IV. L'ESSOR DES ÉNERGIES RENOUVELABLES
1. Application du critère du « bilan carbone » dans les dispositifs de soutien aux projets d'énergie renouvelable institués par appel d'offres (article 30).
L' article 30 a prévu l'application du critère du « bilan carbone » dans les dispositifs de soutien aux projets d'énergie renouvelable institués par appel d'offres (articles L. 314-1 A et L. 446-1 A du code de l'énergie).
Sollicité par le rapporteur, la DGEC avait indiqué que le critère du « bilan carbone » devait être intégré aux « appels d'offres pour la période 2021-2026 [qui] contiendront un critère de bilan carbone, sous la forme d'un critère soit de notation (photovoltaïque sur bâtiment), soit d'éligibilité (photovoltaïque au sol, éolien et hydroélectricité) » 49 ( * ) .
Lors de son audition, le SER a précisé l'état d'application de ce critère : son usage est bien établi pour l'énergie solaire, effective pour l'énergie éolienne et hydroélectrique, mais en suspens pour le biogaz.
Aussi le SER a-t-il précisé que « ce critère a été introduit comme un critère d'éligibilité dans les prochains cahiers des charges pour les appels d'offres pour l'éolien terrestre et l'hydroélectricité. Ce bilan carbone existait déjà, en tant que critère de sélection, pour les appels d'offres solaires. Il a été maintenu dans le cadre des prochains cahiers des charges. S'agissant du gaz renouvelable, la filière est en attente des cahiers des charges pour les prochains appels d'offres et il donc trop tôt pour donner une appréciation précise de la manière avec laquelle ce critère sera intégré ».
Le rapporteur se félicite de l'application en cours de ce critère, auquel la CRE a indiqué au rapporteur être « très favorable » .
Elle a rappelé que le critère de notation environnementale des panneaux photovoltaïques qui lui préexistait « a montré son inefficacité à récompenser les installations utilisant des modules dont une partie de la fabrication est réalisée en France ou en Europe en mobilisant une électricité très faiblement carbonée, plutôt que des installations dont les panneaux sont fabriqués dans des pays dont le mix électrique est beaucoup plus carboné ».
En effet, la CRE a observé « une baisse importante de la part des lauréats » de l'appel d'offres sur le photovoltaïque dont l'une des étapes de fabrication est en France ou en Europe : cette part est ainsi passée de 33 % en 2018 à 17 % en 2019.
Le cahier de charges des futurs appels d'offres en matière d'énergies renouvelables pour la période 2019-2028 est en cours.
Dans cette perspective, la CRE a indiqué au rapporteur le besoin, en matière d'énergie photovoltaïque, de :
- resserrer les bornes basse et haute de la formule de notation, afin de renforcer l'impact d'un écart en termes de bilan carbone ;
- prendre en compte l'impact du transport des modules depuis le site d'assemblage vers un site d'installation photovoltaïque ;
- s'assurer de la représentativité des coefficients traduisant l'impact différencié des mix électriques ;
- durcir les modalités de recours à des coefficients dérogatoires ou renforcer les contrôles in situ aux différents maillons de la chaîne de production pour les panneaux dont le bilan reposerait sur une approche en analyse de cycle de vie ;
- donner de la visibilité aux fournisseurs de panneaux quant à leurs débouchés sur le marché français en limitant les cas dans lesquels un porteur de projet est autorisé à changer de fournisseur à compter du dépôt de son offre aux seuls cas de difficulté économique ;
- étudier l'opportunité d'étendre la notation carbone à certains éléments connexes au premier rang desquels l'onduleur pour renforcer la sélectivité environnementale.
Le rapporteur invite le Gouvernement à renforcer la prise en compte du critère du « bilan carbone » dans la rédaction des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables attribués par appels d'offres.
Complémentairement, il appelle à étudier l'opportunité d'intégrer ce critère aux dispositifs de soutien attribués en guichets ouverts.
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16. Renforcer la prise en compte du critère du « bilan carbone » dans la rédaction des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables attribués par appels d'offres. 17. Étudier l'opportunité d'intégrer le critère précité aux dispositifs de soutien attribués en guichets ouverts. |
2. Mise en place du « contrat d'expérimentation » pour la désignation des projets d'énergies renouvelables innovantes (article 30)
L' article 33 a prévu la mise en place des « contrats d'expérimentation », par lesquels l'autorité administrative peut organiser des appels à projets pour sélectionner des productions d'électricité et de biogaz qui utilisent des technologies innovantes.
Les modalités des appels d'offres doivent être définies par un décret en Conseil d'État , pris après avis de la CRE (Article L. 314-29 du code de l'énergie).
Interrogé par le rapporteur, la DGEC a indiqué que « les appels d'offres pour les énergies renouvelables innovantes » devaient être publiés « à brève échéance ».
La CRE a été saisie du projet de décret relatif au contrat d'expérimentation pour la production d'électricité et de biogaz injecté.
Dans sa délibération du 28 janvier 2021 50 ( * ) , elle a émis un avis favorable sur un mécanisme de soutien innovant similaire, applicable au biogaz non injecté, en application de la loi dite « LOM » de 2019 (Article 71) 51 ( * ) .
Dans le prolongement de cet avis, la CRE a indiqué au rapporteur qu'elle considère en matière de « contrats d'expérimentation » que :
- les conditions économiques ne doivent pas être le facteur principal de sélection des projets ;
- la définition d'un niveau du soutien adapté aux besoins des lauréats et ne conduisant pas à une rémunération excessive des capitaux investis doit relever de la responsabilité de la CRE ;
- une transparence complète doit être demandée aux lauréats sur les coûts de leurs projets et les évolutions de ces coûts.
Ce faisant, « la CRE est alors à même d'évaluer la rentabilité des projets, de définir le niveau de soutien adéquat et éventuellement les révisions nécessaires , selon un procédé similaire à celui qu'elle met en oeuvre pour l'établissement des contrats de gré à gré pour la production d'énergie dans les ZNI. »
Le rapporteur relève que les « contrats d'expérimentation » sont l'objet de critiques de la part des professionnels.
Tout d'abord, ces derniers s'interrogent sur la complexité du dispositif , à l'instar de la FEDENE qui indique être « plutôt dubitative sur les contrats d'expérimentation qui apparaissent comme un processus compliqué ».
En outre, les professionnels s'interrogent sur l'articulation des appels d'offres attribués dans ce cadre expérimental avec ceux prévus par la PPE : c'est pourquoi le SER estime nécessaire de « garantir que les volumes alloués via ces appels à projets ne viendront pas dégarnir les volumes prévus par la PPE dans le cadre des appels d'offres classiques ».
Enfin, les professionnels forment le voeu que les « contrats d'expérimentation » bénéficient à l'ensemble des filières innovantes.
Ainsi, le SER souhaite « permettre à l'ensemble des technologies innovantes (pyrogazéification notamment) dans les filières gaz renouvelable de pouvoir bénéficier de contrats d'expérimentation ».
De son côté, France Hydrogène plaide pour « mener des contrats expérimentaux sur la production d'hydrogène renouvelable et bas-carbone » qui pourraient notamment « concerner les filières de production moins matures, telles que le couplage du reformage de gaz naturel avec les technologies de capture et de séquestration ou de réutilisation du carbone (CCUS), la pyrolyse du méthane ou la pyrogazéification de la biomasse et des déchets ».
Dans le même ordre d'idées, FGR estime que le projet « Méthaneuf » , qui vise à favoriser le recours au biogaz dans les systèmes de chauffage des logements neufs 52 ( * ) , y « a sa place ».
Le rapporteur juge crucial d'appliquer rapidement le dispositif du « contrat d'expérimentation », appelant à y soutenir dans ce cadre les filières du gaz renouvelable et de l'hydrogène renouvelable et bas-carbone.
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18. Accélérer l'application du « contrat d'expérimentation » en faveur des projets d'énergies renouvelables innovantes. 19. Élargir pleinement le dispositif précité aux filières du gaz renouvelable et de l'hydrogène renouvelable et bas-carbone. |
3. Opérations d'autoconsommation collective (article 40)
L' article 40 a modifié les opérations d'autoconsommation collective.
Cet article a notamment introduit la notion d'« opération d'autoconsommation collective qualifiée d'étendue », dont les critères, notamment de proximité géographique, doivent être déterminés par un arrêté du ministre chargé de l'énergie, pris après avis de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) (Article L. 315-2 du code de l'énergie).
Sur ce fondement, un arrêté du 21 novembre 2019 a été pris.
Il a été modifié par la suite par un arrêté du 14 octobre 2020 .
Selon ces dispositions, une opération d'autoconsommation collective est qualifiée d'étendue si la distance entre deux participants n'excède pas 2 kilomètres et la puissance cumulée de leurs installations de production 3 mégawatts (MW) sur le territoire métropolitain continental et 0,5 MW dans les ZNI (Article 1 er ).
Une dérogation au critère de distance pouvant être accordée dans la limite de 20 kilomètres, par le ministre chargé de l'énergie, dont la décision doit tenir compte « de l'isolement du lieu du projet, du caractère dispersé de son habitat et de sa faible densité de population » (Article 1 er bis).
La CRE a indiqué au rapporteur avoir émis un avis sur chacun des projets d'arrêté 53 ( * ),54 ( * ) ; elle se félicite que, conformément son avis, « l'arrêté du 14 octobre 2020 ne prévoit pas de majoration de la puissance maximale cumulée des installations de production participant à l'opération en cas de dérogation ».
En outre, la CRE a rappelé au rapporteur « les questions que soulèvent les opérations d'autoconsommation pour le bon fonctionnement des réseaux et leur financement, pour le maintien de l'assiette fiscale sur la consommation d'énergie et pour la proportionnalité des subventions associées. »
Par ailleurs, le même article a introduit en droit interne les « communautés d'énergie renouvelables », dont les modalités d'application sont précisées par un décret en Conseil d'État (Article L. 211-3-2 du même code).
Ce décret en Conseil d'État n'a, quant à lui, pas encore été publié.
Interrogé par le rapporteur, la CRE a indiqué qu'elle « reste sceptique et sera très attentive à ce que le développement de ces communautés se fasse dans le respect de la péréquation tarifaire, du financement des réseaux et de la protection des consommateurs, pour éviter tout "séparatisme énergétique" ».
Le rapporteur relève que l'autoconsommation est déjà une réalité, puisqu'on dénombre à la fin de l'année 2020 55 ( * ) :
- 86 000 autoconsommateurs individuels pour une puissance de 500 MW, leur nombre et puissance ayant été multipliés par 6 en 3 ans ;
- 41 opérations d'autoconsommation collective regroupant 607 participants, dont « la majorité [d'entre elles] sont portées par des communes et des bailleurs HLM » .
Selon la CRE, « la croissance exponentielle observée ces dernières années devrait permettre d'atteindre l'objectif de 200 000 sites photovoltaïques en autoconsommation en 2023 de la PPE en vigueur ».
Le rapporteur retient de ces auditions avec les professionnels que le déploiement de l'autoconsommation est en-deçà des espérances.
Cela peut s'expliquer par le retard dans la publication des textes réglementaires et l'impact de la dégradation du contexte économique, EDF ayant indiqué au rapporteur qu'« en pratique, le délai de publication de ces nouvelles dispositions qui suscitent une forte attente, y compris de la part des clients, est contre-productif pour le développement des projets BtoB 56 ( * ) . Côté BtoC 57 ( * ) , la situation, un temps impactée par le Covid-19, s'est normalisée ».
Cela peut aussi s'expliquer par des dispositifs inadaptés , Engie imputant le plafonnement des opérations d'autoconsommation collectives à « [des] montages trop complexes, aucun soutien financier [et un] TURPE 58 ( * ) inadapté ».
Pour ce qui concerne plus spécifiquement les communautés d'énergie renouvelable et les communautés énergétiques citoyennes, qu'il a transposé en droit français, dans le cadre de la loi « Énergie-Climat », le rapporteur souligne deux demandes issues de ses auditions.
D'une part, les AODE souhaiteraient être mieux associées à la mise en oeuvre de ces projets sur leurs territoires.
La FNCCR juge ainsi nécessaire de « renforcer le rôle des AODE en prévoyant une consultation préalable lors de la création d'une communauté d'énergie ainsi qu'un dispositif de coordination/animation des différentes communautés sur le territoire de l'AODE ».
D'autre part, certains professionnels souhaiteraient éviter un moindre financement de l'utilisation des réseaux d'électricité ou des distorsions de concurrence par rapport aux autres acteurs de marché.
Il en va ainsi d'EDF, qui « souhaite souligner deux points de vigilance : l'utilisation du réseau doit être payée à son juste prix ; il convient d'éviter de donner aux communautés des pouvoirs excessifs par rapport aux opérateurs de marché, l'esprit de la directive n'étant pas de privilégier les unes par rapport aux autres ».
Le rapporteur estime que la complexité administrative ne doit pas pénaliser l'autoconsommation collective, et appelle à en faciliter le montage juridique et financier.
Il considère nécessaire de veiller à ce que les communautés d'énergie renouvelable et les communautés énergétiques citoyennes n'aient pas d'impact négatif sur le financement des réseaux d'électricité ou l'exercice de la concurrence entre les acteurs de marché.
Surtout, il juge crucial de mieux associer les AODE à la mise en oeuvre de ces communautés à l'échelle de leurs territoires.
Dans le même esprit, une réflexion du champ de saisine du Médiateur national de l'énergie (MNE) s'impose afin de lui permettre de connaître de différends impliquant des autoconsommateurs individuels.
Le rapporteur relève que le Gouvernement entend modifier ce dispositif, appliqué depuis à peine un an, dans le cadre de l'article 23 du projet de loi « Climat-Résilience ».
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20. Faciliter le montage juridique et financier des opérations d'autoconsommation collective. 21. Conforter les pouvoirs des autorités organisatrices de la distribution d'énergie (AODE) à l'égard des communautés d'énergie renouvelable et des communautés énergétiques citoyennes et engager une réflexion pour permettre au Médiateur national de l'énergie (MNE) de connaître de différends impliquant des autoconsommateurs individuels. |
4. Facilitation des opérations d'autoconsommation collective par les organismes d'habitations à loyer modéré (HLM) (article 41)
L' article 41 a facilité la mise en oeuvre des opérations d'autoconsommation collective par les organismes d'habitations à loyer modéré (HLM), en identifiant les bailleurs sociaux comme « personne morale organisatrice ».
Un décret en Conseil d'État doit en définir les modalités d'application.
Interrogée par le rapporteur, la CRE a rappelé que « les opérations d'autoconsommation collective dérogent aux règles de droit commun applicables à la fourniture d'électricité, dans un cadre moins protecteur pour les consommateurs ».
À titre d'exemple, elle a rappelé que :
- la personne morale organisatrice « n'est pas soumise aux obligations spécifiques d'informations précontractuelles, ni à l'obligation de proposer un contrat d'une durée d'un an, ou de respecter les dispositions relatives à la facturation de l'électricité consommée » ;
- le consommateur « ne dispose pas du droit de résilier son contrat à tout moment sans frais [...] ou d'utiliser le "chèque énergie" pour s'acquitter de sa facture d'électricité autoconsommée ».
Pour ces raisons, la CRE a indiqué au rapporteur que « le cadre de l'opération d'autoconsommation collective doit rester limité à des opérations de taille modeste ».
Le rapporteur retient de l'audition de l'USH que la souplesse administrative issue de la loi « Énergie-Climat » est utile : « La loi "Énergie-Climat" a permis des avancées dans la production photovoltaïque par les organismes HLM. [Ils] ont désormais la possibilité d'être désignés personnes morales organisatrices (PMO) des opérations d'autoconsommation collectives qu'[ils] porteront. Les locataires seront désormais inclus dans l'opération d'autoconsommation collective s'ils n'ont pas exprimé le souhait de ne pas y participer. Cette mesure est de nature à accélérer les projets d'autoconsommation collective d'ampleur significative ».
Pour autant , le développement de l'autoconsommation par les bailleurs sociaux est encore entravé par des verrous économiques mais aussi administratifs : « Plusieurs freins subsistent. L'absence d'une vraie filière industrielle de production d'équipements photovoltaïques en France. [...] L'autre frein est lié aux usages de nos logements qui sont occupés principalement le soir en semaine à l'inverse des bâtiments tertiaires par exemple. Mais le principal frein est économique et administratif : le dispositif qui permet aux organismes HLM d'être PMO devait faciliter la mise en oeuvre. [...] En l'absence de décret, [...] le consentement individuel de chaque locataire [est demandé] ».
Le rapporteur appelle le Gouvernement à publier rapidement le décret attendu pour la facilitation des opérations d'autoconsommation collective mises en oeuvre par les bailleurs sociaux.
Plus encore, il l'invite à étudier la possibilité d'élargir le dispositif afin d'ouvrir le maximum de souplesse aux bailleurs sociaux comme aux collectivités territoriales.
En effet, l'USH souhaiterait avoir « la possibilité [de permettre] aux bailleurs sociaux lorsqu'ils sont PMO d'intégrer dans les opérations d'autoconsommation collective, d'une part, les personnes morales comme des collectivités ou, d'autre part, d'autres particuliers de copropriétés ».
De son côté, la FNCCR voudrait que « les AODE [soient] habilitées à avoir la qualité de PMO pour les opérations d'autoconsommation mises en oeuvre sur leurs territoires (ou auxquelles participent leurs membres) à l'instar de ce qui est prévu pour les organismes HLM ».
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22. Accélérer la publication du décret attendu pour faciliter les opérations d'autoconsommation collective dans les organismes d'habitations à loyer modéré (HLM). 23. Assouplir les conditions de mise en oeuvre des opérations d'autoconsommation collective par les organismes d'habitations à loyer modéré (HLM) ou les autorités organisatrices de la distribution d'énergie (AODE). |
5. Les avances en comptes courants pouvant être consenties par les collectivités territoriales ou leurs groupements aux projets d'énergies renouvelables (Article 42).
L' article 42 a modifié les conditions dans lesquelles les collectivités territoriales ou leurs groupements peuvent consentir, via des sociétés anonymes ou par actions simplifiées qu'elles détiennent, des avances en comptes courants aux projets d'EnR.
Si cette disposition est utile, elle a eu pour conséquence de limiter ces avances à deux ans , renouvelables une fois, ce qui s'est révélé inadapté aux projets conduits localement, dont la temporalité est plus longue.
Le rapporteur constate que cette difficulté a été résolue par la loi dite « ASAP » du 7 décembre 2020 59 ( * ) , dont il était rapporteur pour le Sénat, qui a étendu cette durée de 2 à 7 ans, renouvelable une fois.
Pour autant, il observe que les avances en comptes courants sont encore limitées à 5 % des recettes de fonctionnement des AODE.
La FNCCR lui a fait part de ces difficultés en ces termes : « Une dérogation a été adoptée par la loi "ASAP" pour porter la durée des avances à 7 ans renouvelables une fois, à condition que le projet soit financé par un dispositif d'obligation d'achat ou de complément de rémunération. Si l'évolution de la durée des avances est une avancée significative, elle n'est cependant pas suffisante en tant que telle » .
En effet, la FNCCR a ajouté que « la limitation des avances en comptes courants d'associés (CCA) à 5 % des recettes réelles de la section de fonctionnement a permis de mettre en évidence plusieurs éléments : la disparité de 4/5 èmes des projets en cours d'étude, dont la grande majorité ne sont pas développés par des développeurs privés, car de taille et de rentabilité jugées insuffisantes ; la quasi-impossibilité d'investir dans des projets de grande tailles ; l'impossibilité d'avoir un contrôle étroit dans les projets, qui est pourtant un des objectifs de ces évolutions législatives ».
Dans ce contexte, le rapporteur appelle le Gouvernement à étudier l'opportunité de relever le seuil de 5 % précité , pour faciliter les conditions dans lesquelles les collectivités territoriales ou leurs groupements peuvent consentir des avances en comptes courants aux projets d'EnR.
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24. Étudier l'opportunité de relever le seuil de 5 % des avances en comptes courants pouvant être accordées par les collectivités territoriales ou leurs groupements aux projets d'énergies renouvelables. |
6. Augmentation de puissance des installations hydrauliques concédées (article 43)
L' article 43 a permis de faciliter les conditions dans lesquelles la puissance d'une installation hydraulique concédée peut être augmentée.
EDF a précisé au rapporteur que « les échanges ont débuté entre les concessionnaires exploitants d'installations hydroélectriques et le ministère de la Transition écologique , autorité concédante, sur des projets susceptibles de bénéficier de cette mesure et sur ses modalités administratives de mise en oeuvre ».
La proposition de loi n° 389 et la proposition de résolution n° 390 précitées, relatives à l'hydroélectricité, devraient permettre d'en faciliter l'application, si leur parcours législatif et règlementaire aboutissait.
7. Facilitation des conditions d'implantation des projets d'énergie renouvelable sur les délaissés de voirie ou les ombrières de stationnement (articles 44, 45 et 48)
Les articles 44, 45 et 48 ont simplifié l'installation des projets d'EnR sur les délais de voirie ainsi que les ombrières de stationnement.
Lors de son audition, EDF a indiqué que « cette disposition va dans le bon sens qu'il s'agisse de la faculté d'utiliser les délaissés autoroutiers ou d'encourager les ombrières. La question de la disponibilité du foncier demeure toutefois cruciale. Il reste en effet de nombreux freins pour accéder à des terrains pour la réalisation des objectifs de la PPE ».
Ce constat est convergent avec Enerplan qui a précisé au rapporteur que « ces dispositions vont dans le bon sens et doivent permettre des installations plus aisées sur des zones où elles étaient interdites (axes routiers) ou difficiles (ombrières). [...] Il y a quelques avancées dans ce texte [...] mais pas d'"effet booster" pour la filière qui permette de répondre concrètement aux ambitions de la PPE ».
8. Autorisation d'exploitation de certaines installations commerciales (article 47)
L' article 47 a institué une obligation d'intégration de procédés de production d'EnR ou de systèmes de végétalisation sur les nouvelles constructions de plus de 1000 mètres carrés d'emprise au sol soumises à une autorisation d'exploitation commerciale (Article L. 111-18-1 du code de l'urbanisme).
Les installations pour lesquelles cette obligation n'est pas applicable ou est soumise à des dispositions spécifiques ont été précisées par l' arrêté du 5 février 2020.
Le rapporteur relève que le Gouvernement entend modifier ce dispositif, appliqué depuis à peine un an, dans le cadre de l'article 24 du projet de loi « Climat-Résilience ».
9. Garanties d'origine et investissements participatifs pour la production de biogaz (article 50)
L' article 50 a introduit deux dispositifs de soutien en faveur du biogaz.
D'une part, un mécanisme de garanties d'origine a été institué pour le biogaz, c'est-à-dire une certification attestant de son origine renouvelable, dès lors qu'il est produit en France et injecté dans le réseau de gaz naturel.
Chaque unité de biogaz produite et injectée correspond à une garantie d'origine de 1 mégawattheure.
Un organisme est chargé d'assurer la délivrance, le transfert et l'annulation des garanties d'origine ; il tient à un registre électronique accessible au public.
Les garanties d'origine sont exclusives du bénéfice par le producteur de l'obligation d'achat, en guichet ouvert ou par appel d'offres. Dans le cas où ces garanties ne sont pas émises par le producteur, elles le sont d'office au bénéfice de l'État puis mises aux enchères ou transférées à titre gratuit à la commune d'implantation de l'installation en en faisant la demande.
Un décret précise les modalités de désignation de l'organisme, ses obligations ainsi que ses pouvoirs et moyens d'action et de contrôle ; il précise les conditions de délivrance, de transfert, d'utilisation et d'annulation des garanties d'origine ainsi que les modalités de tenue et les tarifs d'accès au registre.
D'autre part, les sociétés commerciales, les sociétés d'économie mixte (SEM) locales ou les sociétés coopératives constituées pour porter un projet de production de biogaz ont été autorisées à proposer aux habitants dont la résidence est à proximité de ce projet ainsi qu'aux collectivités territoriales ou à leurs groupements sur le territoire ou à proximité du territoire desquels il se situe, une part du capital ou une participation au financement.
Les porteurs de projets peuvent proposer des offres de participation à travers un fonds d'entrepreneuriat social ou des conseillers en investissements participatifs.
Il est prévu qu'un décret en Conseil d'État fixe les montants des offres, les valeurs nominales de titres, les catégories de titres et les catégories d'investisseurs pour lesquels ces offres ne constituent pas une « offre au public » prohibée.
Ces réformes doivent entrer en vigueur dans un délai d'un an à compter de la publication de la loi.
Dans sa délibération du 25 novembre 2020 60 ( * ) , la CRE a indiqué être « favorable aux dispositions proposées en ce qu'elles permettent à l'État de limiter les dépenses publiques sans modifier le soutien individuel apporté aux producteurs de biométhane ».
Dans ce contexte, le décret n° 2020-1701 du 24 décembre 2020 a été pris.
Il prévoit :
- la définition des garanties d'origine comme « un document électronique servant uniquement à prouver à un consommateur final raccordé à un réseau de gaz naturel qu'une part ou une quantité déterminée d'énergie a été produite à partir de sources renouvelables » ;
- l'absence de prise en compte des garanties d'origine dans le calcul de la part d'énergie produite en France à partir de sources renouvelables dans la consommation brute nationale d'énergie, notamment pour atteindre les objectifs fixés au 4° du I de l'article L. 100-4 du code de l'énergie 61 ( * ) ;
- la désignation, par le ministre chargé de l'énergie, de l'organisme chargé de la gestion du registre national des garanties d'origine, après mise en concurrence et sur une période ne pouvant pas excéder 5 ans ;
- l'équipement de toute installation de production de biogaz d'un dispositif de comptage du biogaz injecté, géré par le gestionnaire du réseau de gaz naturel ;
- les informations accessibles en ligne sur le registre des garanties d'origines (identification de la garantie, bénéfice des aides nationales, mention de l'utilisation ou de l'exportation notamment) ;
- l'utilisation des garanties d'origine pour attester de la source renouvelable du gaz acheminé, une seule fois, dans les douze mois suivants la période d'injection ;
- les contrôles des garanties d'origine, avec la vérification par sondage de l'exactitude des éléments par le gestionnaire du registre des garanties d'origine ;
- les mises aux enchères des garanties d'origine, dont les conditions générales sont fixées par le ministre de l'énergie et le cahier des charges défini par le gestionnaire du registre des garanties d'origine ;
- l'émission des garanties d'origine au bénéfice de l'État par le gestionnaire du registre des garanties d'origine lorsqu'elles n'ont pas été demandées dans un délai de six mois suivant l'injection.
Complémentairement, un décret n° 2020-1700 du 24 décembre 2020 a été pris.
Il précise les conditions dans lesquelles, sur information du gestionnaire du registre des garanties d'origine, que le ministre chargé de l'énergie résilie le contrat d'obligation d'achat et recouvre les sommes liées, lorsqu'un producteur bénéficiant d'un tel contrat demande l'émission de garanties d'origine.
Interrogée par le rapporteur, la DGEC a indiqué qu'aucun décret d'application ne sera pris s'agissant de la participation des habitants ou des collectivités territoriales au projet de production de gaz renouvelable.
Le rapporteur relève que les professionnels sont inquiets de l'application du nouveau système de garantie d'origine du biogaz.
Ainsi , le SER estime que « la mise aux enchères va générer des incertitudes sur la coexistence avec le mécanisme actuel » ; de leur côté, FGR juge nécessaire d'intégrer « les garanties d'origine pour le biométhane non-injecté » et « les garanties d'origine pour les industriels soumis au quota ETS 62 ( * ) » et la FEDENE « les consommateurs de biométhane ».
Compte tenu de ces difficultés, selon Engie, « à ce stade, l'effet majeur de la loi "Énergie-Climat" sur le biométhane , grâce au sursis d'un an, a été de précipiter les signatures de contrats des producteurs pour bénéficier de l'ancien régime ».
Le rapporteur observe que la possibilité pour les collectivités territoriales de bénéficier des garanties d'origine est limitée.
La FNCCR le lui a rappelé en ces termes : « La loi "Énergie-Climat" a instauré un accès gratuit pour les communes aux garanties d'origine d'électricité renouvelable produite sur leurs territoires, afin de favoriser les boucles locales de production et de consommation, notamment en mobilité électrique. La disposition existante est cependant trop restrictive dans la mesure où les communes ont majoritairement transféré la compétence qui leur est attribuée en matière de création et d'entretien de recharge en électricité » .
Ce constat est convergent avec celui de FGR qui regrette les restrictions suivantes : « Seule une commune peut faire la demande et non pas une entité administrative plus large. [...] La commune ne pourra acquérir des garanties d'origine que pour verdir les infrastructures dont elle est la consommatrice de gaz. [...] Les cas où l'exploitation des bâtiments ou infrastructures d'avitaillement est déléguée par la commune à des tiers ne semblent donc pas éligibles à ce transfert. La commune ne peut pas non plus revendre les garanties d'origine ainsi acquises à un tiers. Ces dispositions limitent la possibilité de développer des boucles locales de production/consommation de biogaz ».
Si le Gouvernement a récemment élargi l'accès des garanties d'origine aux groupements de communes, dans le cadre de l'ordonnance n° 2021-236 du 3 mars 2021 63 ( * ) , les autres restrictions n'ont pas été levées.
Dans ce contexte, le rapporteur appelle à évaluer les conséquences du nouveau dispositif des garanties d'origine sur la filière du biogaz.
De plus, il invite le Gouvernement à élargir l'accès des collectivités territoriales au bénéfice des garanties d'origine du biogaz, à commencer par les métropoles.
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25. Évaluer les conséquences du nouveau dispositif des « garanties d'origine » sur la filière du biogaz. 26. Assouplir l'accès des collectivités territoriales aux « garanties d'origine » du biogaz, à commencer par les métropoles. |
10. Garanties d'origine pour la production d'hydrogène d'origine renouvelable (article 52)
L' article 52 a institué un même dispositif de garantie d'origine pour l'hydrogène d'origine renouvelable, dont les modalités d'application doivent être précisées par décret en Conseil d ' État.
Cet article a été abrogé par l' ordonnance n° 2021-167 du 17 février 2021 64 ( * ) .
Le nouveau dispositif de garantie d'origine de l'hydrogène d'origine renouvelable, prévu par l'article L. 822-3 du code de l'énergie, pâtit de restrictions d'accès similaires à celles exposées précédemment pour les collectivités territoriales, à commencer par les groupements de communes et les métropoles : le rapporteur estime crucial de les lever.
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27. Assouplir l'accès des collectivités territoriales aux « garanties d'origine » de l'hydrogène, à commencer par les groupements de communes et les métropoles. |
11. Schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) (article 54)
L' article 54 a modifié les articles L. 342-1 et L. 342-12 du code de l'énergie, afin de clarifier les conditions d'une installation de production d'énergie renouvelable qui ne s'inscrit pas dans le schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) ou peut être exonérée du paiement de la quote-part en raison de sa faible puissance.
Dans ce contexte, un décret n° 2020-382 du 31 mars 2020 est paru.
Dans deux délibérations du 21 janvier 2021 65 ( * ) , la CRE a approuvé les méthodes de calcul du coût prévisionnel des ouvrages à réaliser par Enedis et RTE dans le cadre des S3REnR.
Elle a notamment salué « le recours aux flexibilités », rappelant au rapporteur que « recourir aux flexibilités permet de raccorder un plus grand nombre d'installations de production d'énergie renouvelable pour un même niveau d'investissement. »
Cette décision constitue un « préalable à l'adoption en région des S3REnR, qui permettront de développer et d'adapter le réseau électrique français pour atteindre les objectifs de la transition énergétique. »
12. Classement des réseaux de chaleur et de froid (article 55)
L' article 55 a prévu le classement automatique des réseaux de chaleur et de froid par les collectivités territoriales ou leurs groupements.
La FNCRR a indiqué au rapporteur que « l'automatisation du classement va dans le bon sens, mais il convient de rester attentif à la mise en oeuvre de ce dispositif dans la durée. »
* 49 Projet de loi de finances pour 2021 : Écologie, développement et mobilité durables (Énergie) , Avis n° 139 (2020-2021) de M. Daniel Gremillet, fait au nom de la commission des affaires économiques, déposé le 19 novembre 2020, p. 18.
* 50 CRE, Délibération n° 2021-28 du 28 janvier 2021 portant avis sur un projet de décret portant modification de la partie réglementaire du code de l'énergie relative aux dispositions particulières relatives à la vente de biogaz.
* 51 Loi n° 2019-1428 du 24 décembre 2019 d'orientation des mobilités (article 71).
* 52 Voir sur ce point le rapport L'impact économique de la règlementation environnementale 2020 (RE2020) : aider les ménages et les entreprises à renforcer l'efficacité énergétique des logements neufs, Rapport d'information de M. Daniel GREMILLET, fait au nom de la commission des affaires économiques n° 434 (2020-2021) - 10 mars 2021, p. 25.
* 53 CRE, Délibération n° 2019-215 du 26 septembre 2019 portant avis sur le projet d'arrêté pris en application de l'article L. 315-2 du code de l'énergie fixant le critère de proximité géographique de l'autoconsommation collective.
* 54 CRE, Délibération n° 2020-130 du 11 juin 2020 portant avis sur le projet d'arrêté modifiant l'arrêté du 21 novembre 2019 fixant le critère de proximité géographique de l'autoconsommation collective étendue.
* 55 Commission de régulation de l'énergie (CRE).
* 56 « Business to business », soit les opérations d'autoconsommation entre professionnels.
* 57 « Business to consumer », soit les opérations d'autoconsommation des professionnels aux consommateurs.
* 58 Tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE).
* 59 Loi n° 2020-1525 du 7 décembre 2020 d'accélération et de simplification de l'action publique (Article 52).
* 60 CRE, Délibération n° 2020-271 du 25 novembre 2020 portant avis sur deux projets de décrets d'application de la réforme du dispositif des garanties d'origine de biogaz injecté dans les réseaux de gaz.
* 61 Qui prévoit notamment au moins 40 % d'électricité renouvelable et au moins 10 % de gaz renouvelable d'ici 2030.
* 62 Emissions Trading Schema (ETS), soit le système européen d'échange de quotas carbone.
* 63 Ordonnance n° 2021-236 du 3 mars 2021 portant transposition de diverses dispositions de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables et de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité (Article 4).
* 64 Ordonnance n° 2021-167 du 17 février 2021 relative à l'hydrogène (Article 3).
* 65 CRE, Délibération n° 2021-22 du 21 janvier 2021 portant approbation des méthodes de calcul du coût prévisionnel des ouvrages à réaliser par RTE dans le cadre des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables et délibération n° 2021-23 du 21 janvier 2021 portant approbation des méthodes de calcul du coût prévisionnel des ouvrages à réaliser par Enedis dans le cadre des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables.