conseil d État, après avis de la CRE et de l Autorité de la concurrence. Les évolutions de tarifs sont fixées par arrêtés conjoints des ministres chargés de l économie et de l énergie. Le décret n o du 26 juillet 2001 donne le détail des frais entrant dans la composition de la fourniture de l électricité. Les tarifs de fourniture d énergie sont supposés refléter les évolutions des coûts supportés et notamment : le coût complet de production de l électricité par les centrales, investissements et charges de fonctionnement, y compris les coûts d approvisionnement sur les marchés : combustible, personnel, autres frais de fonctionnement, taxes pesant sur les centrales les coûts de commercialisation (marketing, gestion de clientèle ). Le décret n o précise que les tarifs peuvent comporter «une marge raisonnable» pour rémunérer le fournisseur. 3. La fiscalité et autres taxes La fiscalité représente 27 % du montant total de la facture. La France est l un des pays européens qui taxent le plus l électricité. Plusieurs taxes ou contributions s appliquent. La contribution tarifaire d acheminement (CTA) Cette contribution, instaurée par la loi n o du 9 août 2004, doit permettre notamment le financement des droits spécifiques du régime spécial de l assurance vieillesse pour le personnel des entreprises électriques et gazières. Depuis le 1 er janvier 2005, la CTA est collectée par RTE puis reversée à la Caisse nationale des industries électriques et gazières. Dans le cadre du contrat unique, cette contribution tarifaire est due par les fournisseurs d électricité, qui la perçoivent en addition de leur prix de vente auprès des consommateurs. Elle apparaît donc sur la facture que le consommateur soit resté au tarif réglementé ou qu il ait choisi une offre de marché. Le taux de contribution tarifaire est fixé par les ministres chargés de l énergie, du budget et de la sécurité sociale après avis de la CRE, en fonction des besoins prévisionnels de la Caisse nationale des industries électriques et gazières pour les cinq années suivantes. La CTA est calculée sur la part fixe hors taxe (alimentation principale et secours), les frais de gestion et la composante annuelle de comptage du Turpe. Les taux sont définis par arrêté ministériel. La contribution au service public de l électricité (CSPE) Il s agit d un prélèvement additionnel pour chaque kilowattheure (kwh) facturé, instauré par la loi n o du 3 janvier 2003 et destiné à financer les charges liées à la mission de service public de l électricité. Ces charges sont définies à l article 5 de la loi du 10 février 2000 (modifié par les articles 37 et 38 de la loi n o du 3 janvier 2003). Le montant de la CSPE est ensuite reversé par RTE à la Caisse des dépôts et consignations. En matière de production d électricité, ces charges prennent en considération les surcoûts de production dans les zones non interconnectées (dans les Dom et en Corse par exemple), les surcoûts liés aux obligations d achat des énergies renouvelables (comme l énergie photovoltaïque) et la cogénération (art. 8 et 10 de la loi du 10 février 2000), et enfin les charges résultant des dispositifs d aide aux clients démunis (tarif de première nécessité ). En 2009, les montants associés à ces missions sont respectivement de 1,14 milliard, 654 millions et 76 millions d euros. Le montant de ces charges est arrêté par le ministre de l énergie sur proposition de la CRE. Il est calculé au prorata de la quantité d électricité consommée et figure sur la facture du consommateur final. Son montant est de 4,50 /MWh au 1 er août La TVA Elle s applique sur l abonnement, la consommation, les prestations, les taxes locales et la contribution tarifaire d acheminement (CTA). Des taux différents s appliquent selon les débits (article 279 b decies du CGI) : 19,6 % pour la consommation et les prestations et pour la partie des taxes locales sur la consommation ; 5,5 % sur l abonnement et la CTA et sur la partie des taxes locales sur l abonnement. Les taxes locales Elles sont prélevées pour le compte des collectivités locales (communes et départements) ; elles sont fixées à 80 % du montant hors taxe de l abonnement et de la consommation électrique. En moyenne, elles s élèvent à 12 %. En résumé, le tarif réglementé tient compte du coût complet de la production. Le parc productif d énergie en France étant composé à plus de 80 % de centrales nucléaires, les tarifs réglementés sont relativement déconnectés du cours des énergies fossiles. Chaque composante de ce tarif est déterminée par les pouvoirs publics. Les fournisseurs alternatifs ou EDF proposent des offres de marché avec un prix librement calculé, mais qu ils établissent en fonction des tarifs réglementés. Le Turpe et l ensemble des taxes et contributions restent les mêmes, que l offre soit à tarif réglementé ou à prix de marché. De plus, il n y a pas de distinction de fourniture : la qualité de l électricité fournie est exactement la même pour tous les contrats. Prix annuel moyen du kwh d électricité pour usage domestique (en euros TTC) 0,125 0,120 0,115 0,110 0,105 0,100 0,095 Source : MEEDDM/DGEC (septembre 2010) * La valeur pour 2010 est une moyenne de janvier à septembre (0,1180 /kwh de janvier à juillet et 0,1227 /kwh d août à septembre) * 3

4 La facture La facture hors taxes rend compte de la somme de l acheminement (Turpe) et de la fourniture de l énergie. Elle comporte : une part fixe, l abonnement, qui dépend notamment de la puissance souscrite exprimée en kilovoltampères (en général, pour les consommateurs particuliers : 3, 6, 9, 12, 15 jusqu à 36 kva) selon l équipement du logement considéré. L abonnement correspond à la mise à disposition permanente de l électricité chez le consommateur ; une part proportionnelle à l énergie consommée, les consommations, mesurées en kilowattheures (kwh). Le prix du kilowattheure diffère selon l option choisie par le consommateur. Avec l «option de base», il est unique et invariable quelle que soit la période de consommation. L option «heures pleines-heures creuses» offre un tarif plus faible à certaines heures (en général la nuit). Pour l option «Tempo», le prix du kilowattheure varie selon les jours (jours bleus, blancs ou rouges) et les heures d utilisation (heures pleines ou heures creuses), soit six prix différents. Pour les options à heures différenciées, l abonnement est plus cher que pour l option de base. Le décret n o précise que les parts fixes et variables sont chacune l addition d une part correspondant à l acheminement et d une part correspondant à la fourniture, établies de façon à couvrir les coûts respectifs. Les factures font désormais apparaître clairement le prix d utilisation des réseaux publics de transport et de distribution, suite à la demande des pouvoirs publics. Sur la facture, le Turpe est présenté hors taxes. S y ajoutent la CTA et la CSPE. Conformément à la loi n o du 9 août 2004, la CTA a été extraite des tarifs réglementés de vente à l occasion de la hausse tarifaire du 15 août Elle apparaît désormais séparément sur la facture. CE QUE PEUT CHANGER LA LOI NOME Le projet de loi portant nouvelle organisation du marché de l électricité (Nome) a été voté au Sénat en première lecture fin septembre (après adoption par l Assemblée nationale en juin). La seconde lecture pour une adoption finale à l Assemblée est intervenue fin novembre. Cette loi provient en premier lieu de la transposition d une directive européenne et vise à supprimer la position monopolistique d EDF, producteur public d énergie. L objectif principal de la loi Nome est d inciter à l émergence de producteurs concurrents d électricité, pour supprimer la rente de rareté du nucléaire, et d intensifier la concurrence sur l activité de commercialisation d électricité. Ainsi, son premier article oblige EDF à vendre jusqu à 100 TWh de l énergie nucléaire produite (environ 20 à 25 %) à ses concurrents à partir de 2011 et jusqu en 2025 au coût de revient pour EDF. En «échange» de cette électricité de base à un tarif faible, les fournisseurs alternatifs doivent s engager à construire des centrales de production (en particulier des centrales à gaz) permettant de faire face aux pics de consommation. Selon ce texte, c est le ministre chargé de l énergie qui doit fixer par décret le prix de départ de ce dispositif prévu pour quinze ans, après avis de la CRE. Cette mesure peut avoir un gros impact sur la facture des consommateurs. En effet, la loi Nome prévoit d asseoir les tarifs réglementés de vente sur le prix auquel EDF devra revendre l énergie nucléaire aux fournisseurs alternatifs. Le prix de cession entre EDF et ses concurrents deviendrait alors un tarif de référence pour les offres au prix de marché, les fournisseurs alternatifs établissant leur offre commerciale à partir de ce prix et non plus à partir des tarifs réglementés comme aujourd hui. Or, EDF revendique un prix minimal de 42 /MWh afin de garantir le suivi de ses missions de service public, et notamment l entretien et le renouvellement du parc productif français. Les fournisseurs alternatifs demandent quant à eux un prix maximal d environ 34 /MWh, arguant que ce prix leur permettrait de dégager suffisamment de ressources pour construire de nouvelles centrales de production et garantir ainsi une vraie concurrence de la fourniture et de la production d électricité. Ce prix est d ailleurs celui qui est actuellement appliqué aux particuliers au travers des tarifs réglementés. Les études de la CRE, ainsi que divers spécialistes du marché de l énergie, considèrent que le prix d équilibre s établit autour de 37 à 38 /MWh. C est de ce prix de cession entre EDF et ces concurrents que dépendra le prix facturé aux consommateurs. Selon l évaluation de la CRE, la mise en place de la loi Nome entraînera une augmentation mécanique des tarifs de 11,4 % au moins dès la première année, puis de 3,5 % par an jusqu en L article 5 de la loi maintient les tarifs réglementés aux consommateurs résidentiels («tarif bleu») au moins jusqu au 31 décembre Cependant, l article 4 précise que «dans un délai s achevant au plus tard le 31 décembre 2015, les tarifs réglementés de vente d électricité sont progressivement établis en tenant compte de l addition du prix d accès régulé à l électricité nucléaire historique, du coût du complément à la fourniture d électricité qui inclut la garantie de capacité, des coûts d acheminement de l électricité et des coûts de commercialisation ainsi que d une rémunération normale». Ils devront donc progressivement augmenter pour tendre vers le prix de cession de vente d électricité nucléaire entre EDF et ses concurrents. Ils restent cependant arrêtés par les ministres chargés de l énergie et de l économie après avis de la CRE. C est toute la logique des tarifs et des prix qui est inversée, et cette logique prépare la disparition des tarifs réglementés tels qu ils sont pratiqués aujourd hui. Le marché sera alors totalement ouvert et les fournisseurs-producteurs proposeront tous des prix de marché totalement libres. Or, les prix de marché sont beaucoup plus sensibles aux prix des matières premières utilisées dans la production d électricité (pétrole, gaz, charbon ) et au coût des émissions de CO2. 4

5 LES DÉFIS À VENIR ET LEURS IMPACTS POSSIBLES SUR LES PRIX L électricité française est encore l une des moins chères d Europe pour le consommateur particulier, en moyenne 27 % de moins que chez nos voisins. En effet, si les coûts fixes du parc productif français ont été très élevés (de très lourds investissements lors de la construction des centrales nucléaires), les coûts variables du nucléaire sont très faibles contrairement aux autres moyens de production d énergie. Pour l instant, les tarifs réglementés permettent aux consommateurs français de bénéficier de ces faibles coûts de production, inférieurs au prix du marché de gros. Les tarifs réglementés ne sont pas pour autant subventionnés, puisqu ils sont fixés pour couvrir tous les coûts de production. Cependant, le système productif français doit faire face à une multitude de défis susceptibles d impacter les prix à la hausse de par l ampleur des investissements nécessaires. On distingue généralement quatre grands axes. 1. L entretien et la modernisation des centrales nucléaires Actuellement, le coût de production d un MWh d électricité nucléaire est de 33 à 35 (traitement et stockage des déchets compris). Cependant, ce prix ne tient pas compte du coût de l allongement de la durée de vie des centrales, et est donc jugé bien trop bas par EDF. L entreprise propose un prix intégrant l allongement des centrales nucléaires, qui s établirait entre 42 et 50 selon les évaluations (correspondant par exemple à l évaluation du coût de production au MWh du futur EPR de Flamanville). Il y a en France 58 réacteurs à réviser dans les dix ans à venir. EDF évalue de 600 à 700 millions d euros l investissement permettant de rallonger de 40 à 60 ans la durée de vie d un réacteur. Il faudrait donc environ 35 milliards d euros pour rénover le parc français. De plus, la gestion des déchets nucléaires s avère extrêmement coûteuse. 2. L entretien des réseaux de transport et de distribution RTE prévoit de dépenser 1,2 milliard d euros par an d ici à 2014 (50 % de plus qu au cours des cinq dernières années). L enfouissement des lignes (38 % en France contre 80 % en Allemagne) reste un chantier ouvert. Quant à ERDF, le coût de mise en place du compteur communicant Linky devrait s établir entre 4 et 8 milliards d euros. 3. L intégration des énergies renouvelables La CSPE devrait faire augmenter la facture de 3 % à partir de janvier 2011, et elle pourrait prendre une plus grande importance encore. Un amendement proposé en octobre 2010 doit permettre sa majoration. De plus, ce n est plus forcément Bercy qui proposera une augmentation (sensible politiquement) de cette taxe, mais la CRE. Elle couvre les rachats d énergie renouvelables qu EDF doit faire à un prix très supérieur à celui du marché, ainsi que l aide sociale contre la précarité énergétique, qui est amenée à croître. Chaque consommateur finance donc par cette taxe le rachat de l électricité renouvelable. La CRE estime que cela a coûté 2,6 milliards d euros à EDF en 2009, alors que la CSPE n a représenté que 1,4 milliard d euros. Or, le nombre de projets d installation d équipements de production d énergie renouvelable est en explosion. Actuellement, le prix de rachat de l énergie photovoltaïque par EDF est de 0,58 /kwh alors que le tarif réglementé de vente est de 0,11. Aujourd hui, la CSPE est de 4,5 par MWh et pourrait atteindre un maximum de 7,5 /MWh en janvier Cependant, certaines études montrent que son niveau d équilibre serait plutôt de 13 /MWh. 4. La gestion des pointes L électricité ne peut pas être stockée. La gestion de sa production s effectue donc en flux tendus pour que l offre corresponde à la demande en permanence. Mais la demande est fluctuante en fonction de facteurs météorologiques et économiques notamment. Les prix différenciés (heures pleines-heures creuses, Tempo ) reflètent des coûts de production différents qui sont répercutés sur les tarifs de vente aux consommateurs. On parle de tarifs «horosaisonnalisés». En effet, des unités de production appelées «unités de base», en général des centrales nucléaires, sont utilisées en permanence pour répondre à la demande «moyenne». Mais en période de pic de consommation, quand la demande devient momentanément supérieure à cette capacité de production, le producteur doit mettre en œuvre des centrales fonctionnant le plus souvent à base de combustibles fossiles (charbon, gaz, fioul) et émettrices de CO2. Ces usines ont souvent des coûts de production beaucoup élevés que les centrales nucléaires, en partie parce qu ils dépendent des cours de la matière première utilisée et du coût de la tonne de CO2 produite. Si la demande dépasse largement les capacités de production françaises, comme cela peut être le cas en période de températures très basses, il faut alors importer de l énergie de pays tiers (l Allemagne par exemple, notre plus grand partenaire énergétique). Il faut pour cela passer par le marché de gros, sur lequel le kilowattheure peut atteindre des prix élevés. La gestion des pointes peut devenir très chère, d autant que la demande d électricité augmente plus rapidement que sa production et que la mise en place de nouvelles capacités de production. En 2009, selon les chiffres d EDF, le «mix énergétique» français, c est-à-dire la composition de l électricité produite en France, était : nucléaire : 82,1 %, renouvelable : 9,5 % (dont 7,1 % d hydraulique), charbon : 3,5 %, gaz : 3 %, fioul : 1,6 %, autres : 0,3 %. Le prix de l électricité va donc augmenter pour diverses raisons. L ouverture du marché de l énergie à la concurrence est souvent stigmatisée comme étant la cause de l augmentation future de l électricité. Mais à terme, il sera difficile d isoler l impact exact de la libéralisation du marché sur les prix de l électricité, tant les enjeux actuels évoqués ci-dessus pèseront sur leur détermination. Stéphanie Truquin Étude juridique du 30 novembre 2010 Supplément au n o 43 de Conso Info ISSN Édité par l. 5

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