Projet de loi relatif à l'accélération de la production d'énergies renouvelables

EXAMEN DES ARTICLES

TITRE IER

MESURES D'URGENCE TEMPORAIRES POUR ACCÉLÉRER LES PROJETS D'ÉNERGIE RENOUVELABLE ET LES PROJETS INDUSTRIELS NÉCESSAIRES À LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

Article 1er (avis)

Adaptation de la procédure de l'autorisation environnementale (AE)
pour certains projets énergétiques ou industriels sur une durée de 48 mois

Cet article vise à adapter la procédure de l'autorisation environnementale (AE) pour certains projets énergétiques ou industriels sur une durée de 48 mois.

Le rapporteur a proposé cinq amendements ( COM-430 , COM-431 , COM-432 , COM-433 , COM-434 ) visant à consolider le dispositif pour un meilleur respect du principe de neutralité technologique entre les différentes sources d'énergies.

Le premier amendement a pour objet de revenir sur la possibilité pour l'autorité administrative compétente de rejeter une autorisation au cours de la phase d'examen, qui ne constitue pas une simplification utile aux porteurs de projets.

Le deuxième amendement propose d'intégrer les énergies de récupération au champ des souplesses administratives ouvertes pour l'AE.

Le troisième amendement propose de mieux garantir la neutralité technologique :

- en visant l'ensemble des énergies renouvelables, quel que soit leur type, définies par l'article L. 211-2 du code de l'énergie ;

- en intégrant le gaz bas-carbone, mentionné à l'article L. 447-1 du même code, dans un souci de coordination avec les modifications effectuées à l'article 19 du projet de loi.

Le quatrième amendement tend à consolider ces souplesses :

- en permettant l'éligibilité des réseaux de chaleur et de froid ;

- en corrigeant une référence erronée aux réseaux publics de gaz ou d'hydrogène, qui sont de nature privée pour la plupart d'entre eux.

Le dernier amendement propose de faire bénéficier de ces souplesses la valorisation énergétique des combustibles solides de récupération (CSR).

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

L' article premier du projet de loi a pour objet d'adapter l'application de la procédure d'autorisation environnementale (AE) à certains projets, sur une période de 48 mois.

Les adaptations prévues sont :

- la mise en ligne des avis des collectivités européennes et de l'AE et de la réponse du maître d'ouvrage sur le seul site de l'autorité compétente ou de la préfecture de département ;

- la faculté d'un rejet de la demande d'AE au cours de la phase d'examen lorsque celui-ci fait apparaître qu'elle ne peut être accordée ;

- la suppression de la possibilité pour le porteur de projet de faire établir un certificat de projet.

Défini par décret, le champ d'application de ces adaptions concerne :

- la production ou le stockage d'électricité, de chaleur, de froid ou de gaz renouvelable, d'hydrogène renouvelable ou bas-carbone, ainsi que les installations industrielles de fabrication ou d'assemblage de produits ou d'équipements ou les travaux sur les ouvrages des réseaux publics de transport et de distribution ;

- les projets de modifications d'installations industrielles ayant pour objectif le remplacement de combustibles fossiles pour la production d'électricité, l'amélioration de l'efficacité énergétique ou la diminution des émissions de gaz à effet de serre (GES) ;

- les activités ou opérations de préparation de déchets en vue de leur réutilisation, du recyclage ou de la valorisation autre qu'énergétique.

Si le rapporteur approuve le dispositif, il relève plusieurs lacunes.

Tout d'abord, il ne respecte pas pleinement le principe de neutralité technologique , dans la mesure où certaines sources d'énergies sont omises, telles que l'électricité ou le gaz bas-carbone, les réseaux de chaleur ou de froid ou les combustibles solides de récupération (CSR).

Plus encore, l'effort de simplification appelle à être approfondi : d'une part, le délai de 48 mois est court au regard de la durée des projets industriels ; d'autre part, la possibilité pour l'autorité administrative de rejeter une demande au cours de la phase d'examen, proposée au 3° du I de l'article 1 ^er , ne fait pas consensus parmi les professionnels.

Enfin, la rédaction du dispositif est perfectible : à titre d'illustration, la référence erronée aux réseaux publics de gaz ou d'hydrogène empêche en réalité son application dans ces cas de figure car ils sont de nature privée pour la plupart d'entre eux.

Interrogé par le rapporteur, le Gouvernement a indiqué que le gaz bas-carbone n'est pas intégré car il n'est pas identifié d'urgence. Concernant la durée, il a précisé qu'elle est appropriée compte tenu des répercussions de la guerre russe en Ukraine et de la faible disponibilité du parc nucléaire.

Dans ce contexte, le rapporteur a proposé cinq amendements ( COM-430 , COM-431, COM-432 , COM-433 , COM-434 ) visant à consolider le dispositif pour un meilleur respect du principe de neutralité technologique entre les différentes sources d'énergies.

Le premier amendement a pour objet de revenir sur la possibilité pour l'autorité administrative compétente de rejeter une autorisation au cours de la phase d'examen, qui ne constitue pas une simplification utile aux porteurs de projets.

Le deuxième amendement propose d'intégrer les énergies de récupération au champ des souplesses administratives ouvertes pour l'AE.

Le troisième amendement propose de mieux garantir la neutralité technologique :

- en visant l'ensemble des énergies renouvelables, quel que soit leur type, définies par l'article L. 211-2 du code de l'énergie ;

- en intégrant le gaz bas-carbone, mentionné à l'article L. 447-1 du même code, dans un souci de coordination avec les modifications effectuées à l'article 19 du projet de loi.

Le quatrième amendement tend à consolider ces souplesses :

- en permettant l'éligibilité des réseaux de chaleur et de froid ;

- en corrigeant une référence erronée aux réseaux publics de gaz ou d'hydrogène, qui sont de nature privée pour la plupart d'entre eux.

Le dernier amendement propose de faire bénéficier de ces souplesses la valorisation énergétique des combustibles solides de récupération (CSR).

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Article 3 (délégué)

Simplification de l'évolution des documents d'urbanisme locaux
en faveur de projets de production d'énergie renouvelable

Cet article propose d'opérer plusieurs simplifications procédurales en vue de faciliter l'évolution de documents d'urbanisme locaux au profit de projets de production d'énergie renouvelable, en autorisant le recours à la modification simplifiée des plans locaux d'urbanisme plutôt qu'à la révision ; en étendant la possibilité d'utiliser la mise en compatibilité des documents au profit de déclarations de projets ; et en permettant de réaliser une concertation préalable unique dans le cadre d'une déclaration de projet, portant à la fois sur le projet et sur le plan.

À l'initiative du rapporteur et sur avis son favorable, la commission a adopté plusieurs amendements visant à :

- réaffirmer et renforcer le rôle incontournable de la planification décentralisée de l'urbanisme dans le déploiement territorial maîtrisé des énergies renouvelables, en permettant notamment aux schémas de cohérence territoriale de fixer des objectifs et de délimiter des zones d'implantation prioritaires en matière d'énergies renouvelables ;

- supprimer la possibilité d'intervention directe étendue de l'État dans les documents d'urbanisme locaux par la mise en compatibilité ;

- apporter de nouvelles simplifications au profit de l'évolution des documents d'urbanisme locaux et en faveur du stockage de l'énergie ;

- combler un angle mort du texte : la conciliation de la simplification du déploiement des énergies renouvelables et de la lutte contre l'artificialisation des sols, en permettant notamment la mutualisation des projets de production d'énergie renouvelable au regard du « ZAN » ;

- opérant diverses coordinations juridiques.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

I. La situation actuelle - Les procédures d'évolution des documents d'urbanisme sont très encadrées

A. Les procédures d'évolution des documents d'urbanisme varient selon l'impact des changements envisagés

Les procédures régissant l'élaboration et l'évolution ultérieure des documents d'urbanisme ont été strictement encadrées par le droit, dans le double objectif d'assurer l'information du public et la non-régression des protections édictées.

Les différentes étapes de la procédure varient, selon l'impact des évolutions envisagées sur le document d'urbanisme existant. Les évolutions les plus structurantes ne peuvent ainsi se dispenser de recourir à la procédure de révision , tandis que les évolutions plus limitées peuvent bénéficier d'une modification , voire d'une modification simplifiée . Ces deux dernières procédures permettent, dans les cas précisés par la loi, de se dispenser de la phase de concertation préalable, voire de remplacer l'enquête publique par une simple mise à disposition du public.

Ce principe de procédure différenciée s'applique d'ailleurs tant aux plans locaux d'urbanisme (PLU), au niveau communal et intercommunal, qu'aux schémas de cohérence territoriale (SCoT) et aux schémas régionaux d'aménagement, de développement durable, et d'égalité des territoires (SRADDET).

TABLEAU SIMPLIFIÉ DES DIFFÉRENTES PROCÉDURES D'ÉVOLUTION DES PLU

	Révision	Modification	Modification simplifiée
Plan local d'urbanisme (PLU)	(articles L. 153-31 à L. 153-35 du code de l'urbanisme) 1) Prescription de la révision du PLU et de la consultation 2) Notification aux personnes publiques associées 3) Débat sur les orientations du PADD 4) Bilan de la concertation et arrêt du projet de révision 5) Consultations et saisines diverses 6) Enquête publique sur le projet de révision 7) Approbation du projet de révision 8) Transmission au préfet pour contrôle de légalité NB : Il existe également une procédure de « révision allégée » dans les cas visés à l'article L. 153-34 du code de l'urbanisme.	(articles L. 153-36 à L. 153-44 du code de l'urbanisme) 1) Prescription de la modification et établissement du projet de modification 2) Notification aux personnes publiques associées 3) Enquête publique sur le projet de modification 4) Approbation du projet de modification 5) Transmission au préfet pour contrôle de légalité	(articles L. 153-45 à L. 153-48 du code de l'urbanisme) 1) Prescription de la modification et établissement du projet de modification 2) Notification aux personnes publiques associées 3) Mise à disposition du public du projet de modification durant un mois 4) Délibération et adoption du projet de modification 5) Transmission au préfet pour contrôle de légalité

1) La révision

Dans le cas du PLU, le code de l'urbanisme précise la procédure devant présider à chaque type d'évolution du document, objet par objet. Ainsi, l 'article L. 153-31 liste les différentes actions imposant de recourir à la révision du PLU . Il s'agit de :

1° toute modification touchant les orientations définies par le projet d'aménagement et de développement durables (le PADD) ;

2° toute réduction d'un espace boisé classé (EBC), d'une zone agricole ou d'une zone naturelle et forestière ;

3° toute réduction d'une protection édictée en raison des risques de nuisance, de la qualité des sites, des paysages ou des milieux naturels , ou d'une évolution de nature à induire de graves risques de nuisance ;

4° l'ouverture à l'urbanisation d'une zone à urbaniser (AU) qui, dans les six ans suivant sa création, n'a pas été ouverte à l'urbanisation ou n'a pas fait l'objet d'acquisitions foncières significatives ;

5° la création d'orientations d'aménagement et de programmation (OAP) de secteur d'aménagement valant création d'une zone d'aménagement concerté .

SCHÉMA SIMPLIFIÉ DES PROCÉDURES APPLICABLES AU PLU
EN FONCTION DES ÉVOLUTIONS ENVISAGÉES

2) La modification

En vertu de l'article L. 153-36, toute évolution du PLU (plus précisément de son règlement, des OAP ou du programme d'orientations et d'actions) qui n'implique pas de modifier les éléments cités précédemment - et donc de passer par une révision - est autorisée à recourir à la modification, procédure permettant d'alléger la consultation et de limiter le nombre d'étapes obligatoires.

Différenciant les évolutions les plus conséquentes, et celles ayant un impact plus limité sur le document d'urbanisme, le législateur a prévu une procédure de modification de droit commun, et une procédure de modification dite « simplifiée » .

Au titre de l'article L. 153-41 du code de l'urbanisme, la modification de droit commun s'applique ainsi aux évolutions ne relevant pas de la révision et visant à :

1° majorer de plus de 20 % les possibilités de construction résultant, dans une zone, de l'application de l'ensemble des règles du plan ;

2° diminuer les possibilités de construction ;

3° réduire une zone urbaine (U) ou à urbaniser (AU) ;

4° intégrer à un PLU valant programme local de l'habitat (PLH) les obligations relatives au logement social découlant de la loi dite « SRU ».

Comme le prévoit l'article L. 153-45 du code de l'urbanisme, la modification simplifiée concerne les cas ne relevant ni de la révision, ni de la modification de droit commun ; les modifications visant uniquement à instaurer ou supprimer des majorations de droits à construire en faveur de la densification du bâti (en vertu de l'article L. 151-28) ; et toute rectification d'une erreur matérielle.

De manière plus anecdotique, les annexes du PLU , en particulier les servitudes d'utilité publique (SUP), ne nécessitent pas de recourir à la révision ou la modification, mais peuvent faire l'objet d'une simple « mise à jour » dès notification du préfet (en vertu de l'article L. 153-60 du code de l'urbanisme).

Il convient de préciser qu'à titre dérogatoire et spécifique, la loi autorise fréquemment les collectivités à recourir à la modification ou modification simplifiée afin d'intégrer aux documents les nouvelles exigences fixées par la loi , les modifications régulières du droit de l'urbanisme imposant de revoir à échéances rapprochées le contenu des PLU et des SCoT. À titre d'exemple, le IV de l'article 194 de la loi dite « Climat-résilience », qui impose aux PLU et aux SCoT d'être complétés par des objectifs de réduction de l'artificialisation, leur permet à cette fin de recourir à la procédure de modification simplifiée, bien que cette évolution implique de repenser les orientations du PADD et aurait dû, en application du droit commun, être mise en oeuvre par le biais d'une révision.

B. Les projets relevant de l'intérêt général peuvent bénéficier de procédures combinées spécifiques, dans des conditions strictement encadrées

Certains projets d'aménagement ou de construction relevant de l'intérêt général bénéficient en outre d'une procédure spécifique permettant de modifier le document d'urbanisme pour le rendre compatible avec ce dit projet : la procédure de mise en compatibilité .

Les projets concernés sont ceux faisant l'objet d'une déclaration d'utilité publique (DUP), d'une procédure intégrée, ou d'une déclaration de projet (DP) au titre du code de l'environnement.

En particulier, la déclaration de projet (DP) , régie par l'article L. 300-6 du code de l'urbanisme ^{1 ( * )} , permet de déclarer d'intérêt général une action ou opération d'aménagement ou de construction, et d' adapter plus facilement les documents d'urbanisme concernés pour les rendre compatible à ce projet.

Initialement prévue au bénéfice des collectivités territoriales et de leurs groupements, ainsi que certains établissements publics d'État, la déclaration de projet a été ouverte en 2006 au bénéfice de l'État . Il est également possible pour l'État et une collectivité territoriale ou un groupement de collectivités de prendre une décision conjointe de DP. Le droit offre des possibilités différenciées, selon que l'État ou que les collectivités sont à l'origine de la déclaration de projet. Par exemple, seules les DP prises à l'initiative des collectivités peuvent mettre en compatibilité les documents d'urbanisme tout en portant atteinte à l'équilibre général du PADD du PLU ou au PAS du SCoT : l'État seul ne peut ainsi décider de modifications structurantes des documents d'urbanisme locaux. À l'inverse, seules les DP émanant de l'État ouvrent droit aux adaptations simplifiées nécessaires des documents d'urbanisme régionaux ou nationaux (SRADDET, SAR, PADDUC, SDRIF, PNR, SDAGE et SAGE, SRCE, PCAET, etc...).

Une fois engagée la déclaration de projet, il devient possible de recourir à la mise en compatibilité des PLU et SCoT concernés. Dans le cadre de cette procédure simplifiée :

• il n'est pas obligatoire de procéder (comme dans la révision ou la modification) à une consultation du public, ni à la consultation des personnes publiques associées,  un simple examen conjoint de l'État, de l'établissement porteur de SCoT, des personnes publiques associées étant prescrit par les articles L. 143-44 et L. 153-54 du code de l'urbanisme ;

• il peut être nécessaire de conduire une évaluation environnementale du document concerné, selon ses caractéristiques et l'impact de l'évolution envisagée, dans les conditions prévues par le droit ;

• dans tous les cas, une enquête publique devra obligatoirement être menée, portant à la fois sur l'intérêt général de l'opération faisant l'objet de la DP, et sur la mise en compatibilité envisagée du PLU ou du SCoT (articles L. 143-44 et L. 153-54 du code de l'urbanisme).

Après ces différentes étapes, la collectivité ou l'État à l'initiative de la DP adopte ou arrête cette dernière, ce qui vaut alors approbation du ou des documents d'urbanisme mis en compatibilité.

SCHÉMA SIMPLIFIÉ D'UNE MISE EN COMPATIBILITÉ DE PLU OU SCOT
DANS LE CADRE D'UNE DÉCLARATION DE PROJET

C. Une concertation publique peut devoir être organisée autour de certains projets d'aménagement et de documents d'urbanisme

1) Une concertation publique qui peut être obligatoire ou facultative

Le code de l'urbanisme impose depuis 1985 à certaines opérations d'ampleur d'être précédées d'une concertation publique préalable obligatoire, afin de recueillir les observations du public sur le projet. Cette obligation concerne, en vertu de l'article L. 103-2, la plupart des évolutions des documents d'urbanisme locaux, la création de zones d'aménagement concerté et les projets de renouvellement urbain, ainsi que ceux modifiant de façon substantielle le cadre de vie, dès lors qu'ils n'ont pas déjà fait l'objet d'une concertation préalable relevant du code de l'environnement.

Depuis 2014, le code de l'urbanisme permet également d'organiser une concertation publique préalable facultative dans les mêmes conditions, pour les projets qui ne sont pas soumis à concertation obligatoire. L'initiative de cette concertation peut être prise par le maître d'ouvrage du projet, ou par la collectivité compétente pour en connaître.

Au titre de l'article L. 300-2 du code de l'urbanisme, cette faculté concerne uniquement les projets de travaux ou d'aménagement soumis à permis de construire ou à permis d'aménager (c'est-à-dire d'une ampleur suffisante pour intéresser le public), situés sur des territoires couverts par un document d'urbanisme (SCoT, PLU ou par une carte communale).

La concertation facultative s'effectue selon la procédure résumée par le schéma ci-dessous. Après que le maître d'ouvrage ait transmis le dossier de présentation du projet à la commune ou EPCI compétent, celui-ci le met à disposition du public et recueille ses observations. Le bilan de cette concertation est ensuite joint à la demande de permis formulée auprès de la commune ou de l'EPCI et à nouveau mis à disposition du public par voie électronique, ainsi que la demande de permis déposée. Cette deuxième phase de concertation porte ainsi sur un projet plus détaillé que lors de la première mise à disposition.

La concertation facultative prévue par l'article L. 300-2 peut toutefois être rendue obligatoire par délibération de la commune ou de l'EPCI compétent, pour un projet dont l'importance, l'impact sur l'aménagement du territoire ou la sensibilité du lieu d'implantation le justifient .

SCHÉMA SIMPLIFIÉ D'UNE CONCERTATION PUBLIQUE PRÉALABLE FACULTATIVE
AU TITRE DE L'ARTICLE L. 300-2 DU CODE DE L'URBANISME

2) Des articulations avec d'autres procédures et modalités de concertation ont été apportées par le législateur

Les codes de l'urbanisme et de l'environnement prévoyant diverses modalités de participation du public, par exemple dans le cadre de l'autorisation environnementale, de la concertation préalable du code de l'environnement, des procédures d'évolution des documents d'urbanisme et de la concertation facultative du code de l'urbanisme, le législateur a progressivement été amené à préciser l'articulation de ces diverses exigences ou à simplifier leur mise en oeuvre . Ainsi :

• les projets et documents d'urbanisme soumis à la fois à consultation obligatoire au titre de l'article L. 103-2 du code de l'urbanisme et à concertation préalable au titre de l'article L. 121-15-1 du code de l'environnement, sont dispensés de concertation préalable au titre du code de l'environnement (article L. 121-15-1 du code de l'environnement) ;

• en dépit de cette dispense, le maître d'ouvrage d'un tel projet soumis à la fois à concertation préalable et à consultation obligatoire peut malgré tout opter pour conduire une concertation préalable en application de l`article L. 121-15-1, et sera dans ce cas « en miroir » dispensé de concertation obligatoire relevant du code de l'urbanisme (article L. 121-15-1 du code de l'environnement) ;

• les projets qui devraient être soumis à concertation préalable au titre de l'article L. 121-15-1 du code de l'environnement, mais auront fait l'objet d'une concertation facultative (ou rendue obligatoire) en application de l'article L. 300-2 du code de l'urbanisme, seront dispensés de concertation préalable au titre du code de l'environnement , dès lors que la consultation aura été « organisée dans le respect des droits mentionnés aux 1°, 3° et 4° du II de l'article L. 120-1 du présent code » (c'est-à-dire qu'elle aura garanti la mise à disposition d'informations pertinentes, dans des délais raisonnables pour formuler des remarques) (article L. 121-15-1 du code de l'environnement) ;

• pour les projets soumis à évaluation environnementale au titre du code de l'environnement, et qui auraient dû être soumis à enquête publique dans ce cadre, la concertation préalable au titre du code de l'urbanisme emporte dispense d'enquête publique, en faveur d'une simple mise à disposition du public par voie électronique (article L. 300-2 du code de l'urbanisme) ;

• lorsque leurs caractéristiques sont déjà suffisamment connues pour permettre une participation effective du public, les projets pouvant faire l'objet d'une concertation facultative et situés dans le périmètre d'une zone d'aménagement concerté (ZAC), devant elle-même faire l'objet d'une concertation obligatoire, peuvent faire l'objet d'une concertation unique, qui portera alors à la fois sur la création de la ZAC et sur le projet lui-même (article L. 300-2 du code de l'urbanisme) .

II. Le dispositif envisagé - Des simplifications du droit de l'urbanisme visant à accélérer et alléger les procédures d'installation de certains projets

L'article 3 du projet de loi propose d'apporter plusieurs simplifications et assouplissements aux procédures qui régissent l'évolution des documents d'urbanisme en lien avec la réalisation de projets spécifiques, notamment liés à la production d'énergie renouvelable.

A. Permettre de recourir à la modification simplifiée pour autoriser les projets de production d'énergie renouvelable

Le I du présent article propose d'exclure des motifs imposant la révision du plan local d'urbanisme (PLU) - listés à l'article L. 153-31 du code de l'urbanisme - les évolutions du document visant à permettre l'implantation d'installations de production d'énergie renouvelable. Plus précisément, seraient dispensées de révision :

• les modifications des orientations du projet d'aménagement et de développement durable (PADD) ;

• les réductions d'un espace boisé classé, via le zonage du règlement ;

• les modifications des règles applicables aux zones agricoles, naturelles ou forestières, au sein du règlement.

Il est précisé que sont également concernés par cette dispense les ouvrages de raccordement , du réseau public de transport ou de distribution d'électricité visant à connecter ces sites de production d'énergie renouvelable.

Ces évolutions relèveront donc ainsi explicitement du champ de la modification simplifiée du document , comme le précise la rédaction proposée.

Par coordination, le II du présent article étend, à ces mêmes motifs, le champ d'application de la procédure de modification simplifiée du plan local d'urbanisme prévue par l'article L. 153-45 du code de l'urbanisme. Il pourra ainsi être recouru à la modification simplifiée pour modifier les orientations du PADD, réduire un espace boisé classé ou faire évoluer une prescription relative à une zone A, N ou F, en vue d'autoriser un projet de production d'énergie renouvelable.

Prises ensemble, les modifications du droit existant proposées par les I et II du présent article visent à simplifier la modification du PLU en faveur des projets d'énergie renouvelable, en permettant de recourir systématiquement à la modification simplifiée plutôt qu'à la révision , plus contraignante en termes de procédure et de délais. Elles s'appliqueront, au titre du V du présent article , aux évolutions de PLU décidées durant une période de 48 mois à compter de la promulgation de la loi.

B. Autoriser la conduite d'une concertation publique unique dans le cadre des déclarations de projet

Lorsqu'une procédure de mise en compatibilité qui s'inscrit dans le cadre d'une déclaration de projet porte sur un projet de construction ou d'installation de production d'énergie renouvelable entrant dans le champ de la concertation publique prévue à l'article L. 300-2 du code de l'urbanisme, et que cette procédure de mise en compatibilité est elle-même soumise à concertation obligatoire au titre de l'article L. 103-2 du même code, le III du présent article propose d'autoriser la réalisation d'une concertation du public unique, portant à la fois sur le projet et sur la mise en compatibilité du document d'urbanisme . Cette possibilité peut également porter sur les ouvrages de raccordement de ces installations.

L'initiative de cette concertation unique appartiendra alors à l'autorité dont émane la déclaration de projet (l'État, l'un de ses établissements publics, une collectivité territoriale ou un groupement de collectivités) ou, alternativement, au maître d'ouvrage du projet avec l'accord de l'autorité précitée.

Cette concertation unique devra intervenir avant le stade de l'enquête publique prévue par la procédure de mise en compatibilité pour déclaration de projet, dans les conditions déterminées par la collectivité ou l'établissement compétent. Il est précisé que les projets soumis à évaluation environnementale devront, eux, bien être soumis à enquête publique - par contraste avec la dispense prévue par l'article L. 300-2 en faveur des projets soumis à concertation facultative, et ce, dans le cadre de l'enquête publique portant sur la déclaration de projet.

La possibilité de réaliser une concertation du public unique ne vaudra, au titre du V du présent article , que pour les projets dont l'enquête publique portant sur la déclaration de projet aura débuté au plus tard 48 mois après la promulgation de la loi .

Il faut souligner que la mesure d'articulation proposée par le III du présent article ne vise pas uniquement les projets de production d'énergie renouvelable. À la distinction des I, II et IV, il concerne l'ensemble des « actions, opérations d'aménagement, programmes de construction ou installations de production d'énergie renouvelable ou d'un ouvrage du réseau public de transport ou de distribution d'électricité » visés par une déclaration de projet. Le champ de cette dérogation permettant de réaliser une concertation unique est donc bien plus large .

C. Permettre à l'État de modifier les documents d'urbanisme locaux par le biais de la mise en compatibilité pour une déclaration de projet visant la production d'énergie renouvelable

Le IV du présent article intègre tout d'abord dans le champ de la mise en compatibilité pour déclaration de projet les projets « d'implantation d'une installation de production d'énergie renouvelable , y compris ses ouvrages de raccordement, ou d'un ouvrage du réseau public de transport ou de distribution d'électricité ». Seules sont aujourd'hui concernées les « actions ou opérations d'aménagement » ou la « réalisation d'un programme de construction ».

En outre, le IV permet à l'État de recourir à la procédure de mise en compatibilité des SCoT ou des PLU, y compris lorsque les évolutions concernées modifient l'économie générale des documents établis par les collectivités territoriales . En d'autres termes, les projets d'énergie renouvelable portés par l'État pourront être intégrés directement par ce dernier dans les documents d'urbanisme locaux, y compris s'ils ont pour conséquence une modification d'ampleur des orientations de ceux-ci.

La levée de la restriction relative à l'atteinte à l'économie générale du PADD, qui existe aujourd'hui, s'appliquera uniquement à la réalisation d'installations de production d'énergie renouvelable ayant fait l'objet d'une déclaration de projet , et aux ouvrages de raccordement de ces projets.

Il convient de souligner que cette mesure ne s'appliquera qu'aux déclarations de projet émanant de l'État . Elle ne concernera en revanche pas les régions et départements , pour lesquels il restera impossible de proposer des adaptations des documents d'urbanisme locaux.

La simplification prévue par l'article s'appliquera, au titre du V du présent article, aux mises en compatibilité de SCoT ou de PLU liées à des projets dont l'enquête publique portant sur la déclaration de projet aura débuté au plus tard 48 mois après la promulgation de la loi.

III. La position de la commission - Des simplifications à approfondir et à articuler, avec une ligne rouge : le respect de la planification décentralisée

A. Réaffirmer et renforcer le rôle incontournable de la planification décentralisée de l'urbanisme dans le déploiement territorial maîtrisé des énergies renouvelables

1) La nécessité de renforcer la planification de l'implantation des énergies renouvelables dans les schémas de cohérence territoriale (SCoT) et les plans locaux d'urbanisme (PLU)

L'augmentation de la capacité de production de la France en énergie renouvelable - qu'elle soit photovoltaïque, thermique, éolienne ou issue du biogaz - impliquera de déployer de nouvelles infrastructures de production, de transport et de distribution. L'implantation territoriale équilibrée de ces infrastructures jouera un rôle clef car les différentes énergies renouvelables sont à la fois intermittentes et issues de sources inégalement réparties sur le territoire. À ce titre, la planification de l'implantation des sites sera essentielle, du point de vue tant de la résilience et de l'efficacité du réseau que de l'acceptabilité des infrastructures auprès des Français. Elle se fera, surtout, avec l'association étroite et incontournable des collectivités territoriales .

Il est vrai cependant que la planification locale de l'urbanisme prend encore insuffisamment en compte les enjeux de déploiement des énergies renouvelables . Ainsi, si les orientations des schémas de cohérence territoriale (SCoT) peuvent « contribuer à favoriser la transition énergétique et climatique » (article L. 141-10 du code de l'urbanisme), ils ne rentrent pas aujourd'hui dans une logique de planification poussée du déploiement territorial des infrastructures, ni dans une logique d'identification des sites propices. En dépit d'avancées récentes, comme la possibilité pour les SCoT de valoir plan climat-air-énergie territorial (PCAET), introduite en application de la loi ELAN, leur rôle pourrait être encore renforcé .

De même, le plan local d'urbanisme (PLU) peut, dans son projet d'aménagement et de développement durable, définir les « orientations générales des réseaux d'énergie » (article L. 151-5 du code de l'urbanisme), mais cet outil de planification reste sous-exploité.

C'est d'autant plus regrettable que ces documents sont, d'une part, l'expression directe des compétences décentralisées des collectivités territoriales en matière d'usage des sols et d'aménagement du territoire ; d'autre part, le levier unique de réglementation de l'urbanisme, et donc d'opposabilité directe aux autorisations d'urbanisme. Les autres documents de planification, comme le PCAET, ne peuvent pas jouer ce rôle.

Face à ces constats, le Sénat a déjà introduit, dans la loi du 21 février 2022 relative à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de simplification de l'action publique locale, dite « loi 3DS », et à l'initiative des rapporteurs de la commission des lois Françoise Gatel et Mathieu Darnaud, une avancée majeure, en permettant explicitement aux PLU de réglementer l'implantation d'éoliennes, en soumettant leur implantation à certaines conditions dans certains secteurs à enjeux particuliers. C'est un premier pas dans la bonne direction.

Le rapporteur estime toutefois qu'il faut encore renforcer le rôle des documents de planification des collectivités territoriales et ce, dans trois objectifs principaux :

• réaffirmer la compétence décentralisée des collectivités territoriales en matière d'aménagement du territoire et d'urbanisme, en permettant aux élus locaux de se saisir pleinement de leurs documents et d'opérer une véritable planification, de nature à éviter les abus d'un déploiement des ENR dirigé depuis les administrations centrales ou les services déconcentrés, et à résister à la tentation centralisatrice de l'État ;

• permettre, certes, de réglementer les installations d'ENR afin de prémunir le voisinage ou l'environnement de certains risques identifiés, mais encourager surtout, de manière plus volontariste et constructive, la désignation par les élus eux-mêmes de zones identifiées comme propice à l'implantation d'installations, afin de fournir des sites d'accueil « clefs en main » concertés aux acteurs des énergies renouvelables ;

• enfin, offrir à tous, citoyens, usagers comme énergéticiens, une visibilité réelle sur le déploiement des infrastructures d'énergie renouvelable dans le pays , sans va-et-vient, mais avec un développement maîtrisé et consensuel . Les documents d'urbanisme, par leur procédure d'élaboration et d'évolution, et leur rôle d'intégrateurs des politiques publiques, sont le bon outil pour cela.

En conséquence, à l'initiative du rapporteur, la commission a adopté un amendement COM-369 visant à renforcer la planification locale en matière d'implantation des infrastructures d'énergie renouvelable . Cet amendement prévoit que le SCoT puisse fixer des orientations et objectifs en matière de développement des énergies renouvelables et d'hydrogène renouvelable ou bas-carbone, introduisant ainsi la thématique des énergies renouvelables au sein des SCoT, tant au sein du projet d'aménagement stratégique (PAS) qu'au sein du document d'orientations et d'objectifs (DOO) . D'autre part, il prévoit une meilleure articulation avec les objectifs fixés au niveau régional en matière d'énergies renouvelables (au sein du SRADDET et du SRCAE), via un rapport de prise en compte au sein des SCoT. Afin de ne pas entraîner une révision obligatoire des SCoT à ce seul motif, l'amendement prévoit que ces évolutions s'appliquent à compter de la prochaine modification ou révision des documents.

Avec avis favorable du rapporteur, la commission a également adopté un sous-amendement COM-428 complétant l'amendement COM-369 du rapporteur. Celui-ci permet aux SCoT qui souhaiteront se saisir de cette compétence, de définir des « zones prioritaires d'implantation » des projets d'installations de production d'énergies renouvelables . Ce sous-amendement s'inscrit parfaitement dans la logique du rapporteur de faciliter l'identification en amont de sites propices, de façon concertée et décentralisée, afin de faciliter l'autorisation et l'acceptabilité des projets en aval . Cette planification renforcée, intégrée dans le cadre des documents d'urbanisme et du dialogue territorial existant, servira directement l'objectif d'accélération énoncé par le projet de loi et partagé par la commission.

La définition de « zones prioritaires d'implantation » dans les SCoT s'accompagne en outre, dans les dispositions adoptées par la commission des affaires économiques, de la possibilité donnée au plan local d'urbanisme de soumettre à certaines conditions les implantations de sites de production d'énergies renouvelables . Déjà introduite, à l'initiative du Sénat, dans la loi n° 2022-217 du 21 février 2022 relative à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de simplification de l'action publique locale, dite « loi 3DS », la mesure ne concerne aujourd'hui que les installations éoliennes. La commission des affaires économiques a adopté, avec l'avis favorable du rapporteur Patrick Chauvet et un sous-amendement COM-429 de lui, un amendement COM-267 de Franck Menonville visant à l'étendre à l'ensemble des types d'énergies renouvelables. ^{2 ( * )}

2) Une ligne rouge : l'intervention directe de l'État dans les documents d'urbanisme locaux

D'autre part, la commission a exprimé un rejet net et unanime de la mesure prévue au IV de l'article 3 du projet de loi, qui permet à l'État de modifier unilatéralement les documents de planification et d'urbanisme des collectivités territoriales .

Une telle mesure fait figure de ligne rouge pour la commission : en effet, on ne saurait, dans le même temps, chercher à améliorer la planification de l'implantation des sites d'ENR et permettre à l'État de modifier d'un coup de baguette les équilibres fondamentaux de documents élaborés par les collectivités territoriales au prix d'une large consultation, de nombreuses années, et d'une conciliation difficile de nombreux enjeux. En particulier, à l'heure où la politique de « zéro artificialisation nette » viendra raréfier le foncier disponible et contraindre les choix d'aménagement des communes et intercommunalités, les documents d'urbanisme locaux doivent être protégés des velléités recentralisatrices de l'État.

Le rapporteur souligne par ailleurs que la déclaration de projet pouvant être mise en oeuvre par les collectivités elles-mêmes, lorsqu'elles soutiennent un projet d'ENR et souhaitent ainsi modifier leurs documents pour l'autoriser, il n'est nul besoin de permettre une modification forcée par l'État - a fortiori alors que l'article 3 du projet de loi permettra en outre aux collectivités de faire évoluer plus facilement les PLU des communes et des EPCI .

En outre, l'interdiction faite à l'État de porter atteinte au PADD des documents locaux avait précisément été introduite par le Sénat en 2006 afin d'éviter toute ingérence injustifiée de l'État dans les compétences décentralisées.

En conséquence, la commission a adopté sur avis favorable du rapporteur les amendements identiques COM-367 du rapporteur et COM-211 de Franck Montaugé, les amendements identiques COM-11 de Serge Babary, COM-54 de Dominique Estrosi Sassone et COM-266 de Franck Menonville, visant à supprimer la possibilité donnée à l'État de porter atteinte, par voie de mise en compatibilité, aux documents de planification des collectivités territoriales .

Le rapporteur regrette d'ailleurs l'approche caricaturale du Gouvernement sur cet article, qui semble tenir les documents et des élus locaux pour seuls responsables des lenteurs du déploiement des énergies renouvelables en France . Il rappelle que le Sénat a été moteur au cours des dernières années sur les thématiques énergétiques, adoptant plusieurs dizaines de simplifications sur des sujets aussi divers que le biogaz, l'agrivoltaïsme ou le solaire. Les élus locaux le sont tout autant, dans leurs territoires respectifs, pour faire émerger et défendre des projets participant de l'autonomie énergétique de notre pays et de la décarbonation de notre économie. D'ailleurs, comme le souligne l'avis du Conseil d'État sur le texte, aucun élément qualitatif ou quantitatif n'est apporté à l'appui de cette approche simpliste, outre le présupposé de l'opposition systématique des collectivités.

S'inscrivant en faux, le rapporteur a souhaité proposer de nouveaux outils et de nouvelles simplifications aux élus locaux , afin de leur permettre d'autoriser plus rapidement les projets pertinents pour leurs territoires. Ainsi, son amendement COM-366 propose, en miroir, d'autoriser pour 48 mois le recours à la modification simplifiée des orientations du PAS du SCoT ou des dispositions de son DOO, lorsque celles-ci visent à permettre l'implantation d'un projet de production d'énergie renouvelable ou d'hydrogène renouvelable ou bas carbone. Loin des approches caricaturant les élus locaux, cet amendement propose de reconnaître et de faciliter leur rôle moteur dans l'émergence des projets.

B. Apporter de nouvelles simplifications, soutenir le stockage de l'énergie et la production de biogaz

Le rapporteur a néanmoins salué la volonté simplificatrice de l'article 3 - la commission des affaires économiques du Sénat a toujours été sensible à la nécessité de simplification .

À ce titre, il a souhaité compléter l'article de trois simplifications supplémentaires :

• d'abord, l'extension du champ de l'article aux installations de stockage des énergies renouvelables . Ces dernières étant par nature intermittentes et le système énergétique ayant besoin de flexibilité, la volonté de développer et d'accélérer la production française doit s'accompagner du développement de capacités de stockage appropriées. Pourtant, comme l'a mis en lumière le récent rapport de Sophie Primas, Amel Gacquerre et Franck Montaugé « Reconstruire la souveraineté économique », la France accuse un certain retard dans ce domaine : le stockage hors hydraulique représente une capacité de 292 MW (pour 123 installations), contre 900 MW au Royaume-Uni. 160 MW de capacités supplémentaires devraient être déployés d'ici 2028, selon la CRE. Il convient donc que les simplifications de l'article puissent s'appliquer aussi aux infrastructures de stockage de l'électricité : c'est l'objet du COM-362 du rapporteur Patrick Chauvet ;

• ensuite, la possibilité pour les élus de recourir à la modification simplifiée non seulement des PLU, mais aussi des SCoT , pour autoriser des projets d'énergie renouvelable (voir plus haut - amendement COM-366 ) ;

• enfin, des clarifications juridiques relatives à la possibilité d'installer des méthaniseurs à proximité des exploitations agricoles, en vue de permettre à la France d'atteindre les objectifs qu'elle s'est fixés en matière de biogaz. La production de biogaz est très majoritaire dans notre pays, du fait d'installations exploitées par des exploitants agricoles : il convient de faciliter leur déploiement en clarifiant leur traitement juridique du point de vue du droit de l'urbanisme. Ces simplifications portées par l'amendement COM-370 du rapporteur portant article additionnel après l'article 3 et deux amendements identiques, sont traités au commentaire de l'article 3 ter .

C. Un angle mort du texte : concilier simplification du déploiement des énergies renouvelables et lutte contre l'artificialisation des sols

La loi « Climat-résilience » impose, d'ici quelques années, l'intégration au sein des documents locaux d'urbanisme de cibles chiffrées de réduction de l'artificialisation des sols à l'échelle de la commune ou de l'EPCI concerné. Puisque ces cibles détermineront, à l'avenir, le potentiel constructible et la surface des projets pouvant être autorisés dans chaque commune ou EPCI, elles joueront un rôle structurant dans les choix d'aménagement du territoire.

Pourtant, le présent projet de loi, qui entend mobiliser davantage de foncier dédié à l'implantation des sites de production d'énergies renouvelables, ne dit mot de l'articulation avec la politique de « zéro artificialisation nette » . C'est, pour le rapporteur, un réel angle mort du texte . Dans une lutte permanente pour concilier tous les objectifs de politique publique, il n'est pas certain que les installations de production d'énergie l'emportent face au besoin de logement, d'équipements publics, d'activité économique... Déjà, les producteurs s'inquiètent du ralentissement de la délivrance des autorisations d'urbanisme et de la raréfaction des sites disponibles.

En conséquence, la commission a adopté deux amendements du rapporteur , visant à concilier le « ZAN » et le déploiement des énergies renouvelables :

• l'amendement COM-363 précise que la modification simplifié e des PLU permise par l'article 3 du projet de loi pourra viser non seulement les orientations générales des PADD, mais aussi les cibles chiffrées de réduction de l'artificialisation des sols, qui doivent y être inscrites au titre de la loi « Climat-Résilience ». En effet, cette omission pourrait faire obstacle à l'efficacité de la mesure si les orientations qualitatives du PADD sont modifiées, mais que le couperet quantitatif est maintenu ;

• l'amendement COM-368 apporte trois simplifications additionnelles au regard de la politique « ZAN » :

D'une part, il pérennise la dispense prévue par la loi « Climat-résilience » au bénéfice des installations photovoltaïques vertueuses (c'est-à-dire « n'affectant pas durablement les fonctions écologiques du sol, en particulier ses fonctions biologiques, hydriques et climatiques ainsi que son potentiel agronomique et, le cas échéant, que l'installation n'est pas incompatible avec l'exercice d'une activité agricole ou pastorale sur le terrain sur lequel elle est implantée » ), actuellement limitée à 2031.

D'autre part, en lien avec les travaux récents de la commission des affaires économiques visant à définir un cadre juridique à l'agrivoltaïsme, il précise que les installations agrivoltaïques nouvellement définies par l'amendement COM-361 du rapporteur adopté avant l'article 20, sont bien incluses dans le champ de la dispense relative au photovoltaïque vertueux.

Enfin, il précise que le dispositif de mutualisation régionale prévu par la loi pour les projets d'intérêt régional pourra bien être mobilisé au profit des sites importants de production d'énergie renouvelable. Plus précisément, les projets visés par l'article 3 et faisant l'objet d'une déclaration de projet, bénéficieront d'une présomption d'intérêt majeur, permettant ainsi à la Région si elle le souhaite de recourir à la mutualisation du point de vue du « ZAN ».

D. Coordinations juridiques

Enfin, le rapporteur a adopté deux amendements de coordination et de précision juridique :

• l' amendement COM-364 précise le champ de la modification simplifiée des PLU permise par l'article initial, en précisant que les « règles applicables aux zones agricoles, naturelles ou forestières » sont celles définies par le règlement du plan local d'urbanisme, propres à chaque zone, mais non la délimitation du zonage elle-même ;

• l' amendement COM-365 apporte une coordination juridique nécessaire à l'article L. 153-36, afin de tirer les conséquences de la modification du champ de la modification simplifiée des PLU prévue par l'article.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Article 3 bis (nouveau) (délégué)3 ( * )

Possibilité pour le plan local d'urbanisme de réglementer
l'implantation des installations de production d'énergie renouvelable
et des ouvrages afférents

Cet article additionnel vise à étendre la disposition législative, introduite à l'initiative du Sénat en 2021, permettant au plan local d'urbanisme de définir des secteurs dans lesquels l'implantation d'éoliennes est réglementée. Il prévoit que l'ensemble des installations de production d'énergie renouvelable puissent faire l'objet d'une telle réglementation au sein des plans locaux d'urbanisme, ainsi que leurs ouvrages de raccordement et les ouvrages du réseau public de transport et de distribution d'électricité.

À l'initiative du rapporteur, il est en outre précisé que dans la mise en oeuvre de cette réglementation, le plan local d'urbanisme prendra en compte les dispositions du schéma de cohérence territoriale, lorsqu'il existe.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé .

L'accélération du déploiement des énergies renouvelables en France impliquera l'implantation de nouveaux sites de production sur l'ensemble du territoire. Ces choix d'implantation seront déterminants , à la fois pour la résilience et la productivité du réseau, mais aussi pour l'aménagement du territoire. En effet, ils peuvent avoir, au niveau local, d'importantes implications : conflit d'usage autour des terres agricoles ou de la pêche, rareté du foncier disponible qui sera amenée à s'accroître avec la mise en oeuvre du « zéro artificialisation nette », nuisances qui peuvent décroître l'acceptabilité des installations auprès des citoyens...

Pour améliorer le dialogue amont autour de l'implantation de ces nouveaux sites de production, garantir leur acceptabilité, et accélérer les procédures d'autorisation des projets, le Sénat défend de longue date une meilleure implication des collectivités territoriales dans les décisions d'implantation des installations de production d'énergie renouvelable .

En particulier, à l'initiative du Sénat, la loi n° 2022-217 du 21 février 2022 relative à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de simplification de l'action publique locale a clarifié la possibilité, pour les plans locaux d'urbanisme des communes et intercommunalités, de réglementer l'implantation d'éoliennes dans certains secteurs définis .

L'article L. 151-42-1 du code de l'urbanisme prévoit ainsi que : « Le règlement peut délimiter les secteurs dans lesquels l'implantation d'installations de production d'électricité à partir de l'énergie mécanique du vent est soumise à conditions, dès lors qu'elles sont incompatibles avec le voisinage habité ou avec l'usage des terrains situés à proximité ou qu'elles portent atteinte à la sauvegarde des espaces naturels et des paysages, à la qualité architecturale, urbaine et paysagère, à la mise en valeur du patrimoine et à l'insertion des installations dans le milieu environnant . »

Cette disposition implique une plus grande clarté et une meilleure prévisibilité de la planification communale et intercommunale en matière d'énergies renouvelables : dès la révision ou modification du plan local d'urbanisme, la concertation avec les parties prenantes et le public portera sur le choix de ces secteurs et sur les conditions d'implantation retenues par le document. Recourir au PLU pour proposer cette réglementation locale s'inscrit pleinement dans la logique décentralisatrice défendue par le rapporteur, et propose une vision concertée et choisie du développement des ENR, plutôt que subie et unilatérale .

Dans le cadre de l'examen du présent projet de loi, avec avis favorable du rapporteur Patrick Chauvet, la commission a adopté l'amendement COM-267 de Franck Menonville , qui propose d'étendre le champ de la disposition prévue à l'article L. 151-42-1 à l'ensemble des installations de production d'énergie renouvelable - tous types confondus - et aux ouvrages afférents (ouvrages de raccordement et ouvrages du réseau public de transport et de distribution d'électricité). Le règlement du PLU pourra ainsi, dans les secteurs délimités par la commune ou l'EPCI, soumettre à conditions particulières l'implantation de ces installations et ouvrages, au regard notamment des enjeux de voisinage, d'usage et d'environnement.

À l'initiative du rapporteur, la commission a adopté un sous-amendement COM-429 du rapporteur Patrick Chauvet , visant à articuler les dispositions ainsi modifiées de l'article L. 151-42-1 du code de l'urbanisme avec le renforcement de la planification de l'implantation des ENR au sein des schémas de cohérence territoriale, défendue par la commission à l'article 3 du présent projet de loi. Pour maintenir une cohérence d'ensemble entre la planification des SCoT et celle des PLU , il est précisé que la réglementation prévue par le PLU prendra en compte les dispositions du SCoT.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Article 3 ter (nouveau) (délégué)4 ( * )

Simplification de l'implantation d'installations de production de biogaz exploitées par des exploitants agricoles

À l'initiative du rapporteur, cet article additionnel apporte des clarifications juridiques permettant de simplifier le déploiement d'installations de production de biogaz, exploitées par des exploitants agricoles, à proximité de leur exploitation. Il précise ainsi que la méthanisation, lorsqu'elle répond au critère d'activité agricole déjà prévu par le code rural et de la pêche maritime, peut s'implanter en zone agricole, après avis de la commission départementale de protection des espaces naturels, agricoles et forestiers.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé .

Le biogaz est un atout remarquable pour le développement des énergies renouvelables et la résilience énergétique de la France .

Tout d'abord, il s'agit d'une énergie renouvelable, non intermittente - à la différence du photovoltaïque ou de l'éolien - stockable , et présentant par ailleurs un bilan carbone moins élevé que celui du gaz naturel.

En outre, il est facteur d'autonomie énergétique , en ce qu'il peut facilement être produit en France - pays à forte composante agricole , fournissant ainsi une source d'énergie domestique, indépendante de l'approvisionnement étranger, et pourvoyeuse d'emplois non délocalisable.

Le code de l'énergie, en son article L. 100-4, prévoit que 10 % du gaz consommé en France en 2030 soit renouvelable , et donc issu de la filière biogaz. Pourtant, en 2020, le biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel ne représente que 0,5 % de la consommation de gaz, et l'électricité produite avec le biogaz uniquement 0,6 % de la consommation d'électricité.

En dépit de l'accélération marquée du déploiement d'installations de production de biogaz - de 1 à 7 TWh entre 2007 et 2019 environ - la France accuse néanmoins un retard certain sur les objectifs qu'elle s'est fixée en la matière . En 2020, 1075 installations de production de biogaz étaient actives , très majoritairement de nature agricole (86 % pour l'injection dans les réseaux de gaz naturel et 79 % pour la production d'électricité).

Comme l'ont relevé les travaux de la mission présidée par Pierre Cuypers, dont le rapporteur était Daniel Salmon, le cadre juridique de la production de biogaz doit faire l'objet de nouvelles simplifications et de mesure de soutien ciblées , afin d'accélérer le déploiement du biogaz.

En particulier, il apparaît que les exploitants agricoles qui souhaitent installer de petits méthaniseurs à proximité de leurs exploitations , fonctionnant grâce aux rejets animaux et matières premières agricoles - c'est le modèle majoritaire de la production de biogaz en France - se voient opposer des refus de la part des autorités de l'État , en raison de leur localisation géographique au sein d'espaces agricoles. De même, les élus locaux ne peuvent pas systématiquement modifier leurs documents d'urbanisme pour y autoriser l'installation de méthaniseurs, le contrôle du préfet étant souvent source de blocage en raison du manque de clarté de la loi.

Cet état de fait est problématique : incompatibles avec le voisinage des zones habitées, et soumis à la législation des installations classées pour la protection de l'environnement (ICPE), les méthaniseurs ne peuvent pas être installés dans les zones urbaines : il est donc nécessaire d'autoriser leur implantation en zone agricole.

La commission a donc adopté, à l'initiative du rapporteur Patrick Chauvet, et de ses collègues Didier Mandelli et Pierre Cuypers, trois amendements identiques COM-370 , COM-399 et COM-422 visant à clarifier les possibilités d'implantation de méthaniseurs en zone agricole, dès lors que ceux-ci répondent effectivement aux critères fixés par le code rural et de la pêche maritime .

Ainsi, les méthaniseurs exploités par des exploitants agricoles, et recourant à des matières issues au moins à 50 % d'exploitations agricoles, pourront bénéficier de l'autorisation d'implantation dérogatoire en espaces agricoles déjà prévue par les articles L. 111-4, L. 151-11 et L. 161-4 du code de l'urbanisme (visant respectivement les communes régies par le règlement national d'urbanisme, un plan local d'urbanisme ou une carte communale). Ces critères correspondent à ceux de la méthanisation à caractère d'activité agricole déjà prévus par l'article L. 311-1 du code rural et de la pêche maritime.

Dans l'ensemble des cas, l'installation sera bien soumise à l'avis de la commission départementale de la préservation des espaces naturels, agricoles et forestiers et à autorisation d'urbanisme appropriée.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Article 4 (avis)

Reconnaissance de la raison impérative d'intérêt public majeur (RIIPM) pour certains projets d'énergies renouvelables et possibilité
pour la déclaration d'utilité publique (DUP) de valoir reconnaissance
du caractère d'opérations répondant à des RIIPM

Cet article vise à reconnaître la raison impérative d'intérêt public majeure (RIIPM) pour certains projets d'énergies renouvelables et la possibilité pour la déclaration d'utilité publique (DUP) de valoir reconnaissance du caractère d'opérations répondant à des RIIPM.

Le rapporteur a proposé trois amendements ( COM-436 , COM-435 , COM-437 ) pour conforter le dispositif dans le sens de la neutralité technologique, mais aussi de la simplification administrative et de la concertation locale.

Le premier amendement tend à garantir une plus grande neutralité technologique :

- en visant l'ensemble des énergies renouvelables, quel que soit leur type, définies à l'article L. 211-2 du code de l'énergie ;

- en intégrant le gaz bas-carbone, mentionné à l'article L. 447-1 du même code, dans un souci de coordination avec les modifications effectuées à l'article 19 du projet de loi.

Le deuxième amendement a pour objet d'ajouter l'hydrogène, au-delà de l'énergie, et le stockage, au-delà de la production.

Le dernier amendement tend à supprimer le renvoi à un décret en Conseil d'État pour l'application de la RIIPM.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

L' article 16 de la directive du 21 mai 1992 ^{5 ( * )} permet aux États membres de déroger aux règles fixées par cette directive.

Cette dérogation doit respecter plusieurs critères :

- il n'existe par une autre solution satisfaisante ;

- la dérogation ne nuit pas au maintien, dans un état de conservation favorable, des espèces concernées dans leur aire de répartition naturelle ;

- elle poursuit notamment une raison impérative d'intérêt public majeure (RIIPM), y compris de nature économique ^{6 ( * )} .

Cette dérogation a été introduite en droit français, au 4° de l'article L. 411-2 du code de l'environnement, par la loi dite « d'Orientation agricole », du 5 janvier 2006 ^{7 ( * )} .

L' article 4 du projet de loi crée un article L. 211-2-1 du code de l'énergie, qui dispose que les projets d'installation de production d'énergie renouvelable, dont leurs ouvrages de raccordement aux réseaux de transport et de distribution d'énergie, sont réputés répondre à une RIIPM, dès lors qu'ils satisfont à des conditions définies par décret en Conseil d'État.

Ces conditions sont fixées selon :

- le type de source renouvelable ;

- la puissance prévisionnelle totale de l'installation projetée ;

- la contribution globale attendue des installations de puissance similaires à la réalisation des objectifs fixés, compte tenu :

§ pour le territoire métropolitain continental, de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), en particulier des mesures et dispositions du volet relatif à la sécurité d'approvisionnement et des objectifs quantitatifs du volet relatif au développement de l'exploitation des énergies renouvelables, mentionnés au 1°, 3° et 4° de l'article L. 141-2 du code de l'énergie ^{8 ( * )} ;

§ ou, pour la Corse, la Guyane, la Guadeloupe, la Martinique, Mayotte, La Réunion, Saint-Pierre-et-Miquelon et les îles Wallis-et-Futuna, de leur PPE distincte, en particulier des volets relatifs à la sécurité d'approvisionnement en électricité, au soutien des énergies renouvelables et de récupération, et au développement équilibré des énergies renouvelables et de leurs objectifs mentionnés au 2°, 4° et 5° du II de l'article L. 141-5 du code de l'énergie ^{9 ( * )} .

L'article tire les conséquences de cette définition :

- d'une part, il crée un article L. 411-2-1 du code de l'environnement disposant que les projets d'installations de production d'énergie renouvelable satisfaisant aux conditions précitées, ainsi que l'opération à laquelle une telle qualification a été reconnue par l'acte la déclarant d'utilité publique, sont réputés répondre à une RIIPM ;

- d'autre part, il modifie le code de l'expropriation pour cause d'utilité publique :

§ un nouvel article L. 122-1-1 permet que la déclaration d'utilité publique (DUP), attribuée à une opération au titre de l'article L. 121-1 du code de l'expropriation pour cause d'utilité publique ou des travaux au titre de l'article L. 323-3 du code de l'énergie, peut reconnaître à ces opérations ou travaux le caractère répondant à une RIIPM, pour la durée de validité initiale de la déclaration et de son éventuelle prorogation dans la limite de 10 ans. Cette reconnaissance ne peut être contestée qu'à l'encontre de cette déclaration et non l'acte accordant la dérogation ;

§ l'article L. 122-1 est complété pour préciser que l'acte déclarant l'utilité publique est accompagné d'un document justifiant la qualification d'opération répondant à une RIIPM.

Si le rapporteur souscrit au dispositif, il observe plusieurs incomplétudes.

En premier lieu, le principe de neutralité technologique n'est pas totalement respecté . D'une part, les projets d'installations de production d'énergies renouvelables ne sont pas définis et il est prévu que la RIIPM s'applique différemment « selon le type de source renouvelable » . Au contraire, il est crucial de viser l'ensemble des énergies renouvelables, telles que définies à l'article L. 211-2 du code de l'énergie. D'autre part, seule l'énergie et la production sont visées, et non l'hydrogène et le stockage. Ce sont là des omissions regrettables, alors que la France est actuellement engagée dans la mise en oeuvre des projets importants d'intérêt européen commun (PIIEC).

En second lieu, la référence à la PPE nationale et aux PPE distinctes est bien trop complexe pour être aisément applicable. De manière surprenante, les volets de ces documents programmatiques consacrés à l'efficacité énergétique et à la baisse de la consommation d'énergie (2° de l'article L. 141-2 du code de l'énergie pour la PPE nationale et 3° de l'article L. 141-5 du même code pour les PPE distinctes) ne sont tout simplement pas visés, alors que la France est engagée dans un effort national de sobriété énergétique, compte tenu de la grave crise énergétique actuelle. De plus, s'il est utilement prévu un avis préalable des collectivités territoriales dans le cas des PPE distinctes, ces collectivités pourraient être expressément définies : il s'agit, en l'espèce, de la Corse, de la Guadeloupe, de la Guyane, de la Martinique, de la Mayotte, de La Réunion, de Saint-Pierre-et-Miquelon et de Wallis-et-Futuna.

C'est pourquoi le rapporteur a proposé trois amendements ( COM-435, COM-436, COM-437 ) pour conforter le dispositif dans le sens de la neutralité technologique, mais aussi de la simplification administrative et de la concertation locale.

Le premier amendement tend à garantir une plus grande neutralité technologique :

- en visant l'ensemble des énergies renouvelables, quel que soit leur type, définies à l'article L. 211-2 du code de l'énergie ;

- en intégrant le gaz bas-carbone, mentionné à l'article L. 447-1 du même code, dans un souci de coordination avec les modifications effectuées à l'article 19 du projet de loi.

Le deuxième amendement a pour objet d'ajouter l'hydrogène, au-delà de l'énergie, et le stockage, au-delà de la production.

Le dernier amendement tend à supprimer le renvoi à un décret en Conseil d'État pour l'application de la RIIPM.

Si ce décret devait être réintroduit, au cours de l'examen du projet de loi, le rapporteur estime a minima nécessaire :

- de supprimer les différences prévues selon les sources d'énergies ;

- d'introduire une référence globale aux volets de la PPE nationale et aux PPE distinctes, dans un souci de complétude ;

- de préciser la collectivité territoriale devant émettre un avis sur l'application de la RIIPM dans ce second cas : en l'espèce la Corse, la Guadeloupe, la Guyane, la Martinique, Mayotte, La Réunion, Saint-Pierre-et-Miquelon ou Wallis-et-Futuna.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Article 6 (délégué)

Habilitation à légiférer par ordonnance relative à la simplification
des procédures de raccordement des énergies renouvelables

Cet article vise à habiliter le Gouvernement à légiférer par ordonnance pour simplifier les procédures de raccordement des énergies renouvelables.

Le rapporteur a présenté un amendement ( COM-346 ) pour mieux encadrer l'habilitation à légiférer par ordonnance prévue :

- en réduisant de 9 à 6 mois le délai d'élaboration de l'ordonnance, reprenant en cela la rédaction initiale du projet de loi ;

- en ciblant l'habilitation sur le code de l'énergie et les réseaux de distribution et de transport d'électricité, poursuivant en cela l'intention du Gouvernement ;

- en prévoyant la concertation des gestionnaires des réseaux de distribution et de transport, des autorités organisatrices de la distribution d'énergie (AODE), des producteurs d'électricité renouvelable et des entreprises électro-intensives ;

- en supprimant une habilitation à légiférer par ordonnance relative à l'harmonisation des contrats d'accès au réseau public de distribution d'électricité, sous l'égide de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), pour inscrire les dispositions directement dans la loi ;

- en instituant plusieurs garde-fous.

Ces garde-fous visent à maintenir, dans cette réforme :

- les compétences des AODE en matière de maîtrise d'ouvrage des travaux sur les réseaux de distribution d'électricité ;

- l'accord des gestionnaires de réseaux de distribution et l'avis du conseil régional et des AODE sur l'élaboration du schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR), prévu à l'article L. 341-2-1 du code de l'énergie ;

- un reste à charge modique pour les redevables des tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution et de transport d'électricité, en application de l'article 342-11 du code de l'énergie ;

- des taux de réfaction attractifs pour les producteurs d'électricité renouvelable, mentionnés à l'article L. 341-2 du code de l'énergie, et les entreprises électro-intensives, visées par l'article L. 321-7 du même code.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

I. La situation actuelle - Des conditions de raccordement dont les principes, les schémas, les missions et les tarifs sont complexes

A. Plusieurs grands principes encadrent actuellement les modalités de raccordement aux réseaux publics de distribution et de transport d'électricité

La loi dite « Service public de l'électricité », du 10 février 2000 ^{10 ( * )} , a posé les fondements du cadre législatif applicable au raccordement, en prévoyant, d'une part, que les gestionnaires des réseaux publics de transport et de distribution permettent le raccordement des installations des consommateurs et des producteurs ainsi qu'un droit d'accès à leurs réseaux, d'autre part, que la Commission de régulation de l'énergie (CRE), précise, en tant que de besoin, les conditions de raccordement à ces réseaux.

Les articles L. 342-1 à L. 342-12 du code de l'énergie déterminent les modalités de raccordement aux réseaux, dont les principales sont les suivantes :

• Le raccordement d'un utilisateur aux réseaux publics comprend la création d'ouvrages d'extension, d'ouvrages de branchement en basse tension et, le cas échéant, le renforcement des réseaux existants. Lorsque le raccordement est destiné à desservir une installation de production d'énergies renouvelables, il s'inscrit dans le schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) et comprend des ouvrages propres et une quote-part. La loi « Énergie-Climat », du 8 novembre 2019 ^{11 ( * )} , a prévu que des modalités de financements spécifiques soient précisées par voie règlementaire pour les installations de production d'énergies renouvelables ne s'inscrivant pas dans ce schéma (article L. 342-1 du code de l'énergie).

• En principe, le délai de raccordement ne peut excéder 2 mois pour les installations dont la puissance installée n'excède pas 3 kilovoltampères (kVA) ou 18 mois pour les autres. Elle est fixée dans le cahier des charges pour celles implantées en mer sans libre choix et attribuées après procédure de mise en concurrence. La loi « Climat et résilience », du 22 août 2021 ^{12 ( * )} , a fixé un délai de 6 mois pour les points de recharge pour véhicules électriques ou hydriques. Des indemnités sont dues en cas de retard (articles L. 342-3 et L. 342-3-1 du code de l'énergie).

• La convention ou le protocole de raccordement, liant le gestionnaire du réseau public de transport ou de distribution avec le demandeur est établie sur la base de modèles publiés par ce gestionnaire. Ces modèles sont approuvés par la CRE dans le premier cas et lui sont transmis dans le second. Ils sont révisés à l'initiative du gestionnaire ou de la CRE (articles L. 342-4 et L. 342-9 du code de l'énergie). À noter que l'article L. 111-92-1 du code de l'énergie prévoit par ailleurs que les modèles de contrats ou de protocoles d'accès aux réseaux de distribution sont soumis à l'approbation de la CRE, le silence gardé plus de 3 mois valant refus pour les réseaux desservant plus de 100 000 habitants et acceptation pour les autres. Lorsque le producteur ou le consommateur recourt à ces gestionnaires comme maître d'ouvrage pour l'exécution de travaux, cette exécution repose un cahier des charges sur la base de modèles établis par ces derniers (article L. 342-2 du code de l'énergie).

• Lorsque le gestionnaire du réseau public de transport ou de distribution est maître d'ouvrage des travaux, les principes généraux de calcul de la contribution due sont fixés par l'autorité administrative sur proposition de la CRE. Cette dernière approuve les méthodes de calcul établies par le premier et les barèmes établis pour les réseaux desservant plus de 100 000 habitants par le second ^{13 ( * )} . La contribution prévue pour le réseau de transport est due par le producteur de l'installation de production d'électricité renouvelable, le gestionnaire du réseau la supportant pour le cas précité de l'éolien en mer, selon des modalités fixées par le cahier des charges. Les contrats de concessions et règlements de service doivent être en conformité avec les principes appliqués à la contribution prévue pour le réseau de distribution. Si le raccordement est destiné à servir une installation de production d'énergies renouvelables et s'inscrit dans le S3REnR, le producteur est redevable d'une contribution au titre du raccordement propre ainsi que d'une quote-part définie dans le périmètre de mutualisation, l'ensemble des coûts de raccordement étant requis (articles L. 342-7, L. 342-8 et L. 342-12 du code de l'énergie).

B. Des tarifs sont prévus pour l'utilisation des réseaux publics de distribution et de transport d'électricité

Les articles L. 341-1 à L. 341-5 du code de l'énergie fixent les modalités de tarification de l'utilisation des réseaux publics d'électricité, dont les principales sont les suivantes :

• Ces tarifs comprennent plusieurs composantes : les coûts de l'exécution des missions et des contrats de service public ; les surcoûts de développement et de recherche nécessaires à l'accroissement des capacités de transport des lignes électriques ; une partie des coûts de raccordement à ces réseaux et des coûts de prestations des gestionnaires. Cette prise en charge peut bénéficier aux consommateurs d'électricité et aux producteurs d'électricité à partir de source d'énergies renouvelables, quel que soit le maître d'ouvrage, ou aux gestionnaires des réseaux publics de distribution, pour le raccordement de leurs ouvrages en amont. La prise en charge ne peut excéder 40 % de ces coûts (article L. 341-2 du code de l'énergie).

• Des modalités spécifiques s'appliquent aux installations de production d'électricité renouvelable . Depuis la loi « Climat et résilience », du 22 août 2021 ^{14 ( * )} , le niveau précité a été porté jusqu'à 60 % pour les installations dont la puissance est inférieure à 500 kilowatts (kW) ou 80 % en cas de remplacement ou d'adaptation d'installations dont la puissance est inférieure à 36 kVA, selon des modalités fixées par arrêté ou décret après avis de la CRE. Dans le cas de l'éolien en mer, les indemnités dues par le gestionnaire de réseau au producteur en cas de retard ou d'avarie prévues aux articles L. 342-3 et L. 342-7-1 sont comprises dans ces coûts (article L. 341-2 du code de l'énergie).

• Des modalités spécifiques s'appliquent également aux sites électro-intensifs. Réformée par la loi « ASAP », du 7 décembre 2020 ^{15 ( * )} , la réduction leur étant applicable ne peut excéder 90 % pour les entreprises fortement consommatrices d'électricité définies à l'article L. 351 du code de l'énergie et 50 % pour les installations permettant le stockage de l'énergie (article L. 341-4-2 du code de l'énergie).

• Une contribution peut être due pour la part des coûts de branchement ou d'extension des réseaux non couverts par les tarifs précités. Cette contribution est versée au maître d'ouvrage des travaux, quel qu'il soit. Lorsque le gestionnaire du réseau public de transport ou de distribution est maître d'ouvrage des travaux, les principes généraux de calcul de la contribution due sont fixés par l'autorité administrative sur proposition de la CRE. Cette dernière approuve les méthodes de calcul établies par le premier et les barèmes établis pour les réseaux desservant plus de 100 000 habitants par le second ^{16 ( * )} . Lorsque les AODE sont maîtres d'ouvrage, les méthodes et barèmes sont notifiées par la CRE, et entrent en vigueur dans un délai de 3 mois en l'absence d'opposition. La contribution prévue pour le réseau de transport est due par le producteur de l'installation de production d'électricité renouvelable, le gestionnaire du réseau la supportant pour le cas précité de l'éolien en mer, selon des modalités fixées par le cahier des charges. La contribution prévue pour le réseau de distribution est due, selon des conditions fixées par les cahiers des charges des concessions ou les règlements de service des régies, par : le bénéficiaire d'un permis de construire ou d'aménagement ou d'une décision de non-opposition à une déclaration préalable ^{17 ( * ),18 ( * )} ; le bénéficiaire de l'autorisation d'occupation ou d'utilisation du sol ^{19 ( * )} ; l'aménageur ^{20 ( * )} ; le conseil municipal ^{21 ( * )} ; le demandeur du raccordement ^{22 ( * )} (articles L. 342-6, L. 342-7, L. 342-8, L. 342-10 et L. 342-11 du code de l'énergie).

• Si le raccordement est destiné à servir une installation de production d'énergies renouvelables et s'inscrit dans le S3REnR , le producteur est redevable d'une contribution au titre du raccordement propre ainsi que d'une quote-part définie dans le périmètre de mutualisation. Dans le cas contraire, l'ensemble des coûts de raccordement aux réseaux publics de distribution et de transport et des prestations réalisées par leurs gestionnaires dans le cadre du tarif d'utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution mentionnés à l'article L. 341-2 du code de l'énergie sont requis (article L. 342-12 du code de l'énergie).

C. Les missions des gestionnaires des réseaux publics de distribution et de transport d'électricité et de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) couvrent le raccordement à ces réseaux

En effet le code d'énergie prévoit les dispositions suivantes :

- Le gestionnaire du réseau de transport exploite et entretient ce réseau, dont il a la responsabilité pour permettre le raccordement des producteurs, des consommateurs, des exploitants d'installations de stockage, ainsi que la connexion avec les réseaux de distribution et l'interconnexion avec les réseaux des pays européens (article L. 321-6 du code de l'énergie) ;

- le gestionnaire du réseau de distribution est, dans une zone de desserte exclusive, chargé, dans le cadre des cahiers des concessions et des règlements de service des régies de définir et mettre en oeuvre les politiques d'investissement et de développement des réseaux afin de permettre le raccordement des installations des consommateurs, des producteurs et des installations de stockage ainsi que l'interconnexion avec d'autres réseaux (article L. 322-8 du code de l'énergie) ^{23 ( * )} ;

- La CRE veille à ce que les conditions d'accès aux réseaux de transport et de distribution d'électricité n'entravent pas le développement de la concurrence et que leurs gestionnaires respectent leurs obligations, en surveillant en particulier les plans d'investissement des gestionnaires des réseaux de transport (articles L. 131-1 et L. 131-2 du code de l'énergie). Cette dernière a notamment la charge de l'approbation du programme annuel d'investissement du gestionnaire du réseau de transport et des modèles de contrats ou de protocole d'accès du gestionnaire du réseau de distribution (2° et 6° de l'article L. 134-3 du code de l'énergie). Un décret en Conseil d'État, pris après avis de la CRE, détermine la responsabilité de l'autorité administrative et de cette dernière s'agissant des conditions d'accès au réseau pour les transfrontaliers d'électricité (article L. 342-5 du code de l'énergie).

D. Des schémas arrêtent les modalités d'exploitation et de développement des réseaux publics de distribution et de transport d'électricité et des raccordements afférents

Tout d'abord, la loi dite « Service public de l'électricité », du 10 février 2000 ^{24 ( * )} , a posé les fondements du cadre législatif applicable au raccordement, en instituant un schéma décennal de développement.

L'article L. 321-6 du code de l'énergie prévoit ainsi un schéma décennal de développement .

Ce schéma est établi par le gestionnaire du réseau de transport, après examen de la CRE et du Gouvernement et consultation des utilisateurs du réseau public. Il précise les infrastructures pour 10 ans et les investissements pour 3 ans. Prenant en compte la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), la stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et le plan national intégré en matière d'énergie et de climat (PNIEC), ce schéma se fonde sur l'offre et la demande d'électricité ainsi que sur les hypothèses d'évolution de la production, de la consommation et des échanges, en proposant des solutions de substitution au développement des réseaux ^{25 ( * )} .

Ce schéma comporte un programme annuel d'investissements, établi par le gestionnaire du réseau de transport après approbation de la CRE. Cette dernière peut recourir à des sanctions ainsi qu'à une mise en demeure ou à un appel d'offres.

De plus, la loi dite « Grenelle II », du 12 juillet 2020 ^{26 ( * )} , a institué un schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) .

Depuis lors, la loi « PACTE », du 6 août 2015 ^{27 ( * )} , a autorisé le Gouvernement à légiférer par ordonnance notamment pour « réformer les procédures destinées à assurer l'information et la participation du public à l'élaboration de projets, plans et programmes et de certaines décisions » . Dans ce contexte, une ordonnance du 3 août 2016 ^{28 ( * )} a été prise.

Le S3REnR fait l'objet d'une évaluation environnementale, en application de l'article L. 122-4 du code de l'environnement ^{29 ( * )} , et d'une participation du public par voie électrique, en application de l'article L. 123-19 du code de l'environnement ^{30 ( * )} .

En outre, la loi « ESSOC », du 10 août 2018 ^{31 ( * )} , a autorisé le Gouvernement à légiférer par ordonnance pour prendre « toute mesure relevant du domaine de la loi visant à simplifier la procédure d'élaboration et de révision des S3REnR, afin d'accélérer l'entrée en vigueur de ces schémas, et mettre en cohérence les autres dispositions du même code ». Dans ce contexte, une ordonnance du 22 mai 2019 ^{32 ( * )} a été prise.

Alors que le préfet de région approuvait le S3REnR dans son ensemble, l'ordonnance a limité son rôle à l'approbation, en amont, de la capacité globale du schéma et, en aval, à la répartition de la quote-part. De plus, il a prévu un avis du conseil régional.

L'article L. 321-7 du code de l'énergie précise aujourd'hui le cadre législatif applicable à ce schéma :

• il est élaboré par le gestionnaire du réseau de transport, en accord avec les gestionnaires des réseaux publics de distribution et après avis du conseil régional et des autorités organisatrices de l'énergie (AODE), en l'espèce les collectivités territoriales ou leurs groupements propriétaires des réseaux de distribution de gaz ou d'électricité ;

• il est notifié au préfet de région, qui fixe une capacité globale de raccordement, réservée pendant 10 ans au bénéfice des installations de production d'électricité renouvelable, en tenant compte de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), du schéma régional du climat, de l'air et de l'énergie (SRCAE) et de la dynamique des énergies renouvelables dans la région, ainsi que le montant d'une quote-part ;

• plus précisément, ce schéma comprend une définition :

o des ouvrages à créer ou à renforcer pour mettre à disposition de la production d'électricité à partir de source d'énergies renouvelables la capacité de raccordement précitée ;

o du périmètre de mutualisation des postes du réseau public de transport, ainsi que des postes de transformation entre les réseaux publics de distribution et transport et des liaisons entre ces postes ;

o des capacités d'accueil pour chaque poste et un coût prévisionnel d'établissement de capacités nouvelles, après approbation de la CRE ;

o le cas échéant, un niveau inter-régional ou un niveau infra-régional ;

• s'il concerne au premier chef les installations de production d'électricité renouvelable terrestres, il a aussi vocation à s'appliquer en mer.

L'article D. 342-22 du code de l'énergie précise que le producteur pour lequel aucune capacité n'a été réservée est redevable, d'une part, du coût des ouvrages propres et, d'autre part, d'une quote-part égale au produit de la puissance à raccorder par la quote-part unitaire, les installations inférieures à 250 kilovoltampères (kVA), ainsi que les installations groupées dont la somme des puissances est inférieure à ce seuil, étant exonérées du paiement. Dès lors que les producteurs entrent dans la file d'attente en vue de leur raccordement, alors que la capacité d'accueil du S3REnR a été réservée, ils sont redevables de cette quote-part, selon l'article D. 342-22-2 du même code.

Les articles R. 342-3 et 342-4-7 du code de l'énergie précisent le montant de l'indemnité en cas de retard, dans les cas les plus fréquents : 30 € en cas de dépassement d'un mois ou 50 € en cas de dépassement de deux mois, pour les installations de production d'électricité à partir de sources renouvelables inférieures à 3 kVA ; entre 0,25 et 0,55 % du coût du raccordement par semaine calendaire pour celles dépassant ce seuil.

Dans les zones non interconnectées (ZNI), l'article L. 363-3 du même code prévoit plusieurs spécificités :

- d'une part, il existe un schéma de raccordement des énergies renouvelables (SREN), élaboré par le gestionnaire du réseau de transport ;

- d'autre part, la quote-part est plafonnée à hauteur de la plus élevée sur le territoire métropolitain continental, augmentée de 30 % ;

- enfin, la différence entre la quote-part et le coût réel des ouvrages créés en application du schéma est couverte par le tarifs d'utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution mentionné à l'article L. 341-2 du code de l'énergie.

II. Le dispositif envisagé - Une habilitation à légiférer par ordonnance visant à simplifier les procédures de raccordement

A. Le dispositif proposé habilite le Gouvernement à légiférer par ordonnance pour accélérer et simplifier les procédures de raccordement.

L' article 6 du projet de loi d'accélération des énergies renouvelables habilite le Gouvernement à prendre par ordonnance toute mesure relevant du domaine de la loi permettant :

- de modifier les procédures applicables aux opérations de raccordement de production et de consommation d'électricité aux réseaux public de transport et de distribution d'électricité afin de les simplifier et d'accélérer les raccordements, le cas échéant en hiérarchisant ces opérations, et d'améliorer les contrats d'accès au réseau de distribution tant en cours que futurs, en confiant à la CRE compétence pour en approuver les modèles ;

- de modifier les dispositions applicables tant au raccordement au réseau des installations de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable qu'au financement des ouvrages de raccordement défini par les schémas régionaux de raccordement aux réseaux des installations de production d'électricité à partir de source d'énergie renouvelable, prévu à l'article L. 321-5-7 du code de l'énergie, notamment pour identifier les priorités s'agissant des ouvrages, des projets et des délais, et d'adapter les modalités d'élaboration et d'évolution de ces schémas ;

- d'identifier les cas dans lesquels les gestionnaires de réseaux peuvent ou doivent réaliser de façon anticipée certains travaux, études et procédures, afin d'accélérer le raccordement des nouvelles capacités de production ou de nouvelles consommations et définir les conditions dans lesquelles les coûts de ces travaux, études et procédures, y compris les éventuels coûts échoués, sont couverts par le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité ;

- de redéfinir certaines modalités de répartition et de prise en charge des coûts de raccordement par le tarif d'utilisation des réseaux mentionné à l'article L. 341-2 du code de l'énergie et le reste à charge des redevables mentionnés à l'article L. 342-7 et L. 342-11 du même code ;

- de modifier les missions des gestionnaires de réseau, afin de faciliter le partage des données relatives aux réseaux publics d'électricité et aux installations de consommation et de production, afin d'optimiser les opérations de raccordement ;

- d'adapter les modalités de consultation du public pour les ouvrages des réseaux publics de transport ou de distribution d'électricité, afin de mieux articuler les différentes procédures existantes et d'alléger les modalités de consultations spécifiques à un projet lorsque celui-ci s'inscrit dans un plan ou programme ayant déjà fait l'objet d'une procédure de consultation du public.

Les ordonnances doivent être prises dans un délai de neuf mois à compter de la publication de la présente loi. Un projet de ratification doit être déposé devant le Parlement dans un délai de trois mois à compter de la publication des ordonnances.

B. De nombreuses dispositions du code de l'énergie et du code de l'urbanisme seraient modifiées par le projet d'ordonnance

L'étude d'impact précise ainsi que les articles suivants du code de l'énergie devraient être modifiés :

Ordonnance	Articles modifiés
1°	Article L. 111-92-1 sur les modèles ou protocoles des réseaux électriques ; article L. 134-3 sur les missions de la CRE ; article L. 342-1 sur le raccordement d'un utilisateur aux réseaux publics ; article L. 342-5 sur l'accès au réseau pour les échanges transfrontaliers.
2°	Article L. 321-7 sur les missions des gestionnaires du réseau de transport ; article L. 342-3 sur le délai de raccordement d'une installation de production d'électricité renouvelable.
3°	Article L. 321-6 sur les missions des gestionnaires du réseau de transport dont le schéma décennal de développement du réseau ; article L. 322-8 sur les missions des gestionnaires du réseau de distribution.
4°	Article L. 341-2 sur les tarifs d'utilisation du réseau public de transport et des réseaux de distribution ; article L. 342-6 sur la prise en compte de la part des coûts de branchement et d'extension des réseaux non couverts par les tarifs d'utilisation des réseaux publics dans la contribution due au gestionnaire du réseau de transport ou de distribution ; article L. 342-7 sur les principes généraux de calcul de la contribution due au gestionnaire du réseau de transport ; article L. 342-8 sur les principes généraux de calcul de la contribution due au gestionnaire du réseau de distribution ; article L. 342-9 sur la convention ou le protocole de raccordement liant un gestionnaire du réseau public de distribution avec un demandeur ; article L. 342-11 sur le versement de la contribution due au gestionnaire du réseau de transport ou de distribution pour la prise en compte de la part des coûts de branchement et d'extension des réseaux non couverts par les tarifs d'utilisation des réseaux publics ; article L. 342-12 sur la contribution due au titre du raccordement d'une installation de production à partir de sources renouvelables et inscrite dans le S3REnR ; article L. 332-15 du code de l'urbanisme sur les équipements propres dont la réalisation peut être exigée par des bénéficiaires d'autorisations d'occuper ou d'utiliser le sol.
5°	article L. 322-8 sur les missions des gestionnaires du réseau de distribution.

C. Le dispositif proposé n'a pas soulevé de difficultés dans les avis préalables du Conseil d'État ou du Conseil national de la transition écologique (CNTE)

Dans son avis sur le projet de loi, le Conseil d'État a estimé que l'habilitation à légiférer par ordonnance, justifiée notamment par sa grande technicité, satisfait à l'exigence constitutionnelle de précision, en ces termes : « L'habilitation sollicitée vise, pour l'essentiel, à accélérer le raccordement des installations d'énergie renouvelable au réseau en simplifiant les procédures, en anticipant les raccordements, en établissant des priorités afin de hiérarchiser le traitement des demandes et en concentrant les investissements sur des zones déterminées. Elle prévoit également la modification de la planification des réseaux d'électricité. La technicité des dispositions envisagées, la nécessité de procéder à plusieurs consultations et le besoin de coordonner les modifications des parties législatives et réglementaires justifient cette habilitation, qui satisfait à l'exigence constitutionnelle de précision. »

Dans son avis sur le projet de loi, le Conseil national de la transition écologique (CNTE) a identifié le raccordement aux réseaux de distribution et de transport comme l'un des leviers nécessaires au développement des énergies renouvelables ; il a ainsi rappelé « qu'il convient de mobiliser, d'une part, l'ensemble des leviers non législatifs, en particulier les outils publics d'investissement et de financement vertueux ainsi que l'adaptation des moyens des services de l'État aux enjeux du développement des énergies renouvelables et du raccordement aux réseaux de distribution et de transport, et d'autre part, les leviers liés à la structuration des filières industrielles intégrant la reconnaissance des qualifications des travailleurs et la formation professionnelle adaptée à toute la chaîne de valeur ; il convient également de systématiser la concertation et l'implication des territoires, au plus près des réalités locales afin de mobiliser l'ensemble de ces leviers. »

III. La position de la commission - Une simplification et une accélération des procédures de raccordement aux réseaux publics de distribution et de transport d'électricité utile, en dépit de réserves sur le recours à l'ordonnance et de craintes de la part de personnes auditionnées

A. La commission est, par principe, très réservée sur le principe de légiférer par ordonnance

Si la matière technique peut justifier le recours à un tel procédé, le rapporteur relève que l'habilitation proposée présente plusieurs ambiguïtés :

• elle est large, englobant les opérations et procédures de raccordement, les missions des gestionnaires des réseaux et de la CRE, ou encore le S3REnR et le TURPE ;

• l'habilitation est aussi ambiguë, la nature des réseaux, électriques ou gaziers, de distribution ou de transport n'étant pas mentionnée, ce qui ne facilite pas son intelligibilité, et aucun code n'étant précisé, alors que l'essentiel des modifications concernent le code de l'énergie ;

• enfin, elle est longue, le Gouvernement ayant opté pour un délai d'habilitation de 9 mois, dans le projet de loi déposé, contre 6 mois, dans celui initialement envisagé.

Sollicité par le rapporteur, le Gouvernement a indiqué que les codes modifiés étant ceux de l'urbanisme et de l'énergie, que les réseaux concernés étaient ceux de distribution et de transport d'électricité et que le délai était imputable aux consultations obligatoires.

B. La commission déplore le manque d'évaluation de l'habilitation à légiférer par ordonnance

À n'en pas douter, l'habilitation à légiférer par ordonnance aura des répercussions importantes, sur le plan économique mais aussi financier.

D'une part, la hiérarchisation des opérations prévue pour le raccordement des ouvrages de production et de consommation d'électricité aux réseaux publics de transport et de distribution, notamment dans le cadre des S3REnR s'agissant des installations de production d'électricité à partir de source d'énergie renouvelable, aura nécessairement des conséquences sur les porteurs de projets.

D'autre part, la révision des modalités d'élaboration des S3REnR et des schémas décennaux qu'il intègre, auront elles aussi des conséquences sur les missions respectives du gestionnaire du réseau de transport, de celui du réseau de distribution, des collectivités territoriales et AODE.

Enfin, des modalités de financement importantes des réseaux doivent être remises sur le métier : il en va ainsi du TURPE, qui prévoit des réfactions ou diminutions, ou encore de la contribution acquittée par les producteurs auprès des gestionnaires des réseaux publics de distribution comme de transport d'électricité.

Or, certaines dispositions ont été modifiées très récemment. Dans le cadre de la loi « Climat et résilience », du 22 août 2021 ^{33 ( * )} , le niveau maximal du TURPE a été porté à 60 % pour les installations de production d'électricité renouvelable inférieure à 500 kW, et à 80 % pour les travaux de remplacement ou d'adaptation d'ouvrages ou de création de canalisations. De plus, à l'occasion de la loi « ASAP », du 7 décembre 2020 ^{34 ( * )} , les catégories du TURPE appliquées aux entreprises électro-intensives ont été simplifiées.

Ces acquis législatifs ne doivent pas être remis sur le métier.

Interrogé par le rapporteur, le Gouvernement a indiqué plusieurs éléments.

L'ordonnance aura des répercussions financières s'agissant de la répartition des coûts de raccordement qui est partagé en trois composantes, entre le TURPE, le demandeur et la collectivité chargée de l'urbanisme, l'objectif étant de forfaitiser la seconde et de supprimer la dernière. En revanche, ni les grands principes du TURPE, ni les réductions existantes pour les producteurs d'énergies renouvelables ou les consommateurs électro-intensifs notamment, ne sont modifiés.

L'ordonnance fera évoluer le S3REnR pour prévoir son actualisation régulière et incrémentale et un droit de priorité pour les projets déclarés par rapport aux autres. Une priorisation permettra d'identifier les projets les plus matures et les gisements les plus importants et de lancer les ouvrages du réseau jugés sans regret. La mission d'harmonisation des contrats d'accès au réseau de distribution de la CRE sera calquée sur celle existante pour le réseau de transport. RTE et les gestionnaires de réseau des ZNI resteront centraux et les collectivités territoriales consultées. Aucun changement ne sera apporté au schéma de développement décennal.

C. La commission constate que les personnes auditionnées ont fait part de leur intérêt mais aussi de leur crainte sur cette habilitation à légiférer par ordonnance

Plusieurs représentants des professionnels du gaz, de la chaleur ou de l'hydrogène ont regretté que l'habilitation ne concerne pas leur secteur. Tout en partageant ce regret, le rapporteur n'a pu proposer leur intégration, dans la mesure où l'article 38 de la Constitution prohibe les extensions d'une telle habilitation par amendement parlementaire.

De plus, plusieurs représentants des collectivités territoriales, des fournisseurs ou des producteurs ont insisté sur le besoin d'association des parties prenantes à l'élaboration de l'ordonnance.

Sur ces sujets, le Gouvernement a indiqué au rapporteur ne pas identifier de besoin s'agissant du gaz ni d'ailleurs de réseau concernant l'hydrogène.

Il a ajouté avoir déjà lancé une large consultation des parties prenantes et s'apprête à réaliser les consultations obligatoires.

Dans ce contexte, le rapporteur a présenté un amendement ( COM-346 ) pour mieux encadrer l'habilité à légiférer par ordonnance prévue par le présent article :

- en réduisant de 9 à 6 mois le délai d'élaboration de l'ordonnance, reprenant en cela la rédaction initiale du projet de loi ;

- en ciblant l'habilitation sur le code de l'énergie et les réseaux de distribution et de transport d'électricité, poursuivant en cela l'intention du Gouvernement ;

- en prévoyant la concertation des gestionnaires des réseaux de distribution et de transport, des AODE, des producteurs d'électricité renouvelable et des entreprises électro-intensives ;

- en supprimant une habilitation à légiférer par ordonnance relative à l'harmonisation des contrats d'accès au réseau public de distribution d'électricité, sous l'égide de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), pour inscrire les dispositions directement dans la loi ;

- en instituant plusieurs garde-fous.

Ces garde-fous visent à maintenir, dans cette réforme :

- les compétences des AODE en matière de maîtrise d'ouvrage des travaux sur les réseaux de distribution d'électricité ;

- l'accord des gestionnaires de réseaux de distribution et l'avis du conseil régional et des AODE à l'élaboration du S3REnR, prévu à l'article L. 341-2-1 du code de l'énergie ;

- un reste à charge modique pour les redevables des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité et de transport, en application de l'article 342-11 du code de l'énergie ;

- des taux de réfaction attractifs pour les producteurs d'électricité renouvelable, mentionnés à l'article L. 341-2 du code de l'énergie, et les entreprises électro-intensives, visées par l'article L. 321-7 du même code.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Article 6 bis (nouveau) (délégué)

Inscription directement dans la loi de dispositions prévues
par l'habilitation à légiférer par ordonnance

Introduit par un amendement ( COM-347 ) présenté par le rapporteur, cet amendement vise à intégrer, directement dans la loi, deux dispositions prévues par l'habilitation à légiférer par ordonnance.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Le rapporteur a présenté un amendement ( COM-347 ) intégrant, directement dans la loi, deux dispositions prévues par l'habilitation à légiférer par ordonnance.

La première disposition permet l'abrogation de la contribution des communes ou des établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) au financement de l'extension des réseaux publics de distribution d'électricité, à compter d'un délai de 6 mois suivant la promulgation de la loi, cette échéance correspondant à l'entrée en vigueur de la réforme prévue par l'habilitation à légiférer par ordonnance.

En effet, l'étude d'impact du projet de loi précise que l'habilitation visant à redéfinir certaines modalités de répartition et de prise en charge des coûts de raccordement par le tarif d'accès aux réseaux publics d'électricité (TURPE) et le reste à charge des redevables, mentionnée au 4° de l'article 6, consiste essentiellement en « la suppression de la contribution par les collectivités territoriales dans les opérations d'aménagement ».

La seconde disposition permet à la Commission de régulation de l'énergie (CRE) d'approuver des modèles de contrats pour le raccordement au réseau public de distribution d'électricité liant le gestionnaire de ce réseau aux consommateurs et producteurs d'électricité.

De plus, l'étude d'impact précise que, s'agissant de l'habilitation visant à harmoniser les contrats d'accès au réseau de distribution, tant en cours que futurs, en confiant à la CRE compétence pour en approuver les modèles, mentionnée au 1° de l'article 6, « le principal objectif de l'harmonisation des contrats d'accès au réseau de distribution serait de définir un cadre commun pour les modèles de contrats d'accès au réseau de distribution qui serait approuvé par la CRE), et serait ensuite applicable aux contrats en cours d'exécution et à venir. »

Désireuse de protéger les finances des collectivités territoriales et soucieuse d'inscrire directement dans la loi certaines évolutions proposées par l'habilitation à légiférer par ordonnance, la commission a adopté l'amendement (COM-347) ainsi proposé par le rapporteur.

L'amendement complète ainsi les dispositions initiales du projet de loi, puisqu'il inscrit dans la loi certaines dispositions prévues en matière de modification des tarifs et des redevables pour l'accès aux réseaux, au 4° de l'habilitation mentionnée à l'article 6, ou d'harmonisation par la CRE des contrats d'accès à ces réseaux, au 1° de cette même habilitation.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

TITRE II

MESURES SPÉCIFIQUES À L'ACCÉLÉRATION DU PHOTOVOLTAÏQUE

Article 7 (avis)

Installation d'infrastructures de production d'énergie solaire
le long des grands axes routiers

Cet article vise à faciliter l'installation d'infrastructures de production d'énergie solaire le long des autoroutes et routes de grande circulation.

Le rapporteur a présenté trois amendements ( COM-438 , COM-439 , COM-440 ) visant à consolider le dispositif ainsi proposé, dans le sens d'une meilleure prise en compte des compétences locales et des enjeux urbanistiques.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Dans les espaces non urbanisés des communes, un principe d'inconstructibilité a été fixé aux abords des grands axes routiers. Ce principe est toutefois assorti d'une exception spécifique pour les installations d'infrastructures de production d'énergie solaire

En effet, en dehors des espaces urbanisés des communes, l'article L. 111-6 du code de l'urbanisme pose un principe général d'inconstructibilité aux abords des grands axes routiers, « dans une bande de cent mètres de part et d'autre de l'axe des autoroutes, des routes express et des déviations » et de soixante-quinze mètres de part et d'autre des autres routes classées à grande circulation.

Introduit par un amendement sénatorial à la loi du 2 février 1995 relative au renforcement de la protection de l'environnement, dite « loi Barnier », l'objectif de cette disposition était de limiter l'urbanisation désordonnée des « entrées de ville ».

Toutefois, plusieurs dérogations ont été prévues par le législateur, notamment à l'article L. 111-7 du code de l'urbanisme qui précise que cette interdiction ne s'applique pas :

- aux constructions ou installations liées ou nécessaires aux infrastructures routières (stations de lavage, péages, stations-service, etc.) ;

- aux services publics exigeant la proximité immédiate des infrastructures routières (services publics de secours, d'exploitation de la voirie routière, etc.) ;

- aux bâtiments d'exploitation agricole (serres, silos, hangars, etc.) ;

- aux réseaux d'intérêt public.

Depuis l'entrée en vigueur de la loi du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat, ce principe d'inconstructibilité ne s'applique pas non plus aux infrastructures de production d'énergie solaire.

Si cette exception a été introduite par voie d'amendement en commission des affaires économiques de l'Assemblée nationale, elle a été maintenue mais encadrée lors de son examen au Sénat.

En effet, l'article 44 de cette loi, introduit en commission des affaires économiques par un amendement de M. Daniel Gremillet, avait limité l'installation de telles infrastructures « sur des parcelles déclassées par suite d'un changement de tracé des voies du domaine public routier ou de l'ouverture d'une voie nouvelle ou sur les aires de repos, les aires de service et les aires de stationnement situées sur le réseau routier ».

L'objectif de cette disposition est essentiellement de limiter l'installation de panneaux photovoltaïques, dont l'emprise au sol est importante, aux délaissés de voirie routière afin de préserver le foncier agricole des communes dont la raréfaction s'accélère chaque année et pour lequel les conflits d'usage sont de plus en plus nombreux.

L'article 7 du projet de loi prévoit un assouplissement de l'exception relative aux installations d'infrastructures de production d'énergie solaire afin d'en favoriser le déploiement sur le territoire national.

En effet, cet article vise à assouplir la dérogation applicable aux infrastructures de production d'énergie solaire en supprimant la mention : « lorsqu'elles sont installées sur des parcelles déclassées par suite d'un changement de tracé des voies du domaine public routier ou de l'ouverture d'une voie nouvelle ou sur les aires de repos, les aires de service et les aires de stationnement situées sur le réseau routier ».

Concrètement, l'installation de telles infrastructures ne sera plus limitée aux aires routières et aux délaissés de voirie, mais à l'ensemble des espaces non urbanisés des communes situés le long des autoroutes et des grands axes routiers, ce qui élargit de façon significative le périmètre concerné.

La commission considère que cet assouplissement est justifié par la nécessité d'intensifier la production d'énergies renouvelables, mais que cela ne doit toutefois pas conduire à accélérer la raréfaction des terres agricoles.

La commission partage l'objectif global d'accélération de la production d'énergies renouvelables ainsi que la nécessité, en conséquence, de faciliter l'installation d'infrastructures de production d'énergie solaire.

Toutefois, elle considère que de telles installations ne doivent pas compromettre l'exercice d'activités agricoles ou pastorales. En effet, une grande partie des espaces non urbanisés des communes qui sont situés le long des grands axes routiers sont des terres agricoles ou à vocation agricole.

Dans la mesure où la surface agricole utile diminue chaque année en France, où les terres agricoles sont de plus en plus convoitées et où la commission des affaires économiques dénonce une perte de souveraineté agricole et alimentaire, il est aujourd'hui primordial de préserver le foncier agricole.

Sur proposition du rapporteur, la commission a ainsi adopté l'amendement COM-438 de coordination juridique, précisant que l'installation d'infrastructures de production d'énergie solaire le long des autoroutes et grands axes routiers est possible dès lors qu'elle n'est pas incompatible avec l'exercice d'une activité agricole ou pastorale.

Cet amendement permet de trouver un équilibre entre, d'une part, la dérogation actuelle qui apparaît désormais trop restrictive et, d'autre part, la dérogation proposée dans le projet de loi initial fixée sans aucune précaution pour limiter la raréfaction du foncier agricole.

Sur proposition du rapporteur, la commission a adopté l'amendement COM-439 visant à préciser que le terme de « production d'énergie solaire » recouvre à la fois la production d'électricité photovoltaïque et la production de chaleur thermique, qui sont les deux principales technologies solaires utilisées aujourd'hui.

Enfin, sur proposition du rapporteur également, la commission a adopté l'amendement COM-440 visant à permettre aux élus locaux de rendre un avis préalable aux projets d'installations prévus sur les terrains de leurs communes.

Il est indispensable que les élus locaux puissent s'exprimer sur de tels projets dont les conséquences en matière de modification du paysage, d'aménagement de l'espace, de production d'énergie et d'artificialisation des sols sont majeures.

Une telle consultation préalable est d'autant plus importante lorsque c'est l'établissement public de coopération intercommunale (EPCI) qui est compétent en matière d'autorisation d'urbanisme et lorsque les communes sont couvertes par une carte communale ou le règlement national d'urbanisme (RNU).

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Article 8 (avis)

Adaptation des procédures de dispense de mise en concurrence
pour l'octroi de titres d'occupation du domaine public de l'État
à certains projets d'installations de production
d'électricité, de gaz ou d'hydrogène

Cet article vise à adapter le dispositif permettant d'octroyer sans mise en concurrence les titres d'occupation du domaine public de l'État à certains projets d'installations de production d'électricité, de gaz ou d'hydrogène.

Le rapporteur a proposé deux amendements ( COM-441 , COM-442 ) pour consolider le dispositif précité.

Le premier amendement suggère d'ajouter aux installations prévues celles d'électricité ou de gaz attribuées dans le cadre d'un contrat d'expérimentation ainsi qu'une référence au gaz renouvelable et au gaz bas-carbone, aux côtés du biogaz, dans un souci de coordination sur ce second sujet avec les modifications introduites par l'article 19 du projet de loi.

Le second amendement tend à permettre aux collectivités territoriales ou à leurs groupements, aux départements et aux régions de mettre en oeuvre ce dispositif, aujourd'hui réservé à l'État, en excluant cependant la possibilité pour leur éventuel gestionnaire de se substituer à eux, afin qu'ils demeurent pleinement libres d'exercer ou non cette compétence.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable l'article ainsi modifié.

L' article 8 du projet de loi modifie les conditions dans lesquelles l'autorité administrative peut renoncer à organiser une procédure de mise en concurrence pour l'attribution d'un titre d'occupation destiné à l'installation ou à l'exploitation de production d'électricité ou de gaz renouvelables ou d'hydrogène renouvelable ou bas-carbone, sélectionnées au terme d'une procédure de mise en concurrence, prévues à l'article L. 2122-1-3-1 du code général de la propriété des personnes publiques (CG3P).

En effet, lorsqu'elle octroie un titre d'occupation ou d'utilisation du domaine public en vue d'une exploitation économique, l'autorité compétente organise librement une procédure de sélection préalable présentant toutes les garanties d'impartialité et de transparence, et comportant des mesures de publicité permettant aux candidats potentiels de se manifester, mentionnée à l'article L. 2122-1 du même code.

Pour les installations précitées, l'autorité administrative délivre une autorisation de principe à chaque candidat ayant manifesté son intérêt, conditionné au fait d'être lauréat de l'appel d'offres. Si plusieurs projets sont lauréats, l'autorisation est délivrée à celui le mieux noté.

Cependant, l'autorité administrative doit s'assurer au préalable, par une publicité suffisante, de l'absence de toute autre manifestation d'intérêt concurrente, prévue à l'article L. 2122-1-4 du même code.

Cet article a été étendu à deux reprises, à l'initiative de la commission des affaires économiques :

- d'une part, aux installations de production de biogaz mises en place dans le cadre des procédures de mise en concurrence mentionnées aux articles L. 446-5, L. 446-14 ou L. 446-15 du code de l'énergie ^{35 ( * )} , dans le cadre de la loi « ASAP », du 7 décembre 2020 ^{36 ( * )} ;

- d'autre part, aux installations de production d'hydrogène renouvelable ou bas-carbone par électrolyse de l'eau, bénéficiant du dispositif de soutien public prévu à l'article L. 812-2 du même code, dans le cadre de la loi « Climat-Résilience », du 22 août 2021 ^{37 ( * )} .

L'intention initiale du Gouvernement n'était que de viser les installations de production d'électricité renouvelable mises en place dans le cadre des procédures de concurrence prévues aux articles L. 311-10 ou L. 311-11-1 ^{38 ( * )} du même code.

L'article proposé modifie le schéma sur trois points :

- tout d'abord, il permet que le titre d'occupation des sols soit délivré, non seulement par l'État, mais aussi par le gestionnaire détenant une telle compétence d'un texte ou d'un titre ;

- plus encore, il supprime la référence à l'article L. 2122-1-4 du CG3P, pour inscrire, directement à l'article L. 2122-1-3-1, que l'autorité compétente de l'État ou le gestionnaire procède à des mesures de publicité préalable suffisantes pour permettre aux candidats potentiels à l'occupation du domaine public de se manifester, ces mesures devant comprendre les conditions, y compris financières, de l'occupation et un délai pour manifester cet intérêt ;

- enfin, il remplace la référence à l'article L. 812-2 du code de l'énergie, qui concerne le dispositif de soutien à l'hydrogène renouvelable ou bas-carbone produit par électrolyse de l'eau, par l'article L. 812-3, qui vise plus spécifiquement la procédure de mise en concurrence.

Le rapporteur souscrit au dispositif proposé, tout en relevant l'instabilité normative, le législateur ayant dû légiférer sur le sujet à trois reprises en 2020, 2021 et 2022.

Il est satisfait par le fait que les apports introduits par la commission des affaires économiques, lors des précédents examens de textes, demeurent inchangés.

Pour autant, le rapporteur estime que l'examen actuel du dispositif doit être l'occasion de plus d'ambition.

Tout d'abord, le champ de la dérogation n'intègre pas tous les appels d'offres permettant de soutenir les projets d'électricité, de gaz ou d'hydrogène. Ainsi, les projets attribués dans le cadre du contrat d'expérimentation (articles L. 314-29 et L. 446-15) ne sont pas visés. C'est un oubli à corriger. De plus, s'agissant des énergies renouvelables gazières, seuls les projets de biogaz sont mentionnés, ce qui est incohérent avec les modifications introduites en faveur des autres formes de gaz renouvelables et du gaz bas-carbone par le Gouvernement à l'article 19 du projet de loi.

Plus encore, les modalités de la dérogation excluent totalement les collectivités territoriales ou leurs groupements, alors qu'elles pourraient utilement l'utiliser pour la gestion de leur propre domaine public. Certes, des garde-fous sont à prévoir car ce sont ces collectivités et ces groupements qui doivent actionner le dispositif, et non leur gestionnaire. Pour autant, l'esprit de décentralisation qui doit présider à la mise en oeuvre de la transition énergétique dans nos territoires suppose de leur accorder une faculté similaire à l'État pour favoriser, si elles le souhaitent, l'essor de tels projets, dans le plein respect des compétences locales.

Sollicité par le rapporteur, le Gouvernement a précisé que les apports sénatoriaux précédents sont bien préservés dans la rédaction actuelle et que son intention est de les maintenir.

Aussi, le rapporteur a proposé deux amendements ( COM-441 , COM-442 ) pour consolider le dispositif précité.

Le premier amendement suggère d'ajouter aux installations prévues celles d'électricité ou de gaz attribuées dans le cadre d'un contrat d'expérimentation ainsi qu'une référence au gaz renouvelable et au gaz bas-carbone, aux côtés du biogaz, dans un souci de coordination sur ce second sujet avec les modifications introduites par l'article 19 du projet de loi.

Le second amendement tend à permettre aux collectivités territoriales ou à leurs groupements, aux départements et aux régions de mettre en oeuvre ce dispositif, aujourd'hui réservé à l'État, en excluant cependant la possibilité pour leur éventuel gestionnaire de se substituer à eux, afin qu'ils demeurent pleinement libres d'exercer ou non cette compétence.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Article 9 (avis)

Autorisation de l'implantation, en zone littorale, d'ouvrages nécessaires à la production d'énergie solaire ou d'hydrogène renouvelable, sur des sites dégradés ou des stocks de saumure

Cet article vise à permettre l'implantation, en zone littorale, d'ouvrages nécessaires à la production d'énergie solaire ou d'hydrogène renouvelable, sur des sites dégradés ou des stocks de saumure.

Le rapporteur a proposé deux amendements ( COM-443 , COM-444 ) visant à conforter le dispositif, sur les plans de l'application pratique, de la neutralité technologique et de l'association des collectivités territoriales.

Le premier amendement a pour objet de conforter la dérogation à la loi littorale ouverte pour l'implantation de panneaux solaires ou d'équipements d'hydrogène renouvelable sur des friches ou des stocks de saumure :

- en visant les sites dégradés plutôt que les friches, dans la mesure où ces derniers sont au fondement des appels d'offres sur l'énergie solaire mis en place par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) ;

- en appliquant le dispositif au solaire thermique comme photovoltaïque, à l'hydrogène bas-carbone comme renouvelable, dans un souci de neutralité technologique entre les différentes technologies ;

- en prévoyant l'avis de la commune ou de l'établissement public de coopération intercommunale (EPCI) sur la liste des sites dégradés, afin de promouvoir la concertation locale et donc l'acceptation territoriale.

Le second amendement tend à ajouter le stockage par batterie, aux côtés de l'hydrogène renouvelable ou bas-carbone, comme technologie de stockage complémentaire.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

L'article L. 121-8 du code de l'urbanisme pose le principe selon lequel l'extension de l'urbanisation doit se réaliser en continuité avec les agglomérations et villages existants, en zone littorale.

Pour autant, des possibilités d'urbanisation existent :

- dans les secteurs déjà urbanisés, pour les constructions ou installations qui améliorent l'offre de logement ou d'hébergement ou l'implantation des services publics et n'ont pas pour effet d'étendre le périmètre bâti existant ou d'en modifier les caractéristiques, à l'exclusion de la bande des 100 mètres et des espaces proches des rivages, des rives et des plans d'eau (article L. 121-8) ;

- dans les espaces remarquables ou caractéristiques ou les milieux nécessaires au maintien des équilibres biologiques, pour les aménagements légers (article L. 121-24) ;

- pour certains cas spécifiques, dont les stations d'épuration d'eau usée (article L. 121-5), les constructions ou installations nécessaires aux activités agricoles ou forestières ou aux cultures marines (article L. 121-10), ou les ouvrages nécessaires à la production d'électricité à partir de l'énergie mécanique du vent (article L. 121-12).

Dans le cadre de l'examen de la loi « Énergie-Climat », du 8 novembre 2019 ^{39 ( * )} , le Sénat avait adopté un article 6 sexies A autorisant l'installation de production d'électricité à partir d'énergie solaire sur site dégradé, selon une emprise au sol définie par décret. Le dispositif nécessitait l'accord de l'autorité administrative compétente, après avis de la CNDPS.

Refusé à l'époque par l'Assemblée nationale et le Gouvernement, en commission mixte paritaire (CMP), ce dispositif a prospéré à l'article 103 de la loi « Climat-Résilience », du 22 août 2021 ^{40 ( * )} ; censuré par le Conseil constitutionnel ^{41 ( * )} à raison de la méconnaissance de l'article 45 de la Constitution, il a été repris dans la proposition de loi n° 111 visant à permettre l'implantation de panneaux photovoltaïques sur des friches, du Sénateur Didier MANDELLI, adoptée le 22 février 2022.

L' article 9 du projet de loi autorise les ouvrages nécessaires à la production d'énergie solaire ainsi que les installations de production d'hydrogène renouvelable, couplées aux fins d'alimentation électrique, sur des friches, définies à l'article L. 111-26 du code de l'urbanisme ^{42 ( * )} , définies par décret, ainsi que des bassins industriels de saumure saturée.

La décision d'autorisation est prise par l'autorité administrative, après avis de la CNDPS, sur la base d'une étude d'impact fournie par le pétitionnaire.

Les conditions suivantes doivent être réunies :

- le projet ne doit pas être de nature à porter atteinte à l'environnement, notamment à la biodiversité et aux paysages et à la salubrité ou à la sécurité publiques, en fonctionnement normal comme en cas d'incident ou d'accident ;

- le projet doit être préférable, pour des motifs d'intérêt général, à un projet de renaturation, lorsque celui-ci est techniquement réalisable, la démonstration réalisée par le pétitionnaire devant tenir compte du coût, des obstacles, de la durée et des avantages ;

- l'implantation des installations de production d'hydrogène renouvelable doit être justifiée par des contraintes impératives, notamment environnementales, techniques ou économiques.

Le rapporteur appuie, sur le principe, le dispositif envisagé, tout en relevant quelques incomplétudes.

Sur le plan de l'application pratique, le Gouvernement a fait le choix de reprendre la notion de « friches, telles que définies à l'article L. 111-26 du code de l'urbanisme » plutôt que celle de « site dégradé ». Or, cette dernière, qui avait eu la préférence de la commission des affaires économiques, lors de l'examen de la loi « Énergie-Climat », de 2019, est fréquemment utilisée dans les appels d'offres sur l'énergie solaire mis en oeuvre par la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

Sur le plan de la neutralité technologique, les ouvrages ou installations visées ne concernent que le solaire photovoltaïque, et non celui thermique, et que l'hydrogène renouvelable, et non celui bas-carbone. De plus, les dispositifs de stockage par batterie ne sont pas prévus, alors qu'ils pourraient eux aussi être utiles.

Quant à l'association des collectivités territoriales , elle est omise par le dispositif, qui prévoit une définition nationale des friches, par décret, sans même prévoir l'avis des établissements publics de coopération intercommunale compétent en matière de plan local d'urbanisme (PLU) ou, à défaut, de la commune concernée. Le rapporteur ne peut pas se satisfaire d'un dispositif si centralisateur, alors que l'accord préalable de ces établissements ou communes est requis s'agissant des dérogations à la loi littorale requises pour l'implantation des éoliennes terrestres (article L. 121-12 du code de l'énergie).

Sollicité par le rapporteur, le Gouvernement a indiqué que 24 sites avaient été identifiés, dont 1 seul lié à l'hydrogène. Il a précisé que le solaire thermique n'est pas visé du fait de l'absence d'usage potentiel de la chaleur sur les friches. Il a ajouté qu'une gestion centralisée via un décret est selon lui plus équilibrée, protectrice et transparente.

Face à ces incomplétudes, le rapporteur a proposé deux amendements ( COM-443, COM-444 ) visant à conforter le dispositif, sur les plans de l'application pratique, de la neutralité technologique et de l'association des collectivités territoriales.

Le premier amendement a pour objet de conforter la dérogation à la loi littorale ouverte pour l'implantation de panneaux solaires ou d'équipements d'hydrogène renouvelable sur des friches ou des stocks de saumure :

- en visant les sites dégradés plutôt que les friches, dans la mesure où ces derniers sont au fondement des appels d'offres sur l'énergie solaire mis en place par la CRE ;

- en appliquant le dispositif au solaire thermique comme photovoltaïque, à l'hydrogène bas-carbone comme renouvelable, dans un souci de neutralité technologique entre les différentes technologies ;

- en prévoyant l'avis de la commune ou de l'EPCI sur la liste des sites dégradés, afin de promouvoir la concertation locale et donc l'acceptation territoriale.

Le second amendement tend à ajouter le stockage par batterie, aux côtés de l'hydrogène renouvelable ou bas-carbone, comme technologie de stockage complémentaire.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Article 10 (avis)

Possibilité de déroger à la loi Montagne pour implanter des installations photovoltaïques au sol par la réalisation d'une étude de discontinuité

Cet article vise à permettre aux communes soumises à la loi Montagne et couvertes par une carte communale de réaliser une étude de discontinuité permettant d'autoriser l'implantation d'installations photovoltaïques au sol en discontinuité de l'urbanisation existante.

À l'initiative du rapporteur, la commission a adopté une rédaction globale de l'article, visant notamment à préciser qu'il s'applique uniquement aux communes qui ne sont pas couvertes par un schéma de cohérence territoriale déjà doté d'une telle étude.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Dans les communes de montagne, le droit existant prévoit une possibilité de déroger à la règle d'urbanisation en continuité de l'existant par le biais d'une étude, réservée aux communes dotées d'un PLU ou couvertes par un SCoT

Afin de protéger les paysages et les terres des territoires de montagne, la loi n° 85-30 du 9 janvier 1985 relative au développement et à la protection de la montagne, dite « loi Montagne », a édicté un principe d'urbanisation en continuité , formulé à l'article L. 122-5 du code de l'urbanisme. En vertu de ce principe, ne peuvent être autorisées par les documents d'urbanisme des communes soumises à la loi Montagne que les constructions et installations situées en continuité des formes d'urbanisation existantes (bourgs, hameaux, groupes de constructions ou d'habitation...).

Afin d'assurer l'application souple et proportionnée de ce principe, plusieurs aménagements y ont néanmoins été apportés . Sont ainsi admises la construction d'annexes de taille limitée aux constructions existantes et la réalisation d'installations ou d'équipements publics incompatibles avec le voisinage des zones habitées (article L. 122-5). De manière plus ponctuelle, les communes peuvent également délimiter des « hameaux et des groupes d'habitations nouveaux intégrés à l'environnement » , ou, à titre exceptionnel, des « zones d'urbanisation future de taille et de capacité d'accueil limitées » en raison d'impératifs liés à la protection de la montagne, des terres agricoles, forestières ou pastorales, ou aux risques naturels (article L. 122-7). Sans préjudice du principe d'urbanisation en continuité, le règlement national d'urbanisme (RNU) prévoit également la possibilité, pour les communes non dotées d'un document d'urbanisme, d'autoriser des projets situés en discontinuité de l'urbanisation (articles L. 111-4, L. 111-5 et L. 122-7), sous certaines conditions (absence de pression foncière due au développement démographique ou à la construction de résidences secondaires et compatibilité de la dérogation envisagée avec les objectifs de protection des terres agricoles, pastorales et forestières et avec la préservation des paysages et milieux caractéristiques du patrimoine naturel de montagne).

Plus généralement, les communes et EPCI peuvent déroger à la règle d'urbanisation en continuité pour autoriser l'extension urbaine ou la construction dans des zones en discontinuité. Pour bénéficier d'une telle dérogation, la condition explicite fixée par le code de l'urbanisme est la réalisation d'une étude « justifiant, en fonction des spécificités locales, qu'une urbanisation qui n'est pas située en continuité de l'urbanisation existante est compatible avec le respect des objectifs de protection des terres agricoles, pastorales et forestières et avec la préservation des paysages et milieux caractéristiques du patrimoine naturel [...] ainsi qu'avec la protection contre les risques naturels » . Cette étude fait l'objet d'un avis simple de la commission départementale de la nature, des paysages et des sites (article L. 122-7 du code de l'urbanisme).

Le bénéfice de cette dérogation est toutefois réservé aux communes et EPCI couverts par un schéma de cohérence territoriale ou dotés d'un plan local d'urbanisme , puisqu'il est précisé que c'est à ces documents que l'étude de discontinuité sera rattachée, et que c'est donc à l'autorité compétente pour son élaboration qu'il en revient l'initiative.

Les communes non couvertes par un SCoT, mais disposant d'une carte communale plutôt que d'un PLU, ne disposent donc pas de cette souplesse particulière, ni de celle offerte aux communes placées sous le régime du RNU.

A la différence des dérogations spécifiques relatives à la construction d'habitations ou de bâtiments agricoles, cette étude de discontinuité permet pourtant de réaliser des types de projets divers, incluant notamment les projets d'installations de production d'énergie renouvelable.

En l'état du droit, une commune de montagne dotée d'une carte communale, qui souhaiterait bénéficier d'une dérogation à la règle d'urbanisation en continuité afin d'autoriser un projet de photovoltaïque au sol, par exemple, serait contrainte de rejoindre un SCoT, ou de se doter d'un PLU propre ou intercommunal, processus pouvant nécessiter plusieurs années de travail.

Le dispositif envisagé vise à permettre aux communes de montagne couvertes par une carte communale de réaliser une étude de discontinuité afin d'autoriser l'implantation de projets de photovoltaïque au sol

L'article 10 du présent projet de loi autorise les communes couvertes par une carte communale à recourir à une étude de discontinuité afin d'autoriser l'implantation d'installations de production d'énergie photovoltaïque au sol.

Il est précisé que cette étude devra être réalisée « dans les mêmes conditions » que l'étude pouvant être réalisée dans le cadre d'un SCoT ou d'un PLU, c'est-à-dire notamment en recueillant l'accord de la CDNPS.

Pour éviter les effets de bord, la commission estime nécessaire de clarifier la rédaction de la mesure et son champ d'application.

La commission souscrit pleinement à l'objectif de la mesure portée par l'article 10 du projet de loi. Cette mesure rétablit en effet une égalité d'opportunité entre les communes de montagne couvertes par une carte communale - environ 820 communes en France, représentant 14 % de la surface de montagne - et les communes couvertes par un PLU ou soumises au RNU.

Dans les deux derniers cas, les communes disposent en effet respectivement soit de la faculté de recourir à une étude de discontinuité pour autoriser la construction dans des secteurs situées en dehors des zones urbanisées ; soit de recourir aux dérogations déjà prévues par la loi pour autoriser des projets au cas par cas.

Les divergences des régimes attachés aux différents documents d'urbanisme sont effectivement, aujourd'hui, l'un des facteurs qui compliquent la mobilisation équilibrée du foncier au service de la production d'énergies renouvelables, car elles excluent de facto une partie du territoire de tout nouveau projet d'implantation.

La mesure proposée est donc pertinente et facilitatrice pour les maires qui souhaitent soutenir le développement des énergies renouvelables sur leur territoire.

Sur proposition de son rapporteur, par l'amendement COM-445 , la commission des affaires économiques a toutefois souhaité apporter plusieurs modifications à la rédaction prévue par le texte initial, afin de clarifier sa portée et son champ d'application :

• D'abord, le rapporteur a restreint le champ de la mesure aux seules communes couvertes ne disposant pas de SCoT ; ou couvertes par un SCoT ne disposant pas déjà d'une étude de discontinuité.

Cette précision vise à éviter les cas de « superposition » de deux études, c'est-à-dire ceux où le SCoT et la commune disposeraient de deux études portant sur le même territoire, éventuellement contradictoires. Ce serait à la fois source d'incertitude juridique et de dédoublement de moyens (le coût d'une telle étude pouvant être conséquent pour de petites communes rurales de montagne). La rédaction clarifie donc la répartition de l'initiative : une commune non couverte par un SCoT pourra initier l'étude ; une commune couverte par un SCoT, dont le syndicat de SCoT n'entend pas lancer d'étude pourra l'initier à sa place ; en revanche, une commune déjà couverte par un SCoT ayant déjà réalisé une telle étude ne la dupliquera pas.

• Ensuite, le rapporteur a clarifié la rédaction de l'article. L'insertion prévue aurait pour effet de supprimer le bénéfice de la dérogation permise au deuxième alinéa de l'article L. 122-7 à l'intention des communes dotées d'un PLU ou d'une carte communale.

En l'état de la rédaction de l'article, les communes dotées d'une carte communale, qui ne peuvent pas aujourd'hui réaliser d'étude de discontinuité « générale », peuvent néanmoins autoriser des hameaux et groupes d'habitations nouveaux, ou des zones d'urbanisation future de taille et de capacité d'accueil limitées.

Toutefois, en ouvrant la possibilité aux communes dotées de cartes communales de réaliser une étude de discontinuité « spécifique » aux ENR, on leur fermerait le bénéfice de ces dérogations, car ces dernières sont conditionnées à « l'absence d'une telle étude » .

Si cette restriction se justifie lorsqu'une étude « générale » a été réalisée, elle ne se justifie pas lorsqu'une étude portant uniquement sur les ENR, mais ne permettant pas d'autoriser d'autres constructions a été réalisée.

La rédaction proposée par le rapporteur modifie donc l'imputation de la mesure pour la reporter dans un nouveau II à l'article L. 122-7.

• Enfin, par parallélisme avec la disposition existante pour les SCoT et les PLU, le rapporteur a prévu qu'à la suite de la réalisation de l'étude, la carte communale soit modifiée pour faire figurer les secteurs nouvellement ouverts à l'installation de sites de production d'ENR.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Article 11 (avis)

Installation de dispositifs végétalisés et d'ombrières
intégrant des procédés d'énergies renouvelables
sur les parcs de stationnement extérieurs

Cet article vise à créer une obligation d'équiper la moitié de la superficie des parkings existants de plus de 2 500 m² d'ombrières intégrant des dispositifs de production d'énergie solaire thermique ou photovoltaïque, sauf dérogations prévues par la loi. De même, il prévoit que la moitié de cette superficie accueille désormais des revêtements de surface ou des dispositions végétalisés favorisant la perméabilité et l'infiltration des eaux pluviales.

Cet article, qui est la quatrième disposition légale sur ce sujet en six ans, pose plusieurs difficultés, liées notamment à son imprécision, à la dépossession des élus locaux de leur pouvoir en la matière, et à certaines de ses dispositions sans lien avec le développement des énergies renouvelables.

La commission a adopté un amendement du rapporteur précisant la portée de cette obligation, notamment en substituant la notion de « places de stationnement » à celle de superficie et en recentrant le dispositif sur les énergies renouvelables, en renforçant le pouvoir des élus locaux en matière de dérogations à cette nouvelle règle, et en intégrant davantage de souplesse pour les acteurs privés tout en s'assurant de l'atteinte de l'objectif.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

I. Recouvrir plus de 100 millions de m² de parking extérieurs par des ombrières photovoltaïques, pour tenir les objectifs de la programmation pluriannuelle de l'énergie

Cet article fixe une obligation d'installation de dispositifs de production d'énergie solaire thermique ou photovoltaïque sur au moins la moitié de la superficie des parcs de stationnement extérieurs de plus de 2 500 m². Par ailleurs, il prévoit que ces parkings soient également recouverts, sur au moins la moitié de leur superficie, de revêtements de surface, d'aménagements hydrauliques ou de dispositifs végétalisés qui favorisent la perméabilité et l'infiltration des eaux de pluie.

Ces obligations s'appliqueront tant aux parkings déjà existants à la date du 1 ^er juillet 2023 qu'aux nouveaux parkings extérieurs, sous réserve pour ces derniers que la demande d'autorisation d'urbanisme ait été déposée après le 1 ^er juillet 2023.

Le délai de mise en conformité des parkings est fixé à 3 et 5 ans, selon que ledit parking a une surface supérieure ou inférieure à 10 000 m². Par ailleurs, cet article 11 prévoit quelques exemptions, liées notamment aux contraintes techniques, architecturales ou patrimoniales qui peuvent exister dans certains cas.

L'objectif du Gouvernement, via cet article, est de renforcer la capacité de production d'énergie photovoltaïque en France. En effet, l'objectif ^{43 ( * )} de 20,1 GW installés en 2023 et de 35 à 44 GW en 2028 semble en l'état actuel hors d'atteinte, puisque la capacité installée en 2021 n'était que de 13 GW. Selon l'étude d'impact du Gouvernement, « il est donc nécessaire d'installer une capacité de 4 GW par an jusqu'à 2028 », alors que le rythme annuel d'installations supplémentaires était de 0,9 GW entre 2012 et 2020 (et 2 GW en 2021).

Toujours selon l'étude d'impact du Gouvernement, les parkings existants représenteraient en France entre 90 et 150 millions de m² ; la pose d'ombrières photovoltaïques sur la moitié de ces surfaces permettrait donc une puissance installée supplémentaire comprise entre 6,75 et 11,25 GW. L'investissement total atteindrait, lui, entre 8,1 et 13,5 milliards d'euros sur la période.

II. Une instabilité législative majeure : quatre lois en six ans auront modifié les règles en matière d'installations écologiques sur les parkings

La végétalisation des parkings (et leur utilisation comme support d'installations d'énergies renouvelables) fait l'objet d'une instabilité législative très forte, forcément préjudiciable à la planification des investissements et de projets aussi lourds. Cette situation est d'autant plus regrettable que les acteurs économiques (et les collectivités) concernés par ces obligations doivent également se conformer, dans le même temps, à un grand nombre d'autres prescriptions (en matière de toiture des bâtiments, de désartificialisation, d'installations de bornes de recharges pour les véhicules électriques, etc.).

La loi « Biodiversité » de 2016 ^{44 ( * )} a ainsi, tout d'abord, prévu que les bâtiments soumis à autorisation d'exploitation commerciale ne pourront plus sortir de terre s'ils ne disposent pas, sur les aires de stationnement, de revêtements de surface, d'aménagements hydrauliques, ou de dispositifs végétalisés favorisant la perméabilité et l'infiltration des eaux pluviales ou leur évaporation.

La loi « Énergie-climat » de 2019 ^{45 ( * )} a ensuite repris ces dispositions et précisé que les obligations de végétalisation et de production d'énergies renouvelables, lorsqu'elles étaient mises en oeuvre sur les ombrières surplombant les aires de stationnement, associées à certains types de nouveaux bâtiments (commercial, industriel, artisanal), devaient couvrir au moins 30 % de la superficie desdites ombrières.

Deux ans plus tard, la loi « Climat et résilience » ^{46 ( * )} a précisé que les obligations « vertes » s'appliquaient également aux parcs de stationnement couverts accessibles au public (lorsque leur emprise au sol est supérieure à 500 m²), ainsi qu'aux aires de stationnement associées à des extensions-rénovations lourdes de bâtiments (et non plus uniquement à des nouvelles constructions) lorsqu'il est procédé à des rénovations lourdes sur ces aires. Par ailleurs, cette loi disposait également que les nouveaux parkings extérieurs publics de plus de 500 m² devaient intégrer, sur au moins 50 % de leur surface, soit des dispositifs végétalisés, soit des ombrières ; dans ce dernier cas, les ombrières devaient alors intégrer un procédé de production d'énergie renouvelable sur la totalité de leur surface.

Dans certains cas, du reste, tous les textes règlementaires prévus par une loi ne sont même pas parus qu'une nouvelle loi est déjà promulguée. C'est particulièrement frappant pour la loi « Climat et résilience » et ses articles sur les parkings. De fait, bien qu'encore inapplicables, ils font déjà l'objet de modifications majeures par le présent projet de loi...

Il convient de le répéter : si tous partagent les objectifs poursuivis par ces textes, encore faut-il que les acteurs économiques soient réellement mis en position de les poursuivre. Prévoir de tels investissements requiert un minimum de stabilité et de prévisibilité. L'exemple topique étant le cas de projets de création ou de rénovation de parkings dont les demandes d'autorisation d'urbanisme ont été déposées, puis obtenues, et qui doivent, avant même la fin des travaux, se conformer à de nouvelles prescriptions.

III. Une mesure aux conséquences économiques et financières significatives... sans pourtant être réellement expertisée

Tant la lecture de l'étude d'impact que les retours de différents acteurs économiques concernés au premier plan par cet article prouvent un manque stupéfiant, et inquiétant, d'expertise en amont des conséquences de cette nouvelle obligation. Le rapporteur regrette notamment que les principaux acteurs du commerce, sur qui pèsera en grande partie cette obligation, n'aient jamais été consultés, malgré l'ampleur de l'investissement devant potentiellement être consenti (13 milliards d'euros selon le Gouvernement) ; cela laisse peu d'espoir quant à la mise en oeuvre de la nouvelle méthode de concertation par ailleurs annoncée et promise dans le débat public depuis quelques mois.

Tout d'abord, aucun service du Gouvernement n'a été en mesure d'indiquer au rapporteur certaines données clefs, comme la surface actuelle des parkings extérieurs existants aujourd'hui en France. L'estimation du nombre de m² que représentent les parkings de plus de 2 500 m², c'est-à-dire ceux visés précisément par le dispositif, reste par ailleurs très approximative : l'étude d'impact se fonde sur des chiffres disponibles pour l'Île-de-France, puis « [estime] que la surface des parkings de plus de 2 500 m² est environ 3 fois supérieure, soit de 90 à 150 millions de m² en France » : il s'agit d'une fourchette particulièrement large, qui ne permet pas de saisir la portée exacte de la nouvelle obligation.

Selon les données de la Fédération du commerce et de la distribution, 5 500 hypermarchés ou supermarchés et 4 300 magasins spécialisés disposent d'un parking de plus de 2 500 m², pour un total de 43,2 millions de m² dans le premier cas et de 17,0 millions de m² dans le second.

Le flou de l'estimation gouvernementale entraîne par conséquent la même approximation pour l'investissement financier que représentera la mise en conformité des parkings : il est attendu entre 8,1 et 13,4 milliards d'euros selon l'étude d'impact ce qui, à nouveau, dénote plutôt une fabrication de la loi dans l'urgence « pour le symbole », sans étude concrète et fiable de ses conséquences, malgré l'importance de la mesure.

Par ailleurs, ces chiffres ne concernent que l'installation d'ombrières photovoltaïques : rien n'est dit quant à l'investissement que représente le fait d'équiper la moitié des parkings de revêtements de surface et autres dispositifs végétalisés permettant l'infiltration des eaux de pluie... ! Or rien que cette partie de l'obligation est estimée, par la Fédération du commerce et de la distribution, à environ 4 milliards d'euros pour le secteur commercial (c'est-à-dire sans comptabiliser l'investissement des collectivités). Si le Gouvernement considère que « raisonner en investissement n'est cependant pas suffisant, car les modules photovoltaïques produisent de l'électricité et bénéficient d'un soutien public pour la vente de cette électricité », force est de constater que la mise en place de revêtements végétalisés des sols est, elle, une pure dépense sans possibilité de la rentabiliser derrière.

Du reste, l'optimisme affiché par le Gouvernement quant aux ombrières photovoltaïques n'est crédible que si plusieurs conditions sont remplies, qui sont actuellement passées sous silence dans l'étude d'impact. Par exemple :

• l'opération n'est éventuellement « neutre » que si le propriétaire de parking réussit à obtenir un soutien public pour la vente de l'électricité produite (ou si le tiers opérateur avec lequel il contractualise l'obtient). Or lorsque la moitié des parkings extérieurs de France de plus de 2 500 m² produiront soudainement de l'électricité photovoltaïque, il y a fort à parier que les appels d'offre ne sélectionneront pas tous les candidats... ;

• les énergéticiens, face à ce surcroît d'offre, se tourneront vraisemblablement en priorité vers les parkings les plus intéressants, c'est-à-dire les plus rentables car les plus grands. Les propriétaires des autres parkings, acteurs privés comme publics, devront réaliser eux-mêmes les travaux, sans forcément disposer de l'expertise requise ;

• en outre, la conjonction du moratoire sur les surfaces commerciales et de l'objectif de « zéro artificialisation nette » conduira probablement certains propriétaires privés de parkings à ne pas faire appel à un tiers opérateur, avec lequel ils seraient liés pendant une quinzaine d'années, afin de rester maîtres de leur foncier pour moderniser, étendre ou rénover leur commerce. En effet, puisque les seules opportunités d'agrandir leur commerce passeront désormais par le rétrécissement du parking, il est probable qu'ils privilégieront de remplir eux-mêmes les nouvelles obligations d'installation d'ombrières photovoltaïques sur les parkings.

Enfin, le Gouvernement ne fournit aucune donnée quant au surcoût que cette nouvelle obligation représentera pour les nouveaux projets de parkings. La fourchette d'investissement estimée ne concerne en effet que le parc existant d'aires de stationnement ; or désormais, tous les nouveaux parkings de plus de 2 500 m² seront soumis à ces dispositions.

IV. Une obligation qui comporte encore trop d'imprécisions pour être effective, que le rapporteur pour avis entend dès lors mieux cadrer

Si, en dépit des regrets exprimés supra quant à la méthode, le rapporteur partage bien entendu l'objectif d'accroître la production d'énergie renouvelable en France en utilisant le foncier que représentent les aires de stationnement, plusieurs dispositions de cet article 11 restent trop imprécises ou insuffisamment respectueuses des compétences des élus locaux.

Premièrement, choisir le critère de la superficie en m² pour identifier les parkings soumis à cette obligation, et, surtout, pour calculer ensuite la surface qui doit être couverte par les ombrières photovoltaïques, pose une difficulté principale : considérer que 50 % d'une surface doit être équipée de tels panneaux fait courir le risque que ces derniers doivent être installés sur des zones du parking qui ne s'y prêtent pas. Cela peut être le cas des axes routiers (qui nécessitent de surélever les ombrières par rapport à celles surplombant une place de stationnement), des accès pour les services de secours, des zones de péage, etc. Selon différents acteurs entendus par le rapporteur, c'est justement la difficulté à s'accorder sur les zones d'un parking, hors places de stationnement, qui peuvent accueillir de telles ombrières qui explique le fait que certains textes règlementaires prévus par la loi « Climat et résilience » de 2021 ne sont toujours pas pris.

Deuxièmement, il est peu compréhensible que, dans un texte relatif aux énergies renouvelables, soient insérées des dispositions qui imposent de modifier 50 % de la surface des parkings existants pour y intégrer des dispositifs végétalisés et d'imperméabilisation. Et ce, d'autant plus que l'investissement (non-couvert par les produits de la vente future d'électricité) se chiffre à plusieurs milliards d'euros.

Troisièmement, les différents délais de mise en conformité semblent peu cohérents. Il est en effet actuellement prévu que les parkings de moins de 10 000 m² disposent de cinq ans pour respecter l'obligation, et ceux de plus de 10 000 m² de trois ans. Il semble préférable de prévoir un étalement dans le temps plus gradué, tenant davantage compte des différentes superficies concernées.

Quatrièmement, la possibilité aujourd'hui prévue que le préfet accorde un délai supplémentaire lorsque le retard n'est pas imputable au gestionnaire du parking nécessite d'être précisée afin d'intégrer explicitement le cas de figure où le retard serait lié à l'impossibilité de s'approvisionner. Il est fort probable, en effet, que la soudaine demande massive en panneaux solaire entraîne des goulets d'étranglement en amont, l'offre (essentiellement chinoise) ne pouvant satisfaire toute la demande. En outre, la forte demande se traduira probablement par des hausses de prix non négligeables (et, bien entendu, non chiffrées dans l'étude d'impact).

Cinquièmement, le rapporteur constate que la rédaction actuellement retenue s'apparente à une forme de recentralisation d'un pouvoir qui appartient pourtant, en temps normal, aux élus locaux. En effet, les possibilités de dérogation à ces nouvelles obligations sont directement fixées par la loi, et devront toujours être justifiées par le gestionnaire de parking auprès du préfet, ou des services instructeurs des ministères. Or, rien ne semble justifier la déviation du principe posé à l'article 101 de la loi « Climat et résilience », adoptée il y'a tout juste un an et deux mois, selon lequel c'est l'autorité compétente en matière d'autorisation d'urbanisme qui peut, par décision motivée, prévoir que ces obligations ne s'appliquent pas lorsque certaines conditions (sécurité, patrimoine, architecture, etc.) sont réunies.

Par ailleurs, il importe d'apporter plus de souplesse à l'obligation pesant sur les collectivités territoriales. Il semble en effet inutilement rigide d'appliquer uniformément un principe de couverture de 50 % de la surface de tous les parkings concernés : le même résultat peut être obtenu en permettant aux collectivités de « panacher » cette obligation, c'est-à-dire en les autorisant à faire « moins » sur certains parkings dès lors qu'elles font « plus » sur d'autres parkings.

Enfin, certains parkings extérieurs des collectivités territoriales font l'objet d'une délégation de service public, ou d'une concession. Par conséquent, l'entrée en vigueur de cette nouvelle obligation va substantiellement modifier l'équilibre économique des contrats, contraignant les parties à renégocier ces derniers, dans des conditions juridiques incertaines. Il semble donc préférable de prévoir que, pour les parkings gérés en DSP ou en concession, ces obligations s'appliquent lors du prochain renouvellement de ladite délégation ou concession.

En conséquence, la commission a adopté l'amendement COM-446 du rapporteur pour avis qui vise à :

• substituer la notion d'« emplacements » de parkings à celle de « superficie », concept plus clair pour les différents acteurs et moins sujet à débat. Alors que 2 500 m² équivalent environ à 100 emplacements, cet amendement fait le choix de retenir un seuil à 80 emplacements, qui augmente le nombre de parkings concernés, pour tenir compte du fait que, suite au changement de vocable, la pose d'ombrières photovoltaïques devra être faite sur une plus petite superficie que celle prévue initialement ;

• prévoir que ces ombrières pourront intégrer tout type de procédé de production d'énergie renouvelable, et non uniquement ceux produisant de l'énergie solaire thermique ou photovoltaïque ;

• supprimer l'obligation d'équiper la moitié de la superficie en dispositifs végétalisés, qui sont des investissements sans lien avec le développement des énergies renouvelables ;

• renforcer le pouvoir des élus locaux, en leur confiant d'une part la possibilité de prévoir par une décision motivée que certaines obligations ne s'appliquent pas à certains types de parkings (en cas de contraintes techniques, architecturales, ou lorsqu'elles ne peuvent être satisfaites dans des conditions économiquement acceptables), et d'autre part en leur permettant, sur délibération, de « panacher » l'obligation de couverture entre les différents parkings de la collectivité (certains pourront être couverts sur moins de la moitié de la superficie des emplacements, dès lors que d'autres sont couverts au-delà de ce seuil) ;

• étaler dans le temps l'entrée en vigueur de ces obligations (entre deux et cinq ans selon la taille du parking) ;

• prévoir, pour les parkings publics gérés via une concession ou une délégation de service public, une entrée en vigueur lors du renouvellement de ladite concession ou délégation (autrement, l'obligation aurait substantiellement modifié l'équilibre des contrats en cours), sous réserve qu'il intervienne avant le 2028 ;

• préciser, explicitement, que les difficultés d'approvisionnement en panneaux solaires font partie des retards non-imputables au gestionnaire de parking, en raison desquels un délai supplémentaire peut lui être accordé.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Article 13 (avis)

Clarification du régime juridique applicable aux parcs éoliens situés à cheval entre le domaine public maritime (DPM)
et la zone économique exclusive (ZEE)

Cet article vise à clarifier le régime juridique applicable aux parcs éoliens situés à cheval entre le domaine public maritime (DPM) et la zone économique exclusive (ZEE).

Le rapporteur a proposé deux amendements ( COM-447 , COM-448 rect ) destiné à consolider ce régime.

Le premier amendement propose de clarifier la procédure applicable à l'implantation des éoliennes en mer à cheval entre le DPM et la ZEE :

- en spécifiant le champ prévu, en l'espèce le réseau public de transport d'électricité ;

- en précisant que la redevance due par le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité auprès de l'Office français de la biodiversité (OFB), au titre de l'ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016, ne s'applique que pour la partie des installations ou études situées ou réalisées dans la ZEE, l'autre partie en DPM étant déjà assujettie au paiement d'une redevance affectée au budget général de l'État.

Le second amendement a pour objet de clarifier la procédure applicable à l'implantation des éoliennes en mer à cheval entre le DPM et la ZEE, en introduisant une procédure de régularisation afférent aux autorisations ou conventions appliquées aux éoliennes en mer, ainsi qu'à leurs études ou raccordements, au titre du code général de la propriété des personnes publiques (CG3P) ^{47 ( * )} .

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

L' article 13 du projet de loi unifie les procédures applicables aux parcs éoliens en mer qui relèvent actuellement de deux régimes distincts :

- ceux situés sur le DPM, c'est-à-dire en-deçà de 12 miles marins, nécessitent une autorisation environnementale, prévue à l'article L. 181-1 du code de l'environnement (CE), ainsi qu'une convention d'utilisation du domaine public (CUDPM), mentionnée à l'article L. 2124-3 du code général de la propriété des personnes publiques (CG3P), et sont assujettis à une redevance prévue par cette CUDPM, en application de l'article L. 2125-1 du CG3P, dont le produit est affecté à l'État ;

- ceux situés en ZEE, c'est-à-dire au-delà de 12 miles marins, relèvent de l'ordonnance du 8 décembre 2016 ^{48 ( * )} , du décret du 10 juillet 2016 ^{49 ( * )} et de la Convention de Montego Bay du 10 décembre 1982, et sont assujettis à la redevance mentionnée à l'article 27 de cette ordonnance, dont le produit est affecté à l'Office français de la biodiversité (OFB).

Quel que soit le type de parc, une taxe sur les éoliennes maritimes lui est appliquée, depuis une loi de finances rectificative pour 2005 ^{50 ( * )} modifiée notamment par la loi de finances initiale pour 2022 ^{51 ( * )} .

Prévue à l'article 1519B du code général des impôts (CGI) ^{52 ( * )} , une taxe annuelle est ainsi due sur les éoliennes en mer situées dans les eaux intérieures, la mer territoriale ou la zone économique exclusive (ZEE).

L'article 1519 C ^{53 ( * )} prévoit une affectation de son produit, dont 50 % est attribué aux communes littorales d'où des installations sont visibles, 35 % aux comités régionaux, départementaux ou interdépartementaux de l'organisation professionnelle des pêches maritimes et des élevages marins ^{54 ( * )} , 10 % à l'OFB et 5 % aux organismes de sauvetage en mer.

Durant la durée du contrat d'achat ou du complément de rémunération, le développeur est exonéré du paiement de la redevance, tant pour les éoliennes en mer situées CUDPM, depuis la loi « Essoc », du 10 août 2018 ^{55 ( * )} , qu'en ZEE, depuis la loi de finances initiale pour 2022 ^{56 ( * )} .

Dans ce contexte, l'article 13 du projet de loi modifie sur deux points l'ordonnance précitée du 8 décembre 2016 :

- tout d'abord, il prévoit que l'autorisation délivrée pour les activités exercées sur le plateau continental ou dans la ZEE puisse être délivrée gratuitement pour la réalisation d'études techniques et environnementales relatives aux éoliennes en mer et à leurs ouvrages de raccordement aux réseaux publics d'électricité, pour le compte de l'État ou du gestionnaire de réseau de transport d'électricité ;

- plus encore, il applique un cadre spécifique pour les éoliennes en mer ainsi que pour les études techniques et environnementales et à leurs ouvrages de raccordement aux réseaux publics d'électricité situées en partie en mer territoriale et dans la ZEE :

§ Lorsqu'ils sont situés exclusivement en mer territoriale, ils sont régis par les règles relatives aux autorisations, déclarations et autres titres nécessaires pour la construction, l'exploitation, l'utilisation et le démantèlement de ces installations, à la réalisation de ces études et à la remise en état et, le cas échéant, aux sanctions ;

§ Les autorisations d'occupation domaniale délivrées pour ces installations ou études valent autorisation d'implantation pour la partie située en ZEE ;

§ Les chapitres II, III, VII et VIII du titre III ^{57 ( * )} de l'ordonnance ne sont pas applicables, au contraire des chapitres Ier, IV, V et VI du titre II ^{58 ( * )} de l'ordonnance et de l'article 27 ^{59 ( * )} .

Le rapporteur partage, sur le principe, la clarification envisagée de la procédure afférente à l'implantation des éoliennes en mer à cheval entre le DPM et la ZEE.

Cependant, cette procédure n'est pas exempte d'ambiguïtés.

Tout d'abord, le champ de la redevance due par le gestionnaire du réseau public de transport auprès de l'OFB mérite d'être précisé : il ne peut concerner que la partie des installations ou des études situées ou réalisées dans la ZEE, à l'exclusion de la partie en DPM, qui est déjà assujettie au paiement d'une redevance affectée au budget général de l'État. L'enjeu est de prévenir tout risque de double imposition pour de mêmes installations ou études.

Plus encore, la simplification proposée ne va pas au bout de la logique. À l'occasion de son audition, Réseau de transport d'électricité (RTE) a plaidé pour l'institution d'une autorisation unique, couvrant l'ensemble des autorisations prévues au titre de l'ordonnance du 8 décembre 2016, du CE et du CG3P. De plus, il a suggéré l'institution d'une procédure de régulation en cours d'instance, comme cela existe déjà pour le contentieux de l'environnement (article L. 181-8 du code de l'environnement) ou minier (article L. 115-2 du code minier). Un cadre plus simple et plus complet est donc attendu par les professionnels eux-mêmes.

Sollicité par le rapporteur, le Gouvernement a précisé qu'à ce jour, aucun projet d'éolien en mer à cheval entre le DPM et la ZEE n'est envisagé, compte tenu de la complexité juridique actuelle. Il a ajouté qu'une telle hypothèse n'était pas impossible, car les documents stratégiques de façade (DSF) servant de support à l'essor de l'éolien en mer comprennent des zones en mer littorale et en ZEE. Il a précisé que RTE est soumis à la redevance auprès de l'OBF, pour ses activités en ZEE, et à celle auprès de l'État, pour celles sur le DPM.

Au total, le rapporteur a proposé deux amendements ( COM-447 , COM-448 ) visant à consolider ce régime.

Le premier amendement vise à clarifier la procédure applicable à l'implantation des éoliennes en mer à cheval entre le DPM et la ZEE :

- en spécifiant le champ prévu, en l'espèce le réseau public de transport d'électricité ;

- en précisant que la redevance due par le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité auprès de l'OFB, au titre de l'ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016, ne s'applique que pour la partie des installations ou études situées ou réalisées dans la ZEE, l'autre partie en DPM étant déjà assujettie au paiement d'une redevance affectée au budget général de l'État.

Le second amendement a pour objet de clarifier la procédure applicable à l'implantation des éoliennes en mer à cheval entre le DPM et la ZEE, en introduisant une procédure de régularisation pour le contentieux afférent aux autorisations ou conventions appliquées aux éoliennes en mer, ainsi qu'à leurs études ou raccordements, au titre du CG3P.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Article 14 (avis)

Adaptation et clarification du statut juridique
des éoliennes flottantes

Cet article vise à adapter et clarifier le statut juridique des éoliennes flottantes.

Le rapporteur a proposé un amendement ( COM-449 ) visant à mieux articuler le dispositif avec les engagements internationaux de la France, en l'espèce le Protocole de Madrid de 1991 au Traité de Washington de 1959, qui encadre strictement l'activité économique dans les terres australes et antarctiques françaises (TAAF).

Pour ce faire, il précise que l'activité liée aux éoliennes flottantes en Antarctique relève des activités soumises à autorisation, à l'article L. 712-1 du code de l'environnement. Ce faisant, il prévoit une protection similaire à celle prévue par le code minier, qui s'y applique, sous réserve des dispositions du protocole précité, conformément à son article L. 661-1.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Dans son rapport Installations en mers : Une économie bleue durable ^{60 ( * )} , le Conseil général de l'environnement et du développement durable (CGEDD) et l'Inspection générale des affaires maritimes (IGAM) ont recensé de très nombreuses installations flottantes, aux usages récréatifs (restaurants, hôtels, plages artificielles, terrains des sports), résidentiels (permanents, saisonnier) ou économiques (centre de congrès, hélistation, installations portuaires, logistiques multi-usages, usines).

En 2021, le Comité interministériel pour la mer (CIMER) s'est engagé à encadrer strictement les structures flottantes d'ici fin 2022 ; pour ce faire, il a prévu d'appliquer un cadre juridique adapté aux habitations flottantes dans l'enceinte des ports et aux plateformes offshore multi-usages (POMU) et de restreindre le développement d'autres types de structures artificielles flottantes ne respectant pas la vocation du domaine public maritime (DPM).

Selon le Gouvernement, le droit applicable à ce type de structures est flou, s'agissant du code de l'urbanisme, du statut des navires, du régime de taxation, du statut des personnels, de l'occupation du domaine, des normes environnementales ou encore de la prévention des risques.

Actuellement, l'article 30 de l'ordonnance du 8 décembre 2016 ^{61 ( * )} assimile, en zone économique exclusive (ZEE), les îles artificielles, installations, ouvrages ainsi que leurs installations connexes à des navires et leur applique les lois et règlementation concernant la sauvegarde de la vie humaine en mer, l'immatriculation et les titres de navigation et le règlement international des navires pour prévenir les abordages en mer, en identifiant la personne les assumant au capitaine ; or, les éoliennes terrestres flottantes ne peuvent se déplacer de manière autonome, ce qui est contraire avec l'article L. 5000-2 du code des transports, qui dispose qu' « un drone maritime est un engin flottant de surface ou sous-marin opéré à distance ou par ses propres systèmes d'exploitation, sans personnel, passager ni fret à bord, et dont les caractéristiques techniques, notamment les limites de taille, de puissance et de vitesse, sont définies par voie réglementaire, sans que sa jauge brute puisse être supérieure ou égale à 100 ».

Dans ce contexte, plusieurs modifications sont proposées par l' article 14 du projet de loi à l'ordonnance précitée du 8 décembre 2016 :

- cet article abroge l'article 30 qui dispose que les îles artificielles, installations, ouvrages et installations connexes sont soumis aux lois et règlements concernant la sauvegarde de la vie humaine en mer et l'immatriculation et les titres de navigation, ainsi que le règlement international pour prévenir les abordages en mer, la personne assumant ces îles, installations ou ouvrages étant assimilée au capitaine ;

- il abroge l'article 39 qui dispose que les îles artificielles, installations, ouvrages et installations connexes sont meubles et susceptibles d'hypothèques ;

- il créé un Titre II ter portant sur les dispositions relatives au statut et à la sécurité des îles artificielles, installations et ouvrages flottants dans les espaces maritimes relevant de la souveraineté ou de la juridiction française :

§ Ces derniers doivent être immatriculés et peuvent être francisés (article 40-2) ;

§ Ils doivent être conçus, construits, entretenus et exploités conformément aux règles fixées par voie règlementaire pour assurer la sécurité maritime, la sûreté des exploitations et la prévention des pollutions. Seuls ceux destinés à la production d'énergie renouvelable ou nécessaires à l'exercice d'une mission de service public peuvent être implantés sur le DPM naturel. Ils peuvent être soumis à des contrôles, attestés par un certificat, réalisés par un organisme agréé et effectués aux frais du propriétaire, dont les résultats sont tenus à disposition de l'autorité administrative ou transmis sans délai en cas de non-conformité. Un décret en Conseil d'État en précise les modalités d'application, dont les catégories d'îles artificielles, d'installations ou d'ouvrages flottants ainsi que les conditions d'agrément, de contrôle, de mise à disposition ou de transmission (article 40-3) ;

§ L'autorité administrative peut prononcer une amende administrative d'un montant maximal de 100 000 € à l'encontre de l'organisme agréé, voire suspendre ou retirer son agrément (article 40-4) ;

§ L'autorité administrative peut mettre le propriétaire en demeure de se conformer aux obligations précitées ou, dans un délai fixé, l'obliger à consigner une somme correspondant au montant des travaux ou opérations ou faire procéder d'office, en lui et place et à ses frais, à l'exécution des mesures prescrites, ou encore suspendre le fonctionnement, les travaux, les opérations, les aménagements ou les activités. Pour ce faire, l'intéressé doit être informé des éléments susceptibles de fonder les mesures et avoir la possibilité de présenter leurs observations (article 40-5) ;

§ Certaines îles artificielles, installations ou ouvrages flottants peuvent être exclus selon leurs caractéristiques, finalité ou usage (article 40-6).

- il modifie l'amende de 150 000 € appliquée par l'article 45 en cas de manquements aux obligations pesant sur le propriétaire ou l'exploitant d'une île artificielle, d'une installation, d'un ouvrage ou de leurs installations connexes, s'agissant de l'installation, du fonctionnement, du maintien ou de la signalisation, mentionnés à l'article 31, ou s'agissant des renseignements de sécurité maritime, mentionnés à l'article 32. À cette fin, le nouvel article 55 applique cette amende, outre aux cas prévus par les articles 31 et 32, aux violations d'une mise en demeure ou d'une mesure de suspension, mentionnées à l'article 40-5 ;

- il modifie l'application des dispositions Outre-mer prévues à l'article 55, pour intégrer au champ de ces dispositions les Terres australes et antarctiques françaises (TAAF) ;

- il vise les demandes déposées, en application de l'autorisation environnementale, mentionnée à l'article 181-1 du code de l'environnement, ou d'une convention d'utilisation du domaine public maritime, mentionnée à l'article 2124-3 du code général de la propriété des personnes publiques, déposées après la date de publication de la loi.

Le rapporteur prend acte du souhait du Gouvernement d'offrir un cadre juridique aux éoliennes flottantes.

Il émet toutefois des réserves sur le plan des principes. Légiférer aussi en amont sur un objet juridique encore émergent lui semble pas de bon aloi car il est très probable que des besoins d'ajustement apparaîtront très vite en pratique. En effet, seules 12 éoliennes flottantes existent actuellement en France, ce qui n'offre pas le recul nécessaire pour concevoir un cadre d'ensemble. De plus, appliquer indistinctement le même statut juridique aux éoliennes en mer, aux îles artificielles et aux autres installations et ouvrages flottants ne permet pas de répondre aux problématiques industrielles propres à ce type d'équipement. Dit autrement, confondre dans une même définition juridique les éoliennes flottantes et les équipements portuaires ne tiendra peut-être pas à l'épreuve des faits.

Plus substantiellement, le rapporteur observe que le dispositif proposé est mal articulé avec les engagements conventionnels de la France . En effet, la France est partie au Protocole de Madrid du 4 octobre 1991 et au traité sur l'Antarctique conclu à Washington le 1 ^er décembre 1959, qui encadrent strictement l'activité économique en Antarctique. En effet, l'article 8 du protocole prévoit que les activités ayant un impact environnemental mineur, transitoire ou supérieur ne peuvent être exercées immédiatement mais doivent être soumises à une évaluation environnementale préalable, conformément aux procédures nationales. Or, l'article 13 serait appliqué aux TAAF de manière immédiate, sans tenir compte du titre unique du livre VII du code de l'environnement sur la mise en oeuvre du protocole précité, qui distingue les activités soumises à autorisation, nécessitant donc une évaluation environnementale préalable, de celles soumises à déclaration, pouvant donc être entreprises immédiatement. Pour le rapporteur, il est donc nécessaire de préciser que l'activité liée aux éoliennes flottantes en Antarctique relève des activités soumises à autorisation. Une protection similaire est d'ailleurs prévue par le code minier, qui s'applique, sous réserve des dispositions du protocole précité, conformément à son article L. 661-1.

Le rapporteur retient de ses échanges avec le Gouvernement que 12 éoliennes flottantes sont en service et une quarantaine sont en développement d'ici 2030. Actuellement, on dénombre 12 éoliennes flottantes, d'une puissance de 100 MW, pour la consommation de 187 000 habitants. S'agissant de l'articulation avec les TAAF, le Gouvernement a indiqué que seules les activités minérales sont strictement interdites en Antarctique et qu'une partie des TAAF n'est pas concernée par le Protocole et le Traité, indiquant ainsi que l'implantation d'éoliennes flottantes dans les TAAF n'est pas inenvisageable par nature.

Pour lever ces difficultés, le rapporteur a proposé un amendement ( COM-499 ) visant à mieux articuler le cadre légal des éoliennes flottantes, institué dans l'ordonnance n°2016-1687 du 8 décembre 2016, avec le Protocole de Madrid du 4 octobre 1991, au traité sur l'Antarctique conclu à Washington le 1 ^er décembre 1959, qui encadre strictement l'activité économique en Antarctique.

Pour ce faire, il précise que l'activité liée aux éoliennes flottantes en Antarctique relève des activités soumises à autorisation, à l'article L. 712-1 du code de l'environnement. Ce faisant, il prévoit une protection similaire à celle prévue par le code minier, qui s'y applique, sous réserve des dispositions du protocole précité, conformément à son article L. 661-1.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Article 16 (délégué)

Possibilité d'implantation en zone littorale
d'ouvrages de raccordement
au réseau de transport public d'électricité

Cet article vise à permettre l'installation, en zone littorale, d'ouvrages de raccordement au réseau de transport public d'électricité.

Le rapporteur a présenté un amendement ( COM-348 ) pour consolider le dispositif permettant l'implantation d'ouvrages du gestionnaire du réseau public de transport d'électricité dans de telle zone :

- en consacrant le rôle du préfet de département, comme dans le cas des extensions de l'urbanisation en zone littorale ;

- en prévoyant l'avis de la commune ou de l'établissement public de coopération intercommunale (EPCI), à l'imagine des éoliennes terrestres, et des commissions départementales de la préservation des espaces naturels, agricoles et forestiers (CDPENAF), comme dans le cas des activités agricoles, forestiers ou marines ;

- en ciblant la définition des ouvrages concernés, pour exclure la référence à la pollution atmosphérique qui n'entre pas dans les missions du gestionnaire du réseau public de transport d'électricité et prévoir un décret pour définir les ouvrages concernés, à l'instar de l'article 9 sur l'implantation en zone littorale de panneaux photovoltaïques sur des friches ;

- en privilégiant les implantations souterraines, comme dans le cas de l'atterrage ou des canalisations, et en supprimant pour ce faire les conditions techniques ou financières qui les auraient justifiées par rapport à des implantations aériennes ;

- en excluant les ouvrages de raccordement ainsi implantés de l'application de l'objectif de zéro artificialisation nette (ZAN).

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

I. La situation actuelle - Une loi littorale fixant des conditions à l'urbanisation mais prévoyant des dérogations

A. Les communes situées en zone littorale font l'objet d'une protection spécifique au titre de leurs conditions d'urbanisation.

La loi dite « littorale » ^{62 ( * )} , du 3 janvier 1986, applique des conditions spécifiques d'urbanisme et de construction dans les communes littorales, au sens de l'article L. 321-2 du code de l'environnement, c'est-à-dire des communes riveraines des mers, océans, lacs ^{63 ( * )} , estuaires ou deltas.

Ces communes sont au nombre de 1 200, selon le ministère de la transition énergétique (MTE).

Ces communes présentent les spécificités suivantes :

L'article L. 121-8 du code de l'urbanisme dispose que « l'urbanisation se réalise en continuité avec les agglomérations et villages existants ». Dans les espaces urbanisés et en dehors de la bande des 100 mètres et des espaces proches du rivage ou des rives, les constructions et installations peuvent être autorisées lorsqu'elles améliorent l'offre de logement ou d'hébergement et d'implantation des services publics, et qu'elles n'ont pas pour effet d'étendre le périmètre bâti existant, ni de modifier de manière significative ses caractéristiques. Cette autorisation est soumise pour avis à la commission départementale de la nature, des paysages et des sites (CNDPS) et est refusée lorsque ces constructions ou installations sont de nature à porter atteinte à l'environnement et aux paysages.

En dehors des espaces urbanisés, les constructions et installations sont interdites sur une bande littorale de 100 mètres à compter de la limite haute du rivage ou des plus hautes eaux (article L. 121-6). Pour autant, les constructions et installations nécessaires à des services publics ou à des activités économiques exigeant la proximité immédiate de l'eau sont autorisées. De même, une urbanisation est possible, dans les secteurs de la zone dite des 50 pas géométriques (article L. 121-48) ou ceux occupés par une urbanisation diffuse (article L. 121-49).

Dans les espaces remarquables ou caractéristiques ou les milieux nécessaires au maintien des équilibres biologiques, des aménagements légers peuvent être implantés (article L. 121-24).

B. Les communes situées en zone littorale peuvent cependant accueillir certaines constructions ou équipements sous conditions

Ainsi, des dérogations sont prévues à ces interdictions de constructions ou d'installations pour :

- l'atterrage des canalisations et leurs jonctions, lorsque ces canalisations et jonctions sont nécessaires à l'exercice de la mission de développement et d'exploitation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité ou à l'établissement des réseaux ouverts au public de communications électriques (articles L. 121 et L. 121-25) ^{64 ( * )} ;

- les stations d'épuration d'eau usée (article L. 121-5) ^{65 ( * )} ;

- les constructions ou installations nécessaires aux activités agricoles ou forestières ou aux cultures marines (article L. 121-10) ^{66 ( * )} ;

- les ouvrages nécessaires à la production d'électricité à partir de l'énergie mécanique du vent (article L. 121-12) ^{67 ( * )} .

II. Le dispositif envisagé - Une dérogation à l'application de la loi littorale pour l'implantation d'ouvrages de raccordement

A. Le dispositif proposé prévoit que l'autorité administrative peut autoriser les ouvrages de raccordement du réseau public de transport d'électricité en zone littorale.

L' article 16 permet d'autoriser les ouvrages du réseau public de transport d'électricité qui contribuent à atteindre les objectifs mentionnés aux 1°, 3°, 4°, 4° ter , 6°, 8° et 10° de l'article L. 100-4 du code de l'énergie ^{68 ( * )} en dérogeant aux dispositions prévues en matière d'aménagement et de protection du littoral. Cette autorisation s'applique en dehors des zones exposées au recul du trait de côte, à un horizon de 30 à 100 ans, en application de l'article L. 121-22-2 du code de l'urbanisme. Elle est délivrée après avis de la commission départementale de la nature, des paysages et des sites (CDBPS). Elle est justifiée par un bilan technique, financier et environnemental.

Les lignes électriques sont réalisées en souterrain, sauf à démontrer que l'environnement s'avère plus dommageable pour l'environnement, technologiquement complexe ou financièrement disproportionné, par rapport au passage en aérien.

Dans la bande littorale des 100 mètres, mentionnée à l'article L. 121-16 code de l'urbanisme, et des 50 pas géométriques, mentionnée à l'article L. 121-45 du même code, ainsi que dans les espaces remarques ou caractéristiques et les milieux nécessaires au maintien des équilibres biologiques, mentionnés à l'article L. 121-23 du même code, l'autorisation ne peut être accordée que pour le passage de lignes électriques, lorsque la localisation répond à une nécessité technique démontrée. Le projet est refusé s'il est de nature à porter atteinte excessive aux sites et paysages remarquables ou caractéristiques ainsi qu'aux espaces et milieux précités.

B. Le dispositif proposé n'a pas soulevé de difficultés dans les avis préalables du Conseil d'État ou du Conseil national de la transition écologique (CNTE) même si son articulation avec la préservation du droit de l'environnement est posée.

Dans son avis sur le projet de loi, le Conseil d'État a estimé que « l'objet de cette dérogation, son caractère limité et son encadrement strict permettent au Conseil d'État de considérer qu'elle respecte le principe de préservation de l'environnement posé par l'article 1 ^er de la Charte de l'environnement ainsi que l'obligation faite aux politiques publiques par l'article 6 de cette charte de concilier la protection et la mise en valeur de l'environnement avec le développement économique ».

Dans le même ordre d'idée, le Conseil national de la transition écologique (CNTE), dans son avis sur le projet de loi, a indiqué qu'il « attire l'attention sur la nécessaire préservation des zones littorales lors des installations de production d'énergie et de leurs postes de raccordement ».

III. La position de la commission - Une souplesse nécessaire devant toutefois être mieux encadrée, pour cibler les projets, associer les élus, limiter leur impact et tirer les conséquences de l'objectif zéro artificialisation nette (ZAN)

A.  La commission partage le principe de faciliter l'implantation des ouvrages de raccordement du réseau public de transport d'électricité

En effet, les possibilités de dérogation existantes en matière d'énergies renouvelables en zone littoral ne visent que deux cas limitatifs : l'atterrage des canalisations, d'une part, et les éoliennes terrestres, d'autre part.

Or, le gestionnaire du réseau de transport, Réseau de transport d'électricité (RTE) a confirmé être confronté à des difficultés à Dunkerque, à Fos-sur-mer et dans la vallée de la Seine. Des dérogations ponctuelles à la loi littorale peuvent donc être nécessaires pour permettre l'essor de l'éolien en mer et la décarbonation des sites industriels.

De plus, de telles possibilités de territoires ne sont pas inédites : ainsi le cas de stations d'épuration.

Interrogé par le rapporteur, le Gouvernement n'a pas été en mesure de préciser le nombre de cas concernés par le dispositif. En revanche, il a relevé plusieurs localités où des difficultés d'implantation existent : pour les parcs éoliens de Dunkerque et de Centre-Manche, pour la décarbonation du port de Dunkerque, pour la centrale nucléaire de Gravelines.

B. Pour autant, la commission des affaires économiques observe que le cadre juridique proposé est moins protecteur que ne l'est le droit existant

Tout d'abord, le champ d'application est large puisque tous les ouvrages concourant à l'atteinte des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES), de réduction de la consommation d'énergie fossile, de promotion des énergies renouvelables, dont l'éolien en mer ou l'hydrogène, de contribution à la réduction de la pollution atmosphérique et d'autonomie énergétique dans les Outre-mer seraient visés. C'est plus large que les dérogations actuelles (atterrage des canalisations, stations d'épuration, activités agricoles, éoliennes terrestres). Sollicité par le rapporteur, le Gouvernement a indiqué que les ouvrages recouvrent les postes et les lignes d'électricité, et les objectifs le développement de l'éolien en mer et la décarbonation de l'industrie.

Plus encore, l'autorité administrative devant délivrer l'autorisation d'urbanisme n'est pas précisée. Interrogé par le rapporteur, le Gouvernement a confirmé qu'il s'agirait des ministres chargés de l'énergie et de l'urbanisme. Dans le cas des stations d'épuration, l'autorisation relève de l'échelon ministériel (article R. 121-1 du code de l'urbanisme). Pour autant, les possibilités d'extension de l'urbanisation peuvent être décidées par les communes ou leurs groupements en cas de PLU ou, en son absence, par le préfet de département après avis des communes concernées ou limitrophes (article R. 121-13 du code de l'urbanisme). De même, les possibilités d'implantation des éoliennes terrestres nécessitent la délibération favorable du groupement de communes compétent en matière de PLU ou, en son absence, de la commune concernée. Le choix fait par le Gouvernement en matière d'autorité compétente est donc celui de la centralisation.

Enfin, certaines conditions d'insertion sont manquantes :

- les lignes électriques peuvent être réalisées en aérien, si l'enfouissement s'avère plus dommageable pour l'environnement ou excessivement complexe ou financièrement disproportionné, alors qu'elles le sont en souterrain, et toujours de moindre impact environnemental avec d'éventuelles prescriptions complémentaires pour réduire cet impact, dans le cas de l'atterrage des canalisations (article L. 121-5 du code de l'énergie) ;

- il n'est pas plus prévu d'enquête publique, comme dans le cas de l'atterrage des canalisations (même article) ;

- il n'est pas prévu d'avis de la Commission départementale de la préservation des espaces naturels, agricoles et forestiers (CDPENAF), comme dans le cas des activités nécessaires aux activités agricoles, forestières ou marines (article L. 121-10 du code de l'urbanisme).

Sur ces différents sujets, le Gouvernement a indiqué à la demande du rapporteur que les garde-fous prévus sont suffisants, précisant qu'un accord préalable des communes ou de leurs groupements pour chaque projet éroderait l'équilibre du dispositif d'ensemble et nuirait au développement de l'éolien en mer et à la décarbonation de l'industrie.

Dans ce contexte, le rapporteur a présenté un amendement ( COM-348 ) pour consolider le dispositif permettant l'implantation d'ouvrages du gestionnaire du réseau public de transport d'électricité en zone littorale :

- en consacrant le rôle du préfet de département, comme dans le cas des extensions de l'urbanisation en zone littorale ;

- en prévoyant l'avis de la commune ou de l'établissement public de coopération intercommunale (EPCI), à l'imagine des éoliennes terrestres, et des commissions départementales de la préservation des espaces naturels, agricoles et forestiers (CDPENAF), comme dans le cas des activités agricoles, forestiers ou marines ;

- en ciblant la définition des ouvrages concernés, pour exclure la référence à la pollution atmosphérique qui n'entre pas dans les missions du gestionnaire du réseau public de transport d'électricité et prévoir un décret pour définir les ouvrages concernés, à l'instar de l'article 9 sur l'implantation en zone littorale de panneaux photovoltaïques sur des friches ;

- en privilégiant les implantations souterraines, comme dans le cas de l'atterrage ou des canalisations, et en supprimant pour ce faire les conditions techniques ou financières qui les auraient justifiées par rapport à des implantations aériennes ;

- en excluant les ouvrages de raccordement ainsi implantés de l'application de l'objectif de zéro artificialisation nette (ZAN).

La disposition relative à la coordination avec l'objectif ZAN est en lien direct avec les dispositions initiales du projet de loi afférentes aux autorisations et aux documents d'urbanisme et à leur impact sur les sols, figurant notamment à son article 3.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

TITRE IV

MESURES TRANSVERSALES DE FINANCEMENT
DES ÉNERGIES RENOUVELABLES ET DE PARTAGE DE LA VALEUR

Chapitre Ier

Mesures en faveur du financement de la production des énergies renouvelables et de la fourniture à long terme d'électricité

Article 17 (délégué)

Institution de contrats d'achat de long terme et d'une faculté
de compléter les obligations d'achat ou les compléments de rémunération attribués par appels d'offres par de tels contrats et actualisation
du régime des sociétés de financement de long terme

Cet article vise à instituer des contrats d'achat d'électricité de long terme, et une faculté de compléter les obligations d'achat ou les compléments de rémunération attribués par appels d'offres par de tels contrats et à actualiser le régime des sociétés de financement de long terme.

Le rapporteur a présenté trois amendements ( COM-349 , COM-350 , COM-351 ).

Le premier amendement a pour objet d'ajuster le dispositif, prévu au I de l'article 17, permettant à la Commission de régulation de l'énergie (CRE) d'élaborer des propositions de révision du contrat de long terme liant le consortium Exeltium au groupe EDF.

Ce contrat étant de droit privé, le principe de liberté contractuelle nécessite de bien préciser qu'il ne s'agit que d'une mission d'expertise, à la libre disposition des parties, et non de régulation, les « demandes de révision » et « proposition d'évolution » initialement évoquées ne pouvant être conservées.

Le deuxième amendement tend à consolider le dispositif des contrats d'achat de long terme ( Power Purcharse Agreements - PPA ), prévus au II de l'article 17 :

- en précisant que le recours aux PPA pour l'électricité dans le cadre du soutien aux installations de production d'électricité renouvelable doit intervenir selon une logique complémentaire aux obligations d'achat ou aux compléments de rémunération, en accord avec le porteur de projet et sans aucun effet rétroactif ;

- en créant un statut pour les PPA pour le biogaz et en appliquant le même encadrement aux installations de production de biogaz que celui exposé s'agissant des installations de production d'électricité renouvelable ;

- en permettant aux collectivités territoriales de bénéficier de ces PPA en électricité comme en gaz, un nouveau décret étant requis pour que le Gouvernement fixe des durées de marchés publics compatibles avec ces PPA, seule la durée des accords-cadres étant fixée dans la loi et le droit européen, celle des marchés de fourniture, de partenariat ou de concession étant règlementaire ;

- en prévoyant que le rapport de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) sur les modalités de vente directe, concerne aussi bien l'électricité que le biogaz, le délai de sa remise étant allongé à 12 mois.

Le troisième amendement vise à conforter le dispositif des sociétés d'approvisionnement d'électricité à long terme, mentionnées au III de l'article 17 :

- en précisant que l'agrément concerne, soit les contrats nucléaires comme renouvelables du groupe EDF, soit les contrats renouvelables des autres producteurs, faute de quoi la base actuelle du consortium Exeltium serait fragilisée ;

- en prévoyant une coordination avec les volumes décomptés de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (Arenh), en l'absence de laquelle les sociétés d'approvisionnement à long terme aux activités renouvelables pourraient avoir un impact sur les volumes de ce dispositif nucléaire ;

- en supprimant le ciblage des bénéficiaires du dispositif sur les consommateurs électro-intensifs, au sens de l'article L. 351-1 du code de l'énergie, pour lui préférer la référence actuelle aux consommateurs finals, au sens de l'article L. 331-2 du même code, pour que les entreprises intermédiaires puissent également être éligibles.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié .

I. La situation actuelle - Si les contrats d'achat et les sociétés de financement de long terme existent déjà, dans le droit ou la pratique, ils sont peu pris en compte dans la régulation du marché de l'électricité ou de celui du gaz

A. Les fournisseurs d'électricité sont soumis à une autorisation administrative pour l'exercice de leur activité

L'article L. 333-1 du code de l'énergie n'autorise qu'aux seuls fournisseurs l'activité d'achat d'électricité pour revente aux consommateurs finals ou aux gestionnaires de réseaux.

Pour être autorisés, ces derniers doivent être des personnes physiques ou morales installées sur le territoire d'un État membre de l'Union européenne ou, dans le cadre d'accords internationaux, sur le territoire d'un autre État.

L'autorisation est délivrée en fonction, d'une part, des capacités techniques, économiques et financières du demandeur, d'autre part, de la compatibilité du projet du demandeur avec les obligations pesant sur les fournisseurs d'électricité, notamment celles en matière de contribution à la sécurité d'approvisionnement en électricité prévue au chapitre V du titre III du livre IIII.

B. Les producteurs d'électricité renouvelable bénéficient de plusieurs dispositifs de soutien publics

Tout d'abord, les producteurs d'électricité renouvelable disposent d'une obligation d'achat ^{69 ( * )} ou d'un complément de rémunération ^{70 ( * )} , accessibles par le biais d'un guichet ouvert ou d'une procédure de mise en concurrence selon la puissance de l'installation.

Les règles afférentes à l'obligation d'achat sont fixées par l'article L. 314-1 du code de l'énergie, et celles du complément de rémunération par l'article L. 314-18 du même code.

S'agissant des procédures de mises en concurrence, le ministre chargé de l'énergie peut y recourir lorsque les capacités de production ne répondent pas aux objectifs de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), selon l'article L. 311-10 du code de l'énergie, ou par le président de la collectivité, en Corse, en Guadeloupe, en Guyane, en Martinique, à Mayotte, à la Réunion ou à Wallis-et-Futuna, lorsque le développement d'une filière de production est inférieur aux objectifs inscrits dans leurs PPE propres.

L'article L. 311-12 du code de l'énergie dispose que les candidats retenus à l'issue d'une procédure de mise en concurrence bénéficient, selon les modalités prévues par cette procédure, soit d'un contrat d'achat pour l'électricité produite, soit d'un contrat offrant un complément de rémunération.

EDF et les entreprises locales de distribution (ELD) sont tenues de conclure un contrat d'achat ou de complément de rémunération (articles L. 311-13 et L. 311-13-2 du code de l'énergie), dont le surcoût fait l'objet d'une compensation au titre des obligations de service public (article L. 311-13-1 et L. 311-13-3 du même code) ; ces contrats sont de nature administrative (article L. 311-13-4 du même code).

L'article L. 311-13-5 du code de l'énergie dispose que les installations pour lesquelles une demande de contrat a été faite en application de l'article L. 311-12 du code de l'énergie peuvent être soumises à un contrôle lors de leur mise en service ou à des contrôles périodiques, pour s'assurer que ces installations ont été construites ou fonctionnent dans les conditions requises par la règlementation ; ces contrôles sont effectués aux frais du producteur par des organismes agréés.

L'article L. 314-4 du code de l'énergie prévoit que, lorsque le producteur consomme tout ou partie de l'électricité produite par l'installation, les conditions d'achat peuvent comprendre une prime tenant compte des coûts qui ne sont pas couverts par la vente à l'acheteur de l'électricité non consommée par le producteur.

Ce même article précise que, pour la Corse, la Guadeloupe, la Guyane, la Martinique, Mayotte, La Réunion, Saint-Pierre-et-Miquelon et les îles Wallis-et-Futuna, les ministres chargés de l'économie, de l'énergie et des outre-mer peuvent arrêter, après avis du président de la collectivité et de la CRE, des conditions d'achat propres à la région, au département ou à la collectivité.

C. Les sociétés de financement de long terme sont prises en compte dans le cadre de l'impôt sur les sociétés (IS)

L'article 238 bis HV du code général des impôts (CGI) dispose que, pour l'établissement de l'impôt sur les sociétés (IS), les souscriptions en numéraire, effectuées avant le 1 ^er janvier 2012, au capital de sociétés de capitaux agréées, qui ont pour activité l'acquisition de contrat d'approvisionnement à long terme d'électricité, sont admises en déduction, dans les conditions prévues à l'article 217 quindecies et dans la limite du montant du capital agréé.

L'article 238 bis HW du même code précise que l'agrément est délivré par le ministre chargé du budget, après avis du ministre chargé de l'énergie, au profit des associés des sociétés précitées, dès lors qu'elles vérifient certaines conditions :

- les actions de la société agréée ne peuvent être souscrites que par des entreprises exerçant une activité industrielle et éligibles comme tout consommateur d'électricité, mentionné à l'article L. 331-2 du code de l'énergie, à l'achat d'électricité pour consommation ou revente, mentionnées à l'article L. 331-1 du même code, à la condition que, au titre du dernier exercice clos en 2005, le rapport existant entre la quantité consommée d'électricité et la valeur ajoutée produite, mentionnée aux articles L. 1586 ter à 1586 sexies , soit supérieure à 2 kilowattheures et demi par euro ;

- le contrat permet de réserver des droits à consommation, sur une période ne pouvant être supérieure à 15 ans, qui sont acquis par un associé, exercés sous forme d'une puissance constante, limités en volume à la consommation de ses sites et cédés en application de l'article L. 331-1 du code de l'énergie précités, à la condition que, au titre du dernier exercice clos en 2005 :

§ la consommation annuelle d'électricité du site en heures creuses, c'est-à-dire réalisées entre 20 heures et 8 heures en semaine, ainsi que le samedi et le dimanche, représente au moins 55 % de la consommation annuelle totale d'électricité ;

§ le rapport entre l'énergie consommée au-dessous de la puissance visée et cette puissance ne peut être inférieur à 8 000 heures, hors arrêts exceptionnels et périodes d'entretien ;

§ les consommations d'électricité de cette entreprise donnent lieu au paiement de la contribution aux charges du service public de l'électricité, prévue aux articles L. 121-10 à L. 121-6 du code de l'énergie.

- les actions souscrites doivent revêtir une forme normative et le montant du capital agréé être limité à 600 000 €.

L'article 238 bis HX précise que les sociétés précitées ne peuvent bénéficier ni du régime prévu en faveur des sociétés de capital-risque, ni de celui prévu en faveur des sociétés unipersonnelles d'investissement à risque.

En cas de non-respect de leur objet social, l'article 238 bis HY dispose que les sociétés susmentionnées doivent verser au Trésor une indemnité égale à 25 % de la fraction du capital n'ayant pas été utilisée de manière conforme à leur objet, un retrait de l'agrément et une déchéance des avantages étant prévus, en application de l'article 1649 nonies A.

En cas de dissolution de la société ou de réduction de son capital, le ministre chargé de l'économie peut ordonner la réintégration des sommes déduites, en application de l'article 217 quindecies .

En cas de non-respect de leur objet social, l'article 238 bis HZ dispose que les sociétés susmentionnées doivent verser au Trésor une indemnité égale à 25 % de la fraction du capital n'ayant pas été utilisée de manière conforme à leur objet, un retrait de l'agrément et une déchéance des avantages étant prévus, en application de l'article 1649 nonies A.

Prévu par l'article 238 bis HZ bis , un décret fixe les modalités d'application des articles précédents.

L'article 212 bis dispose que l'entreprise, membre d'un groupe consolidé, peut déduire 75 % du montant des charges financières nettes non admises en déduction en application du I lorsque le ratio entre ses fonds propres et l'ensemble de ses actifs est égal ou supérieur à ce même ratio déterminé au niveau du groupe consolidé auquel elle appartient.

L'article 217 quindecies dispose que, pour l'établissement de l'impôt sur les sociétés, les entreprises peuvent pratiquer, dès l'année de réalisation de l'investissement, un amortissement exceptionnel égal à 50 % du montant des sommes effectivement versées pour la souscription au capital des sociétés précitées. Le bénéfice de cet amortissement est subordonné au respect du règlement du 18 décembre 2013 relatif aux aides de minimis ^{71 ( * )} .

Ces sociétés d'approvisionnement d'électricité à long terme sont visées par le code de l'énergie :

- d'une part, l'article L. 336-4 dispose que le volume maximal cédé en application du dispositif de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique, en application de l'article L. 336-3, est calculé en décomptant les volumes d'électricité correspondant aux droits des actionnaires des sociétés de capitaux agréées qui ont pour activité l'acquisition de contrats d'approvisionnement à long terme d'électricité, selon des conditions précisées par décret ;

- d'autre part, l'article L. 335-5 prévoit que les contrats d'approvisionnement en électricité dont bénéficient les actionnaires des sociétés de capitaux agréées qui ont pour objet l'acquisition de contrats d'approvisionnement à long terme d'électricité sont réputés comprendre un montant de garanties de capacité ;

- enfin, l'article L. 523-2 dispose que l'électricité vendue dans le cadre de contrat d'approvisionnement à long terme d'électricité est pris en compte dans le taux de redevance proportionnelle aux recettes appliquée à toute nouvelle concession hydroélectrique.

D. Un contrat existe entre le groupe EDF et le consortium Exeltium pour garantir l'approvisionnement de ce dernier en électricité

Exeltium constitue un consortium d'achat d'électricité nucléaire regroupant 25 groupes industriels, une centaine de sites électro-intensifs et 28 000 emplois directs. Son objectif est de garantir la sécurité d'approvisionnement de ces groupes et sites.

Signé en 2008 et institué en 2010, le dispositif vise à permettre des livraisons de blocs d'énergie, sur une durée d'au plus 24 ans, à un prix prévisible. Fin 2022, ce sont ainsi 90 térawattheures (TWh) d'électricité nucléaire sur un total de 148 TWh qui ont été livrés. Le prix comporte une avance en tête, versée au début du contrat et un prix d'enlèvement, payé au fur et à mesure de la livraison d'électricité, auquel s'ajoute le coût de la dette initiale. Or, en 2014, le contrat a été aménagé : d'une part, le prix d'enlèvement a été baissé, de façon à ce que le cumul avec le service de la dette, en tenant compte des fonds propres apportés par les actionnaires, donne un prix équivalent à celui de l'Arenh ; d'autre part, le prix d'enlèvement a intégré une indexation sur le prix des marchés de gros ; enfin, la dette a été refinancée. Compte tenu de la forte hausse des prix de marché de gros de l'électricité intervenue depuis lors, le prix Exeltium actuel, c'est-à-dire le prix d'enlèvement et le service de la dette, atteint 72 €/MWh en 2022, en hausse de 80 % en un an.

E. La Commission de régulation de l'énergie (CRE) dispose de la compétence de régulation du marché de l'électricité, sans aller jusqu'à pouvoir encadrer les PPA

En effet, la CRE a pour missions :

- de concourir au bon fonctionnement du marché de l'électricité (article L. 131-1 du code de l'énergie) ;

- de surveiller les transactions effectuées entre fournisseurs, négociants et producteurs (article L. 131-2 du code de l'énergie) ;

- de préciser la méthode de calcul des coûts de production de l'Arenh et les règles de calcul et d'ajustement des droits des fournisseurs, en proposant en particulier un prix et un volume (articles L. 134-1, L. 134-4 et L. 134-5 du code de l'énergie) ;

- de proposer les tarifs réglementés de vente de l'électricité (TRVE) et les tarifs de cession aux entreprises locales de distribution (ELD) (article L. 134-5 du code de l'énergie) ;

- de publier un rapport sur le fonctionnement du marché de détail de l'électricité (article L. 134-15-1 du code de l'énergie).

II. Le dispositif envisagé - Des modifications différentes visant à consolider le rôle de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) dans l'évolution des contrats d'achat existants, donner un cadre légal à de tels contrats et actualiser le régime fiscal des sociétés de financement

A. Le dispositif proposé prévoit de consolider les pouvoirs de la CRE dans l'évolution des contrats d'achat existants, donner un cadre légal à de tels contrats et actualiser le régime fiscal des sociétés de financement

L' article 17 institue des contrats d'achat d'électricité de long terme ainsi que des primes dans les arrêtés tarifaires.

Le I de cet article rétablit un article L. 134-4 dans le code de l'énergie prévoyant que :

- lorsque, en raison d'évolutions exceptionnelles des marchés de l'électricité, des conditions d'indexation du prix de cession de l'électricité aux prix de marché fixés par l'un des contrats d'approvisionnement à long terme d'électricité, mentionnés à l'article 238 bis HW du code général des impôts, et conclus avant l'entrée en vigueur de la loi, sont de nature à entraîner des évolutions de prix de l'électricité cédée aux actionnaires industriels de la société cocontractante susceptibles par leur ampleur, de compromettre de manière grave, l'équilibre économique du contrat, la CRE peut être saisie par l'une des parties à ce contrat d'une demande de révision de ces clauses ;

- si la CRE estime cette demande justifiée, eu égard à l'état des marchés, à l'importance économique du contrat et à l'impact de la mise en oeuvre de ces clauses sur la viabilité économique des cocontractants, elle élabore, dans un délai de 2 mois à compter de la date de sa saisine, des propositions d'évolution des mécanismes d'ajustements financiers ou des clauses d'indexation du prix de cession de l'électricité aux prix de marché prévues par ce contrat, dont elle peut également prolonger la durée ;

- ces propositions soumises aux parties assurent la rémunération du producteur, compte tenu de l'ensemble de ses coûts de production, et garantissent aux industriels actionnaires de la société cocontractant une visibilité sur l'évolution du prix de vente de l'électricité pour la durée du contrat restant à courir ;

- un décret en Conseil d'État, prix après avis de la CRE, précise les modalités d'application de l'article ;

Le II de l'article 17 modifie le livre III du code de l'énergie, sur les dispositions relatives à l'électricité.

Le 1° modifie la procédure de concurrence applicable aux contrats d'achat ou de complément de rémunération.

Le a) modifie l'article L. 311-12 du code de l'énergie sur deux points.

D'une part, il prévoit que les candidats retenus « peuvent » bénéficier d'un contrat d'achat, plutôt qu'en « bénéficient » comme actuellement.

D'autre part, il précise que ces contrats portent sur « tout ou partie » de l'électricité produite, contre la totalité en l'état actuel du droit.

Le b) modifie l'article L. 311-5-3 du code de l'énergie, pour appliquer les contrôles aux installations ayant été désignées lauréates à l'issue d'une procédure de mise en concurrence, plutôt qu'à celles pour lesquelles une demande de contrat d'achat ou de complément de rémunération, visés à l'article L. 311-12 du code de l'énergie, a été faite.

Le c) modifie l'article L. 314-4 du code de l'énergie, afférent aux conditions dans lesquelles les ministres de l'économie et de l'énergie arrêtent, après avis de la CRE, les contrats d'achat de l'électricité produite par des installations de production d'électricité renouvelable, prévues à l'article L. 314-4 du code de l'énergie.

Cet article prévoit que ces conditions peuvent comprendre une prime tenant compte des coûts qui ne sont pas ouverts par la vente de l'électricité à l'acheteur de l'électricité ; le c) supprime la condition selon laquelle le producteur doit consommer tout ou partie de l'électricité produite par l'installation et la restriction visant l'électricité non consommée par le producteur.

Le 2° modifie l'autorisation d'achat pour revente, mentionnée à l'article L. 333-1 du code de l'énergie.

Tout d'abord, il applique aux producteurs d'électricité concluant un contrat de vente directe d'électricité à des consommateurs finals ou à des gestionnaires de réseaux pour leurs pertes une autorisation délivrée par l'autorité administrative.

Plus encore, il permet aux producteurs d'électricité non titulaires d'une telle autorisation de désigner un tiers, déjà titulaire d'une telle autorisation, afin qu'il assume, par délégation, à l'égard des consommateurs finals, les obligations incombant aux fournisseurs d'électricité, notamment au chapitre V du livre III relatif à la contribution des fournisseurs à la sécurité d'approvisionnement en électricité.

Enfin, il prévoit qu'un décret en Conseil d'État, pris après avis de la CRE, précise les modalités d'application de l'article.

Le III de l'article 17 prévoit que la CRE dresse le bilan des contrats conclus en application du 2° du I de l'article L. 333-1 du code de l'énergie et remette au Gouvernement, dans un délai de six mois suivant l'entrée en vigueur de la loi, un rapport faisant l'inventaire des modalités contractuelles possibles de vente d'électricité entre un producteur et un ou plusieurs consommateurs finals.

Le IV de l'article 17 modifie le CGI sur plusieurs points :

- il modifie l'article 212 bis sur la détermination du bénéfice imposable au titre de l'IS sur deux points :

§ il précise que les charges supportées par les sociétés de capitaux agréées ayant pour activité l'acquisition de contrat d'approvisionnement de long terme, visées à l'article 238 bis HW, sont déductibles du résultat final soumis à l'IS, en application de l'article 212 bis ;

§ il précise que ces dispositions s'appliquent aux charges financières nettes supportées par les sociétés précitées.

- il modifie l'article 238 bis HW, sur le financement en capital des sociétés d'approvisionnement à long terme d'électricité sur quatre points :

§ il remplace la référence au dernier exercice clos en 2005 par le dernier exercice clos avant la conclusion par la société de son premier contrat d'approvisionnement de long terme pour l'exercice des droits à consommation acquis par un associé ;

§ il précise que l'agrément délivré par le ministre chargé du budget, après avis du ministre chargé de l'énergie, aux sociétés de capitaux agréées ayant pour activité l'acquisition de contrats d'approvisionnement de long terme, visé à l'article 238 bis HW, ne peut être délivré que si ces contrats sont exclusivement conclus avec EDF ou des producteurs d'électricité exploitant exclusivement des installations de production d'électricité renouvelable ; dans ce second cas, le producteur doit être établi et ses moyens doivent être installés sur le territoire d'un État membre de l'Union européenne ou, dans le cadre d'accords internationaux, sur le territoire d'un autre État ;

§ il remplace la référence à tout consommateur final d'électricité, mentionné à l'article L. 331-2 du code de l'énergie, par les entreprises fortement consommatrices d'électricité, mentionnées à l'article L. 351-1 du même code, pour la souscription des actions des sociétés de capitaux agréées ayant pour activité l'acquisition de contrat d'approvisionnement de long terme ;

§ il supprime le fait que les consommations d'électricité de cette entreprise donnent lieu au paiement de la contribution aux charges du service public de l'électricité (CSPE), prévue aux articles L. 121-10 à 121-16 du code de l'énergie ;

B. Le dispositif proposé n'a pas soulevé de difficultés dans les avis préalables du Conseil d'État ou du Conseil national de la transition écologique (CNTE) même si le premier a soulevé l'articulation du dispositif avec la liberté contractuelle et le second son extension aux collectivités territoriales

Dans son avis sur le projet de loi, le Conseil d'État a indiqué que « le Conseil d'État estime que ne peuvent demeurer dans le projet de loi les dispositions supprimant dans l'article 217 quindecies du code général des impôts la condition subordonnant expressément le bénéfice de l'amortissement exceptionnel [...] au respect de la règlement européenne relative aux aides de minimis ».

S'agissant de l'étude d'impact, il a précisé qu' « il estime, toutefois, que cette étude devrait encore être précisée avant le dépôt du projet de loi au Parlement, notamment en ce qui concerne le contrat qui, selon l'étude, serait le seul susceptible d'entrer, dans les faits, dans le champ d'application de la mesure (contrat passé entre Électricité de France et la société d'achat Exeltium pour l'approvisionnement en électrique durant 24 ans des 27 entreprises électro-intensives ayant constitué cette société ».

Pour ce qui est des dispositions, il a précisé qu' « elles ne soulèvent aucune difficulté d'ordre constitutionnel, notamment au regard des exigences en matière contractuelle découlant des articles 4 et 16 de la Déclaration des droits de l'homme et du citoyen de 1789 ou d'ordre constitutionnel notamment au regard du droit de l'Union européenne, et n'appellent pas à d'autre observation de la part du Conseil d'État ».

Pour autant, le Gouvernement a reconnu que la question se pose, dans son étude d'impact, spécifiant que « l'intervention publique sur des contrats de droit privé existants (induite par la modification de l'article 238 bis du HW du CGI) peut poser la question du respect du principe constitutionnel de liberté d'entreprendre. Le Conseil constitutionnel reconnaît toutefois qu'"il est loisible au législateur d'apporter à la liberté d'entreprendre, qui découle de l'article 4 de la Déclaration des droits de l'homme et du citoyen de 1789, des limitations liées à des exigences constitutionnelles ou justifiées par l'intérêt général, à la condition qu'il n'en résulte pas d'atteinte disproportionnée au regard de l'objectif poursuivi. »

Pour ce qui est du Conseil national de la transition énergétique (CNTE), dans son avis sur le projet de loi, il a indiqué qu'il « encourage le développement des contrats d'achat PPA « Power Purchase Agreements », certains souhaitant voir étendue la possibilité de contractualisation aux collectivités, en veillant au respect des principes d'égalité de traitement des territoires et de leurs habitants. »

Dans le même temps, il a précisé qu'il « regrette l'absence de dispositions spécifiques pour étendre le bénéfice de l'obligation d'achat du photovoltaïque aux départements d'Outre-mer [...] prendre en compte l'empreinte carbone de production et d'acheminement des équipements [ou] faciliter les projets d'autoconsommation individuelle et collective. »

III. La position de la commission - Des dispositions très techniques et très impactantes, devant être ajustées dans le sens d'un plus grand respect de la liberté contractuelle et étendues aux biogaz, dans un souci de neutralité technologique, et aux collectivités territoriales, dans une perspective de territorialisation accrue

A. La commission est réservée sur l'opportunité de permettre à la CRE de proposer des révisions aux clauses des contrats d'approvisionnement à long terme à la demande des parties

Tout d'abord, cette disposition ne vise en réalité que le contrat liant le groupe EDF au consortium Exeltium, de sorte que l'opportunité de légiférer pour un cas unique se pose.

Plus encore, alors que le Gouvernement a annoncé l'examen prochain au Parlement d'un projet de loi relatif au nucléaire, cette disposition apparaît très en marge de l'objet du texte actuellement examiné, qui concerne l'accélération de la production d'énergies renouvelables.

Par ailleurs, le contrat visé étant de droit privé, légiférer sur un tel sujet se heurte nécessairement aux principes constitutionnels, tels que celui de la liberté contractuelle. Au reste, cette préoccupation a bien été identifiée par le Gouvernement lui-même dans l'étude d'impact, qui indique que « l'intervention publique sur des contrats de droit privé existants (induite par la modification de l'article 238 bis du HW du CGI) peut poser la question du respect du principe constitutionnel de liberté d'entreprendre ».

Autre difficulté, cette disposition n'a fait l'objet d'aucune évaluation financière, l'étude d'impact ne donnant aucun renseignement sur son effet sur la situation du groupe EDF comme des consommateurs électro-intensifs.

Enfin, la disposition présente plusieurs ambiguïtés quant aux attributions de la CRE :

• Même si la CRE disposant déjà des compétences pour surveiller le marché de l'électricité et les transactions entre fournisseurs, négociants et producteurs, exerçant de surcroît des compétences plus spécifiques en matière d'Arenh, de TRV ou de tarifs de cession des ELD, la disposition reviendrait à lui confier une compétence supplémentaire à moyens constants ;

• De plus, la CRE aurait à elle seule la charge de la disposition, alors que ce sont les ministres de l'énergie et de l'économie, sur proposition de la CRE, qui doivent arrêter les nouvelles conditions financières de l'obligation d'achat en matière de photovoltaïque, par la loi de finances pour 2021 ^{72 ( * )} ;

• Compte tenu de la nécessité de respecter le principe de liberté contractuelle, les pouvoirs de la CRE seraient cependant limités à l'édiction de propositions. Ces pouvoirs sont ambigus d'autant que l'article fait référence, tantôt à une « révision », tantôt à une « proposition ». Il ne précise pas que les parties demeurent libres de donner à ces propositions la suite qu'elles entendent. À l'inverse, un décret en Conseil d'État doit déterminer les modalités d'application de l'article, ce qui n'exclut pas que des dispositions plus contraignantes puissent être introduites par voie règlementaire.

Interrogé par le Rapporteur, le Gouvernement a indiqué que l'objectif du dispositif est de maintenir l'équilibre économique du contrat et de permettre sa poursuite à long terme. Il a affirmé qu'il est légitime de confier cette mission à la CRE car elle est déjà en charge de la surveillance des marchés de l'énergie. Il a ajouté qu'une intervention de l'État sur un contrat de droit privé serait à apprécier du point de vue de la liberté d'entreprendre. Enfin, il a précisé que les parties sont libres de reprendre les propositions de la CRE auxquelles elles ne sont pas liées.

B. La commission est, sur le principe, favorable au soutien des énergies renouvelables par des contrats d'achat de long terme ( Power Purchase Agreeement - PPA)

Les PPA sont un outil utile pour mobiliser des financements privés pour les projets d'énergies renouvelables.

Pour autant, le Rapporteur est attentif à ce que ces dispositifs de soutien privés ne viennent pas se substituer totalement à ceux publics, l'État devant continuer de jouer son rôle dans le financement de l'application de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE). Ici encore, il déplore l'absence d'évaluation financière des modifications proposées.

Or, la rédaction proposée du nouvel article L. 311-12 du code de l'énergie pourrait conduire à ce que les porteurs de projets d'énergies renouvelables « puissent bénéficier » , et non plus « bénéficient » , des contrats d'achat et des compléments de rémunération, de surcroît pour « tout ou partie de l'électricité produite ».

Si ces assouplissements sont nécessaires pour permettre le recours à des PPA, tels qu'ils sont rédigés, ils font peser une incertitude juridique sur les contrats d'achat et compléments de rémunération eux-mêmes, d'autant que les PPA ne sont pas visés.

De plus, le Rapporteur est attentif à ce que les PPA créés couvrent bien les besoins des acteurs économiques.

Or, il retient de ces auditions le souhait :

- de ne pas limiter leur mise en place par de seuls fournisseurs titulaires d'une autorisation d'achat d'électricité pour revente, au sens de l'article L. 333-1 du code de l'énergie, à l'instar de Banque publique d'investissement (BPI) France ;

- de permettre aux collectivités territoriales ou à leurs groupements de participer aux PPA, en tant que producteurs comme fournisseurs, à l'image de la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR) ;

- de prévoir un droit d'accès aux PPA et la remise d'un rapport d'évaluation après an, pour la Commission de régulation de l'énergie (CRE) ;

- d'étendre au gaz ou à la chaleur renouvelable les PPA, comme le suggèrent les professionnels de ces secteurs.

Sollicité par le rapporteur, le Gouvernement a indiqué que l'objectif du dispositif est de permettre aux producteurs retenus dans les procédures de mise en concurrence de valoriser une partie de leur production dans les PPA et une autre dans l'obligation d'achat ou le complément de rémunération. L'intérêt est de diminuer le coût du soutien aux projets d'énergies renouvelables tout en maintenant le volume inchangé. Il a précisé que les appels d'offres et les contrats en cours ne seront pas modifiés et que les porteurs de projets auront la faculté d'y recourir. S'agissant de la prime prévue dans le cadre de l'obligation d'achat, l'objectif est de l'appliquer aux projets d'énergies renouvelables hors autoconsommation également.

S'agissant des producteurs, le Gouvernement a affirmé qu'il s'agit de producteurs d'électricité nucléaire ou renouvelable, titulaire une autorisation d'achat pour revente, mentionnée à l'article L. 331-1 du code de l'énergie. Concernant les consommateurs finals, il s'agit des clients achetant leur électricité pour leur propre usage. Les collectivités territoriales ou leurs groupements, les industriels ou les PME-TMPE peuvent être considérés comme des producteurs s'ils disposent d'une autorisation administrative ^{73 ( * )} . Ils sont considérés comme des consommateurs finals, dès lors qu'ils achètent de l'électricité pour leur propre usage. Il a précisé que les tiers visés sont des producteurs ou des consommateurs titulaires de l'autorisation précitée.

Pour ce qui est du rapport de la CRE, le Gouvernement a précisé qu'il a vocation à nourrir des évolutions règlementaires. Il s'est dit favorable à un dispositif similaire sur le biogaz, mais n'a pas identifié de besoin pour l'hydrogène. Aucune notification à la Commission européenne ou modification du code de la commande publique n'est selon lui nécessaire.

C. La commission est, sur le principe, favorable aux sociétés de financement de long terme

Tout comme les PPA, les sociétés de financement de long terme sont un outil nécessaire pour permettre un mode de financements privés des projets d'énergies renouvelables. Là aussi, l'évaluation financière des modifications suggérées manque. Aucun chiffrage n'est fourni sur l'impact de ce nouveau dispositif sur les recettes de l'IS.

Cependant, le rapporteur relève que le dispositif présente plusieurs ambiguïtés :

• Tout d'abord, l'agrément institué pour les sociétés de financement de long terme, à l'article 238 bis HW du code général des impôts (CGI) ne pourrait être délivré « que si les contrats d'approvisionnement de long terme d'électricité sont conclus soit avec Électricité de France, soit avec des producteurs d'électricité pour un approvisionnement uniquement en électricité renouvelable ». Or, l'agrément du consortium Exeltium, qui a pour base légale l'article précité, repose sur un approvisionnement en électricité nucléaire. Il est donc utile de clarifier la disposition pour que le caractère uniquement renouvelable de l'approvisionnement en électricité vise les autres producteurs, et non EDF ;

• Plus encore, en revitalisant les sociétés de financement de long terme prévues à l'article susmentionné, en leur permettant notamment de poursuivre une production d'électricité renouvelable, la disposition pourrait avoir des répercussions sur le dispositif de l'Arenh. En effet, l'article L. 336-4 du code de l'énergie dispose « les volumes d'électricité correspondant aux droits des actionnaires de capitaux qui ont pour activité l'acquisition de contrats d'approvisionnement à long terme d'électricité sont décomptés dans des conditions précisées par décret » du volume maximal de l'Arenh. Dès lors, une coordination apparaît nécessaire pour exclure de ce décompte l'approvisionnement en électricité renouvelable ;

• S'agissant du périmètre du dispositif, il ne pourrait plus bénéficier à tout consommateur final d'électricité, au sens de l'article L. 331-2 du code de l'énergie, mais seulement à ceux électro-intensifs, au sens de l'article L. 351-1 du même code. De plus, les collectivités territoriales et leurs groupements souhaiteraient pouvoir en bénéficier. Il en est de même des professionnels du gaz et de la chaleur renouvelable.

Sur ces différents points, le Gouvernement a indiqué ne pas disposer de chiffrage de la déductibilité proposée de l'IS. Il a précisé que les producteurs visés sont le groupe EDF pour la production d'électricité nucléaire et tous les producteurs pour celle d'électricité renouvelable. Il ajouté que la référence aux consommateurs électro-intensifs est préférable à celle de tout consommateur final. Il a indiqué que la référence à la CSPE était obsolète et qu'un risque d'effet rétroactif était très limité compte tenu des délais inhérents à la mise en oeuvre du dispositif. Enfin, il n'a pas identifié de besoin d'extension du dispositif au biogaz ou à l'hydrogène. Comme pour le précédent dispositif, aucune notification à la Commission européenne ou modification du code de la commande publique n'est selon lui nécessaire.

Le rapporteur a présenté trois amendements ( COM-349 , COM-350 , COM-351 ).

Le premier amendement a pour objet d'ajuster le dispositif, prévu au I de l'article 17, permettant à la CRE d'élaborer des propositions de révision du contrat de long terme liant le consortium Exeltium au groupe EDF.

Ce contrat étant de droit privé, le principe de liberté contractuelle nécessite de bien préciser qu'il ne s'agit que d'une mission d'expertise, à la libre disposition des parties, et non de régulation, les « demandes de révision » et « proposition d'évolution » initialement évoquées pouvant être consolidées.

Le deuxième amendement tend à consolider le dispositif des contrats d'achat de long terme ( Power Purcharse Agreements - PPA ), prévus au II de l'article 17 :

- en précisant que le recours aux PPA pour l'électricité dans le cadre du soutien aux installations de production d'électricité renouvelable doit intervenir selon une logique complémentaire aux obligations d'achat ou aux compléments de rémunération, en accord avec le porteur de projet et sans aucun effet rétroactif ;

- en créant un statut pour les PPA pour le biogaz ^{74 ( * )} et en appliquant le même encadrement aux installations de production de biogaz que celui exposé s'agissant des installations de production d'électricité renouvelable ;

- en permettant aux collectivités territoriales de bénéficier de ces PPA en électricité comme en gaz, un nouveau décret étant requis pour que le Gouvernement fixe des durées de marchés publics compatibles avec ces PPA, seule la durée des accords-cadres étant fixée dans la loi et le droit européen, celle des marchés de fourniture, de partenariat ou de concession étant règlementaire ;

- en prévoyant que le rapport de la CRE sur les modalités de vente directe, concerne aussi bien l'électricité que le biogaz ^{75 ( * )} , le délai de sa remise étant allongé à 12 mois.

Le troisième amendement vise à conforter le dispositif des sociétés d'approvisionnement d'électricité à long terme, mentionnées au III de l'article 17 :

- en précisant que l'agrément concerne, soit les contrats nucléaires comme renouvelables du groupe EDF, soit les contrats renouvelables des autres producteurs, faute de quoi la base actuelle du consortium Exeltium serait fragilisée ;

- en prévoyant une coordination avec les volumes décomptés de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (Arenh), en l'absence de laquelle les sociétés d'approvisionnement à long terme aux activités renouvelables pourraient avoir un impact sur les volumes de ce dispositif nucléaire ;

- en supprimant le ciblage des bénéficiaires du dispositif sur les consommateurs électro-intensifs, au sens de l'article L. 351-1 du code de l'énergie, pour lui préférer la référence actuelle aux consommateurs finals, au sens de l'article L. 331-2 du même code, pour que les entreprises intermédiaires puissent également être éligibles .

Ces amendements sont en lien direct avec les dispositions initiales du projet de loi afférentes aux mesures transversales de financement des énergies renouvelables et de partage territorial de la valeur des énergies renouvelables, mentionnées au titre IV.

Ainsi, la disposition relative aux PPA pour le biogaz est en lien direct avec les dispositions initiales du projet de loi relatives aux conditions d'accès et modalités d'application des obligations d'achat et compléments de rémunération attribués par appels d'offres, figurant à son article 17 notamment, et aux mesures de soutien au biogaz, figurant non seulement à son article 19 mais aussi à l'article 1 ^er et 4 notamment.

De plus, la disposition relative à l'accès des collectivités des PPA est également en lien direct avec les dispositions initiales du projet de loi portant sur les conditions d'accès aux PPA, et notamment à la définition des fournisseurs ou producteurs éligibles au 2° du II de l'article 17.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Article 17 bis (nouveau) (délégué)

Consolidation du critère du « bilan carbone » conditionnant
l'accès des projets d'énergies renouvelables aux appels d'offres
et intégration du stockage à la prochaine planification énergétique

Introduit par un amendement ( COM-352 ) présenté par le rapporteur, cet article vise à intégrer le stockage de l'énergie à la loi quinquennale sur l'énergie et à compléter le bilan carbone conditionnant l'accès des projets d'énergies renouvelables aux obligations d'achat et aux compléments de rémunération attribués par appels d'offres.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Dans leur rapport d'information sur la souveraineté économique de la France ^{76 ( * )} , la Présidente Sophie Primas, le Sénateur Franck Montaugé et la Sénatrice Amel Gacquerre ont relevé plusieurs impensés de la transition énergétique

Le premier impensé est le stockage des énergies renouvelables, qui pêchent encore trop par leur intermittence. Le second est la dépendance aux minerais et métaux stratégiques de ces énergies.

C'est pourquoi l'amendement présenté par le rapporteur ( COM-352 ) a pour objet :

- de prévoir que le développement de la production d'énergies renouvelables s'accompagne de leur stockage , à l'occasion de la prochaine loi de programmation de l'énergie, prévue à l'article L. 100-1 A du code de l'énergie ;

- de permettre que les minéraux et métaux stratégiques nécessaires aux installations de production d'énergies renouvelables soient pris en compte dans le « bilan carbone », prévu pour les appels d'offres les soutenant, en application des articles L. 314-1 A et L. 446-1 du même code.

Ce faisant, l'amendement ajoute l'étape de l'extraction à ce bilan carbone et le complète par des critères objectifs liés à la consommation de minerais ou de métaux (pour l'extraction), à la consommation en circuits courts (pour la fabrication), à l'impact sur les réseaux (pour le transport), à l'occupation des sols (pour l'utilisation) et au recyclage et au démantèlement (pour la fin de vie).

Parce que la transition énergétique doit reposer sur un solide tissu industriel et être pourvoyeuse d'emplois et de compétences, la commission est convaincue de l'intérêt du bilan carbone.

Aussi a-t-elle adopté l'amendement ( COM-352 ) ainsi proposé par le rapporteur.

Cet amendement est en lien direct avec les dispositions initiales du projet de loi afférentes aux conditions d'accès et aux modalités d'application des obligations d'achat et compléments de rémunération attribués par appels d'offres, figurant à son article 17 notamment, et aux mesures de soutien au stockage, figurant à son article 1 ^er notamment.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Chapitre II

Mesures en faveur d'un partage territorial de la valeur des énergies renouvelables

Article 18 (délégué)

Institution d'un régime de partage territorial de la valeur
issue des projets d'énergies renouvelables
avec les ménages et les communes concernés

Cet article vise à instituer un régime de partage territorial de la valeur des énergies renouvelables avec les ménages résidant et les communes accueillant les projets.

Le rapporteur a proposé quatre amendements ( COM-353 , COM-354 , COM-355 rect, COM-36 ) visant à consolider ou compléter ce régime.

Le premier amendement propose de rendre plus opérationnel le versement lié au partage territorial de la valeur issue de la production d'énergies renouvelables :

- en l'appliquant à l'ensemble des installations de production d'énergies renouvelables ;

- en le ciblant sur les communes et établissements publics de coopération intercommunale (EPCI), de sorte que la compensation demeure collective et publique, et non individuelle et privée ;

- en visant, non seulement les communes et établissements d'implantation mais aussi les communes depuis lesquelles ces installations sont visibles.

Le deuxième amendement tend à compléter ce versement en instituant une contribution au partage territorial de la valeur, dans le cadre des appels d'offres appliqués en matière d'électricité et de gaz renouvelables.

Cette contribution peut prendre la forme d'un engagement du porteur de projet au financement, direct ou indirect, de projets portés par la commune ou l'EPCI ou des communes en co-visibilité en faveur de la transition énergétique.

Le troisième amendement propose de compléter ce versement en consolidant la faculté pour les citoyens ou les collectivités de prendre des participations dans des sociétés de production d'énergies renouvelables.

Ainsi, les maires des communes d'implantation ou les présidents d'EPCI d'implantation devront faire l'objet d'une information spécifique en amont de la constitution de la société ou de la vente de la participation, afin de leur permettre de proposer le cas échéant une offre d'achat.

Le dernier amendement a pour objet de prévoir que les communes et les EPCI rendent compte de l'utilisation faite des dispositifs institués par le présent article dans le cadre du rapport budgétaire annuel ainsi que de leurs plans de transition et de leurs plans climat-air-énergie territoriaux (PCAET).

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

I. La situation actuelle - Des obligations d'information applicables aux fournisseurs et des conditions d'implantations applicables aux producteurs, ne prévoyant aucun mécanisme de redistribution

A. Les fournisseurs d'électricité sont soumis à des obligations d'information dans le cadre de leurs offres d'électricité

Les articles L. 224-1 à L. 226-16 du code de l'énergie précisent les règles applicables aux contrats de fourniture d'électricité ou de gaz, pour une puissance inférieure ou égale à 36 kilovoltampères (kVA) ou 30 000 kilowattheures (kWh) par an.

Les articles L. 224-3 et L. 224-7 précisent les informations devant être contenues par les offres de fourniture. Pour le gaz, ces offres doivent préciser « les proportions de gaz naturel et de biométhane dans le gaz proposé ».

Les articles L. 331-1 à L. 337-16 du code de l'énergie précisent les obligations auxquelles sont assujettis les fournisseurs exerçant l'activité d'achat d'électricité pour revente aux consommateurs finals ou aux gestionnaires de réseaux, mentionnés à l'article L. 333-1 du même code.

Ces fournisseurs doivent notamment respecter :

- le droit pour tout consommateur de choisir son fournisseur d'électricité ;

- une obligation d'information et de communication auprès du consommateur ;

- une obligation de contribution à la sécurité d'approvisionnement en électricité, en disposant de garanties d'effacement de consommation ou de production.

L'article R. 333-10 du code de l'énergie dispose que les fournisseurs d'électricité indiquent sur les factures d'électricité adressées aux consommateurs finals de manière compréhensible et aisément comparable les différentes sources d'énergies utilisées pour produire l'électricité qu'ils ont commercialisée dans le cadre de l'offre souscrite et la contribution respective de chacune d'elles à cette offre, au cours de l'année précédente.

Ils doivent également faire figurer dans leurs documents promotionnels et dans un document joint aux factures les différentes sources d'énergie utilisées pour produire de l'électricité et la contribution de chacune d'entre elles à leur offre globale, ainsi que la quantité de dioxyde de carbone ou de déchets radioactifs générée par la production d'un kilowattheure (KWh) à partir de la totalité des sources d'énergie primaire utilisées.

Parmi les autres obligations pesant sur les fournisseurs figurent :

- l'obligation d'accepter le règlement en chèque énergie, mentionnée à l'article L. 124-1 ;

- l'obligation de concourir au financement du fonds de solidarité, mentionné à l'article 6-3 de la loi « Logement », du 31 mai 1990 ^{77 ( * )} , en application de l'article L. 122-6 ;

- l'obligation de permettre aux consommateurs en situation de précarité énergétique d'accéder aux données de consommation en temps réel, mentionné à l'article L. 124-5 ;

- l'obligation de réaliser, directement ou indirectement, des économies d'énergie, d'acquérir des certificats d'économie d'énergie ou de contribuer à des programmes de réduction de la consommation d'énergie, en application des articles L. 221-1 et L. 221-1-1.

Enfin, les fournisseurs d'électricité peuvent proposer des offres aux tarifs réglementés de vente d'électricité (TRV) ; l'article L. 337-6 du code de l'énergie prévoit qu'ils sont établis par l'addition :

- du prix de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique ^{78 ( * ),79 ( * )} ;

- du coût du complément d'approvisionnement au prix de marché ;

- de la garantie de capacité ;

- des coûts d'acheminement de l'électricité ;

- des coûts de commercialisation ;

- d'une rémunération normale de l'activité de fourniture.

B. Les fournisseurs d'électricité voient leurs obligations être compensées au titre des charges de service public de l'énergie

L'article L. 121-8 du code de l'énergie dispose que les charges imputables aux missions de service public (CSPE) comprennent :

- les pertes de recettes dues aux réductions sur les services liés à la fourniture d'électricité, accordées aux bénéficiaires du chèque énergie, mentionnées à l'article L. 124-1 ;

- les coûts supportés par les fournisseurs d'électricité en raison de leur participation au dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité énergétique, mentionné à l'article L. 122-6 ;

- les coûts supportés par les fournisseurs d'électricité en raison de la mise en oeuvre du dispositif en faveur des personnes en situation de précarité énergétique, mentionné à l'article L. 124-5.

Dans sa délibération du 13 juillet 2022 ^{80 ( * )} , la CRE a estimé que ces dispositifs sociaux représentent 29,0 M€ pour 2021, 36,3 M€ pour 2022 et 43,9 M€ pour 2023.

D. L'implantation des projets d'énergies renouvelables est encadrée par les codes de l'urbanisme, de l'énergie et de l'environnement

La mise en place d'installations de production d'énergies renouvelables est soumise à certaines conditions ou procédures, instituées ou renforcées par les lois « Climat-Résilience », du 22 août 2021 ^{81 ( * )} , et « Pouvoir d'achat », du 16 août 2022 ^{82 ( * )} :

- le porteur de projet d'une installation d'éolienne terrestre doit adresser, un mois avant la demande d'autorisation environnementale, le résumé non technique de l'étude d'impact aux maires de la commune concernée et de celles limitrophes, le premier pouvant faire part de ses observations, dans un délai d'un mois et après délibération du conseil municipal, auxquelles doit répondre le porteur de projet (article L. 181-28-2 du code de l'environnement) ;

- la personne chargée de l'organisation de la procédure de participation du public relative à un projet d'installation éolienne en mer doit inviter les collectivités territoriales situées sur le littoral de la façade maritime à formuler un avis (article L. 121-8-1 du code de l'environnement) ;

- l'autorité administrative, lorsqu'elle est saisie d'une demande d'autorisation, de déclaration ou d'enregistrement, d'une installation de production de biogaz ou de ses ouvrages connexes, définis par un décret en Conseil d'État, doit en informer sans délai le maire de la commune et le président de l'établissement public de coopération intercommunale concernés (article L. 446-57 du code de l'énergie) ;

- le représentant de l'État dans le département, lorsqu'il est saisi d'une demande de renouvellement, de prorogation ou de regroupement ou d'une concession doit en informer sans délai le maire de la commune et le président de l'établissement public de coopération intercommunale (EPCI) concernés et, le cas échéant, le comité de suivi de l'exécution de la concession, dont le seuil a été abaissé à 500 MW (III bis de l'article 89 de la loi « Climat-Résilience » et article L. 524-1 du code de l'énergie).

Ces deux dernières dispositions sont issues de la proposition de loi n° 389 tendant à inscrire l'hydroélectricité au coeur de la transition énergétique et de la relance économique , de 2021, ainsi que du rapport d'information sur la méthanisation dans le mix énergétique, de 2022 ^{83 ( * )} .

Enfin, depuis la loi « 3DS », du 21 février 2022 ^{84 ( * )} , l'article L. 151-42-1 du code de l'urbanisme dispose que le règlement du plan local d'urbanisme (PLU) ou du plan local d'urbanisme intercommunal (PLUi) peut délimiter « des secteurs dans lesquels l'implantation d'installations de production d'électricité à partir de l'énergie mécanique du vent est soumise à conditions, dès lors qu'elles sont incompatibles avec le voisinage habité ou avec l'usage des terrains situés à proximité ou qu'elles portent atteinte à la sauvegarde des espaces naturels et des paysages, à la qualité architecturale, urbaine et paysagère, à la mise en valeur du patrimoine et à l'insertion des installations dans le milieu environnant ».

Pour ce faire, les communes ou EPCI peuvent faire évoluer leur PLU et PLUi selon la procédure de modification simplifiée, prévue aux articles L. 153-45 à L. 153-48 du code de l'urbanisme, après enquête publique, prévue aux articles 123-1 à 123-18 du code de l'environnement, selon des modalités fixées par un décret en Conseil d'État.

L'entrée en vigueur du PLU ou du PLUi doit intervenir avant l'expiration d'un délai de six ans suivant la publication de la loi « Climat-Résilience », visé au 7° de l'article 194 de cette même loi.

Ces nouvelles dispositions se sont ajoutées à celles de droit commun, prévues par le code de l'urbanisme et le code de l'environnement.

Les élus locaux disposent ainsi des PLU et des PLUi pour règlementer l'installation des ouvrages de production d'énergie renouvelable. Le projet d'aménagement et de développement durable (PADD) lui permet d'exposer sa stratégie, le rapport du PLU lui permet de réaliser un diagnostic, les orientations d'aménagement et de programmation sont un outil souple (OAP) et le règlement un outil prescriptif.

De plus, l'article L. 515-44 du code de l'environnement prévoit que la délivrance de l'autorisation pour les éoliennes terrestres dont la hauteur des mâts dépasse 50 mètres est subordonnée à une distance minimum de 500 mètres.

L'article L. 111-6 du code de l'urbanisme interdit les constructions ou installations dans une bande de 100 mètres des autoroutes, routes express et déviations et 75 mètres des autres routes classées à grande circulation ; l'article L. 111-7 du même code réserve le cas des installations de production d'énergie solaire installées sur des parcelles délaissées par suite d'un changement de tracé des voies du domaine public routier ou de l'ouverture d'une voie nouvelle ou sur les aires de repos, les aires de service et les aires de stationnement situées sur le réseau routier.

L'article L. 122-5 du code de l'urbanisme dispose qu'en zones de montagne, l'urbanisation est réalisée en continuité avec les bourgs, villages, hameaux, groupes de constructions traditionnelles ou d'habitations existants, sous réserve de l'adaptation, du changement de destination, de la réfection ou de l'extension limitée des constructions existantes, ainsi que de la construction d'annexes, de taille limitée, à ces constructions, et de la réalisation d'installations ou d'équipements publics incompatibles avec le voisinage des zones habitées.

L'article L. 121-2 du code de l'urbanisme dispose que, en zones littorales, les éoliennes peuvent être implantées après délibération favorable de l'organe délibérant de l'EPCI intercommunale compétent en matière de PLU ou, à défaut, du conseil municipal de la commune concerné par l'ouvrage, et après avis de la commission départementale de la nature, des paysages et des sites (CNDPS). Cette dérogation s'applique en dehors des espaces proches du rivage et au-delà d'une bande d'un kilomètre, dont la largeur peut être adaptée par le PLU.

II. Le dispositif envisagé - Un dispositif de partage territorial de la valeur des énergies renouvelables

A. Le dispositif proposé consiste en une remise tarifaire sur la facture d'électricité des clients, dont les collectivités, pour favoriser l'acceptabilité des projets d'énergies renouvelables

L' article 18 institue un régime de partage de la valeur territoriale des énergies renouvelables avec les ménages résidant et les communes accueillant les projets.

Le 1° ajoute aux charges imputables aux missions de service public, définies à l'article L. 121-8 du code de l'énergie, les coûts supportés par les fournisseurs d'électricité en raison de la mise en oeuvre du versement prévu à l'article L. 337-17 du même code.

Le 2° complète les dispositions du chapitre VII du titre III du livre III du code de l'énergie sur les tarifs et les prix par une section 5 sur le partage territorial de la valeur des énergies renouvelables.

Les fournisseurs titulaires d'une autorisation d'achat pour revente, mentionnée à l'article L. 333-1 du code de l'énergie, doivent déduire le versement d'un montant forfaitaire annuels des montants dus par leurs clients finals résidentiels dont la résidence principale est dans le périmètre d'installations de production d'énergie renouvelable, déterminé en tenant compte de la nature et des caractéristiques de ces installations, ainsi que par les communes sur le territoire desquelles sont situés ces périmètres.

Ce versement peut être plafonné ; il fait l'objet d'une mention expresse sur les factures et d'une information annuelle des clients éligibles.

Sont fixés par voie règlementaire, après avis de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) et du Médiateur de l'énergie (MNE), notamment le montant du versement pour les clients résidentiels et les communes, et le cas échéant son plafonnement, de même la nature et les caractéristiques des installations ainsi que les distances prises en compte pour déterminer les périmètres y ouvrant droit.

B. Le dispositif proposé n'a pas soulevé de difficultés dans les avis préalables du Conseil d'État et du Conseil national de la transition écologique (CNTE)

Dans son avis sur le projet de loi, le Conseil d'État a indiqué « Le Conseil d'État admet, en premier lieu, que ce dispositif, qui introduit une différence de traitement entre consommateurs selon l'importance de la contribution du territoire où ils résident à l'atteinte des objectifs de la politique de la France en matière de lutte contre le réchauffement climatique, poursuit un objectif d'intérêt général justifiant, dans son principe, un soutien prenant la forme d'un rabais sur les factures des consommateurs, particuliers et collectivités. Il estime, toutefois, qu'eu égard précisément à l'objectif poursuivi, la différence de traitement introduite par le projet de loi entre résidences principales et secondaires ne se justifie pas. »

De plus, il a ajouté « il attire ensuite l'attention du Gouvernement sur la nécessité de justifier, par des critères objectifs et solidement étayés, au regard de cet objectif, les atteintes à l'égalité de traitement entre consommateurs ou entre collectivités qui pourraient résulter de l'application de ce dispositif innovant. Le projet de loi soumis au Conseil d'État comportant un renvoi non encadré à la voie règlementaire pour déterminer l'ensemble des paramètres de cette nouvelle forme de soutien. Il lui paraît essentiel de définir, par des dispositions de niveau législatif, la condition déclenchant cette déduction et consistant en un critère géographique (un périmètre), lui-même déterminé en tenant compte de la nature et des caractéristiques de ces installations. Il propose d'amender le projet en ce sens ».

Dans son avis sur le projet de loi, le Conseil national de la transition écologique (CNTE) a quant à lui indiqué qu'il « soutient le principe de répartition de la valeur au bénéfice des riverains, des collectivités territoriales et des acteurs économiques, visant à contribuer en partie à l'appropriation des projets, au développement et à l'attractivité des territoires, notamment à travers les retombées économiques et demande une analyse plus précise de la mesure proposée dans le projet de loi ; [...] préfère la mise en place de mesures visant à accroître les retombées locales à des échelles pertinentes pour développer les services publics locaux, participer à la structuration des filières, faciliter la participation au capital des projets d'énergie renouvelable et/ou financer la solidarité ; [...] appelle à ce que le service public concourt à garantir la sécurité de l'approvisionnement et l'accès de tous à l'énergie ; [...] regrette l'absence de disposition relative à l'association des citoyens et des collectivités aux nouveaux projets et aux projets participatifs et souhaite que soit favorisée la participation des citoyens et collectivités au développement et à la gouvernance des projets d'énergies renouvelables dès la phase de planification. »

III. La position de la commission - Un remise tarifaire, aux lourds effets de bord, devant être consolidée et complétée

A. La commission est très réservée sur le principe même du versement proposé.

Le rapporteur retient au moins trois points de réserve.

La première réserve tient au fait de faire reposer sur les fournisseurs d'électricité un dispositif visant à favoriser l'acceptabilité sociale des projets d'énergies renouvelables bénéficiant par principe aux producteurs. Si les fournisseurs d'électricité bénéficieront d'une compensation au titre des CSPE, le versement pourrait renchérir les coûts des fournisseurs et donc les factures des consommateurs. Un effet inflationniste sur les TRVE n'est d'ailleurs pas exclu, dans la mesure où leur construction intègre les coûts de commercialisation (article L. 337-3 du code de l'énergie).

Interrogé par le rapporteur, le Gouvernement a indiqué que la facture d'électricité avait été choisie comme outil de redistribution car elle concerne le plus grand nombre de foyers, seuls 11 millions de Français acquittant une facture de gaz. Il a ajouté que les fournisseurs pourront disposer des informations nécessaires, soit dès à présent auprès des données disponibles des services de l'État, soit éventuellement auprès des gestionnaires de réseau, après modification règlementaire, si les autres données s'avéraient insuffisantes.

La seconde réserve renvoie au fait de prévoir une compensation individuelle directement auprès des consommateurs finals, au-delà de celle collective auprès des communes, pour l'acceptabilité sociale des projets d'énergies renouvelables. Une telle compensation est de nature à éroder la cohésion sociale et la cohérence territoriale, en mettant de côté le pouvoir des élus locaux en matière d'implantation des projets d'énergies renouvelables. Le principe de la péréquation tarifaire, qui garantit une même facture d'électricité aux consommateurs ayant le même profil, serait ainsi contourné.

La troisième réserve porte sur le fait de prévoir une compensation ciblée uniquement sur certaines énergies renouvelables, au mépris des autres formes d'énergies décarbonées. Cela revient à créer un bonus forfaitaire et, partant, un avantage concurrentiel, pour certaines énergies renouvelables par rapport à d'autres mais aussi par rapport à l'énergie nucléaire et à l'hydrogène en étant issu. Or, une politique énergétique nécessite, pour réussir, de mobiliser tous les moyens de décarbonation disponibles, selon une logique additive et non concurrentielle. Dans un récent rapport sur le nucléaire et l'hydrogène bas-carbone ^{85 ( * )} , la commission s'est très clairement prononcée pour un mix majoritairement nucléaire à l'horizon 2050.

B. Au-delà de ces considérations de principes, la commission est très réservée sur les modalités du dispositif

Tout d'abord, les installations de production d'énergie renouvelable ne sont pas clairement définies. D'une part, il n'est prévu aucune condition d'entrée en vigueur, de sorte que le dispositif pourrait s'appliquer aux installations nouvelles comme existantes. Le rapporteur relève que l'étude d'impact semble viser ces installations existantes. D'autre part, le versement doit être « déterminé en tenant compte de la nature et des caractéristiques de ces installations ». Le rapporteur constate que l'étude d'impact paraît cibler les éoliennes terrestres. Il n'est pas dit que toutes les énergies renouvelables électriques soient comprises, à l'instar de l'hydroélectricité ou de la production d'électricité à partir du biogaz. Il n'est pas dit non plus que les énergies renouvelables gazières ou liées à la chaleur le soient non plus. Si toutes les énergies renouvelables sont prévues, cela revient à faire peser sur la facture d'électricité l'essor de l'ensemble des projets d'énergies renouvelables. Dans le cas inverse, cela conduit à exclure le gaz et la chaleur renouvelables ou encore l'hydrogène renouvelable, au mépris du principe de neutralité technologique.

Sollicité par le rapporteur, le Gouvernement a indiqué que l'ensemble des installations de production d'énergie renouvelable, y compris les méthaniseurs injectant du biogaz dans le réseau de gaz naturel, seraient concernés. Il a ajouté que des conditions (typologie, seuils, plafond, critère géographique) seraient définies règlementairement.

Plus encore, le périmètre des installations de production d'énergie renouvelable n'est pas clairement précisé non plus. Or, ces périmètres conditionnent le bénéfice du versement pour les clients finals résidentiels comme pour les communes. Si les périmètres ne recouvrent pas les limites administratives des communes, alors le montant des factures d'électricité des clients finals sera différent sur une même commune. Si les périmètres ne recouvrent pas les nuisances induites par les installations, tel que leur champ de co-visibilité, alors les clients finals les plus impactés par les installations ne bénéficieront pas du versement.

Enfin, plusieurs ambiguïtés rédactionnelles sont à déplorer :

• La notion de clients finals est floue, de sorte qu'il n'est pas exclu que le versement soit attribué plusieurs fois à la même personne ;

• La notion de résidence est mal définie, de sorte que l'on ignore s'il s'agit d'une résidence principale ou secondaire ;

• Aucune quote-part n'est prévue en cas d'emménagement ou de déménagement en cours d'année ;

• Seules les communes d'implantation sont visées et pas leurs groupements ;

• Il n'est pas prévu de niveau minimal de puissance ou de production , ce qui peut favoriser la dissémination de petites installations peu productives ;

• Il est prévu un plafonnement et une éligibilité devant être précisés règlementaire, ce qui laisse une incertitude sur le fait que l'universalité du dispositif, tant pour les clients finals que les communes.

Sur ces différents sujets, le Gouvernement a indiqué au rapporteur que les clients finals résidentiels visent bien ceux en résidence principale et ceux en résidence secondaire, et que les groupements de communes n'ont pas été intégrés car seules les communes seraient à proximité des installations.

C. La commission déplore le manque d'évaluation financière du versement proposé

L'étude d'impact se contente d'indiquer des éléments très parcellaires sur les implications financières du dispositif pour l'éolien terrestre : d'une part, les particuliers résidant à proximité d'un parc éolien de plus de 12 MW pourraient réaliser 240 €/an d'économies ; d'autre part, 1 300 communes accueillant de tels parcs pourraient disposer de 6 000 €/an ; enfin, le coût pour l'État au titre des CSPE serait pour les ménages, de 280 M€/an en cas de distance de 5 kilomètres et de 136 M€/an avec une distance de 3 kilomètres et, pour les collectivités, de 9 M€/an.

Le rapporteur déplore qu'aucune donnée d'ensemble ne soit disponible, car l'effet financier et économique du dispositif pourrait être lourd en définitive.

En effet, tel qu'il est modifié par l'article 18, l'article L. 121-8 du code de l'énergie conduirait à intégrer l'ensemble des coûts supportés par les fournisseurs à raison de la mise en oeuvre du versement.

Sollicité par le rapporteur, le Gouvernement n'a pas été en mesure de préciser un chiffrage global. En revanche, il a indiqué que 2,8 million de ménages seraient concernés, avec une distance de 5 kilomètres, et 1 million avec une distance de 3 kilomètres. Pour 2023, il a précisé que le montant serait de 520 M€/an dans le premier cas et 185 M€/an dans le second. C'est une estimation plus élevée que celle de l'étude d'impact. Il a ajouté que le TURPE, les TRVE et la péréquation tarifaire seraient inchangés. En effet, le dispositif viendrait en déduction du montant dû au titre des TRVE, comme c'est actuellement le cas pour le chèque énergie.

D. La commission observe le manque de consensus des acteurs auditionnés sur le versement suggéré

Si les producteurs d'électricité renouvelable y sont favorables, ceux de gaz ou de chaleur ont rappelé leur exclusion de ce dispositif. À l'inverse, les fournisseurs d'électricité ne sont pas favorables au dispositif, considérant que le versement ne relève pas de leurs missions et que sa mise en oeuvre pratique se heurterait à une difficulté d'accès à l'information.

Plusieurs acteurs institutionnels ont aussi relevé des difficultés :

• Certaines associations d'élus locaux ont fait part de réserves, à l'instar de l'Association des maires de France (AMF) et d'Intercommunalités de France ;

• Le Médiateur de l'énergie (MNE) s'est déclaré défavorable à son intégration au dispositif, la production d'énergie renouvelable ne relevant pas, il est vrai, de ses compétences.

Sur ces différents retours, le Gouvernement a indiqué qu'un avis du MNE était préférable car il a pour mission la protection des consommateurs.

Dans ce contexte, le rapporteur a proposé quatre amendements ( COM-353, COM-354, COM-355 rect, COM-36 ) visant à consolider ou compléter le régime de partage territorial de la valeur.

Le premier amendement propose de rendre plus opérationnel le versement lié au partage territorial de la valeur issue de la production d'énergies renouvelables :

- en l'appliquant à l'ensemble des installations de production d'énergies renouvelables ;

- en le ciblant sur les communes et EPCI, de sorte que la compensation demeure collective et publique, et non individuelle et privée ;

- en visant, non seulement les communes et établissements d'implantation mais aussi les communes depuis lesquelles ces installations sont visibles.

Le deuxième amendement tend à compléter ce versement en instituant une contribution au partage territorial de la valeur, dans le cadre des appels d'offres appliqués en matière d'électricité et de gaz renouvelables.

Cette contribution peut prendre la forme d'un engagement du porteur de projet au financement, direct ou indirect, de projets portés par la commune ou l'EPCI ou des communes en co-visibilité en faveur de la transition énergétique.

Le troisième amendement propose de compléter ce versement en consolidant la faculté pour les citoyens ou les collectivités de prendre des participations dans des sociétés de production d'énergies renouvelables.

Ainsi, les maires des communes d'implantation ou les présidents d'EPCI d'implantation devront faire l'objet d'une information spécifique en amont de la constitution de la société ou de la vente de la participation, afin de leur permettre de proposer le cas échéant une offre d'achat.

Le dernier amendement a pour objet de prévoir que les communes et les EPCI rendent compte de l'utilisation faite des dispositifs institués par le présent article dans le cadre du rapport budgétaire annuel ainsi que de leurs plans de transition et de leurs plans climat-air-énergie territoriaux (PCAET).

Ces amendements sont en lien direct avec les dispositions initiales du projet de loi afférentes aux mesures transversales de financement des énergies renouvelables et de partage de la valeur du titre IV, et notamment aux conditions d'accès et modalités d'application des obligations d'achat et compléments de rémunération attribués par appels d'offres, figurant à son article 17 notamment, et au partage territorial de la valeur, figurant à l'article 18 notamment.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Chapitre III

Mesures en faveur de l'expérimentation de la production de gaz bas-carbone

Article 19 (délégué)

Extension des contrats d'expérimentation au gaz bas-carbone

Cet article vise à étendre les contrats d'expérimentation au gaz bas-carbone.

Le rapporteur a présenté un amendement ( COM-357 ) visant à consolider le dispositif proposé en matière de gaz bas-carbone :

- en permettant que le contrat d'expérimentation puisse viser, outre le gaz bas-carbone et le biogaz, l'ensemble du gaz renouvelable, en intégrant toutes les technologies (méthanisation, méthanation, pyrogazéification, gazéification hydrothermale, hydrogène renouvelable) ;

- en appliquant au gaz renouvelable d'autres dispositifs existant dans le code de l'énergie :

- le droit d'accès aux réseaux publics de distribution et de transport de gaz ;

- les missions de comptage des gestionnaires des réseaux de distribution et de transport de gaz ;

- le volet de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) consacré au biogaz ;

- l'information préalable des maires et présidents d'établissements publics de coopérations intercommunale (EPCI) des installations de biogaz présentes sur leur territoire ;

- le portail national du biogaz ;

- l'expérimentation du guichet unique pour le biogaz.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

I. La situation actuelle - Une pluralité de dispositifs de soutien au gaz renouvelable, parmi lesquels figure le contrat d'expérimentation

A. Le gaz renouvelable bénéficie de plusieurs dispositifs de soutien pérennes

Tout d'abord, les producteurs de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel ^{86 ( * )} disposent d'une obligation d'achat , accessible par le biais d'un guichet ouvert ou d'un appel d'offres si les capacités de production sont en deçà des objectifs fixés par la PPE. Ces contrats sont attribués sur une période de 15 ans. (articles L. 446-4 et L. 446-5 du code de l'énergie) ^{87 ( * )}

Plus encore, les producteurs d'électricité dans les installations de biométhane bénéficient de l'obligation d'achat ou du complément de rémunération , prévus pour les énergies électriques renouvelables Ces contrats sont attribués sur une période de 20 ans (articles L. 314-1 ou L. 314-18 du code de l'énergie) ^{88 ( * )} .

La loi dite « LOM » ^{89 ( * )} , du 24 décembre 2019, a prévu que les producteurs de biogaz dont la production est majoritairement destinée à des usages liés à la mobilité bénéficient d'un complément de rémunération par appel d'offres (articles L. 446-7 à L. 446-11 du code de l'énergie).

La loi dite « Egalim » ^{90 ( * )} , du 30 octobre 2018, a consacré un « droit à l'injection » pour les producteurs de biométhane injecté dans les réseaux.

Concrètement, lorsqu'une installation de production de biogaz est située à proximité de réseaux de gaz naturel, les gestionnaires de réseaux doivent effectuer les renforcements nécessaires pour y permettre l'injection du biogaz , sous réserve de la pertinence technico-économique des investissements (articles L. 453-9 et 453-10 du code de l'énergie).

La loi dite « Autoconsommation » ^{91 ( * )} , du 24 février 2017, a reconnu une « réfaction » aux producteurs de biogaz injecté dans les réseaux.

Ces derniers bénéficient ainsi d'une réduction de prix sur les tarifs d'utilisation des réseaux de gaz naturel couvrant les coûts de raccordement à ces réseaux des installations de production de biogaz (articles L. 452-1 et L. 452-1-1 du code de l'énergie).

Cette réfaction est applicable aux installations raccordées tant au réseau de distribution de gaz naturel ^{92 ( * )} qu'au réseau de transport de gaz naturel ^{93 ( * )} .

Son niveau a été relevé de 40 à 60 % par la loi « Climat-Résilience » ^{94 ( * )} , du 22 août 2021.

La même loi ^{95 ( * )} a doté la filière du biogaz des « certificats de production de biogaz », qui assignent aux fournisseurs de gaz naturel une obligation de restitution à l'État de tels certificats, soit en produisant du biogaz injecté dans un réseau de gaz naturel, soit en acquérant des certificats auprès de producteurs de biogaz.

B. Au-delà de ces dispositifs de soutien pérennes, il en existe également un dispositif expérimental

La loi « Énergie-Climat » ^{96 ( * )} du 8 novembre 2019 a introduit le « contrat d'expérimentation » , qui permet à l'autorité administrative d'organiser des appels à projets pour sélectionner des projets de production de biogaz ^{97 ( * )} utilisant des technologies innovantes (articles L. 446-24 à L. 446-26 du code de l'énergie).

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).

Un décret n° 2021-1280 du 1 ^er octobre 2021 est ainsi intervenu.

Il a prévu la sélection des candidats par le ministre en charge de l'énergie, sur la base d'un cahier des charges, soumis à la CRE, et au terme d'une procédure de mise en concurrence, après avis de la CRE. Un contrat d'achat est ensuite conclu.

Dans sa délibération du 1 ^er avril 2021 ^{98 ( * )} , la CRE a rappelé que l'intérêt des appels à projets pour les contrats d'expérimentation réside dans le niveau du soutien : « Toutefois, la procédure d'appel à projets est différente des appels d'offres par le fait qu'elle n'emporte pas la définition d'un niveau de soutien du producteur. Alors que les producteurs lauréats d'un appel d'offres ont le droit de signer un contrat leur apportant le niveau de soutien qu'ils ont demandé en participant à la procédure, le niveau du soutien des lauréats des appels à projets sera défini dans un second temps. »

Elle a ajouté que la plasticité du champ des énergies visées : « Il n'est pas établi à ce stade à quelles technologies pourrait bénéficier ce type de contrat. A titre d'exemple, ce mode de soutien aurait pu être pertinent pour les projets éoliens flottants expérimentaux attribués en 2016 dans le cadre du plan investissement d'avenir piloté par l'ADEME. Cela pourrait être appliqué pour des projets hydrogène, dans un contexte où le cadre du soutien à la filière hydrogène n'est pas encore connu. »

C. Les modalités de mise en oeuvre des dispositifs de soutien ont été consolidées

Tout d'abord, la prise en charge financière de ces dispositifs de soutien dans les charges imputables aux obligations de service public (CSPE) compensées aux fournisseurs de gaz naturel par l'État comprennent (articles L. 121-35 et L. 121-36 du code de l'énergie) :

- les pertes de recettes dues aux réductions sur les services liés à la fourniture de gaz accordées aux consommateurs d'énergie bénéficiant du chèque énergie (article L. 124-1 du code de l'énergie) ;

- les coûts supportés en raison de la mise en oeuvre du dispositif institué en faveur des personnes en situation de précarité (article L. 124-5 du code de l'énergie) ;

- les coûts supportés au titre de l'obligation d'achat de biogaz, qui correspondent au surcoût de l'achat du biogaz par rapport au coût d'approvisionnement en gaz naturel, ainsi qu'aux coûts de gestion supplémentaires directement induits par la mise en oeuvre de l'obligation d'achat de biogaz ;

- les coûts supportés au titre du contrat d'expérimentation, qui correspondent au surcoût de l'achat du biogaz par rapport au coût d'approvisionnement en gaz naturel, ainsi qu'aux coûts de gestion supplémentaires directement induits par la mise en oeuvre du contrat d'expérimentation (mentionné à la section 7 du chapitre VI du titre IV du livre IV du code de l'énergie) ;

- les coûts associés à la mise en oeuvre du complément de rémunération, y compris les coûts directement induits par la gestion de ce dispositif dans la limite des coûts qu'une entreprise moyenne, bien gérée et adéquatement équipée des moyens nécessaires, aurait supportés (article L. 446-7 du code de l'énergie).

De plus , la loi dite « Énergie-Climat », du 8 novembre 2019 ^{99 ( * )} , a prévu les coûts supportés au titre du contrat d'expérimentation et la loi dite « LOM », du 24 décembre 2019 ^{100 ( * )} , ceux au titre du complément de rémunération.

Plus encore, les modalités de contrôle et de sanction ont été complétées , la loi dite « 3DS », du 21 février 2022 ^{101 ( * )} , ayant confié une mission de comptage aux gestionnaires des réseaux de transport et de distribution (articles L. 431-6-5 et L. 432-15 du code de l'énergie), des contrôles sur les installations bénéficiant de l'obligation d'achat ou du complément de rémunération (articles L. 446-4, L. 446-7, L. 446-26 et L. 446-26-1 du même code) et des sanctions administratives (article L. 446-56 du même code).

D. La commission a fait adopter un paquet de mesures de simplification en faveur du gaz renouvelable en juillet dernier

Dans le cadre de la loi « Pouvoir d'achat » ^{102 ( * )} , du 16 août 2022, la commission a ainsi fait prospérer plusieurs mesures de simplification en matière de biogaz :

- l'intégration d'un volet consacré au biogaz dans la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) (article L. 141-2 du code de l'énergie) ainsi que d'objectifs afférents au biogaz dans les schémas régionaux d'aménagement, de développement durable et d'égalité des territoires (SRADDET) (article L. 4251-1 du code général des collectivités territoriales), les schémas régionaux du climat, de l'air et de l'énergie (SRCAE) (article L. 222-1 du code de l'environnement) et les plans climat-air-énergie territoriaux (PCAET) (article L. 229-26 du code de l'environnement) ;

- l'information préalable des maires et présidents d'EPCI des projets d'installation de production de biogaz (article L. 446-7 du code de l'énergie) ;

- l'institution d'un portail national du biogaz constituant, pour l'ensemble du territoire, le site national pour l'accès dématérialisé aux documents de planification nécessaires aux porteurs de projets (article L. 446-58 du code de l'énergie) ;

- l'association des autorités organisatrices de la distribution d'énergie (AODE) à la mise en oeuvre du droit à l'injection de biogaz (article L. 453-9 du code de l'énergie) ;

- l'expérimentation d'un guichet unique, sur une durée de trois ans, pour les porteurs de projets de biogaz rassemblant les services chargés de l'instruction des autorisations relevant de la compétence des administrations de l'Etat, de ses établissements publics administratifs ou d'organismes et de personnes de droit public ou de droit privé chargés par lui d'une mission de service public administratif (VII) ;

- la remise d'un rapport sur l'opportunité d'étendre le critère du bilan carbone aux dispositifs de soutien à la production de biogaz, d'ici la loi quinquennale sur l'énergie (II).

Ce faisant, une suite législative a été donnée à certaines recommandations du rapport d'information de la mission sénatoriale sur la méthanisation ^{103 ( * )} : ces recommandations sont les n°s 21 (institution d'un portail national d'information sur le biogaz), 23 (consolidation de la planification nationale en matière de biogaz), 30 (information préalable des élus locaux sur les nouveaux projets), 31 (association des collectivités concédantes propriétaires des réseaux de gaz naturel à la mise en oeuvre du droit à l'injection), 34 (consolidation de la planification locale en matière de biogaz) et 36 (institution d'un guichet unique en matière de biogaz).

II. Le dispositif envisagé - Une extension des contrats d'expérimentation au gaz bas-carbone

A. Le dispositif proposé étend le contrat d'expérimentation au gaz bas-carbone et procède aux coordinations nécessaires

L' article 19 étend au gaz bas-carbone le contrat d'expérimentation.

Pour ce faire, l'article L. 121-36 du code de l'énergie ajoute aux charges imputables aux obligations de service public les coûts supportés par les fournisseurs de gaz naturel au titre du contrat d'expérimentation. Il est précisé que ces coûts correspondent au surcoût de l'achat du gaz bas-carbone par rapport au coût d'approvisionnement en gaz naturel ainsi qu'aux coûts de gestion directement induits par la mise en oeuvre du contrat d'expérimentation.

De plus, un chapitre VII spécifique au gaz bas-carbone est créé :

- l'article L. 447-1 du code de l'énergie définit le gaz bas-carbone comme un gaz constitué principalement de méthane et qui peut être injecté et transporté de façon sûre dans le réseau de gaz naturel et dont le procédé de production engendre des émissions inférieures ou égales à un seuil fixé par arrêté du ministre chargé de l'énergie ;

- l'article L. 447-2 du code de l'énergie applique aux gaz bas-carbone les dispositions du chapitre VII lorsqu'ils sont injectés dans le réseau de gaz naturel en vue de leur commercialisation ;

- l'article L. 447-3 du code de l'énergie dispense la vente de gaz bas-carbone injecté dans le réseau de gaz naturel d'autorisation de fourniture lorsque ce gaz est vendu par le producteur à un fournisseur de gaz naturel ;

- l'article L. 447-4 du code de l'énergie applique aux projets de production de gaz bas-carbone qui utilisent des technologies innovantes le contrat d'expérimentation, mentionné à la section 7 du chapitre VI du titre IV, qui englobe les appels à projets (articles L. 446-25 et L. 446-25 du même code), le contrat d'achat (article L. 446-26 du même code) et les contrôles (article L. 446-26-1 du même code) ;

- l'article L. 447-5 du code de l'énergie applique aux producteurs de gaz bas-carbone les sanctions administratives, prévues à la section 10 du même chapitre et son article unique (article L. 446-56 du même code), adoptées dans le cadre de l'article 196 de la loi dite « 3DS » du 21 février 2022 ^{104 ( * )} .

Enfin, le biogaz est remplacé :

- par les gaz renouvelables ou le gaz bas-carbone dans les taux de réfaction tarifaire prévus pour les réseaux de distribution (article L. 452-1 du code de l'énergie) et de transport (article L. 452-1-1 du même code) de gaz naturel, c'est-à-dire la partie des coûts de raccordement à ces réseaux de ces installations de production pris en charge dans les coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux ;

- par le gaz renouvelable ou le gaz bas-carbone dans le droit à l'injection (article L. 453-9 du code de l'énergie).

B. Le dispositif proposé n'a pas soulevé de difficultés dans les avis préalables du Conseil d'État ou du Conseil national de la transition écologique (CNTE)

Dans son avis sur le projet de loi, le Conseil d'État a indiqué que « ces mesures, claires, n'appellent pas d'observation du Conseil d'État. »

Quant au Conseil national de la transition écologique (CNTE), dans son avis sur le projet de loi, il a précisé qu'il « regrette l'absence de dispositions spécifiques pour développer le biogaz sous certaines conditions. ».

III. La position de la commission - Une extension utile du contrat d'expérimentation au gaz bas-carbone, qui appelle toutefois à être clarifiée et complétée

A. La commission est, par principe, favorable à l'extension au gaz bas-carbone du contrat d'expérimentation.

Le Sénat s'est exprimé à plusieurs reprises en faveur d'une telle extension.

D'une part, le rapport d'information de la mission sénatoriale sur la méthanisation ^{105 ( * )} , dans sa recommandation n° 25, a préconisé « d'élargir les contrats d'expérimentation pour soutenir les différentes technologies innovantes de production de gaz renouvelable et de récupération ». En effet, la mission a fait le constat que « s'agissant du " contrat d'expérimentation ", son champ d'application mériterait d'être étendu, car il est limité à la production de biogaz, sans référence aux autres technologies de production de gaz renouvelables et de récupération, telles que la pyrogazéification, le power-to-gaz ou encore la gazéification hydrothermale ».

D'autre part, le rapport d'information sur l'application de la loi « Énergie-Climat » ^{106 ( * )} , dans ses recommandations n°s 18 et 29, a préconisé « d'accélérer l'application du contrat d'expérimentation en faveur des projets d'énergies renouvelables innovants » et « d'élargir pleinement le dispositif précité aux filières du gaz renouvelable et de l'hydrogène renouvelable et bas-carbone ».

La proposition de loi n° 648 de Daniel Gremillet tendant à conforter l'application de la loi « Énergie-Climat » et son objectif de « neutralité carbone », issu de ce rapport d'information, proposait d'ailleurs d'étendre l'appel d'offres et l'obligation d'achat du contrat d'expérimentation à ce gaz bas-carbone (article 6).

B. La commission déplore le manque d'évaluation financière de l'extension du gaz bas-carbone au contrat d'expérimentation

En effet, les coûts correspondant au surcoût de l'achat du gaz bas-carbone par rapport au coût supplémentaire d'approvisionnement en gaz naturel, ainsi que les coûts de gestion supplémentaires, seront intégrés dans les CSPE, mentionnées à l'article L. 121-36 du code de l'énergie.

Ils seront pris en charge in fine dans le budget général de l'État.

Dans une moindre mesure, ils peuvent également avoir un impact sur les coûts de gestion de la CRE.

Interrogé par le Rapporteur, le Gouvernement a indiqué que l'impact budgétaire du dispositif n'est pas connu car il dépendra du volume des appels à projets.

C. La commission observe que la définition du gaz bas-carbone n'est pas des plus claires

Ainsi, ce gaz bas-carbone est défini comme « un gaz constitué principalement de méthane qui peut être injecté et transporté de façon sûre dans le réseau de gaz naturel et dont le procédé de production engendre des émissions inférieures ou égales à un seuil fixés par arrêté du ministre chargé de l'énergie ».

Aucune technologie, ni aucun seuil n'est précisé.

Pour le rapporteur, il convient de bien viser toutes les technologies de production de gaz bas-carbone : méthanisation, méthanation, pyrogazéification, gazéification hydrothermale, power-to-gaz. De plus, la question de la place de l'hydrogène renouvelable ou bas-carbone se pose.

Pour le rapporteur, le seuil d'émissions de gaz à effet de serre (GES) ne devrait pas induire de surtransposition par rapport à celui de 100 grammes de CO ₂ par kilowatt-heure (kWh) issu de la taxonomie verte européenne ^{107 ( * )} .

Sur ces points, le Gouvernement a indiqué ne pas avoir souhaité fixer une liste limitative de technologies. Il a précisé que la définition visée à l'article L. 447-1 du code de l'urbanisme englobe bien la méthanation, la pyrogazéification et la gazéification hydrothermale mais pas la méthanisation et l'hydrogène, mentionnés ailleurs dans le code.

D. La commission constate que le dispositif proposé présente des ambiguïtés et des incomplétudes

Tout d'abord, la vente ne concerne que le gaz bas-carbone injecté dans le réseau de transport, et non celui non-injecté utile à la mobilité, prévu à l'article 447-2 du code de l'énergie.

Plus encore, l'intégration du gaz bas-carbone au contrat d'expérimentation n'est pas complète puisque l'obligation d'achat, mentionnée au 3° de l'article L. 121-36 du code de l'énergie, sur laquelle il peut déboucher, est encore réservée au biogaz.

Autre point, les références au gaz renouvelables sont incohérentes :

- les gaz renouvelables ne sont pas intégrés aux conditions de vente (articles L. 447-1, L. 447-2 et L. 447-3 du code de l'énergie créé par l'article 19), au contrat d'expérimentation (article L. 447-4 du même code créé par le même article) ou aux sanctions administratives (article L. 447-5 du même code créé par le même code), applicables au biogaz par le droit actuel et étendues au gaz-carbone par le dispositif proposé ;

- à l'inverse, la mention des gaz renouvelables, juxtaposée au biogaz, dans les taux de réfaction tarifaire applicables aux réseaux de transport et de distribution de gaz naturel (articles L. 452-1 et L. 452-1-1 du code de l'énergie modifiés par l'article 19) ou le droit à l'injection (article L. 453-9 du même code modifié par le même article) est redondante, dans la mesure où le biogaz est l'un des gaz renouvelables.

Enfin, aucune articulation n'est prévue avec plusieurs dispositions importantes du code de l'énergie :

- l'objectif de 10 % de consommation d'énergies renouvelable dans la consommation de gaz d'ici 2030 (4° de l'article L. 100-4 du code de l'énergie) ;

- l'obligation d'achat, le complément de rémunération et le bilan carbone appliqué aux projets les sollicitant dans le cadre des procédures de mise en concurrence (articles L. 446-1, L. 446-5, L. 446-7, L. 446-14 et L. 446-15 du code de l'énergie) ;

- le certificat de production, dispositif de soutien extrabudgétaire adopté par la loi « Climat-Résilience », du 22 août 2021 ^{108 ( * )} (article L. 446-33 du code de l'énergie) ;

- les missions de comptage confiées aux gestionnaires des réseaux publics de distribution et de gaz naturel par le Gouvernement, dans le cadre de la loi « 3DS », du 21 février 2022 ^{109 ( * )} (articles L. 431-6-5, L. 431-15 et L. 446-26-1 du code de l'énergie) ;

- les mesures de simplification adoptées par le Sénat, dans le cadre de la loi « Pouvoir d'achat », du 22 août 2022 ^{110 ( * )} :

§ Le volet de la PPE consacré au biogaz (article L. 141-2 du code de l'énergie) ;

§ L'information préalable des maires et présidents de d'EPCI des installations de biogaz présentes sur leur territoire (article L. 446-57 du même code) ;

§ Le portail national du biogaz (article L. 446-58 du même code)

§ L'expérimentation du guichet unique pour le biogaz (VII de l'article 27 de la loi précitée).

Sur ces différents sujets, le Gouvernement a indiqué la nécessité selon lui de conserver des références expresses au biogaz et au gaz renouvelable. En revanche, il a précisé que les sanctions administratives appliquées au gaz bas-carbone pourraient être étendues aux gaz renouvelable et que l'activité de comptage appliquée au biogaz pourrait l'être également au gaz bas-carbone. Pour autant, il a considéré qu'aucun besoin n'a été identifié pour l'utilisation du gaz bas-carbone non injecté pour la mobilité et que les dispositifs de soutien actuels au biogaz (obligation d'achat, complément de rémunération, certificat de production) ne peuvent pas être appliqués au gaz bas-carbone car ce dernier, encore au stade expérimental, présente des coûts encore très supérieurs à ceux du biogaz.

Au total, le rapporteur a présenté un amendement ( COM-357 ) visant à consolider le dispositif proposé en matière de gaz bas-carbone :

- en permettant que le contrat d'expérimentation puisse viser, outre le gaz bas-carbone et le biogaz, l'ensemble du gaz renouvelable, en intégrant toutes les technologies (méthanisation, méthanation, pyrogazéification, gazéification hydrothermale, hydrogène renouvelable) ;

- en appliquant au gaz renouvelable d'autres dispositifs existant dans le code de l'énergie :

. le droit d'accès aux réseaux publics de distribution et de transport de gaz ;

. les missions de comptage des gestionnaires des réseaux de distribution et de transport de gaz ;

. le volet de la PPE consacré au biogaz ;

. l'information préalable des maires et présidents d'EPCI des installations de biogaz présentes sur leur territoire ;

. le portail national du biogaz ;

. l'expérimentation du guichet unique pour le biogaz.

Ce faisant, l'amendement complète les dispositions initiales du texte afférentes aux mesures de soutien au biogaz et aux réseaux de gaz, prévues non seulement à l'article 19 mais aussi à ses articles 1 ^er et 4.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Article 19 bis (nouveau) (délégué)111 ( * )

Extension des substrats utilisables
pour la production de biogaz par méthanisation

Introduit par un amendement ( COM-177 ) présenté par le sénateur Patrick Chaize, l'article vise à élargir les substrats utilisables pour la production de biogaz par méthanisation.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Présenté par un amendement ( COM-177 ) par le sénateur Patrick Chaize, l'article vise à élargir les substrats utilisables pour la production de biogaz.

En l'état actuel du droit, l'article L. 541-38 du code de l'environnement dispose que l'autorité administrative détermine les conditions dans lesquelles :

- les boues d'épuration peuvent être traitées par compostage seules ou conjointement avec d'autres matières végétales, dès lors que cela permet d'améliorer la qualité agronomique des boues ;

- les digestats issus de la méthanisation de boues d'épuration peuvent être traités par compostage conjointement avec d'autres matières végétales, dès lors que cela permet également d'améliorer la qualité agronomique du digestat.

L'article proposé par l'amendement vise à permettre à l'autorité administrative de déterminer les conditions dans lesquelles les boues urbaines ou industrielles peuvent être méthanisées, conjointement avec d'autres biodéchets.

Parce que la co-digestion des différents substrats utilisables pour la production de biogaz est utile, dans le strict respect des normes économiques et sanitaires, le rapporteur a émis un avis de sagesse si rectifié sur cet amendement.

La commission a adopté l'amendement ( COM-177 ) ainsi proposé par l'auteur et, par voie de conséquence, l'article additionnel en étant issu.

Ce faisant, l'amendement complète les dispositions initiales du texte afférentes aux mesures de soutien au biogaz et aux réseaux de gaz, prévues non seulement à l'article 19 mais aussi à ses articles 1 ^er et 4.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Article 19 ter (nouveau) (délégué)112 ( * )

Facilitation de la mise en oeuvre des certificats de production
et du droit à l'injection en matière de biogaz

Introduit par un article ( COM-358 ) présenté par le rapporteur, cet amendement vise à faciliter la mise en oeuvre des certificats de production et du droit à l'injection en matière de biogaz.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Le rapporteur a présenté un amendement ( COM-358 ) visant à apporter plusieurs souplesses administratives dans le secteur gazier :

- en permettant que les installations en cogénération bénéficient du dispositif extra-budgétaire des certificats de production ;

- en prévoyant que le décret déterminant les modalités d'application du droit à l'injection autorise une possibilité d'anticipation des travaux de raccordement ;

La commission a souscrit à ces dispositions de simplification, qui permettent de simplifier le secteur du gaz, au-delà de celui de l'électricité, déjà largement concerné par le projet de loi.

Aussi a-t-elle adopté l'amendement ( COM-358 ) proposé par le rapporteur et, par voie de conséquence, l'article additionnel en étant issu.

Ce faisant, l'amendement complète les dispositions initiales du texte afférentes aux mesures de soutien au biogaz et aux réseaux de gaz, prévues non seulement à l'article 19 mais aussi à ses articles 1 ^er et 4.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Article 19 quater (nouveau) (délégué)113 ( * )

Institution d'un dispositif d'autoconsommation collective en gaz

Introduit par des amendements ( COM-120 , COM-331 ) présentés par la sénatrice Nadège Havet et le sénateur Daniel Salmon, l'article vise à instituer un dispositif d'autoconsommation collective en gaz.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Présentés par deux amendements identiques ( COM-120 , COM-331 ) de la sénatrice Nadège Havet et du sénateur Daniel Salmon, l'article vise à instituer un dispositif d'autoconsommation collective en gaz.

L'autoconsommation est davantage prise en compte pour l'électricité, car les opérations sont plus précisément définies par la directive du 11 décembre 2018 ^{114 ( * )} .

Pour autant, elle peut aussi avoir une utilité dans le domaine du gaz.

Si le rapporteur se défie du « communautarisme énergétique », c'est-à-dire du morcellement des réseaux d'énergie, qui serait préjudiciable pour les collectivités territoriales, qui sont propriétaires de ces réseaux, et les consommateurs d'énergie, sur lesquels sont répercutés les coûts, il constate l'engouement légitime pour les opérations d'autoconsommation.

Dans le contexte de crise énergétique actuelle, les opérations d'autoconsommation collective en gaz, complémentaires aux contrats d'achat de long-terme pour le biogaz, institués à l'article 188 ou aux solutions de simplification pour le biogaz, le gaz renouvelable ou le gaz bas-carbone, mentionnés à l'article 19, méritent d'être expérimentées.

Le rapporteur a donc émis un avis de sagesse si rectifié sur les amendements susmentionnés.

La commission a adopté les amendements identiques ( COM-120 , COM-331 ), ainsi que l'article additionnel en étant issu.

Ce faisant, l'amendement complète les dispositions initiales du texte afférentes aux mesures de soutien au biogaz et aux réseaux de gaz, prévues non seulement à l'article 19 mais aussi à ses articles 1 ^er et 4.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Article 19 quinquies (nouveau) (délégué)115 ( * )

Assimilation du méthane de synthèse à une énergie renouvelable

Introduit par un amendement ( COM-121 ) présenté par le sénateur Daniel Salmon, l'article vise à assimiler le méthane de synthèse à une énergie renouvelable.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Présenté par un amendement ( COM-121 ) du sénateur Daniel Salmon, l'article vise à assimiler le méthane de synthèse à une énergie renouvelable.

En l'état actuel du droit, l'article L. 211-2 du code de l'énergie définit les énergies comme « l'énergie éolienne, l'énergie solaire thermique ou photovoltaïque, l'énergie géothermique, l'énergie ambiante, l'énergie marémotrice, houlomotrice et les autres énergies marines, l'énergie hydroélectrique, la biomasse, les gaz de décharge, les gaz des stations d'épuration d'eaux usées et le biogaz ».

L'article créé par l'amendement propose d'assimiler à une énergie renouvelable le méthane de synthèse issu des procédés de méthanation et de pyrogazéification.

Les énergies renouvelables visées à L. 211-2 du code de l'énergie intègrent déjà le biogaz, le gaz de décharge et le gaz de stations d'épuration, et l'ensemble des gaz produits à partir de sources renouvelables.

De plus, les gaz renouvelables sont déjà définis à l'article L. 445-2 du code de l'énergie, et comprennent le biogaz et l'hydrogène renouvelable, tandis que les gaz bas-carbone le seront à l'article L. 447-1 du même code, tel que créé par l'article 19 du projet de loi.

Pour autant, l'amendement constitue un signal positif en direction des procédés les plus en pointe dans le domaine de la production de gaz, justifie ainsi l'avis de sagesse du rapporteur.

La commission a adopté l'amendement ( COM-121 ) ainsi proposé par l'auteur précité, ainsi que l'article additionnel en résultant.

Ce faisant, l'amendement complète les dispositions initiales du texte afférentes aux mesures de soutien au biogaz et aux réseaux de gaz, prévues non seulement à l'article 19 mais aussi à ses articles 1 ^er et 4.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

TITRE V

DISPOSITIONS DIVERSES

Article 20 A (nouveau) (délégué)116 ( * )

Octroi d'une orientation stratégique, d'un cadre légal
et d'un soutien budgétaire à l'agrivoltaïsme

Introduit par un amendement ( COM-361 ) présenté par le rapporteur, et déposé à l'identique ( COM-228 , COM-240 ) par les Sénateurs Franck Menonville et Jean-Pierre Decool, cet article vise à doter l'agrivoltaïsme d'une orientation stratégique, d'un cadre légal et d'un soutien budgétaire.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Le rapporteur a présenté un amendement ( COM-361 ) intégrant dans le projet de loi la proposition de loi en faveur d'un développement raisonné de l'agrivoltaïsme.

Cette proposition de loi a été adoptée par la commission des affaires économiques, à l'unanimité, le 5 octobre 2022, puis par le Sénat, par 251 voix contre 3, le 20 octobre 2022.

Le rapporteur de ce texte, Franck Menonville et l'auteur, Jean-Pierre ont déposé l'amendement précité à l'identique ( COM-228 , COM-240 ).

La commission a déjà eu l'occasion d'exprimer sa position sur ce texte, qui permet de conférer un encadrement législatif complet à cette technologie, pour mieux concilier productions électrique et agricole et lutter contre les « projets alibis », dans un souci de préservation du foncier et des prix agricoles.

Cette position est consultable in extenso dans le rapport législatif ^{117 ( * )} du rapporteur Franck Menonville sur cette proposition de loi.

Alors que le Président de la République a rappelé l'intérêt de l'agrivoltaïsme, le 22 septembre 2022, à Saint-Nazaire, le projet de loi relatif à l'accélération de la production d'énergies renouvelables est étonnamment muet sur ce point.

Soucieuse de combler cet angle mort, la commission a adopté l'amendement ( COM-361 ) ainsi proposé par le rapporteur, de même que ceux déposés à l'identique ( COM-228 , COM-240 ), avec l'avis favorable si rectifiés du rapporteur.

Ce faisant, ces amendements complètent le titre V « Dispositions diverses » du projet de loi, les procédures relatives à l'agrivoltaïsme et son articulation avec le droit de l'environnement étant prévues, comme pour les autres formes d'électricité photovoltaïque, par les articles 1 ^er et 4 et le titre II « Mesures d'accélération du développement de l'énergie solaire thermique et photovoltaïques » notamment du projet de loi initial.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Article 20 B (nouveau) (délégué)118 ( * )

Dérogation exceptionnelle aux débits minimaux appliquée
aux installations hydroélectriques en cas de tension
sur la sécurité d'approvisionnement

Introduit par deux amendements identiques ( COM-71 , COM-34 1 ) présentés par les sénateurs Jean-Claude Anglars et Fredéric Marchand, cet article vise à autoriser des dérogations temporaires aux débits minimaux appliqués aux installations hydroélectriques en cas de tension sur la sécurité d'approvisionnement.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Présenté par deux amendements identiques ( COM-71 , COM-341 ) des sénateurs Jean-Claude Anglars et Fredéric Marchand, cet article vise à autoriser des dérogations temporaires aux débits minimaux en cas de tension sur la sécurité d'approvisionnement.

En l'état actuel du droit, l'article L. 214-18 du code de l'énergie dispose que l'autorité administrative fixe pour les ouvrages construits dans le lit des cours d'eau un débit minimal garantissant la permanence de la vie, la circulation et la reproduction des espèces vivant dans les eaux ainsi que, le cas échéant, l'absence de pénétration des poissons dans certains canaux.

L'article créé par les deux amendements propose que des débits plus faibles puissent être fixés temporairement par cette même autorité administrative, en cas de forte tension sur la sécurité d'approvisionnement.

Estimant crucial de garantir la sécurité d'approvisionnement, dans le contexte très perturbé de crise énergétique, le rapporteur a émis un avis de sagesse sur les amendements précités.

Il appartiendra à l'autorité administrative bien calibrer l'application règlementaire de cet article pour qu'il s'articule au mieux avec la directive-cadre sur l'eau du 23 octobre 2020 ^{119 ( * )} .

La commission a adopté les deux amendements (COM-71, COM-341) proposés par les sénateurs précités et, par voie de conséquence, l'article additionnel en étant issu.

Ce faisant, l'amendement complète le titre V « Dispositions diverses » du projet de loi, les procédures relatives à l'hydroélectricité et son articulation avec le droit de l'environnement étant prévues, comme pour les autres formes d'électricité renouvelable, par les articles 1 ^er et 4 du projet de loi initial notamment.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Article 20 C (nouveau) (délégué)120 ( * )

Consolidation des investissements afférents
aux concessions hydroélectriques échues

Introduit par deux amendements ( COM-74 , COM-344 ) présentés par le sénateur Jean-Claude Anglars et la sénatrice Nadège Havet, l'article prévoit de consolider les investissements liés au régime des concessions échues, dit des « délais glissants ».

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Présenté par deux amendements identiques ( COM-74 , COM-344 ) du sénateur Jean-Claude Anglars et de la sénatrice Nadège Havet, l'article prévoit de consolider les investissements liés au régime des concessions échues, dit des « délais glissants ».

En l'état actuel du droit, l'article L. 521-16 du code de l'énergie permet aux concessions échues d'être prolongées aux conditions antérieures, dans le cadre du régime dit des « délais glissants ».

L'article créé par les deux amendements prévoit que les concessionnaires actuels inscrivent sur un compte dédié les investissements réalisés et nécessaires pour assurer le maintien en bon état de marche et d'entretien de la future exploitation, dont la partie non-amortie devra être remboursée au concessionnaire actuel par le prochain concessionnaire.

Dans la mesure où ces amendements peuvent permettre de maintenir une dynamique d'investissements liée aux concessions hydroélectriques dans nos territoires, le rapporteur a émis un avis de sagesse sur les amendements susmentionnés.

La commission a adopté les amendements ( COM-74 , COM-344 ) ainsi proposés par les sénateurs précités et, par voie de conséquence, l'article additionnel en étant issu.

Ce faisant, l'amendement complète le titre V « Dispositions diverses » du projet de loi, les procédures relatives à l'hydroélectricité et son articulation avec le droit de l'environnement étant prévues, comme pour les autres formes d'électricité renouvelable, par les articles 1 ^er et 4 du projet de loi initial notamment.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Article 20 D (nouveau) (délégué)121 ( * )

Ciblage du champ d'intervention des concessions hydroélectriques
sur les décisions faisant l'objet d'une évaluation environnementale

Introduit par un amendement ( COM-107 ) présenté par le Sénateur Daniel Gremillet, l'article vise à cibler le champ du comité de suivi de l'exécution des concessions hydroélectriques sur les décisions faisant l'objet d'une évaluation environnementale préalable.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Présenté par un amendement ( COM-107 ) du Sénateur Daniel Gremillet, l'article vise à cibler le champ du comité de suivi de l'exécution des concessions hydroélectriques sur les décisions faisant l'objet d'une évaluation environnementale préalable.

En l'état actuel du droit, l'article L. 524-1 du code de l'énergie dispose que les comités de suivi de l'exécution de la concession et de la gestion des usages de l'eau sont consultés sur toutes les décisions ayant un impact significatif sur les différents usages de l'eau ou les enjeux mentionnés à l'article L. 211-1 du code de l'environnement ^{122 ( * )} , et notamment la création d'ouvrages nouveaux ou la réalisation d'opérations importantes.

L'article propose de moderniser l'intervention de ces comités, afin de prévoir :

- que la consultation porte sur les décisions soumise à évaluation environnementale, au sens de l'article L. 122-1 du code de l'environnement ;

- qu'une information concerne les décisions touchant aux impacts et enjeux précités.

Considérant que l'amendement vise à rendre les comités précités plus efficients et plus rapides , le rapporteur a émis un avis de sagesse sur l'amendement susmentionné.

La commission a adopté l'amendement ( COM-107 ) ainsi proposé par l'auteur précité et, par voie de conséquence, l'article additionnel en étant issu.

Ce faisant, l'amendement complète le titre V « Dispositions diverses » du projet de loi, les procédures relatives à l'hydroélectricité et son articulation avec le droit de l'environnement étant prévues, comme pour les autres formes d'électricité renouvelable, par les articles 1 ^er et 4 du projet de loi initial notamment.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Article 20 E (nouveau) (délégué)123 ( * )

Facilitation des augmentations de puissance
applicables aux concessions hydroélectriques

Introduit par un article ( COM-359 ) présenté par le rapporteur, cet amendement vise à faciliter les augmentations de puissance applicables aux concessions hydroélectriques.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi modifié.

Le rapporteur a présenté un amendement ( COM-359 ), facilitant la mise en oeuvre des augmentations de puissance applicables aux concessions hydroélectriques.

La commission des affaires économiques a déjà assoupli le dispositif des augmentations de puissance : dans la loi Énergie-Climat, de 2019 ^{124 ( * )} , elle a introduit en droit ce dispositif d'augmentation de puissance et, dans la loi Climat-Résilience, de 2021 ^{125 ( * )} , elle a prévu qu'il s'applique en cas d'augmentation jusqu'à 25 % et au terme d'une procédure de six mois selon le principe silence vaut acceptation (SVA).

Désireux de parfaire cette mission de simplification des normes, le rapporteur a proposé un amendement visant à faciliter la mise en oeuvre de ce dispositif :

- en autorisant les augmentations de puissance sans modification du contrat de concession ;

- en permettant à l'autorité administrative d'autoriser de manière temporaire ces augmentations de puissance afin de garantir la sécurité d'approvisionnement.

La commission a adopté l'amendement ( COM-359 ) ainsi proposé par le rapporteur et, par voie de conséquence, l'article additionnel en résultant.

Ce faisant, l'amendement complète le titre V « Dispositions diverses » du projet de loi, les procédures relatives à l'hydroélectricité et son articulation avec le droit de l'environnement étant prévues, comme pour les autres formes d'électricité renouvelable, par les articles 1 ^er et 4 du projet de loi initial notamment.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Article 20 F (nouveau) (délégué)126 ( * )

Rapport d'évaluation de solutions de simplification en matière d'hydroélectricité issues de la loi « Climat-Résilience » de 2021

Introduit par un amendement ( COM-114 ) présenté par le Sénateur Daniel Gremillet, l'article vise à prévoir la remise d'un rapport d'évaluation de l'article 89 de la loi « Climat-Résilience » de 2021.

Attachée au suivi de l'application des lois, la commission a adopté l'article ainsi rédigé.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Le sénateur Daniel Gremillet a présenté un amendement ( COM-14 ), prévoyant la remise d'un rapport d'évaluation de l'article 89 de la loi « Climat-Résilience » de 2021 ^{127 ( * )} .

Adopté à l'initiative de ce sénateur, alors rapporteur pour la commission des affaires économiques sur le volet « Énergie-Mines » de ce projet de loi, cet article a introduit 10 solutions de simplification en matière d'hydroélectricité. Parmi ces solutions, certaines ont été mises en oeuvre, à l'instar du médiateur national de l'hydroélectricité et du portail national de l'hydroélectricité, par un décret du 28 juin 2022 ^{128 ( * )} .

Pour autant, d'autres solutions de simplification attendent encore de trouver un aboutissement législatif, à l'instar de celles sur l'évaluation du potentiel hydroélectrique, des autorisations délivrées ou renouvelables, de la politique de l'eau mais aussi la facilitation des augmentations de puissance et des sociétés d'économie mixtes hydroélectriques (SEMH), la mise en place de processus de conciliation ou encore l'information des élus locaux.

Attachée à l'application des lois, la commission a adopté l'amendement (COM-114), avec l'avis favorable du rapporteur.

Ce faisant, l'amendement complète le titre V « Dispositions diverses » du projet de loi, les procédures relatives à l'hydroélectricité et son articulation avec le droit de l'environnement étant prévues, comme pour les autres formes d'électricité renouvelable, par les articles 1 ^er et 4 du projet de loi initial notamment.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Article 20 G (nouveau) (délégué)129 ( * )

Application de mesures de simplification
en matière d'hydrogène renouvelable et bas-carbone

Introduit par un article ( COM-360 ) présenté par le rapporteur, et déposés à l'identique par les sénateurs Daniel Gremillet Jean-Pierre Moga ^{130 ( * )} ( COM-325 ), cet amendement vise à promouvoir l'hydrogène renouvelable ou bas-carbone, en consolidant sa planification et sa régulation, en introduisant un guichet unique, une concertation régionale et des mutualisations industrielles, et en appliquant le critère du « bilan carbone » aux appels à projets.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Dans leur rapport sur le nucléaire et l'hydrogène bas-carbone ^{131 ( * )} , les rapporteurs Daniel Gremillet, Jean-Pierre Moga et Jean-Jacques Michau ont plaidé pour tirer profit de la relance du nucléaire pour développer massivement l'hydrogène bas-carbone , en soutenant ainsi les couplages entre ceux deux productions : la stratégie française de soutien à l'hydrogène, fondée sur une production d'hydrogène décarboné, issu du réseau d'électricité, appelle à être soutenue et appliquée.

De plus, dans leur rapport d'information sur la souveraineté économique de la France ^{132 ( * )} , la Présidente Sophie Primas, le Sénateur Franck Montaugé et la Sénatrice Amel Gacquerre ont appelé à développer le stockage des énergies renouvelables, rappelant sur ce point le rôle clef du vecteur hydrogène ; ils ont relevé que la planification énergétique nationale et la règlementation énergétique européenne doivent mieux prendre en compte ce vecteur.

C'est la raison pour laquelle le rapporteur a présenté un amendement ( COM-360 ), déposés à l'identiques par les co-auteurs de la mission ( COM-325 ) visant à promouvoir ce vecteur énergétique d'avenir, quel que soit sa source d'énergie, nucléaire mais aussi renouvelable.

Pour ce faire, l'article proposé par l'amendement prévoit :

- de confier à la Commission de régulation de l'énergie (CRE) et aux autorités organisatrice de la distribution d'énergie (AODE) une mission d'appui au déploiement des projets d'hydrogène ;

- d'instituer une concertation sur le stockage de l'énergie, dont l'hydrogène, au sein des comités régionaux de l'énergie ;

- de permettre la mutualisation de biens et de services relatifs à l'hydrogène dans le cadre des plateformes industrielles ;

- d'appliquer le « bilan carbone », déjà prévu pour les énergies renouvelables électriques et gazières, à l'hydrogène renouvelable et bas-carbone ;

- de prévoir un référent unique, à titre expérimental et pour une durée de 3 ans, pour les porteurs de projets d'hydrogène.

Ce faisant, l'amendement complète le titre V « Dispositions diverses » du projet de loi, les procédures relatives aux projets et aux réseaux d'hydrogène renouvelable ou bas-carbone étant prévues par les articles 1 ^er et 10 du projet de loi initial notamment.

La commission a adopté l'amendement ( COM-360 ) ainsi proposé par le rapporteur, et déposé à l'identique ( COM-325 ), avec l'avis favorable si rectifié du rapporteur ; elle a adopté l'article additionnel en étant issu.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Article 20 (délégué)

Ratification d'ordonnances dans le domaine de l'énergie

Cet article vise à ratifier deux ordonnances techniques dans le secteur de l'énergie.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article sans modification.

I. La situation actuelle - Deux ordonnances techniques modifiant la procédure d'élaboration et de révision des schémas régionaux de raccordement au réseau des installations de production d'énergies renouvelables (S3REnR) et les compétences de la Commission de régulation de l'énergie sur les litiges résultant de la contribution au service public de l'électricité (CSPE).

A. La procédure d'élaboration et de révision des S3REnR a été modifiée par une ordonnance du 20 mai 2019 issue de la loi « Essoc » du 10 août 2018.

L'article 61 de la loi « Essoc », du 10 août 2018 ^{133 ( * )} a habilité le Gouvernement à légiférer par ordonnance sur toute mesure relevant du domaine de la loi visant à simplifier la procédure d'élaboration et de révision des schémas régionaux de raccordement au réseau des installations de production d'électricité usant d'énergies renouvelables prévue à l'article L. 321-7 du code de l'énergie, afin d'accélérer l'entrée en vigueur de ces schémas, et mettre en cohérence les autres dispositions du même code.

Sur ce fondement a été prise l'ordonnance n° 2019-501 du 22 mai 2019 portant simplification de la procédure d'élaboration et de révision des schémas de raccordement au réseau des énergies renouvelables.

Les S3REnR recensent les investissements nécessaires au raccordement des EnR, dans le but notamment de définir une quote-part des investissements et de permettre leur mutualisation entre les producteurs.

Le texte limite le rôle du préfet de région , qui approuvait le S3REnR dans son ensemble, à :

• la définition, en amont, d'une capacité globale pour le schéma de raccordement en tenant compte de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), du schéma régional du climat, de l'air et de l'énergie (SRCAE) et de la dynamique de développement des énergies renouvelables dans la région ;

• l'approbation, en aval, de la quote-part précitée.

Par ailleurs, l'ordonnance prévoit un avis du conseil régional dans la définition du S3REnR.

Un projet de loi a été déposé au Sénat le 24 juillet 2019.

B. La possibilité pour le président de la CRE de recourir à la transaction pour les litiges liés à la CSPE a été introduite par une ordonnance du 26 février 2020 issue de la loi « Énergie-Climat », du 8 novembre 2019.

L'article 55 de la loi « Énergie-Climat », du 8 novembre 2019, ^{134 ( * )} a habilité le Gouvernement à légiférer par ordonnance sur toute mesure relevant du domaine de la loi précisant les conditions dans lesquelles le président de la Commission de régulation de l'énergie est autorisé, en vue de mettre un terme aux litiges liés au paiement de la contribution au service public de l'électricité au titre des années 2009 à 2015, à transiger sur les demandes de restitution, selon des modalités compatibles avec le respect du principe d'égalité devant les charges publiques et du cadre tracé par l'arrêt C-103/17 rendu par la Cour de justice de l'Union européenne le 25 juillet 2018, et à engager le paiement des sommes correspondantes.

Sur ce fondement a été prise l'ordonnance n° 2020-161 du 26 février 2020 relative au règlement transactionnel par le président de la Commission de régulation de l'énergie du remboursement de la contribution au service public de l'électricité.

Cette ordonnance permet au président de la CRE (article 1) :

- d'une part, de transiger pour mettre un terme aux litiges nés d'une demande de remboursement partiel du paiement de la CSPE au titre de années 2019 à 2015, à proportion des parts des recettes affectées à d'autres fins que celles environnementales ;

- d'autre part, d'engager le paiement des sommes correspondantes.

Le montant des conventions transactionnelles de plus d'1 M d'euros, de même que la méthodologie applicable, sont soumis pour avis à un comité ministériel de transaction (même article).

Une plate-forme électronique est destinée à permettre le dépôt par les contribuables des demandes de remboursement partiel (article 3).

Par ailleurs, un décret n° 2020-1320 du 30 octobre 2020 est venu préciser les modalités de remboursement.

Depuis lors, la CRE a institué, au printemps 2021, la plate-forme électronique précitée, dénommée « Transaction-CSPE » ^{135 ( * )} .

55 000 demandes de restitution ont été déposées devant elle et 15 000 litiges étant pendants devant le Tribunal administratif de Paris ; le risque financier pour l'État est évalué entre 1 Md d'euros pour le Gouvernement et 5 Mds d'euros pour l'Assemblée nationale ^{136 ( * )} .

Un projet de loi a été déposé à l'Assemblée nationale le 27 mai 2020.

II. Le dispositif envisagé - Une ratification de deux ordonnances

L' article 20 vise à ratifier deux ordonnances dans le domaine de l'énergie :

- l'ordonnance n° 2019-501 du 22 mai 2019 portant simplification de la procédure d'élaboration et de révision des schémas de raccordement au réseau des énergies renouvelables ;

- l'ordonnance n° 2020-161 du 26 février 2020 relative au règlement transactionnel par le président de la Commission de régulation de l'énergie du remboursement de la contribution au service public de l'électricité.

III. La position de la commission - Une adoption sans modification.

Constatant la nature technique de ces ratifications d'ordonnance et en l'absence d'opposition de la part des personnes auditionnées, la commission a adopté l'article sans modification.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article sans modification.

Article 20 bis (nouveau) (délégué)137 ( * )

Limitation à un mois du délai de raccordement au réseau d'électricité
des installations de production d'énergies renouvelables
inférieures à 36 kilovoltampères

Introduit par un amendement ( COM-277 ) présenté par le sénateur Franck Menonville, cet article propose de limiter à un mois le délai de raccordement au réseau d'électricité des installations de production d'électricité renouvelable d'une puissance de moins de 36 kilovoltampères.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

Présenté par un amendement ( COM-277 ), l'article propose de limiter à un mois le délai de raccordement au réseau d'électricité des installations de production d'électricité renouvelable d'une puissance de moins de 36 kilovoltampères (kVA).

En l'état actuel, l'article L. 342-3 du code de l'énergie prévoit un délai de deux mois pour les installations inférieures à 3kVA.

Si la compression des délais de raccordement bute nécessairement sur des contraintes techniques, des moyens humains ou des capacités financières, le rapporteur plaide cependant pour la simplification des normes et l'accélération des procédures dans ce domaine ; aussi a-t-il proposé un avis de sagesse.

La commission a adopté l'amendement ( COM-277 ) ainsi proposé par l'auteur précité, ainsi que l'article additionnel en résultant.

Ce faisant, l'amendement complète le titre V « Dispositions diverses » du projet de loi, les procédures relatives aux raccordements aux réseaux de distribution étant prévues par les articles 4 et 20 du projet de loi initial notamment.

La commission propose à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable d'adopter l'article ainsi rédigé.

---

* ¹ À bien distinguer de la déclaration de projet relevant du code de l'environnement, obligatoire, qui vise à justifier l'intérêt général de projets publics uniquement, ayant déjà fait l'objet d'une enquête publique au titre du code de l'environnement.

* ² Cet amendement portant article additionnel a ensuite été rejeté par la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable. Le commentaire correspondant figure à l'article 3 bis du présent rapport.

* ³ Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet article additionnel a été supprimé et n'apparaît donc plus.

* ⁴ Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet article additionnel a été déplacé au sein du nouveau titre III bis (Mesures portant sur d'autres catégories d'énergies renouvelables) et porte désormais la numérotation « article 16 nonies » .

* ⁵ Directive 92/43/CEE du Conseil du 21 mai 1992 concernant la conservation des habitats naturels ainsi que de la faune et de la flore sauvages.

* ⁶ Les autres motifs sont :

- dans l'intérêt de la protection de la faune et de la flore sauvages et de la conservation des habitats naturels ;

- pour prévenir des dommages importants notamment aux cultures, à l'élevage, aux forêts, aux pêcheries, aux eaux et à d'autres formes de propriété ;

- dans l'intérêt de la santé et de la sécurité publiques, ou pour d'autres raisons impératives d'intérêt public majeur, y compris de nature sociale ou économique, et pour des motifs qui comporteraient des conséquences bénéfiques primordiales pour l'environnement ;

- à des fins de recherche et d'éducation, de repeuplement et de réintroduction de ces espèces et pour des opérations de reproduction nécessaires à ces fins, y compris la propagation artificielle des plantes ;

- pour permettre, dans des conditions strictement contrôlées, d'une manière sélective et dans une mesure limitée, la prise ou la détention d'un nombre limité et spécifié par les autorités nationales compétentes de certains spécimens des espèces figurant à l'annexe IV de la directive précitée.

* ⁷ Loi n° 2006-11 du 5 janvier 2006 d'orientation agricole (article 35).

* ⁸ Sont visés leurs volets afférents à la sécurité d'approvisionnement en électricité, au développement de l'exploitation des énergies renouvelables et de récupération, au développement équilibré des réseaux, du stockage et de la transformation des énergies et du pilotage de la demande d'énergie pour favoriser notamment la production locale d'énergie, le développement de communautés d'énergie renouvelable et de communautés énergétiques citoyennes, le développement des réseaux intelligents et l'autoproduction (1°, 3° et 4°), à l'exception de ceux relatifs à l'amélioration de l'efficacité énergétique et à la baisse de la consommation d'énergie primaire, en particulier fossile, à la préservation du pouvoir d'achat des consommateurs et de la compétitivité des prix de l'énergie et à l'évaluation des besoins de compétences professionnelles dans le domaine de l'énergie et à l'adaptation des formations à ces besoins (2°, 5° et 6°).

* ⁹ Sont visés leurs volets afférents à la sécurité d'approvisionnement en électricité, à l'amélioration de l'efficacité énergétique et à la baisse de la consommation d'électricité et au soutien aux énergies renouvelables et de récupération (2°, 4° et 5°), à l'exception de ceux relatifs à la sécurité d'approvisionnement en carburants et à la baisse de la consommation d'énergie fossile dans les transports, au développement équilibré des énergies renouvelables mettant en oeuvre une énergie fatale à caractère aléatoire, des réseaux, de l'effacement de consommation, du stockage et du pilotage de la demande d'électricité (1°, 3° et 6°).

* ¹⁰ Loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité (articles 14, 18 et 23).

* ¹¹ Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (article 54).

* ¹² Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 111).

* ¹³ Une notification à la CRE est prévue pour les réseaux desservant moins de 100 000 habitants.

* ¹⁴ Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 98).

* ¹⁵ Loi n° 2020-1525 du 7 décembre 2020 d'accélération et de simplification de l'action publique (article 62).

* ¹⁶ Une notification à la CRE est prévue pour les réseaux desservant moins de 100 000 habitants.

* ¹⁷ Lorsque l'extension est rendue nécessaire par une opération ayant fait l'objet d'un permis de construire, d'un permis d'aménager ou d'une décision de non-opposition à une déclaration préalable, située en dehors d'une zone d'aménagement concerté et ne donnant pas lieu à la participation spécifique pour la réalisation d'équipements publics exceptionnels ou à la participation pour voirie et réseaux mentionnées à l'article L. 332-6-1 du code de l'urbanisme.

* ¹⁸ Pour autant, la part de contribution correspondant à l'extension située hors du terrain d'assiette de l'opération est due par la commune ou l'établissement public de coopération intercommunale compétent pour la perception des participations d'urbanisme. De plus, les coûts de remplacement ou d'adaptation d'ouvrages existants ou de création de canalisations en parallèle à des canalisations existantes, afin d'en éviter le remplacement, rendus nécessaires par le raccordement en basse tension des consommateurs finals, sont couverts par le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution mentionné à l'article L. 341-2 du code de l'énergie lorsque ce raccordement est effectué par le gestionnaire du réseau de distribution.

* ¹⁹ Lorsque l'extension est rendue nécessaire par une opération donnant lieu à la participation spécifique pour la réalisation d'équipements publics exceptionnels mentionnée à l'article L. 332-6-1 du code de l'urbanisme.

* ²⁰ Lorsque l'extension est rendue nécessaire par l'aménagement d'une zone d'aménagement concerté.

* ²¹ Lorsque le propriétaire acquitte la participation pour voirie et réseaux à l'établissement public de coopération intercommunale ou au syndicat mixte compétent, en application de l'ancien article L. 332-11-1 du code de l'urbanisme, ou lorsque le conseil municipal a convenu d'affecter au financement de ces travaux d'autres ressources avec l'accord de cet établissement public de coopération intercommunale ou de ce syndicat mixte.

* ²² Lorsque l'extension de ces réseaux est destinée au raccordement d'un consommateur d'électricité en dehors d'une opération de construction ou d'aménagement autorisée en application du code de l'urbanisme.

* ²³ Les autres missions du gestionnaire du réseau de distribution étant :

- d'assurer la conception et la construction des ouvrages ainsi que la maîtrise d'oeuvre des travaux relatifs à ces réseaux, en informant annuellement l'autorité organisatrice de la distribution de leur réalisation ;

- de conclure et de gérer les contrats de concession ;

- d'assurer, dans des conditions objectives, transparentes et non discriminatoires, l'accès à ces réseaux ;

- de fournir aux utilisateurs des réseaux les informations nécessaires à un accès efficace aux réseaux, notamment en évaluant l'incidence sur le réseau des projets qui lui sont soumis en matière d'insertion des énergies renouvelables, de déploiement des dispositifs de charge pour les véhicules électriques et hybrides rechargeables, d'aménagement urbain et de planification énergétique ;

- d'exploiter ces réseaux et d'en assurer l'entretien et la maintenance ;

- d'exercer les activités de comptage pour les utilisateurs raccordés à son réseau, en particulier la fourniture, la pose, le contrôle métrologique, l'entretien et le renouvellement des dispositifs de comptage et d'assurer la gestion des données et toutes missions afférentes à l'ensemble de ces activités ;

- de mettre en oeuvre des actions d'efficacité énergétique et de favoriser l'insertion des énergies renouvelables sur le réseau ;

- de contribuer au suivi des périmètres d'effacement, une transmission des informations nécessaires étant prévues à cette fin par le gestionnaire du réseau public de transport, les opérateurs d'effacement et les fournisseurs d'électricité.

* ²⁴ Loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité (articles 14 et 36).

* ²⁵ Telles que les effacements de consommation ou les installations de stockage.

* ²⁶ Loi n° 2020-788 du 12 juillet 2010 portant engagement national pour l'environnement (article 71).

* ²⁷ Loi n° 2015-990 du 6 août 2015 pour la croissance, l'activité et l'égalité des chances économiques (article 106).

* ²⁸ Ordonnance n° 2016-1060 du 3 août 2016 portant réforme des procédures destinées à assurer l'information et la participation du public à l'élaboration de certaines décisions susceptibles d'avoir une incidence sur l'environnement.

* ²⁹ Qui dispose que les plans et programmes qui sont élaborés dans le domaine de l'énergie font l'objet d'une évaluation environnementale systématique.

* ³⁰ Qui dispose que la participation du public par voie électronique est applicable aux plans et programmes qui font l'objet d'une telle évaluation environnementale.

* ³¹ Loi n° 2018-727 du 10 août 2018 pour un État au service d'une société de confiance (article 61).

* ³² Ordonnance n° 2019-501 du 22 mai 2019 portant simplification de la procédure d'élaboration et de révision des schémas de raccordement au réseau des énergies renouvelables.

* ³³ Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 98).

* ³⁴ Loi n° 2020-1525 du 7 décembre 2020 d'accélération et de simplification de l'action publique (article 62).

* ³⁵ Qui concernent l'obligation d'achat et le complément de rémunération

* ³⁶ Loi n° 2020-1525 du 7 décembre 2020 d'accélération et de simplification de l'action publique (article 52).

* ³⁷ Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 87).

* ³⁸ Qui concernent les appels d'offres sur le territoire métropolitain continental ou dans les zones non interconnectées (ZNI) à ce réseau.

* ³⁹ Projet de loi relatif à l'énergie et au climat, tel qu'adopté par le Sénat, le 18 juillet 2019 (article 6 sexies A).

* ⁴⁰ Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 102).

* ⁴¹ Conseil constitutionnel, Décision n° 2021-825 DC du 13 août 2021, Loi portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets.

* ⁴² Cet article définit les friches comme « tout bien ou droit immobilier, bâti ou non bâti, inutilisé et dont l'état, la configuration ou l'occupation totale ou partielle ne permet pas un réemploi sans un aménagement ou des travaux préalables ».

* ⁴³ Objectif fixé dans le cadre de la programmation pluriannuelle de l'énergie 2018-2028.

* ⁴⁴ Article 86 de la loi n° 2016-1087 du 8 août 2016 pour la reconquête de la biodiversité, de la nature et des paysages.

* ⁴⁵ Article 47 de la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat.

* ⁴⁶ Article 101 de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets.

* ⁴⁷ Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet amendement a été transformé en un article additionnel qui porte désormais la numérotation « article 13 bis ».

* ⁴⁸ Ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016 relative aux espaces maritimes relevant de la souveraineté ou de la juridiction de la République française.

* ⁴⁹ Décret n° 2013-611 du 10 juillet 2013 relatif à la réglementation applicable aux îles artificielles, aux installations, aux ouvrages et à leurs installations connexes sur le plateau continental et dans la zone économique et la zone de protection écologique ainsi qu'au tracé des câbles et pipelines sous-marins.

* ⁵⁰ Loi n° 2005-1720 du 30 décembre 2005 de finances rectificative pour 2005 (article 76).

* ⁵¹ Loi n° 2021-1900 du 30 décembre 2021 de finances pour 2022 (article 101).

* ⁵² Modifié par la loi n° 2021-1900 du 30 décembre 2021 de finances pour 2022 (article 101).

* ⁵³ Idem.

* ⁵⁴ Ce pourcentage étant réparti à raison de 15 % au profit du Comité national des pêches maritimes et des élevages marins, 10 % pour les comités régionaux des pêches maritimes et des élevages marins dans le ressort desquels les installations ont été implantées et 10 % pour les comités départementaux et interdépartementaux des pêches maritimes et des élevages marins dans le ressort desquels les installations ont été implantées, et bénéficiant au comité départemental en l'absence de comité régional.

* ⁵⁵ Loi n° 2021-1900 du 30 décembre 2021 de finances pour 2022 (article 101).

* ⁵⁶ Loi n° 2018-727 du 10 août 2018 pour un État au service d'une société de confiance (article 58).

* ⁵⁷ Autorisation de certaines activités exercées sur le plateau continental et dans la ZEE, régime applicable à certains câbles sous-marins et aux pipelines sous-marins, règles d'hypothèque, intervention d'office sur les îles artificielles, installations, ouvrages et leurs installations connexes.

* ⁵⁸ Principes généraux, dispositions relatives à la sécurité, dispositions douanières et fiscales, règles relatives à l'accès au marché du transport et dispositions particulières relatives aux marins.

* ⁵⁹ Redevance.

* ⁶⁰ Consultable ci-après :

https://www.vie-publique.fr/sites/default/files/rapport/pdf/278575.pdf

* ⁶¹ Ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016 relative aux espaces maritimes relevant de la souveraineté ou de la juridiction de la République française.

* ⁶² Loi n° 86-2 du 3 janvier 1986 relative à l'aménagement, à la protection et à la mise en valeur du littoral.

* ⁶³ De plus de 1 000 hectares.

* ⁶⁴ L'article autorise l'atterrage des canalisations et de leurs jonctions ne portant pas atteinte à l'environnement ou aux paysages, lorsqu'elles sont nécessaires à des missions de service public ou à l'établissement des réseaux ouverts au public de communications électroniques, réalisées de manière souterraine et toujours de moindre impact environnemental.

* ⁶⁵ À titre exceptionnel et dès lors qu'elles ne sont pas liées à une urbanisation nouvelle.

* ⁶⁶ L'article autorise l'implantation de constructions ou d'installations ne portant pas atteinte à l'environnement ou aux paysages, avec l'accord de l'autorité administrative compétente de l'État et après avis de la commission départementale de la nature, des paysages et des sites (CDNPS) et de la commission départementale de la préservation des espaces naturels, agricoles et forestiers (CDPENAF), en dehors des espaces proches du rivage, à l'exception de celles nécessaires aux cultures marines.

* ⁶⁷ L'article autorise l'implantation d'installations ne portant pas atteinte à l'environnement ou aux sites et paysages remarquables, après délibération favorable de l'organe délibérant de l'EPCI compétent en matière de plan local d'urbanisme (PLU) ou, à défaut, de la commune concernée par l'ouvrage, et après avis de la commission départementale de la nature, des paysages et des sites (CDNPS), en dehors des espaces proches du rivage et au-delà d'une bande d'un kilomètre, dont le PLU peut adapter la largueur.

* ⁶⁸ C'est-à-dire les objectifs relatifs à la réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) et à l'atteinte de la neutralité carbone, à la réduction de la consommation primaire d'énergie fossiles, à l'augmentation de la part des énergies renouvelables, à l'augmentation de la production d'électricité issues d'éoliennes en mer, à la réduction de la pollution atmosphérique, à l'atteinte de l'autonomie énergétique dans les Outre-mer et au développement de l'hydrogène renouvelable ou bas-carbone.

* ⁶⁹ Depuis la loi n° 2000-108 du 10 février 2010 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité, dans le cas de l'obligation d'achat, le producteur d'électricité vend l'électricité injectée sur le réseau public à un acheteur obligé (EDF ou les entreprises locales de distribution) et selon un tarif d'achat fixé à l'avance.

* ⁷⁰ Depuis la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, le complément de rémunération permet au producteur d'électricité de commercialiser directement son énergie sur le marché, tout en bénéficiant d'une prime (versée par EDF) compensant

l'écart entre le prix de vente et un tarif de référence.

* ⁷¹ Règlement (UE) n° 1407/2013 de la Commission du 18 décembre 2013 relatif à l'application des articles 107 et 108 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne aux aides de minimis .

* ⁷² Loi n° 2020-1721 du 29 décembre 2020 de finances pour 2021 (article 225).

* ⁷³ Les entreprises locales de distribution (ELD) peuvent également être considérées comme des producteurs à cette condition, selon le Gouvernement.

* ⁷⁴ De même que les autres gaz renouvelables et le gaz bas-carbone.

* ⁷⁵ Idem.

* ⁷⁶ Rapport d'information n° 755 (2021-2022) fait au nom de la commission des affaires économiques sur la souveraineté économique de la France, par Mme Sophie Primas, Amel Gacquerre et Franck Montaugé, 6 juillet 2022.

* ⁷⁷ Loi n° 90-449 du 31 mai 1990 visant à la mise en oeuvre du droit au logement(1)

* ⁷⁸ Le prix de l'Arenh tenant lui-même compte d'une rémunération des capitaux prenant en compte la nature de l'activité, des coûts d'exploitation, des coûts des investissements de maintenance ou nécessaires à l'extension de la durée de l'autorisation d'exploitation et des coûts prévisionnels liés aux charges pesant à long terme sur les exploitants d'installations nucléaires de base (article L. 337-14 du code de l'énergie).

* ⁷⁹ En tenant compte, le cas échéant, de l'atteinte de son plafond.

* ⁸⁰ Délibération n° 2022-202 du 13 juillet 2022 relative à l'évaluation des charges de service public de l'énergie pour 2023, pp. 10, 11 et 12.

* ⁸¹ Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (articles 82, 83 et 89).

* ⁸² Loi n° 2022-1158 du 16 août 2022 portant mesures d'urgence pour la protection du pouvoir d'achat (article 27).

* ⁸³ Rapport d'information n° 872 fait au nom de la mission d'information sur « la méthanisation dans le mix énergétique : enjeux et impacts », par Daniel SALMON, 29 septembre 2021, p. 137.

* ⁸⁴ Loi n° 2022-217 du 21 février 2022 relative à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de simplification de l'action publique locale (article 35).

* ⁸⁵ Rapport d'information n° 801 de MM. Daniel Gremillet, Jean-Pierre Moga et Jean-Jacques Michau, fait au nom de la commission des affaires économiques, « Nucléaire et hydrogène : l'urgence d'agir », 20 juillet 2022, p. 66.

* ⁸⁶ Y compris les installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND).

* ⁸⁷ Le premier dispositif a été institué par la loi n° 2003-8 du 3 janvier 2003 relative au marché du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie et le second par l'ordonnance n° 2016-411 du 7 avril 2016 portant diverses mesures d'adaptation dans le secteur gazier.

* ⁸⁸ Le premier dispositif a été institué par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité - et modifié par l'ordonnance n° 2011-504 du 9 mai 2011 portant codification de la partie législative du code de l'énergie - et le second par la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

* ⁸⁹ Loi n° 2019-1428 du 24 décembre 2019 d'orientation des mobilités (article 71).

* ⁹⁰ Loi n° 2018-938 du 30 octobre 2018 pour l'équilibre des relations commerciales dans le secteur agricole et alimentaire et une alimentation saine, durable et accessible à tous (article 94).

* ⁹¹ Loi n° 2017-227 du 24 février 2017 ratifiant les ordonnances n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 et n° 2016-1059 du 3 août 2016 (articles 14 et 19).

* ⁹² Pour le réseau de distribution de gaz naturel, la réfaction n'est applicable que sur « les réseaux publics de distribution de gaz naturel qui ne sont pas concédés en application de l'article L. 432-6 [du code de l'énergie] et qui ont pour société gestionnaire une société mentionnée à l'article L. 111-61 [du même code] » (article L. 452-1-1 du code de l'énergie) , c'est-à-dire « une société gestionnaire d'un réseau de distribution d'électricité ou de gaz qui dessert, sur le territoire métropolitain continental, plus de 100 000 clients » (article L. 111-61 du même code).

* ⁹³ Pour le réseau de transport de gaz naturel, la réfaction s'établit « dans la limite de 400 000 € » (article 1 ^er de l'arrêté du 10 janvier 2019 relatif au niveau de prise en charge des coûts de raccordement aux réseaux de transport de gaz naturel des installations de production de biogaz, en application de l'article L. 452-1 du code de l'énergie).

* ⁹⁴ Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 94).

* ⁹⁵ Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 95).

* ⁹⁶ Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (article 33).

* ⁹⁷ Ou d'électricité renouvelable.

* ⁹⁸ Commission de régulation de l'énergie (CRE), Délibération n° 2021-107 du 1 ^er avril 2021 portant avis sur le projet de décret relatif à la procédure d'appel à projets pour les installations de production d'électricité qui utilisent des énergies renouvelables innovantes et les installations de production de biogaz qui utilisent des technologies innovantes.

* ⁹⁹ Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (article 33).

* ¹⁰⁰ Loi n° 2019-1428 du 24 décembre 2019 d'orientation des mobilités (article 71).

* ¹⁰¹ Loi n° 2022-217 du 21 février 2022 relative à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de simplification de l'action publique locale (article 196).

* ¹⁰² Loi n° 2022-1158 du 16 août 2022 portant mesures d'urgence pour la protection du pouvoir d'achat (article 27).

* ¹⁰³ Rapport d'information n° 872 fait au nom de la mission d'information sur « la méthanisation dans le mix énergétique : enjeux et impacts », par Daniel SALMON, 29 septembre 2021, p. 14.

* ¹⁰⁴ Loi n° 2022-217 du 21 février 2022 relative à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de simplification de l'action publique locale.

* ¹⁰⁵ Rapport d'information n°872 fait au nom de la mission d'information sur « la méthanisation dans le mix énergétique : enjeux et impacts », par Daniel SALMON, 29 septembre 2021, pp. 130 et 131.

* ¹⁰⁶ Rapport d'information n° 553 fait au nom de la commission des affaires économiques du Sénat sur « la mise en application de la loi n°2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat », par Daniel GREMILLET, 5 mai 2021, pp. 50 et 51.

* ¹⁰⁷ Règlement délégué (UE) 2022/1214 de la Commission du 9 mars 2022 modifiant le règlement délégué (UE) 2021/2139 en ce qui concerne les activités économiques exercées dans certains secteurs de l'énergie et le règlement délégué (UE) 2021/2178 en ce qui concerne les informations à publier spécifiquement pour ces activités économiques.

* ¹⁰⁸ Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 95).

* ¹⁰⁹ Loi n° 2022-217 du 21 février 2022 relative à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de simplification de l'action publique locale (article 196).

* ¹¹⁰ Loi n° 2022-1158 du 16 août 2022 portant mesures d'urgence pour la protection du pouvoir d'achat (article 27).

* ¹¹¹ Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet article additionnel a été déplacé au sein du nouveau titre III bis (Mesures portant sur d'autres catégories d'énergies renouvelables) et porte désormais la numérotation « article 16 decies ».

* ¹¹² Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet article additionnel a été déplacé au sein du nouveau titre III bis (Mesures portant sur d'autres catégories d'énergies renouvelables) et porte désormais la numérotation « article 16 undecies ».

* ¹¹³ Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet article additionnel porte désormais la numérotation « article 19 bis ».

* ¹¹⁴ 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.

* ¹¹⁵ Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet article additionnel porte désormais la numérotation « article 19 ter ».

* ¹¹⁶ Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet article additionnel a été déplacé au sein du nouveau titre II (Mesures tendant à l'accélération du développement de l'énergie solaire, thermique, photovoltaïque et agrivoltaïque) et porte désormais la numérotation « article 11 decies ».

* ¹¹⁷ Rapport n° 13 (2022-2023) de M. Franck Menonville, fait au nom de la commission des affaires économiques, déposé le 5 octobre 2022, consultable ci-après : https://www.senat.fr/rap/l22-013/l22-013.html

* ¹¹⁸ Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet article additionnel a été déplacé au sein du nouveau titre III bis (Mesures portant sur d'autres catégories d'énergies renouvelables) et porte désormais la numérotation « article 16 quater ».

* ¹¹⁹ Directive 2000/60/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 octobre 2000 établissant un cadre pour une politique communautaire dans le domaine de l'eau.

* ¹²⁰ Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet article additionnel a été déplacé au sein du nouveau titre III bis (Mesures portant sur d'autres catégories d'énergies renouvelables) et porte désormais la numérotation « article 16 quinquies ».

* ¹²¹ Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet article additionnel a été déplacé au sein du nouveau titre III bis (Mesures portant sur d'autres catégories d'énergies renouvelables) et porte désormais la numérotation « article 16 sexies ».

* ¹²² Qui concerne la gestion équilibrée et durable de la ressource en eau.

* ¹²³ Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet article additionnel a été déplacé au sein du nouveau titre III bis (Mesures portant sur d'autres catégories d'énergies renouvelables) et porte désormais la numérotation « article 16 septies ».

* ¹²⁴ Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (article 43).

* ¹²⁵ Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 89).

* ¹²⁶ Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet article additionnel a été déplacé au sein du nouveau titre III bis (Mesures portant sur d'autres catégories d'énergies renouvelables) et porte désormais la numérotation « article 16 octies ».

* ¹²⁷ Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (article 89).

* ¹²⁸ Décret n° 2022-945 du 28 juin 2022 fixant les modalités d'application de l'expérimentation relative à l'institution du médiateur de l'hydroélectricité et portant application de l'article L. 511-14 du code de l'énergie.

* ¹²⁹ Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet article additionnel a été déplacé au sein du nouveau titre III bis (Mesures portant sur d'autres catégories d'énergies renouvelables) et porte désormais la numérotation « article 16 duodecies ».

* ¹³⁰ Auxquels s'est associé le Sénateur Jean-Jacques Michau.

* ¹³¹ Rapport d'information n° 801 (2021-2022) fait au nom de la commission des affaires économiques sur l'énergie nucléaire et l'hydrogène bas-carbone, par MM. Daniel Gremillet, Jean-Pierre Moga et Jean-Jacques Michau, 20 juillet 2022.

* ¹³² Rapport d'information n° 755 (2021-2022) fait au nom de la commission des affaires économiques sur la souveraineté économique de la France, par Mmes Sophie Primas, Amel Gacquerre et M. Franck Montaugé, 6 juillet 2022.

* ¹³³ Loi n° 2018-727 du 10 août 2018 pour un État au service d'une société de confiance (article 61).

* ¹³⁴ Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (article 57).

* ¹³⁵ Cette plateforme est consultable ci-après : https://transaction-cspe.cre.fr/dcspe/#/contact

* ¹³⁶ Rapport pour avis n°141 présenté au nom de la commission des Affaires économiques sur le projet de loi de finances, adopté par l'Assemblée nationale, pour 2020 (Tome II - Écologie, Développement et mobilité durables) par M. le Daniel GREMILLET, pp. 46 et 47.

* ¹³⁷ Dans le texte publié tel qu'il résulte des travaux de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable, cet article additionnel porte désormais la numérotation « article 21 ».