Proposition de loi visant à convertir des centrales à charbon vers des combustibles moins émetteurs en dioxyde de carbone pour permettre une transition écologique plus juste socialement

EXAMEN DES ARTICLES

Article 1er
Facilitation de l'éligibilité des centrales à charbon
faisant l'objet d'une conversion au mécanisme de capacité

Cet article vise à faciliter l'éligibilité des centrales de production d'électricité à partir du charbon, faisant l'objet d'une conversion, au mécanisme de capacité.

Le rapporteur approuve dans l'ensemble le dispositif proposé, tout en suggérant des compléments et des ajustements.

C'est pourquoi la commission a adopté un amendement ( COM-5), présenté par le rapporteur, visant à modifier l'article 1^er.

Ainsi, il applique le dispositif proposé aux seules centrales existantes de production d'électricité à partir de combustibles fossiles, à l'exclusion de celles nouvelles.

La commission a adopté l'article ainsi modifié.

I. La situation actuelle - Un nouveau mécanisme de capacité ne permettant pas l'éligibilité des centrales de production d'électricité à partir du charbon, même lorsqu'elles font l'objet d'une conversion

A. Les installations de production d'électricité sont subordonnées, sauf exception, à autorisation administrative en application du code de l'énergie, depuis la loi « Service public de l'électricité » de 2000

1) Depuis la loi « Service public de l'électricité », du 10 février 2000^3(*), codifiée par l'ordonnance « Codification du code de l'énergie », du 9 mai 2011^4(*), l'article L. 311-1 du code de l'énergie dispose que l'exploitation de toute nouvelle installation de production d'électricité est subordonnée à l'obtention d'une autorisation administrative. Sont considérées comme de nouvelles installations de production celles dont la puissance installée est augmentée d'au moins 20 %.

Avec la loi « Climat-Résilience », du 22 août 2021^5(*), ce seuil a été relevé à au moins 25 % pour l'énergie hydraulique, dans un souci de simplification des normes applicables à ce secteur, à l'initiative de la commission des affaires économiques.

2) De plus, depuis la loi « Service public de l'électricité », du 10 février 2000^6(*), l'article L. 311-5 du même code dispose que l'autorisation d'exploiter une installation de production d'électricité est délivrée par l'autorité administrative en tenant compte de :

- l'impact de l'installation sur l'équilibre entre l'offre et la demande et sur la sécurité d'approvisionnement ;

- la nature et l'origine des sources d'énergie primaire ;

- l'efficacité énergétique de l'installation, comparée aux meilleures techniques disponibles à un coût économiquement acceptable ;

- les capacités techniques, économiques et financières du candidat ou du demandeur ;

- l'impact de l'installation sur les objectifs de lutte contre l'aggravation de l'effet de serre.

Cette autorisation d'exploiter doit aussi être compatible avec la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE).

C'est la loi « Transition énergétique », du 17 août 2015^7(*), qui a fixé les critères relatifs à l'origine des sources d'énergie, à l'impact sur le changement climatique, à la compatibilité avec la PPE ainsi qu'aux capacités techniques, économiques et financières.

3) Quant à l'article L. 311-6 du code de l'énergie, depuis la loi « Service public de l'électricité », du 10 février 2000^8(*), il dispose que les installations dont la puissance installée par site de production est inférieure ou égale à un seuil, dépendant du type d'énergie utilisée et fixé par décret en Conseil d'État, sont réputées autorisées.

Les installations existantes, régulièrement établies au 11 février 2000, sont également réputées autorisées.

En application de l'article L. 311-6 du code de l'énergie, l'article R. 331-2 du même code précise ainsi que sont réputées autorisées :

- les installations utilisant l'énergie radiative du soleil jusqu'à 50 mégawatts (MW) ;

- les installations utilisant l'énergie mécanique du vent jusqu'à 50 MW ;

- les installations utilisant, à titre principal, l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de matières non fossiles d'origine animale ou végétale, jusqu'à 50 MW ;

- les installations utilisant, à titre principal, l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de biogaz, jusqu'à 50 MW ;

- les installations utilisant l'énergie des nappes aquifères ou des roches souterraines, jusqu'à 50 MW ;

- les installations valorisant les déchets ménagers ou assimilés, à l'exception de celles utilisant du biogaz, jusqu'à 50 MW ;

- les installations utilisant l'énergie houlomotrice, hydrothermique ou hydrocinétique implantées sur le domaine public maritime, jusqu'à 50 MW ;

- les installations utilisant, à titre principal, du gaz naturel, jusqu'à 20 MW ;

- les installations utilisant, à titre principal, d'autres combustibles fossiles que le gaz naturel et le charbon, jusqu'à 10 MW ;

- les installations de production d'électricité en mer utilisant l'énergie mécanique du vent, jusqu'à 1 MW.

B. La sortie des centrales de production d'électricité à partir du charbon d'ici 2022 a été prévue par la loi « Énergie-Climat » de 2019 mais modifiée par la loi « Pouvoir d'achat » de 2022

La loi « Énergie-Climat », du 8 novembre 2019^9(*), a eu pour objectif la sortie du recours aux 4 dernières centrales à charbon - de Cordemais, Le Havre, Gardanne et Saint-Avold - d'ici 2022.

Pour ce faire, elle a appliqué, à l'article L. 311-5-3 du code de l'énergie, un plafond d'émissions, à compter du 1^er janvier 2022, pour les installations de production d'électricité à partir de combustibles fossiles situées sur le territoire métropolitain continental émettant plus de 0,55 tonne d'équivalents dioxyde de carbone par mégawattheure (tCO₂eq/MWh). Un décret n° 2022-123 du 5 février 2022^10(*) a été pris en ce sens.

De plus, la loi a prévu une habilitation à légiférer par ordonnance afin de tirer les conséquences, sur le plan du droit social, de cette sortie. Sur ce fondement a été prise l'ordonnance n° 2020-921 du 29 juillet 2020^11(*). Un projet de loi de ratification n° 680 (2021-2022) a été déposé au Sénat le 15 juin 2022.

Cependant, en 2022 et 2023, la guerre russe en Ukraine a lourdement impacté les marchés gaziers et pétroliers internationaux, tandis que le phénomène de corrosion sous contrainte a lourdement impacté la production nationale d'électricité nucléaire. C'est pourquoi la loi « Pouvoir d'achat » du 22 août 2022^12(*) a consacré la possibilité de rehausser par décret ce plafond d'émissions, en cas de menace sur la sécurité d'approvisionnement, et a permis une reprise temporaire d'activité pour ces installations de production, s'agissant du droit social. Aussi le décret précité a-t-il été modifié à deux reprises^13(*),14(*).

Dans ce contexte, les centrales à charbon du Havre et de Gardanne ont fermé en 2021, tandis que celles de Cordemais et de Saint-Avold ont été maintenues.

C. Une sortie ou une conversion des centrales de production d'électricité à partir du charbon d'ici 2027 est envisagée par le Gouvernement, dans le cadre de la nouvelle programmation énergétique

Le Gouvernement envisage désormais la sortie ou la conversion des deux dernières centrales à charbon encore en fonctionnement d'ici 2027, dans le cadre de documents programmatiques, dont la publication règlementaire est réalisée ou attendue.

Tout d'abord, le plan national intégré en matière d'énergie et de climat (Pniec), présenté à la Commission européenne le 11 novembre 2023, prévoit de « fixer les conditions de fermeture, ou de conversion avec un combustible décarboné des dernières centrales à charbon, qui doivent être effectives au plus tard en 2027 ».

Plus encore, le projet de stratégie française pour l'énergie et le climat (Sfec), mis en consultation le 22 novembre 2023, mentionne le défi de la « fin de la production d'électricité à partir de charbon en 2027 » et la nécessité de « fixer les conditions de reconversion des dernières centrales à charbon d'ici 2027 ».

Dans le même esprit, le projet de programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), mis en consultation le 4 novembre 2024, comprend deux actions visant, d'une part, à « organiser et accompagner la fin de la production d'électricité à partir de charbon » et, d'autre part, à « arrêter la production d'électricité à partir de charbon d'ici 2027, en étudiant, le cas échéant, les opportunités de conversion à des combustibles décarbonnés (biomasse par exemple) »^15(*).

Quant au projet de stratégie nationale bas-carbone (SNBC)^16(*), mis en consultation la même date, il prévoit comme une hypothèse la « sortie des énergies thermiques fossiles », définie comme la « fin de la production d'électricité à partir de charbon en 2027 et [la] sortie de la dépendance aux énergies fossiles en 2050, contre un mix énergétique composé à près de 60 % d'énergies fossiles en 2021 ».

D. Un mécanisme de capacité a été institué par le projet de loi de finances initiale pour 2025

Conformément à la loi « Service public de l'électricité », du 10 février 2000^17(*), codifiée par l'ordonnance « Codification du code de l'énergie », du 9 mai 2011^18(*), les articles L. 335-1 à L. 335-6 du code de l'énergie ont institué l'actuel mécanisme de capacité : il s'agit d'un dispositif décentralisé, fondé sur l'obligation d'achat, par les fournisseurs d'électricité, de certificats de capacité émis par les producteurs d'électricité, certifiés par le gestionnaire du réseau de transport d'électricité, Réseau de transport d'électricité (RTE).

Ce mécanisme a fait l'objet d'une notification à la Commission européenne au titre du régime des aides d'État, qui l'a autorisé pour une période de 10 ans, dans sa décision du 8 novembre 2016^19(*).

Depuis la loi de finances initiale pour 2025^20(*), les articles L. 316-1 à 316-13 du code de l'énergie déterminent le nouveau mécanisme de capacité : il s'agit désormais d'un dispositif centralisé, fondé sur l'acquisition directe par RTE de capacités auprès des producteurs, en contrepartie d'un prélèvement annuel sur les fournisseurs et les consommateurs d'électricité.

Ce mécanisme consiste donc en une rémunération versée par le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité aux exploitants de capacités de production, de stockage et d'effacement de consommation, en contrepartie de leur engagement de disponibilité (article L. 316-1). Pour le financement de cette rémunération, une taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité est affectée au gestionnaire (article L. 316-2).

Le ministre chargé de l'énergie peut suspendre l'application du mécanisme (article L. 316-3) ou arrêter des périodes de livraison ou de tension (article L. 316-4).

Le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité peut sélectionner les installations de production, de stockage et d'effacement (article L. 316-6) et procéder à la certification des capacités de production, de stockage et d'effacement, à la comptabilité des engagements de disponibilité, à la constatation et au recouvrement de la taxe de répartition des coûts (articles L. 321-16, 321-16-1 et 321-17).

La Commission de régulation de l'énergie (CRE) peut estimer les quantités d'électricité consommées (article L. 316-5) et prononcer des sanctions sur les exploitants de capacités de production, de stockage et d'effacement et les acteurs des marchés sur lesquels sont négociés les produits du mécanisme de capacité (articles 316-10 et 316-11).

Ne peuvent voir leurs capacités certifiées les installations de production dont la production commerciale a débuté à compter du 4 juillet 2019 et qui émettent, soit plus de 550 grammes de dioxyde de carbone issu de carburant fossile par kilowattheure (gCO₂/KWh) d'électricité, soit plus de 550 grammes issus de carburant fossile et plus de 350 kilogrammes issus de carburant fossile par kilowatt (kgCO₂/kW) de puissance électrique. Les modalités de calcul des émissions pour l'atteinte des plafonds sont déterminées par décret (article L. 316-9).

Tout comme le mécanisme précédent, ce mécanisme doit faire l'objet d'une notification à la Commission européenne au titre des aides d'État.

E. Les règlements « Marché de l'électricité », du 5 juin 2019 et du 13 juin 2024, déterminent les principes d'organisation du mécanisme de capacité à l'échelon européen

Le règlement « Marché de l'électricité », du 5 juin 2019^21(*), définit les principes généraux (article 21) et les principes de conception (article 22) du mécanisme de capacité.

Parmi ces principes, sont précisées les conditions suivantes en matière d'émissions CO₂ :

« Les mécanismes de capacité incorporent les exigences énumérées ci-après concernant les limites en matière d'émissions de CO₂ :

a) à partir du 4 juillet 2019 au plus tard, une capacité de production dont la production commerciale a débuté à cette date ou après cette date et qui émet plus de 550 g de CO₂ issu de carburant fossile par kWh d'électricité n'est pas engagée ni ne reçoit de paiement ou d'engagements pour des paiements futurs dans le cadre d'un mécanisme de capacité ;

b) à partir du 1^er juillet 2025 au plus tard, une capacité de production dont la production commerciale a débuté avant le 4 juillet 2019 et qui émet plus de 550 gr de CO₂ issu de carburant fossile par kWh d'électricité et plus de 350 kg de CO₂ issu de carburant fossile en moyenne par an et par kWe installé n'est pas engagée ni ne reçoit de paiements ou d'engagements pour des paiements futurs dans le cadre d'un mécanisme de capacité.

La limite d'émissions de 550 gr de CO₂ issu de carburant fossile par kWh d'électricité et la limite de 350 kg de CO₂ issu de carburant fossile en moyenne par an par kWe installé visées au premier alinéa, points a) et b), sont calculées sur la base de l'efficacité de la conception de l'unité de production, à savoir le rendement net à capacité nominale selon les normes pertinentes prévues par l'Organisation internationale de normalisation. »

Le règlement « Marché de l'électricité », du 13 juin 2024^22(*), a modifié le règlement précité du 5 juin 2019, dont les principes généraux et les principes de conception du mécanisme de capacité

D'une part, un article 19 octies a prévu que les États membres appliquant un mécanisme de capacité envisagent les adaptations nécessaires pour promouvoir la participation de la flexibilité d'origine non fossile.

D'autre part, un article 19 nonies a supprimé la condition selon laquelle les mécanismes de capacité sont temporaires mais maintenu celle selon laquelle ils sont approuvés par la Commission européenne pour une durée de dix ans.

Autre point, le même article 19 nonies a introduit la dérogation suivante aux conditions susmentionnées en matière d'émissions de CO₂ (paragraphe 2 ter de l'article 64 du règlement du 5 juin 2019) :

« Les États membres peuvent demander qu'une capacité de production dont la production commerciale a débuté avant le 4 juillet 2019 et qui émet plus de 550 g de CO₂ issu de carburant fossile par kWh d'électricité et plus de 350 kg de CO₂ issu de carburant fossile en moyenne par an et par kWe installé soit soumise au respect des articles 107 et 108 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne et, exceptionnellement, soit engagée ou reçoivent des paiements ou des engagements pour des paiements futurs après le 1^er juillet 2025 dans le cadre d'un mécanisme de capacité approuvé par la Commission avant le 4 juillet 2019. »

Enfin, le même article 19 nonies a prévu que la Commission soumette un rapport au Parlement européen et au Conseil, d'ici le 17 janvier 2025, puis des propositions après concertation avec les États membres, d'ici le 17 avril 2025, en vue de rationaliser et de simplifier le processus d'évaluation des mécanismes de capacité, le cas échéant.

II. Le dispositif envisagé - Une modification visant à faciliter l'éligibilité des centrales de production d'électricité à partir de charbon faisant l'objet d'une conversion au mécanisme de capacité

L'article premier vise à compléter l'article L. 311-1 du code de l'énergie, en précisant que :

- les nouvelles installations de production d'électricité à partir de combustibles fossiles émettant plus de 550 gCO₂/KWh converties pour atteindre un niveau inférieur à ce seuil sont considérées comme de nouvelles installations de production ;

- la date de début de production commerciale est réputée intervenir à compter de la date à laquelle la nouvelle installation de production est autorisée.

III. La position de la commission - Une évolution pertinente mais perfectible des conditions d'éligibilité au mécanisme de capacité des centrales de production d'électricité à partir du charbon faisant l'objet d'un projet de conversion

A. Le rapporteur s'est penché sur l'opportunité juridique du dispositif proposé

Interrogée par le rapporteur, la Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC) a indiqué que la proposition de loi permet de déroger à l'article 8 du décret du 21 avril 2020^23(*) fixant l'actuelle programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), qui prévoit qu'aucune nouvelle autorisation d'exploiter ne peut être octroyée à des installations de production d'électricité à partir de combustibles fossiles selon un seuil de puissance.

De plus, la DGEC a ajouté que la proposition de loi permet de lever toute ambiguïté dans l'éligibilité des centrales à charbon converties au mécanisme de capacité, et la possibilité d'un soutien pluriannuel qu'il prévoit, d'une part, en les qualifiant de nouvelles installations et, d'autre part, en faisant démarrer leur production commerciale à cette date.

Le premier point (le caractère réputé nouveau de l'installation) permet de déroger à l'article L. 316-6 du code de l'énergie, tel que créé par la loi de finances initiale pour 2025, qui dispose que les procédures concurrentielles instituées par le gestionnaire du réseau de transport public d'électricité « peuvent prévoir des modalités spécifiques pour les nouvelles capacités de production, de stockage ou d'effacement, y compris en intégrant une rémunération pluriannuelle pour leur disponibilité ».

Le second point (le caractère nouveau de la production) permet de déroger à l'article L. 316-9 du même code, tel que créé par la même loi précitée, qui dispose qu'« une installation de production dont la production commerciale a débuté à compter du 4 juillet 2019 et qui émet plus de 550 grammes de dioxyde de carbone issu de carburant fossile par kilowattheure d'électricité ne peut voir sa capacité certifiée » et qu'« une installation de production dont la production commerciale a débuté avant le 4 juillet 2019 et qui émet plus de 550 grammes de dioxyde de carbone issu de carburant fossile par kilowattheure d'électricité et plus de 350 kilogrammes de dioxyde de carbone issu de carburant fossile en moyenne par kilowatt de puissance électrique installée ne peut voir sa capacité certifiée. »

B. Le rapporteur s'est également interrogé sur l'application pratique du dispositif proposé

Sollicitée par le rapporteur, la DGEC a indiqué que la proposition de loi serait susceptible d'être appliquée, non seulement aux centrales à charbon mais aussi aux turbines à combustion (TAC) fioul ou gaz. Quant aux centrales thermiques à cycle combiné gaz (CCG), elles affichent normalement un seuil d'émission moins élevé que celui prévu.

Selon elle, pourraient ainsi être concernées par la proposition de loi les centrales charbon de Cordemais (1200 mégawatts - MW) et de Saint-Avold (618 MW), de même que les TAC fioul ou gaz de Montereau (370 MW), Brennilis (295 MW), Arrighi (250 MW), Vaires-sur-Marne (555 MW), Dirinon (170 MW) et Gennevilliers (210 MW). Elle a ajouté que seul l'exploitant de la centrale de Saint-Avold a fait part de son souhait de bénéficier de la proposition de loi.

Au reste, RTE n'a relevé l'intérêt que du seul exploitant de la centrale de Saint-Avold, GazelEnergie, et non de celui de Cordemais, EDF.

C. Le rapporteur s'est aussi penché sur l'articulation entre le dispositif proposé et le droit de l'Union européenne

À la demande du rapporteur, la DGEC a fait part de son analyse au sujet de la conformité de la proposition de loi au droit de l'Union européenne.

Tout d'abord, elle a rappelé que le mécanisme de capacité est régi par le régime des aides d'État. Dans sa décision du 8 novembre 2016 susmentionnée, la Commission européenne a autorisé l'actuel mécanisme, dont la validation s'achève fin 2026. Une nouvelle notification est donc nécessaire. Des échanges de pré-notification sont en cours, afin d'aboutir courant 2025.

Plus encore, elle a indiqué que depuis sa création, le mécanisme de capacité est également encadré par le règlement « Marché de l'électricité », du 5 juin 2019, tel que modifié par le règlement du 13 juin 2024. Ces évolutions ont été réalisées dans le respect du principe de subsidiarité et n'ont pas eu d'impact sur l'actuel mécanisme.

RTE a confirmé avoir procédé à plusieurs évolutions conformément au droit européen entre 2015 et 2016 : renforcement de la concurrence ; renforcement de la transparence ; introduction d'une participation transfrontalière ; introduction d'un mécanisme budgétaire.

S'agissant de la proposition de loi, la DGEC a affirmé qu'elle n'a pas interrogé la Commission européenne spécifiquement sur ce texte puisqu'elle n'en est pas à l'initiative, en ces termes : « La DGEC n'est pas à l'initiative de la proposition de loi visant à convertir les centrales à charbon vers des combustibles moins émetteurs en dioxyde de carbone pour permettre une transition écologique plus juste socialement. Elle n'a pas interrogé la Commission européenne spécifiquement sur les dispositions prévues par la proposition de loi ».

Pour autant, interrogée sur les seuils d'émission et date d'exploitation choisis par la proposition de loi, elle a indiqué que l'article premier « ne semble pas poser de difficulté particulière » et que l'article 2 « est donc admissible en droit européen ».

En particulier, elle a précisé que l'atteinte du seuil d'émission peut être appréciée, non dès le dépôt de la candidature, au cours de la période contractuelle, ainsi : « Les échanges que la DGEC entretient avec la Commission européenne sur la thématique générale des mécanismes de capacité confirment que le respect du seuil d'émission de 550 kgCO2e/MWh [...] est vérifié ex-post après la période d'engagement du contrat liant la centrale au mécanisme de capacité et que ce seuil ne constitue pas un critère à respecter lors de l'année de candidature à l'enchère du mécanisme de capacité mais uniquement lors de la période d'engagement contractuel du mécanisme de capacité. »

D. Le rapporteur s'est enfin interrogé sur plusieurs modalités d'application du dispositif proposé

À la demande du rapporteur, la DGEC a fait part de son point de vue sur plusieurs ajustements ou compléments pouvant être apportés à la proposition de loi.

S'agissant des technologies de conversion, elle a estimé préférable de ne pas les préciser, la référence au seuil d'émission étant suffisante dans un souci de neutralité technologique.

Concernant les modalités de conversion, elle a également jugé préférable de ne pas les préciser, un contrôle ex-post dans le cadre du mécanisme de capacité devant déjà faire peser une obligation de résultat.

De son côté, RTE a précisé qu'il vérifiera le respect des seuils d'émission par les capacités participantes, sur la base d'éléments déclaratifs transmis.

Au sujet de la rédaction en tant que telle de la proposition de loi, la DGEC n'a pas émis d'avis sur l'éventualité d'une meilleure codification. En revanche, elle n'a pas estimé nécessaire d'introduire des coordinations, tant dans le code de l'énergie que dans celui de l'environnement, y compris s'agissant de l'autorisation environnementale qui peut tenir lieu d'autorisation d'exploiter, selon l'article L. 181-2 du code de l'environnement. Elle n'a pas non plus jugé utile de prévoir une application dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental (ZNI)^24(*), considérant que les centrales fossiles y sont en phase finale de conversion et que le mécanisme de capacité n'a pas vocation à s'y appliquer.

Ainsi la direction a-t-elle indiqué s'agissant de l'articulation avec l'autorisation environnementale : « Il pourrait donc être considéré que, dans le cas où l'installation serait lauréate du mécanisme de capacité, l'autorisation environnementale n'aurait pas besoin de porter l'autorisation d'exploiter. A contrario, il serait impossible d'octroyer une autorisation environnementale tant que l'installation n'aura pas été lauréate du mécanisme de capacité, puisqu'en l'absence de cette désignation comme lauréat, les autres critères fixés par le code de l'énergie s'agissant de l'autorisation d'exploiter trouveraient à s'appliquer et ne seraient pas respectés. »

Pour ce qui le concerne, RTE a confirmé l'absence d'application du mécanisme de capacité aux ZNI mais s'est interrogé sur l'articulation de la proposition de loi avec l'article L. 311-5 du code de l'énergie, relatif à l'autorisation d'exploiter des installations de production d'électricité. Il a ajouté la possibilité de préciser les technologies et les modalités de conversion envisagées.

Quant à la date d'entrée en vigueur de la proposition de loi, la DGEC a reconnu la nécessité de l'ajuster, afin que ce texte s'applique au même moment que le mécanisme de capacité, en application du V de l'article 19 de la loi de finances pour 2025, c'est-à-dire à une date fixée par décret ne pouvant être postérieure de plus de six mois à la date de réception par le Gouvernement de la réponse de la Commission européenne permettant de considérer le dispositif législatif lui ayant été notifié comme conforme au droit de l'Union européenne en matière d'aides d'État.

Aussi la direction a-t-elle indiqué au sujet de la précision de la date d'entrée en vigueur : « La loi de finances prévoit que les évolutions du mécanisme de capacité entrent en vigueur à une date fixée par décret et n'intervenant pas plus de six mois après l'approbation du dispositif par la Commission. Il serait en effet préférable que cette proposition de loi entre en vigueur à la même date que les évolutions du mécanisme de capacité, c'est-à-dire à la date prévue par décret, d'autant plus que cette proposition de loi renvoie à des articles qui ne seront créés qu'à cette date-là (notamment, il n'y a actuellement pas d'article L. 316-6 et L. 316-9 dans le code de l'énergie). »

Enfin, RTE a confirmé la nécessité d'appliquer la proposition de loi à la même date que celle prévue par le mécanisme de capacité.

E. Plusieurs acteurs économiques ont fait part d'observations ou de demandes au rapporteur

L'ensemble des acteurs interrogés par le rapporteur^25(*) ont salué, sur le principe, le dispositif proposé.

GazelEnergie s'est félicité de ce dispositif, utile à la centrale de Saint-Avold. Avec une puissance de 600 MW et une production d'un mois par an environ, cette centrale représente 500 emplois directs et indirects locaux et 5,5 millions d'euros de recettes fiscales locales. Sa conversion vers du gaz ou du biogaz est envisagée par l'exploitant.

Le graphique ci-dessous, fourni par l'exploitant, compare les émissions de la centrale de Saint-Avold ainsi convertie au gaz ou au biogaz avec les autres types de centrales thermiques à flamme.

De son côté, le groupe EDF a estimé le dispositif positif sous réserve d'être encadré. Il a rappelé que ce dispositif n'est pas utile à la centrale de Cordemais, dont la puissance représente 1,2 GW, puisque le groupe a annoncé son intention d'arrêter cette centrale d'ici 2027, la conversion vers les pellets ou le gaz ayant été étudiée puis écartée pour des raisons technico-économiques. En revanche, il pourrait être utile pour les autres centrales thermiques à flamme du groupe, qui dispose de 13 TAC affichant une puissance de 1,8 GW - dont 573 MW au gaz et 1 270 MW au fioul - et de 4 CCG présentant une puissance de 1,9 GW. Au total, le parc thermique à flamme du groupe représente 5 GW, soit 6 % de la capacité du parc national, 1 % de la production nationale mais 20 % des services système fréquence puissance.

Le groupe a précisé que la possibilité faite par la proposition de loi d'autoriser des actifs existants de production d'électricité fonctionnant à partir de combustibles fossiles ne doit pas être ouverte à de nouveaux actifs. De plus, il a plaidé pour laisser inchangées les exigences prévues par le code de l'environnement, mobiliser les seuls actifs nécessaires à la sécurité d'approvisionnement et prohiber le subventionnement en complément de la rémunération. Il a aussi proposé d'ajouter un jalon de décarbonation, des parts de gaz renouvelable ou encore des conditions du recours au biométhane.

Quant à la CRE, elle a suggéré de clarifier la notion de conversion, afin que les projets soient admis dans le cadre des procédures concurrentielles du mécanisme de capacité.

Pour ce qui le concerne, le rapporteur approuve dans l'ensemble le dispositif proposé, tout en suggérant des compléments et des ajustements.

C'est pourquoi la commission a adopté un amendement (COM-5), présenté par le rapporteur, visant à modifier l'article 1^er.

Ainsi, il applique le dispositif proposé aux seules centrales existantes de production d'électricité à partir de combustibles fossiles, à l'exclusion de celles nouvelles.

La commission a adopté l'article ainsi modifié.

Article 2
Remplacement de l'autorisation d'exploiter
par la désignation comme lauréates du mécanisme de capacité
pour les centrales de production d'électricité
à partir du charbon faisant l'objet d'une conversion

Cet article tend à prévoir que la désignation comme lauréates du mécanisme de capacité vaut autorisation d'exploiter, s'agissant des centrales de production d'électricité à partir du charbon faisant l'objet d'une conversion.

Le rapporteur soutient sur son principe le dispositif proposé, tout en présentant des compléments et des ajustements.

C'est pourquoi la commission a adopté un amendement ( COM-6), présenté par le rapporteur, visant à modifier l'article 2.

Tout d'abord, il applique le dispositif proposé aux seules centrales existantes de production d'électricité à partir de combustibles fossiles, à l'exclusion de celles nouvelles.

Plus encore, il laisse inchangée l'autorité environnementale, notamment lorsqu'elle tient lieu de l'autorisation d'exploiter précitée, dans le cadre de ce regroupement de procédures.

La commission a adopté l'article ainsi modifié.

I. La situation actuelle - Des possibilités de dérogation à l'autorisation d'exploiter ne bénéficiant pas aux installations de production d'électricité à partir du charbon, même lorsqu'elles font l'objet d'une conversion

Le commentaire d'article précédent présente en détail le régime d'autorisation des installations de production d'électricité, l'objectif de sortie ou de conversion des installations de production d'électricité à partir du charbon ainsi que les modalités d'application du mécanisme de capacité.

Comme indiqué plus haut, depuis la loi « Service public de l'électricité », du 10 février 2000^26(*), codifiée par l'ordonnance « Codification du code de l'énergie », du 9 mai 2011^27(*), l'article L. 311-6 du code de l'énergie dispose que les installations dont la puissance installée par site de production est inférieure ou égale à un seuil, dépendant du type d'énergie utilisée et fixé par décret en Conseil d'État, sont réputées autorisées.

Les installations existantes, régulièrement établies au 11 février 2000, sont également réputées autorisées.

Selon l'article R. 331-2 du code de l'énergie, plusieurs catégories d'installations sont réputées autorisées^28(*), en application de l'article L. 311-6 du même code.

De plus, les codes de l'énergie et de l'environnement prévoient quelques hypothèses dans lesquelles l'autorisation d'exploiter n'est pas requise :

· Tout d'abord, l'article L. 311-5-6 du code de l'énergie dispose que l'autorisation de création d'une installation nucléaire de base (INB) tient lieu de l'autorisation d'exploiter mentionnée à l'article L. 311-5 du code même code ;

· S'agissant de l'article L. 311-11 du même code, il dispose que la désignation à la procédure de mise en concurrence prévue pour les projets d'électricité renouvelable à l'article L. 311-10 dudit code emporte l'attribution de l'autorisation d'exploiter précitée ;

· Concernant l'article L. 312-2 du même code de l'énergie, il dispose que les titres relatifs à l'utilisation de l'énergie hydraulique valent l'autorisation d'exploiter susmentionnée ;

· Enfin, dans le même esprit, les articles L. 181-2 et L. 181-3 du code de l'environnement prévoient le cas dans lequel l'autorisation environnementale tient lieu de l'autorisation d'exploiter précitée.

II. Le dispositif envisagé - Un remplacement de l'autorisation d'exploiter par la désignation comme lauréates du mécanisme de capacité pour les centrales de production d'électricité à partir du charbon fait l'objet d'une conversion

L'article 2 tend à compléter l'article L. 311-6 du code de l'énergie, en ajoutant que, pour les installations de production d'électricité à partir de combustibles fossiles émettant plus de 550 grammes de dioxyde de carbone par kilowattheures (gCO₂/KWh) converties pour atteindre un niveau inférieur à ce seuil, la désignation en tant que lauréates des procédures concurrentielles des capacités de production, de stockage et d'effacement emporte l'attribution de l'autorisation d'exploiter.

III. La position de la commission - Un remplacement utile mais améliorable de l'autorisation d'exploiter par la désignation comme lauréates du mécanisme de capacité pour les centrales de production d'électricité à partir du charbon fait l'objet d'une conversion

A. Le rapporteur rappelle que les autorités administratives ont largement approuvé le dispositif proposé

Le commentaire d'article précédent présente ainsi en détail leur position sur la proposition de loi.

On rappellera simplement que, pour la Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC), le dispositif proposé :

- a pour effet de lever l'interdiction de délivrance de nouvelles autorisations d'exploiter aux installations de production d'électricité à partir de combustibles fossiles selon un seuil de puissance, figurant dans le décret du 21 avril 2020 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE)^29(*) ;

- comporte un seuil d'émission admissible au regard du règlement « Marché de l'électricité », du 5 juin 2019, tel que modifié par celui du 13 juin 2024^30(*) ;

- ne nécessite pas de coordination s'agissant des contrôles et des sanctions, comme la suspension ou le retrait, prévus par le mécanisme de capacité ou l'autorisation d'exploiter, ni avec l'autorisation environnementale, pouvant tenir lieu de cette autorisation d'exploiter, selon les articles L. 181-2 et L. 181-3 du code de l'environnement ;

- suppose une entrée en vigueur au même moment que celle du mécanisme de capacité, c'est-à-dire à une date fixée par décret ne pouvant être postérieure de plus de six mois à la date de réception par le Gouvernement de la réponse de la Commission européenne permettant de considérer le dispositif législatif lui ayant été notifié comme conforme au droit de l'Union européenne en matière d'aides d'État, en application de l'application de la loi de finances pour 2025^31(*).

B. Le rapporteur rappelle également que les acteurs économiques ont globalement soutenu le dispositif proposé

Le commentaire d'article précédent présente ainsi en détail leur position sur la proposition de loi.

On rappellera simplement que, sur le fond, GazelEnergie pourrait recourir au dispositif proposé pour sa centrale au charbon de Saint-Avold et le groupe EDF pour ses TAC au fioul ou au gaz ou ses CCG au gaz, mais non pour sa centrale au charbon de Cordemais.

De plus, sur la forme, la CRE a plaidé pour préciser la notion de conversion, afin que les projets soient admis dans le cadre des procédures concurrentielles du mécanisme de capacité, et le groupe EDF pour laisser inchangées les exigences prévues par le code de l'environnement.

Pour ce qui le concerne, le rapporteur soutient sur son principe le dispositif proposé, tout en présentant des compléments et des ajustements.

C'est pourquoi la commission a adopté un amendement (COM-6), présenté par le rapporteur, visant à modifier l'article 2.

Tout d'abord, il applique le dispositif proposé aux seules centrales existantes de production d'électricité à partir de combustibles fossiles, à l'exclusion de celles nouvelles.

Plus encore, il laisse inchangée l'autorité environnementale, notamment lorsqu'elle tient lieu de l'autorisation d'exploiter précitée, dans le cadre de ce regroupement de procédures.

La commission a adopté l'article ainsi modifié.

Article 3 (nouveau)
Introduction d'une date d'entrée en vigueur
pour la proposition de loi

Créé par un amendement ( COM-7) présenté par le rapporteur, cet article additionnel a pour objet d'introduire une date d'entrée en vigueur pour les articles 1^er et 2 de la proposition de loi.

La commission a adopté l'article ainsi rédigé.

Créé par un amendement (COM-7) présenté par le rapporteur, cet article additionnel a pour objet d'appliquer la proposition de loi à compter de la réponse de la Commission européenne quant à la compatibilité du mécanisme de capacité avec le droit de l'Union européenne en matière d'aide d'État, ainsi que le prévoit le IV de l'article 19 de la loi n° 2025-127 du 14 février 2025 de finances pour 2025.

Cette date d'entrée en vigueur a été jugée préférable par la Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC), en ces termes : « La loi de finances prévoit que les évolutions du mécanisme de capacité entrent en vigueur à une date fixée par décret et n'intervenant pas plus de six mois après l'approbation du dispositif par la Commission. Il serait en effet préférable que cette proposition de loi entre en vigueur à la même date que les évolutions du mécanisme de capacité, c'est-à-dire à la date prévue par décret, d'autant plus que cette proposition de loi renvoie à des articles qui ne seront créés qu'à cette date-là (notamment, il n'y a actuellement pas d'article L. 316-6 et L. 316-9 dans le code de l'énergie). »

Elle a également été considérée comme pertinente par Réseau de transport d'électricité (RTE), ainsi : « cela semblerait pertinent dans le cas où cette proposition de loi aurait vocation à être votée ».

La commission a adopté l'article ainsi rédigé.

Article 4 (nouveau)
Obligation pour le groupe EDF de présenter un plan de conversion
pour sa centrale à charbon de Cordemais

Introduit par un amendement de la sénatrice Karine Daniel et des sénateurs Ronan Dantec, Fabien Gay et Philippe Grosvalet ( COM-4), ayant reçu l'avis favorable du rapporteur, il vise à obliger le groupe EDF à présenter un plan de conversion permettant d'atteindre un seuil d'émission de moins de 550 grammes de dioxyde de carbone par kilowattheure (gCO₂/KWh) pour sa centrale à charbon de Cordemais d'ici le 31 décembre 2026.

La commission a adopté l'article ainsi rédigé.

Introduit par un amendement de la sénatrice Karine Daniel et des sénateurs Ronan Dantec, Fabien Gay et Philippe Grosvallet (COM-4), ayant reçu l'avis favorable du rapporteur, il vise à obliger le groupe EDF à présenter un plan de conversion permettant d'atteindre un seuil d'émissions de moins de 550 gCO₂/KWh pour sa centrale à charbon de Cordemais d'ici le 31 décembre 2026.

Dans le cadre de ses auditions, le groupe EDF a indiqué au rapporteur qu'il pourrait recourir à la proposition de loi pour ses turbines à combustion (TAC) au fioul ou gaz ou ses centrales thermiques à cycle combiné gaz (CCG), mais non pour sa centrale à charbon de Cordemais. En effet, le groupe a annoncé son intention d'arrêter cette centrale d'ici 2027, la conversion vers les pellets ou le gaz ayant été étudiée puis écartée pour des raisons technico-économiques.

Dans ce contexte, le rapporteur a émis un avis de favorable sur l'amendement précité, considérant qu'il donnerait l'occasion au groupe d'indiquer, de manière plus précise et plus détaillée, son intention sur le devenir de cette centrale à charbon. Ayant invité les auteurs a rectifié leur amendement initialement déposé, il a veillé à ce que la rédaction adoptée in fine ne s'applique qu'aux centrales à charbon (et non à celles au fioul ou au gaz) et ne comporte pas de mentions superfétatoires, s'agissant des technologies à utiliser (production ou stockage d'énergie) ou des conditions à respecter (maintien de 50 % de la puissance installée).

La commission a adopté l'article ainsi rédigé.

---

* ³ Loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité (article 6).

* ⁴ Ordonnance n° 2011-504 du 9 mai 2011 portant codification de la partie législative du code de l'énergie.

* ⁵ 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).

* ⁶ Loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité (articles 7 et 9).

* ⁷ Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (article 187).

* ⁸ Loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité (article 6).

* ⁹ Loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat (article 12).

* ¹⁰ Décret n° 2022-123 du 5 février 2022 modifiant le plafond d'émission de gaz à effet de serre pour les installations de production d'électricité à partir de combustibles fossiles.

* ¹¹ Ordonnance n° 2020-921 du 29 juillet 2020 portant diverses mesures d'accompagnement des salariés dans le cadre de la fermeture des centrales à charbon.

* ¹² Loi n° 2022-1158 du 16 août 2022 portant mesures d'urgence pour la protection du pouvoir d'achat (articles 32 et 36).

* ¹³ Décret n° 2022-1233 du 14 septembre 2022 modifiant le plafond d'émission de gaz à effet de serre pour les installations de production d'électricité à partir de combustibles fossiles pris en application de l'article 36 de la loi n° 2022-1158 du 16 août 2022 portant mesures d'urgence pour la protection du pouvoir d'achat.

* ¹⁴ Décret n° 2023-817 du 23 août 2023 modifiant le plafond d'émission de gaz à effet de serre pour les installations de production d'électricité à partir de combustibles fossiles pris en application de l'article 36 de la loi n° 2022-1158 du 16 août 2022 portant mesures d'urgence pour la protection du pouvoir d'achat.

* ¹⁵ Dans le projet de PPE soumis à la consultation publique, le 7 mars 2025, la seconde action consiste désormais à « accompagner le lancement d'études ou de sites pilotes, par les exploitants, pour la conversion de centrale thermique existante en ayant recours à des combustibles moins émetteurs en CO₂ dans une perspective de décarbonation à 100 % avec une attention particulière aux enjeux de disponibilité de la biomasse ».

* ¹⁶ De plus, le projet de SNBC renvoie à la PPE, en précisant que « la PPE prévoit l'arrêt de la production d'électricité à partir de charbon d'ici 2027 et de fioul d'ici 2030 et l'examen, le cas échéant, des opportunités de conversion à des combustibles décarbonés, avec une attention particulière aux enjeux de disponibilité de la biomasse ».

* ¹⁷ Loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité (article 4-2).

* ¹⁸ Ordonnance n° 2011-504 du 9 mai 2011 portant codification de la partie législative du code de l'énergie.

* ¹⁹ Décision de la Commission européenne du 8 novembre 2016 concernant le régime d'aide SA.39 621 2015/C (ex 2015/NN).

* ²⁰ Loi n° 2025-127 du 14 février 2025 de finances pour 2025 (article 19).

* ²¹ Règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l'électricité (refonte).

* ²² Règlement (UE) 2024/1747 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 modifiant les règlements (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 en ce qui concerne l'amélioration de l'organisation du marché de l'électricité de l'Union.

* ²³ Décret n° 2020-456 du 21 avril 2020 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie.

* ²⁴ Corse, Guadeloupe, Guyane, Martinique, La Réunion, Mayotte, Saint-Martin, Saint-Barthélemy, Saint-Pierre-et-Miquelon, Wallis et Futuna, Mayotte, îles de Sein, Molène, Ouessant et Chausey.

* ²⁵ Commission de régulation de l'énergie (CRE), GazelEnergie, Électricité de France (EDF), Réseau de transport d'électricité (RTE).

* ²⁶ Loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité (article 6).

* ²⁷ Ordonnance n° 2011-504 du 9 mai 2011 portant codification de la partie législative du code de l'énergie.

* ²⁸ Il s'agit :

- des installations utilisant l'énergie radiative du soleil jusqu'à 50 mégawatts (MW) ;

- des installations utilisant l'énergie mécanique du vent jusqu'à 50 MW ;

- des installations utilisant, à titre principal, l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de matières non fossiles d'origine animale ou végétale, jusqu'à 50 MW ;

- des installations utilisant, à titre principal, l'énergie dégagée par la combustion ou l'explosion de biogaz, jusqu'à 50 MW ;

- des installations utilisant l'énergie des nappes aquifères ou des roches souterraines, jusqu'à 50 MW ;

- des installations valorisant les déchets ménagers ou assimilés, à l'exception de celles utilisant du biogaz, jusqu'à 50 MW ;

- des installations utilisant l'énergie houlomotrice, hydrothermique ou hydrocinétique implantées sur le domaine public maritime, jusqu'à 50 MW ;

- des installations utilisant, à titre principal, du gaz naturel, jusqu'à 20 MW ;

- des installations utilisant, à titre principal d'autres combustibles fossiles que le gaz naturel et le charbon, jusqu'à 10 MW ;

- des installations de production d'électricité en mer utilisant l'énergie mécanique du vent, jusqu'à 1 MW.

* ²⁹ Décret n° 2020-456 du 21 avril 2020 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie (article 8).

* ³⁰ Règlements (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 en ce qui concerne l'amélioration de l'organisation du marché de l'électricité de l'Union tels que modifiés par le règlement (UE) 2024/1747 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 modifiant les règlements (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 en ce qui concerne l'amélioration de l'organisation du marché de l'électricité de l'Union (paragraphe 2 ter de l'article 64).

* ³¹ Loi n° 2025-127 du 14 février 2025 de finances pour 2025 (V de l'article 19).