rapport sur le projet de loi, adopté par le Sénat après engagement de la procédure accélérée, relatif à l’accélération de la production d’énergies renouvelables (n°443). — Synthèse - commentaires des articles - Annexes

1. Définition et critères des zones d’accélération

En s’inspirant des dispositions introduites par les sénateurs à l’article 1er A du projet de loi (voir le commentaire de l’article 1er A), l’amendement introduit un nouvel article L. 141-5-3 dans le code de l’énergie. Ce nouvel article donne le cadre applicable aux zones « prioritaires » pour l’implantation d’installations de production d’énergies renouvelables, ainsi que leurs ouvrages connexes.

Le I de l’article L. 141-5-3 porte sur les critères auxquels doivent répondre ces zones. Ainsi, celles-ci doivent :

– présenter un potentiel permettant de maximiser la production d’énergie au regard des objectifs mentionnés dans le code de l’énergie ainsi que dans la loi quinquennale qui détermine les objectifs et fixe les priorités d’action de la politique énergétique nationale ;

– être définies dans l’objectif de prévenir et maîtriser les dangers ou inconvénients pour un certain nombre d’intérêts de nature environnementale et patrimoniale, cités aux articles L. 211-1 et L. 511-1 du code de l’environnement.

Plusieurs sous-amendements sont venus compléter ces dispositions.

Un sous-amendement CE1408 de M. Charles Fournier (Écolo – NUPES) a remplacé la dénomination de « zones prioritaires » par celle de « zones d’accélération ».

De nouveaux critères devant être pris en compte dans l’identification de ces zones ont également été apportés :

– le sous-amendement CE1404 de M. Charles Fournier indique que ces zones visent à contribuer à la solidarité entre les territoires et à sécuriser l’approvisionnement énergétique et tendent vers l’atteinte de l’équilibre entre la consommation d’énergie et la production d’énergie renouvelable locales ;

– le sous-amendement CE1407 de M. Charles Fournier prévoit que les zones sont définies pour chaque catégorie d’énergies renouvelables, en tenant compte de la nécessaire diversification des énergies renouvelables en fonction des potentiels du territoire concerné, de la puissance d’énergies renouvelables déjà installée pour chaque catégorie d’énergie renouvelable, et en veillant à une répartition équitable de toutes les énergies renouvelables à l’échelle régionale ;

– le sous-amendement CE1405 de M. Nicolas Thierry (Ecolo - NUPES) vise à exclure du champ du zonage d’accélération les parcs nationaux et réserves naturelles. Dès lors :

à l’exception des procédés de production en toiture, ces zones ne pourront être incluses dans les parcs nationaux et les réserves naturelles ;

les zones d’accélération portant sur les éoliennes ne pourront être établies au sein de sites classés zones de protection spéciale ou zones spéciales de conservation pour les chiroptères au sein du réseau Natura 2000 ;

les zones d’accélération exclueront le déploiement des installations d’énergies renouvelables en mer dans les parcs nationaux ayant une partie maritime.

2. Mise à la disposition des collectivités territoriales et des EPCI des informations utiles

L’amendement du Gouvernement prévoit un mécanisme d’information des collectivités, qui doit leur permettre d’établir leur zonage de façon éclairée. Un sous-amendement CE1320 du rapporteur a modifié la rédaction proposée par le Gouvernement, dans un objectif de clarification et de simplification. Le texte voté prévoit ainsi que l’État met à la disposition des communes, des établissements publics de coopération intercommunale et des régions les informations disponibles relatives à l’accueil des énergies renouvelables. Ces informations portent notamment sur les potentiels énergétiques, renouvelables et de récupération mobilisables, la part déjà prise par les différentes parties du territoire régional dans le déploiement des énergies renouvelables, les caractéristiques des consommations énergétiques de ce territoire, et les objectifs nationaux définis par la programmation pluriannuelle de l’énergie. Ces informations devront être actualisées au moins lors de chaque révision de la programmation pluriannuelle de l’énergie. Outre les clarifications rédactionnelles, le sous-amendement du rapporteur a apporté deux modifications principales par rapport à l’amendement du Gouvernement :

– il a substitué au principe d’une transmission à date fixe des informations pertinentes, qui pourrait être susceptible d’engendrer des lourdeurs, celui d’une mise à disposition des informations. Le modèle à suivre est celui du portail de l’artificialisation des sols qu’a su mettre en place le ministère de la transition écologique pour fournir aux collectivités les données pertinentes pour la maîtrise de leur consommation foncière ;

– il a supprimé la mention des départements parmi la liste des collectivités concernées par la mise à disposition de ces informations, étant donné que les départements n’ont pas de compétence en la matière.

L’adoption de deux sous-amendements identiques (CE1121 de M. Dominique Potier [Soc] et CE1324 de M. Maxime Laisney [LFI-NUPES]) prévoit que ces informations sont mises à disposition dans un délai de six mois à compter de la publication de la loi.

3. La procédure d’identification des zones d’accélération

La question du processus d’identification des zones d’accélération a fait l’objet de modifications substantielles entre le dispositif initialement proposé dans l’amendement du Gouvernement et celui voté à la suite du sous-amendement CE1118 de M. Dominique Potier (Soc). L’amendement du Gouvernement prévoyait que les autorités compétentes en matière d’urbanisme ainsi que les SCoT prenaient en compte, dans le cadre de l’identification des zones d’accélération, les informations transmises par l’État. Cet alinéa de l’amendement a été supprimé avec l’adoption du sous-amendement CE 1118 de M. Dominique Potier qui prévoit un dispositif d’élaboration du zonage confiant aux communes le soin d’identifier les zones et renvoie ensuite, le cas échéant, au SCoT. La procédure varie ensuite selon que la commune est couverte ou non par un SCoT :

– dans les territoires couverts par un SCoT, les communes identifient les zones d’accélération et en informent le SCoT dont elles dépendent dans un délai de six mois à compter de la réception des informations transmises par l’État. Dans un délai de six mois, le SCoT arrête les zones d’accélération par délibération de son organe délibérant, à la majorité simple ;

– dans les territoires non couverts par un SCoT, les communes identifient des zones d’accélération et en informent l’établissement public de coopération intercommunale dont elles sont membres dans un délai de six mois à compter de la mise à disposition des informations utiles. Le préfet réunit une conférence territoriale des présidents des établissements publics de coopération intercommunale en vue d’arrêter, dans un délai de six mois et à l’échelle du département, hors les territoires couverts par un schéma de cohérence territoriale applicable, les zones d’accélération. Lorsqu’un SCoT devient applicable postérieurement à cette procédure, le SCoT arrête les zones d’accélération « par consolidation » des zones arrêtées par le préfet.

Une fois les zones d’accélération établies, celles-ci sont transmises au comité régional de l’énergie ainsi qu’au référent préfectoral à l’instruction des projets d’ENR, créé par l’article 1er bis du présent projet de loi. Cette disposition prévue dans l’amendement du Gouvernement a été complétée par le sous-amendement CE1137 de M. Jean-Félix Acquaviva (LIOT), afin de préciser qu’en Corse, le Conseil de l’énergie, de l’air et du climat, déjà existant, se substitue au comité régional de l’énergie.

Comme le mentionne l’amendement du Gouvernement, le référent préfectoral peut formuler des recommandations sur les zones d’accélération. Un sous-amendement CE1389 de M. Jérôme Nury (LR), a ajouté une précision (qui nécessiterait une harmonisation pour éviter les doublons), indiquant qu’à l’initiative des collectivités, le référent préfectoral peut les accompagner dans ce travail d’identification.

La version initiale de l’amendement du Gouvernement prévoyait le dispositif suivant : le comité régional de l’énergie rend un avis sur la compatibilité des zones identifiées avec les objectifs régionaux de la PPE. Lorsque l’avis rendu par le comité régional de l’énergie conclut que les zones ne sont pas suffisantes pour répondre aux objectifs régionaux de la PPE, le référent préfectoral demande aux collectivités concernées de proposer des zones complémentaires.

Ce dispositif a été complété par votre rapporteur, avec l’adoption du sous-amendement CE1333. Ce sous-amendement confie au référent préfectoral au niveau départemental le rôle de coordinateur des efforts de recensement engagés par les élus au niveau local. Le sous-amendement distingue deux situations : la première correspond au cas où l’avis du comité régional conclut que les zones établies sont suffisantes pour répondre aux objectifs régionaux de la PPE. Dans ce cas, les référents préfectoraux de la région concernée arrêtent une cartographie des zones identifiées dans des schémas directeurs départementaux de déploiement des énergies renouvelables. Dans le cas contraire, les référents préfectoraux peuvent demander l’identification de zones complémentaires. Les nouvelles propositions sont soumises au comité régional de l’énergie, qui émet alors un nouvel avis. Lorsque ce nouvel avis conclut que les zones identifiées au niveau régional sont suffisantes pour l’atteinte des objectifs régionaux, les référents préfectoraux de la région concernée arrêtent la cartographie des zones identifiées dans des schémas directeurs départementaux de déploiement des énergies renouvelables. Dans le cas où les zones identifiées par l’autorité compétente ne sont pas suffisantes pour atteindre les objectifs, aucune cartographie définitive n’est prise. Dans ce cas, le droit commun s’applique, ce qui incite les collectivités à s’emparer de cet outil.

À noter que l’amendement du Gouvernement modifie, conformément aux dispositions indiquées ci-dessus, l’article L. 141-5-2 du code de l’énergie, afin de confier au comité régional de l’énergie le soin de rendre un avis annuel sur les zones d’accélération. Les modifications introduites par M. Jean-Félix Acquaviva (LIOT), visant à faire mention du Conseil de l’énergie, de l’air et du climat, existant en Corse, ont également été adoptées (CE1138). Il est également prévu que, lorsqu’il élabore les objectifs régionaux de la PPE, le comité régional de l’énergie, ou, le cas échéant, le Conseil de l’énergie, de l’air et du climat, tient compte de la cartographie régionale des zones d’accélération (amendement du Gouvernement sous-amendé par le sous-amendement CE1119 de M. Dominique Potier [Soc]).

4. Les modifications apportées au code de l’urbanisme

Les modifications faites au Sénat visant à indiquer que le SCoT prend en compte les objectifs de la région en matière de développement de l’exploitation des énergies renouvelables et de récupération ainsi que les objectifs en matière de valorisation du potentiel énergétique renouvelable, de même que les modifications visant à prévoir des dispositions similaires afin d’assurer la prise en compte de ces objectifs au sein du DOO ont été supprimées par l’amendement CE981 du Gouvernement (voir le commentaire des alinéas 1 à 5 dans la partie « Les modifications apportées par le Sénat »). En revanche, les dispositions visant à préciser que le DOO prévoit, dans le cadre de la définition de ses orientations, des dispositions spécifiques relatives au développement des énergies renouvelables, ou de l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone ont été conservées (article L. 141-10 du code de l’urbanisme).

Les dispositions adoptées au Sénat visant à indiquer que le DOO du SCoT peut identifier des zones prioritaires (devenues zones d’accélération), sur proposition ou avis conforme des communes d’implantation, ont été reprises dans l’amendement du Gouvernement (article L. 141-10 du même code), de même que les dispositions autorisant le recours à la modification simplifiée du DOO dès lors qu’il s’agit de soutenir le développement de la production ou du stockage des ENR ou de délimiter les zones d’accélération (article L. 143-29 du même code). Un sous-amendement CE1135 de M. Jean-Félix Acquaviva (LIOT) fait mention de la spécificité corse précitée, puisqu’il est prévu que ces zones soient portées à la connaissance du comité régional de l’énergie, ou en Corse au Conseil de l’énergie, de l’air et du climat.

L’amendement du Gouvernement prévoit que les communes ne faisant pas partie d’un SCoT peuvent établir des zones d’accélération, et que celles-ci sont reprises de plein droit dans le SCoT si celui-ci est établi a posteriori. Ces zones sont portées à la connaissance des comités régionaux de l’énergie et, le cas échéant, en Corse, du Conseil de l’énergie, de l’air et du climat (sous-amendement CE1137 de M. Jean-Félix Acquaviva).

Les modifications apportées par le Sénat à l’article L. 151-42-1 du code de l’urbanisme ont également été reprises dans l’amendement du Gouvernement (élargissement de la possibilité de conditionner l’installation des éoliennes dans le règlement du PLU à l’ensemble des installations ENR ; voir dans la partie « Les modifications apportées par le Sénat » le commentaire de l’alinéa 16).

L’identification de telles zones peut faire l’objet d’une modification simplifiée du SCoT (celle du PLU étant déjà prévue dans le code de l’urbanisme).

L’amendement CE928 de Mme Laurence Maillart-Méhaignerie (RE) prévoit que les modifications visant à délimiter dans le règlement du PLU des zones au sein desquelles l’implantation d’ENR est soumise à condition, relèvent de la procédure de modification prévue au II de l’article 35 de la loi 3DS. Il faut noter ici qu’il s’agit d’une répétition du droit existant, cette disposition étant déjà prévue au II de l’article 35 de la loi 3DS. L’amendement revient donc sur les dispositions adoptées au Sénat qui visaient à inclure ces modifications dans le champ de la procédure de modification simplifiée de droit commun ; la procédure décrite au II de l’article 35 de la loi 3DS prévoyant des modalités simplifiées, mais avec enquête publique.

L’amendement CE947 de Mme Laurence Maillart-Méhaignerie (RE) est un amendement de coordination. Il faut noter que cet amendement « écrase » par erreur les modifications prévues au III de l’amendement du Gouvernement (qui reprend le principe de bonus d’appels d’offre tel que voté au Sénat – voir plus haut le commentaire des alinéas 40 et 41), ce qui nécessitera un amendement de coordination en séance publique.

B. les modifications apportées aux autres dispositions de l’article 3

Deux amendements du rapporteur reviennent sur les modifications apportées au Sénat concernant le ZAN :

– l’amendement CE1264 propose la suppression d’un alinéa introduit au Sénat, visant à permettre de mettre en œuvre une modification simplifiée pour adapter les règles en matière de réduction de l’artificialisation des sols ;

– les amendements identiques CE1281 du rapporteur, CE1051 du Gouvernement, CE94 de M. Guy Bricout (LIOT) et CE142 de M. Lionel Causse (RE) ont permis de supprimer des dispositions adoptées au Sénat modifiant l’application aux équipements de production et de transport des énergies renouvelables des règles de la loi Climat et résilience en matière de réduction de l’artificialisation des sols. Bien qu’une articulation soit nécessaire entre le déploiement des énergies renouvelables, fortement consommatrices de foncier, et la réduction de l’artificialisation et de la consommation d’espaces naturels, agricoles et forestiers, ce projet de loi ne peut en être le vecteur. Un décret en Conseil d’État, pris sur le fondement de l’article 194 de la loi Climat et résilience, viendra prochainement détailler les modalités de l’exemption de décompte des installations d’énergie photovoltaïque au titre de la consommation d’espaces naturels, agricoles et forestiers pour les années 2021 à 2031.

Plusieurs amendements identiques – CE593 de M. Stéphane Delautrette (Soc), CE1021 de M. Benjamin Saint-Huile (LIOT) et CE950 de M. Vincent Thiébaut (RE) – ont été adoptés. Ils suppriment le caractère temporaire des dispositions de l’article 3 concernant les simplifications apportées aux procédures de modification des documents d’urbanisme.

Enfin, un amendement CE830 de M. Jean-Félix Acquaviva prévoit qu’en Corse, pour les communes n’appartenant pas au périmètre d’un SCoT, ou en l’absence d’un PLU, le plan d’aménagement et de développement durable de la Corse identifie les zones d’accélération selon la procédure prévue au présent article 3.

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Article 3 bis (supprimé)

Rapport de compatibilité entre l’autorisation d’exploiter une installation de production d’électricité et le document d’orientation et d’objectifs du SCoT

I. l’État du droit

L’article L. 311-1 du code de l’énergie pose le principe que l’exploitation de toute nouvelle installation de production d’électricité (renouvelable ou non) est subordonnée à l’obtention d’une autorisation administrative.

Celle-ci est définie à l’article L. 311-5 du même code. L’autorisation d’exploiter une installation de production d’électricité est délivrée par le ministre chargé de l’énergie (article R. 311-7), en tenant compte de tous les critères suivants :

1° L’impact de l’installation sur l’équilibre entre l’offre et la demande et sur la sécurité d’approvisionnement, évalués au regard de l’objectif fixé par la politique nationale de l’énergie (article L. 100-1) ;

2° La nature et l’origine des sources d’énergie primaire au regard des objectifs mentionnés aux articles L. 100-1, L. 100-2 et L. 100-4 ;

3° L’efficacité énergétique de l’installation, comparée aux meilleures techniques disponibles à un coût économiquement acceptable ;

4° Les capacités techniques, économiques et financières du candidat ou du demandeur ;

5° L’impact de l’installation sur les objectifs de lutte contre l’aggravation de l’effet de serre.

Enfin, l’autorisation d’exploiter doit être compatible avec la programmation pluriannuelle de l’énergie.

L’article L. 311-6 prévoit cependant que sont réputées autorisées, et ne nécessitent donc pas le dépôt d’une demande d’autorisation, 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.

S’agissant des énergies renouvelables (ENR), ces seuils sont déclinés comme suit par l’article R. 311-2 :

Les installations utilisant l’énergie hydraulique des lacs et des cours d’eau sont, pour leur part, dispensées, dans la plupart des cas, du dépôt d’une demande d’autorisation. En effet, le titre de concession (cf. les articles L. 521-1 et suivants du code de l’énergie) et l’autorisation de la loi sur l’eau (dite « IOTA », cf. l’article L. 511-3, pour la production électrique à titre accessoire, et le I de l’article L. 531-1 du code de l’énergie, pour la production à titre principale) valent autorisation d’exploiter en application de l’article L. 312-2.

Seules les installations hydrauliques qui ne sont ni concédées, ni soumises au régime IOTA relèvent alors du régime de l’autorisation d’exploiter définie à l’article L. 311-5 (cf. l’article II de l’article L. 531-1).

En outre, depuis le 1er mars 2017, dans un souci de simplification administrative, les différentes procédures et décisions environnementales requises pour les installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE), dont le régime est défini aux articles L. 511-1 et suivants du code de l’environnement, et les installations, ouvrages, travaux et activités relevant de la loi sur l’eau (IOTA), dont le régime relève des articles L. 214-1 et suivants du même code, qui sont soumises à autorisation (les plus grandes éoliennes par exemple) sont fusionnées au sein d’une unique autorisation environnementale qui vaut autorisation d’exploiter les installations de production d’électricité.

Cela ne s’applique pas, toutefois, aux ICPE relevant des régimes de la déclaration ou de l’enregistrement au titre du droit de l’environnement, qui peuvent nécessiter, en parallèle, une autorisation d’exploiter selon les catégories précédemment décrites.

Enfin, la question se pose pour les installations issues d’un appel d’offres lancé en application de l’article L. 311-10 du code de l’énergie (cette question fait l’objet de l’article 4 bis ; voir son commentaire).

Les services ministériels considèrent que l’article L. 311-11 (« L’autorité administrative désigne le ou les candidats retenus et délivre les autorisations prévues à l’article L. 311-5 dans des conditions fixées par voie réglementaire. ») leur impose d’autoriser automatiquement les projets au moment de la désignation des lauréats si ces projets s’inscrivent dans les seuils définis par l’article R. 311-2 précité :

Cela suppose qu’au-delà de ces seuils, les installations doivent demander une autorisation d’exploiter.

En tout état de cause, ces procédures s’articulent avec les procédures propres au droit de l’urbanisme.

Le régime des autorisations d’urbanisme varie également en fonction des technologies, des puissances installées et de la localisation (cf. articles L. 421-1 et suivants du code de l’urbanisme) :

À titre d’exemple, un parc éolien comprenant des mats d’une hauteur comprise entre 12 et 50 mètres doit obtenir une autorisation au titre de la législation des installations classées pour la protection de l’environnement et l’autorisation d’exploiter (avant de demander son raccordement au réseau public de transport ou de distribution) s’il dépasse les 50 MW. En-deçà de 20 MW, il est réputé autorisé au titre du droit de l’énergie, ne relève que du régime de la déclaration au titre de la législation ICPE, mais doit obtenir un permis de construire.

Notons que si la nouvelle procédure environnementale unique dispense de permis de construire certaines éoliennes, cela ne constitue pas un blanc-seing au regard des règles d’urbanisme. Les projets concernés ne sont pas exonérés du respect des règles d’urbanisme, qui doit être contrôlé par l’autorité administrative lors de l’instruction de la demande d’autorisation unique.

De manière générale, qu’elles soient soumises à l’obligation de solliciter une autorisation d’urbanisme ou dispensées de cette démarche, les installations de production d’énergies renouvelables sont tenues de respecter les règles définies par les documents d’urbanisme de leur territoire (plans locaux d’urbanisme, carte communale ou règlement national d’urbanisme) ainsi que leurs annexes, en termes de zonage et de protection de l’environnement notamment, en application de l’article L. 152-1 du code de l’urbanisme, à l’instar de tous les autres travaux, constructions, aménagements, etc.

II. le dispositif proposÉ par le SÉnat

En séance, le Sénat a adopté l’amendement n° 127 rectifié bis de M. Franck Menonville et d’autres membres du groupe Les Indépendants-République et territoires qui ajoute à l’article L. 311-5 du code de l’énergie l’exigence que l’autorisation d’exploiter une installation de production d’électricité soit compatible avec « le document d’orientation et d’objectifs des schémas de cohérence territoriale ou, le cas échéant, avec les orientations d’aménagement et de programmation des plans locaux d’urbanisme intercommunaux comportant les dispositions prévues au deuxième alinéa de l’article L. 151-6 du code de l’urbanisme ». ([67])

Les auteurs de l’amendement font valoir que le développement des énergies renouvelables ne pourra « se faire qu’avec les acteurs locaux, en particulier les élus qui connaissent parfaitement leur territoire ». Ils estiment que la consultation des élus locaux sur les projets soumis à autorisation préfectorale est insuffisante. Ils proposent donc que l’autorisation d’exploiter soit compatible avec le document d’orientation et d’objectifs du schéma de cohérence territoriale (SCoT) lorsqu’il prescrit l’implantation des projets d’énergie renouvelable ou, lorsqu’il n’y a pas de SCoT (ou de document d’orientation et d’objectifs dans ce SCoT), avec les orientations d’aménagement et de programmation des plans locaux d’urbanisme intercommunaux (PLUi) si elles comportent des orientations relatives aux équipements liés à la production d’énergies renouvelables et déterminent les conditions d’implantation des projets d’énergies renouvelables.

Le rapporteur de la commission des affaires économiques a donné un avis de sagesse, considérant que cet article renforcerait la planification locale, à la main des collectivités, et sa prise en compte par l’État.

Le Gouvernement s’est en revanche opposé à son adoption, rappelant que la création d’une installation de production d’électricité doit déjà être conforme avec le règlement d’un PLU et « être compatible, lorsqu’elles existent, avec les orientations d’aménagement de programmation » de ce même plan, en application de l’article L. 152-1 du code de l’urbanisme. Le PLU doit lui-même être compatible avec le SCoT. La demande est donc en partie satisfaite.

Au surplus, cette évolution du régime de l’autorisation d’exploiter poserait un problème de compétence administrative puisqu’elle reviendrait à faire évaluer la cohérence du projet avec les règles et orientations locales en matière d’urbanisme par l’autorité en charge de l’énergie – ce qui pourrait être source de contentieux.

Enfin, la mesure n’aurait qu’une portée assez limitée si on en juge par le nombre des cas de dispense ou de présomption d’autorisation.

III. Les modifications APPORTÉES PAR LA COMMISSION

La commission des affaires économiques a adopté l’amendement CE986 du Gouvernement, qui supprime l’article 3 bis.

Le Gouvernement a fait valoir qu’imposer la prise en compte des zonages du document d’orientations stratégiques du SCoT aurait fait de la définition de ces zones une mesure susceptible d’être assimilée à un plan programme fixant les conditions d’autorisation de projets soumis à évaluation environnementale et créant de nouveaux moyens de recours ; une telle évolution exigerait alors une procédure plus lourde que celle en vigueur actuellement.

Autorisation d’exploiter et planification locale relèvent de deux champs juridiques différents et prennent en compte des objectifs différents. Si la délivrance de l’autorisation d’exploiter n’a pas à se référer aux objectifs de planification locale, ceux-ci sont pris en compte dans les processus d’autorisation des projets au titre tant du code de l’environnement que du code de l’urbanisme.

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Article 4 (supprimé) Reconnaissance de la raison impérative d’intérêt public majeur pour certains projets d’installation d’énergies renouvelables et certains projets déclarés d’utilité publique

I. L’état du droit

La réalisation de projets d’aménagement et d’équipement nécessite, dans certains cas, de demander une dérogation à l’interdiction posée à l’article L. 411-1 du code de l’environnement de porter atteinte, de quelque manière que ce soit, aux espèces protégées ainsi qu’à leurs habitats. Afin d’obtenir une telle dérogation, le projet doit remplir trois conditions prévues au 4° de l’article L. 411-2 du même code. Il faut à la fois :

– qu’il n’existe pas d’autre solution satisfaisante ;

– que la dérogation ne nuise pas au maintien, dans un état de conservation favorable, des populations des espèces concernées dans leur aire de répartition naturelle ;

– que le projet réponde à une raison impérative d’intérêt public majeur (RIIPM).

Ces trois conditions, qui transposent le premier paragraphe de l’article 16 de la 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, sont distinctes et cumulatives.

Or, l’étude d’impact annexée au présent projet de loi souligne que la RIIPM « s’avère délicate à démontrer pour des projets d’énergie renouvelable qui ne sont pas de taille importante et est source de fragilité juridique ».

Ce constat est partagé par le juge administratif. Comme le précise M. Olivier Fuchs, alors rapporteur public auprès du Conseil d’État, dans ses conclusions prononcées sur l’affaire du contournement routier de Taillan, « si la barre est donc haute s’agissant de cette condition [la raison impérative d’intérêt public majeur], elle ne doit toutefois pas être infranchissable, ni même trop difficile à franchir, sauf à altérer le mécanisme dérogatoire prévu par l’article L. 411-2 du code de l’environnement, et ce d’autant plus que les deux autres conditions énoncées sont tout aussi importantes pour garantir une limitation des impacts sur la biodiversité. Le projet ne pourra ainsi pas se faire s’il existe une solution alternative satisfaisante ou s’il porte atteinte au maintien, dans un état de conservation favorable, des populations des espèces concernées dans leur aire de répartition naturelle. Cette dernière condition, en particulier, garantit l’impossibilité de conduire un projet qui porterait des atteintes irrémédiables à l’environnement et prend pour ce faire en compte les mesures d’évitement, de réduction et de compensation des atteintes à l’environnement. Or, prendre au sérieux ces mesures dites ERC, sur lesquelles le code de l’environnement insiste à plusieurs reprises, suppose aussi de ne pas buter de manière indue sur la condition de raison impérative d’intérêt public majeur » ([68]).

En outre, la dérogation à l’interdiction de porter atteinte aux espèces protégées ainsi qu’à leurs habitats ne peut être sollicitée qu’à un stade relativement avancé du projet, de sorte qu’un projet assez abouti peut être mis en échec si la dérogation qu’il doit obtenir ne lui est pas accordée ou est annulée parce qu’il ne répond pas à une RIIPM, alors même que les deux autres conditions auxquelles est soumise la dérogation seraient remplies.

C’est notamment le cas des projets qui nécessitent une déclaration d’utilité publique (DUP) pour être mis en œuvre. La DUP, prévue à l’article L. 121-1 du code de l’expropriation pour cause d’utilité publique, permet de réaliser une expropriation dans un délai maximum de cinq ans, ce délai étant porté à dix ans si les opérations déclarées d’utilité publique sont prévues par des plans d’occupation des sols, des plans locaux d’urbanisme ou des documents d’urbanisme en tenant lieu. Entre la DUP d’un projet et sa finalisation permettant l’octroi des autorisations administratives nécessaires à l’engagement de la phase de travaux, durant laquelle sera notamment sollicitée la dérogation à la protection stricte des espèces protégées, plusieurs années peuvent s’écouler. Ce délai peut être problématique dans la mesure où, si le porteur de projet n’obtient pas une telle dérogation, l’ensemble des opérations précédemment réalisées aura été mené en vain. En d’autres termes, il est possible qu’un projet bénéficiant d’une DUP soit finalement interrompu après plusieurs années d’études au stade de l’engagement de la phase de travaux, faute pour le projet de caractériser une RIIPM.

Le projet de contournement routier de Beynac, déclaré d’utilité publique en 2001 et définitivement enterré en 2020, est emblématique de ces difficultés.

II. Le dispositif proposé

A. Le texte initial du projet de loi

1. La reconnaissance de la raison impérative d’intérêt public majeur pour certains projets d’installations d’énergie renouvelable

L’article 4 du projet de loi propose en premier lieu de reconnaître la qualité d’opération répondant à une raison impérative d’intérêt public majeur (RIIPM) à certains projets d’installations de production d’énergie renouvelable.

Le I crée ainsi un nouvel article L. 211-2-1 du code de l’énergie qui dispose que les projets d’installations de production d’énergie renouvelable, y compris 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.

Ce nouvel article L. 211-2-1 précise que ces conditions sont fixées notamment selon le type de source renouvelable, la puissance prévisionnelle totale de l’installation et la contribution des projets aux objectifs prévus dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), en particulier les dispositions du volet relatif à la sécurité d’approvisionnement et les objectifs quantitatifs du volet relatif au développement de l’exploitation des énergies renouvelables.

Le Conseil d’État, dans son avis sur le présent projet de loi, constate que « ni l’article 16, paragraphe 1, de la directive « Habitats » ni, en son état actuel, la jurisprudence de la Cour de Justice de l’Union européenne ne font obstacle à ce que la loi définisse des critères permettant de considérer que certains projets répondent à une raison impérative d’intérêt public majeur ».

Il note que « les projets auxquels cette qualification d’opération répondant à une RIIPM serait ainsi reconnue sont, d’une part, ceux qui produisent l’énergie avec l’une des sources auxquelles la PPE fixe, en raison notamment de leur soutenabilité et de l’indépendance énergétique qu’ils procurent, les objectifs de progression les plus ambitieux, d’autre part, les projets dont la taille est suffisante pour que, individuellement ou collectivement, ils contribuent de façon significative à atteindre les objectifs de cette programmation. Ces projets sont ainsi destinés à satisfaire à un besoin structurel, à long terme, dans le cadre d’une planification décidée par les pouvoirs publics, et répondent ainsi à un motif impératif d’intérêt public majeur ».

Cette disposition prévue au I permet de sécuriser juridiquement les projets d’installations d’énergie renouvelable qui, du fait de leur contribution à la réalisation des objectifs de la PPE, constituent des RIIPM. Ce point ne constituera plus un sujet de discussion contentieuse, dès lors que le projet remplira les conditions fixées par le décret. Pour autant, la nécessité d’un examen au cas par cas des projets demeure puisqu’il appartient à l’administration, sous le contrôle du juge, d’apprécier si le projet satisfait aux critères posés par la loi et le décret pour répondre à une RIIPM. En outre, les deux autres conditions prévues par le 4° du I de l’article L. 411-2 du code de l’environnement pour pouvoir déroger à une protection stricte des espèces restent applicables.

La disposition prévue au I va en outre dans le sens des évolutions à venir du droit de l’Union européenne. Ainsi, dans le cadre du plan « REPowerEU » présenté par la Commission européenne le 18 mai 2022, la proposition de modification de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables (directive RED II) introduit le principe selon lequel les projets d’énergies renouvelables sont « présumés d’intérêt public supérieur » au regard des règles environnementales, en particulier les directives « Habitats » ([69]) , « Oiseaux » ([70]) et la directive-cadre sur l’eau ([71]) . Cette présomption n’étant pas encore en application (le texte est en négociation au Parlement européen et au Conseil), la Commission européenne souhaite anticiper son entrée en vigueur par l’adoption d’un règlement d’urgence, présenté le 9 novembre dernier, qui doit s’appliquer pendant une durée d’un an, avec une clause de révision au 1er juillet 2023.

2. La reconnaissance de la raison impérative d’intérêt public majeur dès le stade de la déclaration d’utilité publique

L’article 4 du projet de loi prévoit également que la reconnaissance de la RIIPM pourra se faire dès le stade de la déclaration d’utilité publique (DUP).

Le 2° du III de l’article 4 introduit ainsi un nouvel article L. 122-1-1 dans le code de l’expropriation pour cause d’utilité publique pour prévoir que la DUP d’une opération ou de travaux, dont la réalisation nécessite ou est susceptible de nécessiter une dérogation à l’interdiction de porter atteinte aux espèces protégées et à leurs habitats, peut leur reconnaître le caractère d’opération ou de travaux répondant à une RIIPM, dans des conditions prévues par décret en Conseil d’État. Cette reconnaissance sera valable pour la durée de validité initiale de la DUP et, le cas échéant, pour la durée de prorogation de cette déclaration, dans la limite de dix ans.

Ce nouvel article L. 122-1-1 créé par le 2° du III prévoit en outre que la qualité d’opération ou de travaux répondant à une RIIPM ne pourra être contestée qu’à l’occasion d’un recours dirigé contre la DUP, dont elle est divisible. Elle ne pourra plus être contestée à l’appui d’un recours contre l’acte accordant la dérogation à l’interdiction de porter atteinte aux espèces protégées et à leurs habitats, prévue par le 4° du I de l’article L. 411-2 du code de l’environnement : seules les deux autres conditions auxquelles est soumise la dérogation pourront alors être contestées devant le juge administratif.

C’est donc à l’autorité administrative compétente pour prendre la DUP qu’il appartiendra d’apprécier, lorsqu’il est probable ou certain qu’une dérogation « espèces protégées » sera nécessaire, si l’opération ou les travaux répondent à une RIIPM et notamment, s’agissant des installations de production d’énergie renouvelable et de leurs ouvrages de raccordement, s’ils répondent aux critères fixés par l’article L. 211-2-1 du code de l’énergie créé par le I du présent article 4 et son décret d’application.

Le Conseil d’État, dans son avis sur le présent projet de loi, considère que rien ne s’oppose à ce qu’une telle reconnaissance puisse avoir lieu dès le stade de la DUP. Il estime que « les dispositions prévues préservent le droit au recours tout en apportant aux porteurs de projets une sécurité juridique, elle aussi protégée par la jurisprudence constitutionnelle, qui admet de telles limitations lorsqu’elles sont fondées sur un objectif d’intérêt général, ce qui est le cas de la réalisation d’une opération déclarée d’utilité publique ».

Le 1° du III du présent article 4 précise, à l’article L. 122-1 du code de l’expropriation pour cause d’utilité publique, que l’acte déclarant d’utilité publique l’opération est accompagné, dans le cas prévu au nouvel article L. 122-1-1 créé par le 2° du III, d’un document qui expose les motifs et considérations qui justifient sa qualification d’opération répondant à une RIIPM.

● Enfin, les deux dispositions créées par le présent article 4 sont inscrites dans le code de l’environnement par son II, qui insère un nouvel article L. 411-2-1 dans ce code pour préciser que sont réputés répondre à une RIIPM :

– les projets d’installations de production d’énergie renouvelable satisfaisant aux conditions prévues par l’article L. 211-2-1 du code de l’énergie, créé par le I ;

– l’opération à laquelle une telle qualification a été reconnue par l’acte la déclarant d’utilité publique dans les conditions prévues par l’article L. 122-1-1 du code de l’expropriation pour cause d’utilité publique, créé par le 2° du III.

B. Les modifications apportées par le sénat

1. L’examen en commission

La commission de l’aménagement du territoire et du développement durable du Sénat a adopté plusieurs amendements visant à étendre la reconnaissance de la qualité d’opération répondant à une RIIPM :

– aux dispositifs de stockage d’énergie renouvelable d’une part, et à l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone d’autre part, par deux amendements identiques COM-404 du rapporteur Didier Mandelli et COM-435 du rapporteur pour avis de la commission des affaires économiques Patrick Chauvet. Ces amendements complètent les articles L. 211-2-1 du code de l’énergie et L. 411-2-1 du code de l’environnement, créés respectivement par le I et le II du présent article 4 ;

– aux installations de production et de stockage de gaz bas-carbone, par un amendement COM-436 de M. Patrick Chauvet, rapporteur pour avis de la commission des affaires économiques. Il complète l’article L. 211-2-1 du code de l’énergie créé par le I, en renvoyant à un nouvel article L. 447-1 de ce même code, créé par l’article 19 du projet de loi dans sa version modifiée par le Sénat afin de définir le gaz bas-carbone.

En outre, les amendements identiques COM-405 du rapporteur Didier Mandelli et COM-437 du rapporteur pour avis Patrick Chauvet suppriment la nécessité, pour l’ensemble des projets concernés par les dispositions prévues au I, de respecter certaines conditions pour être réputés répondre à une RIIPM. Ils suppriment ainsi le renvoi à un décret en Conseil d’État ainsi que les alinéas relatifs aux conditions techniques devant être respectées (type de source de renouvelable, puissance, contribution aux objectifs de la PPE) figurant dans la version initiale de l’article L. 211-2-1 du code de l’énergie créé par le I du présent article 4.

Le Sénat en commission a enfin adopté un amendement COM-406 de précision rédactionnelle, à l’initiative du rapporteur.

2. L’examen en séance publique

Le Sénat a adopté deux amendements à l’article 4 en séance publique.

● L’amendement n° 590 du Gouvernement, adopté malgré un avis défavorable de la commission, rétablit le renvoi à un décret en Conseil d’État ainsi que la mention des conditions devant être respectées par les projets d’installations d’énergie renouvelable pour bénéficier de la reconnaissance d’une RIIPM. Cette disposition, figurant initialement à l’article L. 211-2-1 du code de l’énergie créé par le I du présent article 4, avait été supprimée par le Sénat en commission.

Selon l’interprétation actuelle de la directive « Habitats » précitée par la Commission européenne, ainsi que la jurisprudence du Conseil d’État, la RIIPM doit faire l’objet d’une analyse au cas par cas, selon des critères objectifs, ce qui exclut aujourd’hui une reconnaissance par principe dans la loi de cette qualification pour tous les projets d’énergie renouvelable.

● L’amendement n° 174 rect. ter de M. Jean-Marc Boyer et plusieurs membres du groupe Les Républicains, adopté avec un avis favorable de la commission et un avis défavorable du Gouvernement, limite la possibilité de reconnaissance d’une RIIPM dès le stade de la DUP aux seuls projets d’installations d’énergie renouvelable. Il modifie ainsi l’article L. 122-1-1 du code de l’expropriation publique, créé par le III, pour viser uniquement les projets mentionnés à l’article L. 211-2-1 du code de l’énergie, créé par le I du présent article 4.

III. Les modifications apportées par la commission

Malgré un double avis défavorable du rapporteur pour avis M. Pierre Cazeneuve et du Gouvernement, la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a exprimé un avis favorable à la suppression de l’article 4, à la suite de l’adoption de dix amendements identiques de suppression CD71 de M. Vincent Descoeur (LR), CD96 de M. Guy Bricout (LIOT), CD122 de Mme Delphine Batho (Écolo-NUPES), CD252 de M. Pierre Meurin (RN), CD266 de M. Dino Cinieri (LR), CD438 de M. Jérôme Nury (LR), CD472 de M. Nicolas Thierry (Écologiste), CD482 de M. Hubert Wulfranc (GDR-NUPES), CD542 de M. Emmanuel Maquet (LR) et CD934 de Mme Lisa Belluco (Écolo-NUPES).

Lors de débats nourris, le rapporteur pour avis a précisé que l’article 4 ne permettait pas, à lui seul, de déroger à l’obligation de protection stricte des espèces protégées. Il a ainsi rappelé que deux autres conditions devaient être respectées pour cela : l’absence de solutions alternatives satisfaisantes et, surtout, le fait de ne pas nuire au maintien, dans un état de conservation favorable, des populations des espèces concernées dans leur aire de répartition naturelle. Il a en outre souligné que la RIIPM fait aujourd’hui l’objet de nombreux contentieux de la part des associations anti-éoliennes, dans le seul but de ralentir les procédures d’autorisation et de retarder la mise en œuvre des projets d’installations d’énergies renouvelables qui contribuent, pourtant, à diminuer notre dépendance vis-à-vis des énergies fossiles.

Suivant l’avis de la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire, la commission des affaires économiques a supprimé l’article 4.

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Article 4 bis AA (nouveau) Rapport sur la création d’un observatoire des énergies renouvelables

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté un amendement portant article additionnel CD488 de M. Hubert Wulfranc (GDR-NUPES), avec un avis favorable du rapporteur pour avis M. Pierre Cazeneuve et du Gouvernement.

Il prévoit, dans un délai de six mois à compter de la publication de la présente loi, la remise d’un rapport du Gouvernement au Parlement sur l’opportunité de créer un observatoire des énergies renouvelables. Cet observatoire, dont la création est préconisée par le Conseil national de la protection de la nature, aurait pour mission le suivi des effets des installations d’énergies renouvelables sur l’environnement, notamment la biodiversité́, les sols, l’eau, les paysages et le climat.

La commission des affaires économiques a approuvé la création de l’article 4 bis AA.

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Article 4 bis A Déclaration d’utilité publique en cas de travaux sur une canalisation de transport lorsque celle-ci contribue à l’atteinte de l’objectif de neutralité carbone

I. L’état du droit

● L’article L. 555-25 du code de l’environnement permet, dans certains cas, de déclarer d’utilité publique les travaux associés à la construction et à l’exploitation d’une canalisation de transport. Celle-ci doit présenter un intérêt général parce qu’elle contribue :

– à l’approvisionnement énergétique national ou régional ;

– ou à l’expansion de l’économie nationale ou régionale ;

– ou à la défense nationale.

Lorsque le demandeur de l’autorisation en fait la demande, les travaux correspondants peuvent alors être déclarés d’utilité publique.

Ce même article L. 555-25 précise que la déclaration d’utilité publique (DUP), ou l’autorisation de transport pour les canalisations de transport de gaz naturel ou assimilé, confère aux travaux de construction de la canalisation de transport le caractère de travaux publics. Présentent également ce caractère les travaux d’exploitation et de maintenance de toute canalisation de transport en service qui a donné lieu à DUP ou à déclaration d’intérêt général.

● En cas de changement du fluide transporté, l’article L. 555-26 du code de l’environnement dispose que la DUP ou la déclaration d’intérêt général dont bénéficie une canalisation existante vaut DUP pour le nouveau fluide transporté, uniquement lorsque l’autorisation d’exploiter n’est pas soumise à enquête publique en application de l’article L. 555-15 du même code.

Cet article dispose que tout changement de la nature du produit transporté par une canalisation de transport régulièrement mise en service est soumis à autorisation, dans des conditions fixées par décret en Conseil d’État. Il précise que l’autorisation est délivrée après enquête publique, conformément aux dispositions du chapitre III du titre II du livre Ier, relatif à la « participation du public aux décisions ayant une incidence sur l’environnement », si la construction et l’exploitation selon la destination nouvelle de la canalisation auraient relevé d’une enquête publique et que les dangers et inconvénients dont la canalisation est à l’origine (pour le voisinage, la santé, l’agriculture, l’environnement…) sont accrus par le changement prévu.

II. Le dispositif proposé

L’article 4 bis A résulte de l’adoption par le Sénat, en séance publique, de deux amendements identiques n° 455 rect. bis de M. Daniel Dremillet (Les Républicains) et n° 485 rect. quater de M. Cédric Vial (Les Républicains), sous-amendés par le Gouvernement.

Il vise tout d’abord à permettre de déclarer d’utilité publique les travaux associés à la construction et à l’exploitation d’une canalisation de transport lorsque celle-ci contribue à l’atteinte de l’objectif de neutralité carbone. Le 2° de l’article 4 bis A complète ainsi l’article L. 555-25 du code de l’environnement pour ajouter ces canalisations à la liste de celles présentant un intérêt général et permettant à ce titre d’être reconnues d’utilité publique.

Par ailleurs, l’article 4 bis A permet de maintenir la DUP existante dans le cas d’une conversion de canalisation, tout en préservant la nécessaire information du public. Son 3° propose ainsi une nouvelle rédaction de l’article L. 555-26 du code de l’environnement qui prévoit qu’en cas de changement du fluide transporté, la DUP ou la déclaration d’intérêt général dont bénéficie une canalisation existante vaut DUP pour le nouveau fluide transporté. Cette disposition doit s’appliquer aux cas où l’autorisation d’exploiter est soumise à enquête publique, ce qui n’est pas le cas aujourd’hui.

Le 1° de l’article 4 bis A tend à clarifier et simplifier la rédaction de l’article L. 555-15 du code de l’environnement en renvoyant aux règles générales prévues aux chapitres II et III du titre II du livre Ier du code de l’environnement, relatifs à la participation du public, pour savoir quel type de projet relève d’une enquête publique. Il tend ainsi à sécuriser davantage les projets de conversion de canalisations existantes.

III. Les modifications apportées par la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire n’a pas modifié l’article 4 bis A, qui a été adopté par la commission des affaires économiques sans modification.

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Article 4 bis (supprimé)

Simplification de l’obtention de l’autorisation d’exploiter une installation de production d’électricité pour le lauréat d’un appel d’offres relatif aux ENR

I. l’État du droit

L’article L. 311-1 du code de l’énergie subordonne l’exploitation de toute nouvelle installation de production d’électricité à l’obtention d’une autorisation administrative (voir le commentaire de l’article 3 bis).

La délivrance de cette autorisation est l’occasion pour l’autorité administrative de vérifier les critères mentionnés à l’article L. 311-5, tels 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 utilisées au regard des objectifs de la politique énergétique nationale, ou encore les capacités techniques, économiques et financières du demandeur. Elle peut aussi être associée à un nombre maximal d’heures de fonctionnement par an si l’installation émet des gaz à effet de serre.

L’article L. 311-6 prévoit cependant qu’est réputée autorisée l’exploitation des installations dont la puissance installée par site de production est inférieure ou égale à un seuil fixé par décret en conseil d’État. Ce seuil dépend du type d’énergie utilisée. Il est fixé, par l’article R. 311-2 du code de l’énergie, à 50 mégawatts (MW) pour les installations photovoltaïques, les éoliennes terrestres, le biogaz et certaines énergies marines renouvelables, et à 1 gigawatt pour les éoliennes en mer ayant fait l’objet d’une procédure de mise en concurrence prévue à l’article L. 311-10 (ou 300 mégawatts pour les autres installations d’électricité renouvelable).

Le Gouvernement s’appuie, pour sa part, sur un autre article du code de l’énergie, le L. 311-11, qui lui impose de délivrer les autorisations d’exploiter aux candidats retenus par les appels d’offres « dans les conditions fixées par voie réglementaire ». Pour ce faire, il se réfère lui-même aux seuils définis à l’article R. 311-2 (voir supra) et délivre automatiquement les autorisations d’exploiter aux projets dont la puissance est inférieure ou égale.

II. le dispositif proposÉ par le SÉnat

La commission de l’aménagement du territoire et du développement durable s’est interrogée sur la règle précisément applicable aux projets de production d’électricité renouvelable lauréats de la procédure de mise en concurrence prévue à l’article L. 311-10 du code de l’énergie.

Celui-ci permet l’organisation d’un appel d’offres pour le développement d’énergies renouvelables « lorsque les capacités de production ne répondent pas aux objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie, notamment ceux concernant les techniques de production et la localisation géographique des installations ». Cette procédure de mise en concurrence représente un levier important de l’accélération du développement des énergies renouvelables.

Le rapporteur de la commission du Sénat estime que l’articulation des articles L. 311-6 et L. 311-11 est ambiguë.

En outre, certains projets retenus dépassent les seuils définis au R. 311-2. Si l’on s’en tient à l’article L. 311-6, ils doivent relever de la procédure ordinaire, plus longue. Mais le rapporteur signale que le ministère de la transition énergétique vérifierait la conformité des projets aux critères prévus à l’article L. 311-5 dès le lancement des appels d’offres. La procédure ultérieure de délivrance de l’autorisation d’exploiter ferait alors redondance.

La commission de l’aménagement du territoire et du développement durable a donc adopté l’amendement COM-411 de son rapporteur, qui rend l’obtention de l’autorisation d’exploiter automatique dès lors qu’un porteur de projets de production d’énergies renouvelables – électriques –, sous toutes les formes recensées par l’article L. 211-2, a été désigné lauréat d’un appel d’offres prévu à l’article L. 311-10, quelle que soit la puissance de l’installation.

En séance, n’ayant reçu qu’un avis de sagesse du Gouvernement, deux amendements de suppression ont été écartés par le Sénat qui a adopté le présent article.

III. LES MODIFICATIONS APPORTÉES PAR LA COMMISSION

Mais, outre que l’article est déjà largement satisfait, il n’apparaît pas pertinent d’aller au-delà des mesures de simplification prévues par la loi en exonérant d’une ultime vérification de leur régularité des projets de très haute puissance (au-dessus d’1 gigawatt pour un parc éolien en mer et de 300 mégawatts pour les autres types d’installations).

La commission des affaires économiques a ainsi adopté les amendements identiques CE1180 du rapporteur Henri Alfandari, CE343 de M. Sébastien Jumel (GDR-NUPES) et CE446 de M. Maxime Laisney (LFI6nupes) ? qui suppriment l’article 4 bis.

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Article 5 (supprimé)

Contentieux de l’autorisation environnementale

I. l’État du droit

L’installation d’infrastructures de production d’énergie à partir de sources renouvelables fait l’objet de nombreuses procédures contentieuses à l’issue de la phase d’instruction et de décision. Elles concernent près de 100 % des projets de parcs éoliens en mer, 75 % des éoliennes terrestres et 20 % des projets de panneaux photovoltaïques et d’installation de méthaniseurs ([72]) .

L’article L. 181-17 du code de l’environnement soumet les recours dirigés contre des autorisations environnementales à un contentieux de pleine juridiction.

Les autorisations environnementales autorisant les projets d’énergies renouvelables peuvent être contestées devant le tribunal administratif territorialement compétent.

Cette procédure ne s’applique pas aux éoliennes.

Pour les éoliennes en mer, en application de l’article L. 311-13 du code de justice administrative, le Conseil d’État est compétent pour connaître en premier et en dernier ressort des recours juridictionnels formés contre les décisions.

Pour les éoliennes terrestres, l’article 23 du décret n° 2018-1054 du 29 novembre 2018 relatif aux éoliennes terrestres, à l’autorisation environnementale et portant diverses dispositions de simplification et de clarification du droit de l’environnement attribue aux cours administratives d’appel la compétence pour connaître, en premier et dernier ressort, des principaux litiges dirigés contre les décisions et autorisations.

Le décret n° 2022-1379 du 29 octobre 2022 relatif au régime juridique applicable au contentieux des décisions afférentes aux installations de production d'énergie à partir de sources renouvelables (hors énergie éolienne) et aux ouvrages des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité est venu préciser le régime contentieux applicable aux décisions relatives aux projets d’énergies renouvelables. En application du nouvel article R. 311-6 du code de justice administrative introduit par le décret du 29 octobre 2022, les tribunaux administratifs et les cours administratives d'appel statuent dans un délai de dix mois pour les litiges portant sur les décisions, y compris de refus, relatives à certains types d'installations de production d'énergie à partir de sources renouvelables et aux ouvrages des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité.

Le délai de recours contentieux contre ces décisions devant le tribunal administratif est de deux mois et il n'est pas prorogé par l'exercice d'un recours administratif. Cet article prévoit également que le délai pour les tribunaux administratifs et les cours administratives d'appel pour statuer sur la suite à donner au litige est de six mois à compter de la réception de la mesure de régulation ordonnée, lorsqu'il a été fait usage des pouvoirs de régularisation.

En application de l’article L. 181-18 du code de l’environnement ([73]) , le juge administratif peut prononcer l’annulation partielle de l’autorisation environnementale ou en permettre la régularisation. Le juge peut prononcer l’annulation partielle si un vice n’affecte qu’une phase de l’instruction de la demande d’autorisation environnementale ou une partie de cette autorisation. Il peut limiter à cette phase ou à cette partie la portée de l’annulation qu’il prononce et demander à l’autorité administrative compétente de reprendre l’instruction à la phase ou sur la partie qui a été entachée d’irrégularité. Le juge n’est tenu de permettre cette régularisation que si les conclusions des parties au litige vont dans ce sens. Ainsi le Conseil d’État précisait-il dans une décision n° 423164 du 11 mars 2020 que : « le juge du fond peut toujours mettre en œuvre cette faculté, mais il n’y est pas tenu, son choix relevant d’une appréciation qui échappe au contrôle du juge de cassation. En revanche, lorsqu’il est saisi de conclusions en ce sens, le juge est tenu de mettre en œuvre les pouvoirs qu’il tient du 2° du I de l’article L. 181-18 du code de l’environnement si les vices qu’il retient apparaissent, au vu de l’instruction, régularisables ».

Par ailleurs, en application de l’article L. 181-18 du code de l’environnement, le juge peut, après avoir invité les parties à présenter leurs observations, surseoir à statuer s’il estime qu’un vice entraînant l’illégalité de l’acte est susceptible d’être régularisé par une autorisation modificative. Si une telle autorisation modificative est notifiée dans le délai indiqué par le juge, celui-ci statue après avoir invité les parties à présenter leurs observations.

II. le dispositif proposÉ

A. Le texte du projet de loi

L’article 5 modifie l’article L. 181-18 du code de l’environnement. La nouvelle rédaction de l’article L. 181-18 prévue par le projet de loi vise à réduire la durée globale de traitement des procédures contentieuses engagées contre le projet en transformant la possibilité laissée au juge de régulariser une autorisation environnementale en obligation, y compris après l’achèvement des travaux.

Le 1° modifie le premier alinéa du I de l’article L. 181-18 afin que le juge administratif puisse faire usage de ses pouvoirs de régularisation y compris après l’achèvement des travaux liés à l’autorisation environnementale contestée.

La nouvelle rédaction proposée par le projet de loi dans les 2° et 3° vise à faire obligation au juge de prononcer, soit l’annulation partielle de l’autorisation environnementale, soit de surseoir à statuer pour permettre la régularisation lorsqu’elle est possible. La légalité de la mesure de régularisation, lorsque celle-ci a été communiquée aux parties à l’instance, ne peut être contestée que par les parties dans le cadre de cette même instance.

Le 4° tire les conséquences des 1°, 2° et 3° en prévoyant l’ajout d’un alinéa à l’article L. 181-18 du code de l’environnement pour contraindre le juge à motiver son refus de faire application de ces dispositions.

B. Les modifications apportÉes par le SÉnat

1. L’examen en commission

La commission de l’aménagement du territoire et du développement durable du Sénat a adopté trois amendements du rapporteur destinés à compléter les évolutions visant l’accélération de la procédure contentieuse.

Un premier amendement COM-407 apporte des compléments aux dispositions relatives au contentieux des autorisations environnementales. Il complète l’article L. 181-17 du code de l’environnement en prévoyant que l’exercice d’un recours administratif ne puisse pas prolonger le délai ouvert pour le recours contentieux et crée une obligation de notification du recours à l’auteur de la décision et au porteur de projet, à peine d’irrecevabilité.

Ce même amendement complète L. 181-18 du code de l’environnement en imposant au juge administratif d’examiner l’ensemble des moyens soulevés dans le cadre du contentieux, afin d’éviter des contentieux en chaîne sur les moyens non tranchés par le juge administratif. Il introduit enfin un dispositif rendant possible la sanction, par le juge administratif, de recours abusifs, sur le modèle du contentieux de l’urbanisme.

L’amendement ajoute par ailleurs un article L. 181-18-1 au code de l’environnement rendant possible la sanction, par le juge administratif, de recours abusifs par le requérant qui causent un préjudice au bénéficiaire de l’autorisation. Cette sanction peut intervenir après demande du porteur de projet de condamner l’auteur des recours à lui allouer des dommages et intérêts, dans un mémoire distinct adressé au juge.

L’amendement COM-408 introduit une dérogation aux dispositions de l’article L. 821-2 du code de justice administrative pour les projets d’énergies renouvelables. L’amendement donne au Conseil d’État la capacité de régler directement l’affaire au fond s’il prononce l’annulation d’une décision d’une juridiction administrative statuant en dernier ressort, plutôt que d’opérer un renvoi à la juridiction compétente. En évitant le renvoi devant la cour administrative d’appel, cette disposition vise à réduire les délais des contentieux.

Un troisième amendement COM-409 précise les modalités d’application du présent article. Ces dispositions seront applicables aux litiges engagés à l’encontre des autorisations environnementales à compter de la publication de la présente loi.

2. L’examen en séance

En séance, le Sénat a adopté deux amendements :

– Un amendement n° 667 de M. Didier Mandelli, rapporteur de la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable, de coordination visant à tenir compte de la publication du décret n° 2022-1379 du 29 octobre 2022 relatif au régime juridique applicable au contentieux des décisions afférentes aux installations de production d'énergie à partir de sources renouvelables (hors énergie éolienne) et aux ouvrages des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité. La mesure prévue par l’alinéa 3 de l’article 5 relatif à l’absence de prorogation du délai de recours contentieux en cas de recours administratif est d’ores et déjà prévue par le décret. Le Gouvernement a émis un favorable sur cet amendement.

– Un amendement n° 618 de Mme Nadège Havet, qui rétablit la rédaction initiale du projet de loi pour rendre l’article applicable aux litiges en cours. Constatant que cette disposition permettrait l’accélération du règlement des contentieux, le rapporteur et le Gouvernement ont émis un favorable sur cet amendement.

III. les modifications apPortÉes par la commission

L’examen pour avis de l’article 5 par la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a conduit à sa suppression du fait de l’adoption des amendements CD1237 du rapporteur pour avis M. Pierre Cazeneuve, CD177 de Mme Delphine Batho (Écolo-NUPES) et CD255 de M. Pierre Meurin (RN).

Le rapporteur pour avis M. Pierre Cazeneuve a estimé que la rédaction de l’article 5 posait problème à plusieurs titres : « Le premier porte sur le champ d’application : l’article s’appliquerait à toutes les autorisations environnementales, et pas seulement à celles qui portent sur des projets d’énergies renouvelables ; il concernerait par exemple les autorisations relatives aux sites Seveso. Ensuite, les recours deviendraient très complexes pour les citoyens, qui auraient l’obligation de notifier le recours et pourraient se voir infliger une amende en cas de recours abusif. L’équilibre n’est pas trouvé entre l’effectivité du droit de recours et la rapidité de la justice administrative – en l’espèce, la pénalisation du recours abusif est disproportionnée. Enfin, l’article 5 risque de compliquer au-delà du raisonnable l’office du juge. Je pense notamment à l’obligation faite au Conseil d’État de régler l’affaire au fond, prévue à l’alinéa 16 ».

Les amendements de suppression avaient reçu un avis favorable du Gouvernement.

La commission des affaires économiques a supprimé l’article 5.

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Article 5 bis A (supprimé)

Compétence du Conseil d’État en premier et en dernier ressort pour les litiges relatifs aux installations de biogaz

I. l’État du droit

A. Le BioGAZ : une Énergie renouvelable mobilisable mais soumise À un contentieux croissant

La méthanisation est un processus naturel de dégradation biologique de la matière organique dans un milieu sans oxygène. Plusieurs intrants peuvent être utilisés pour produire du biogaz : les déchets ménagers, les déchets organiques de l’industrie agro-alimentaire, les effluents d’élevages, les déchets végétaux, les produits agricoles et les matières résultant du traitement des eaux usées. L’article D. 543-292 du code de l’environnement prévoit qu’un méthaniseur ne peut utiliser plus de 15 % des cultures alimentaires ou énergétiques, cultivées à titre de culture principale.

Le biogaz ne représentait que 3,4 % de la consommation d’énergie renouvelable en 2019 mais sa production connaît une forte croissance, en conformité avec la trajectoire d’évolution des capacités définie dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Les objectifs prévus par la PPE en matière de production d’électricité renouvelable à partir de la méthanisation sont presque atteints. La puissance électrique du parc de méthaniseurs a progressé d’un niveau nul en 2009 à plus de 200 MW en 2019 (environ 1 300 unités de production de biogaz). La trajectoire est conforme à la progression attendue ([74]) .

Le gisement global mobilisable à l’horizon 2030 pour la méthanisation a été évalué à 56 GWh d'énergie primaire en production de biogaz dans le cadre d’une étude de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe) en 2013 ([75]) .

B. Le régime contentieux des litiges relatifs aux ENR

Les autorisations environnementales autorisant les projets d’énergies renouvelables relèvent d’une procédure de plein contentieux devant le tribunal administratif territorialement compétent (article L. 181-17 du code de l’environnement).

Le décret n° 2022-1379 du 29 octobre 2022 relatif au régime juridique applicable au contentieux des décisions afférentes aux installations de production d'énergie à partir de sources renouvelables (hors énergie éolienne) et aux ouvrages des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité est venu préciser le régime contentieux applicable aux décisions relatives aux projets d’énergies renouvelables.

En application du nouvel article R. 311-6 du code de justice administrative introduit par le décret du 29 octobre 2022, les tribunaux administratifs et les cours administratives d'appel statuent dans un délai de dix mois pour les litiges portant sur les décisions, y compris de refus, relatives à certains types d'installations de production d'énergie à partir de sources renouvelables et aux ouvrages des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité.

Le délai de recours contentieux contre ces décisions devant le tribunal administratif est de deux mois et il n'est pas prorogé par l'exercice d'un recours administratif. Cet article prévoit également que le délai pour les tribunaux administratifs et les cours administratives d'appel pour statuer sur la suite à donner au litige est de six mois à compter de la réception de la mesure de régulation ordonnée, lorsqu'il a été fait usage des pouvoirs de régularisation.

II. le dispositif proposÉ

L’article 5 bis A, adopté en séance par voie d’amendement n° 496 de M. Daniel Gremillet, modifie l’article L. 311-13 du code de justice administrative, prévoyant une procédure dérogatoire pour les installations de production d'énergie renouvelable en mer (voir article 5). Le rapporteur M. Didier Mandelli avait émis un avis de sagesse sur cet amendement ; le Gouvernement un avis défavorable.

Il étend la dérogation de procédure contentieuse relative aux éoliennes aux mers aux méthaniseurs. Le 2° qu’il insère dans l’article L. 311-13 prévoit la compétence du Conseil d’État pour connaître en premier et dernier ressort des recours juridictionnels formés contre les décisions relatives aux installations de production de gaz renouvelable, à leurs ouvrages connexes, aux ouvrages de raccordement du producteur et de renforcement des réseaux publics.

Cette nouvelle disposition vise à accélérer les procédures contentieuses et donc le développement des projets de biogaz.

III. les modifications apPortÉes par la commission

L’examen pour avis de l’article 5 bis A par la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a conduit à sa suppression du fait de l’adoption des amendements identiques CD1216 du Gouvernement, CD179 de Mme Delphine Batho (Écolo-NUPES), CD479 de M. Hubert Wulfranc (GDR-NUPES) et CD671 de M. Pierre Meurin (RN).

La ministre de la transition énergétique Mme Agnès Pannier-Runacher s’est déclarée attachée au double degré de juridiction. Par ailleurs, la compétence en premier et en dernier ressort du Conseil d’État pour les projets de biogaz aurait pu provoquer l’engorgement de la juridiction du fait du nombre trop important de procédures contentieuses que le maintien de l’article aurait pu générer.

La commission des affaires économiques a supprimé l’article 5 bis A.

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Article 5 bis

Création d’un fonds de garantie pour le développement des projets d’énergie renouvelable

I. L’ÉTAT DU DROIT

L’installation d’infrastructures de production d’énergie à partir de sources renouvelables fait l’objet de nombreuses procédures contentieuses. Le nombre de recours en annulation est particulièrement important pour les éoliennes : 75 % des autorisations délivrées pour les éoliennes terrestres et la totalité des parcs éoliens en mer en ont fait l’objet.([76]) Près de 20 % des projets de production d’énergie à partir de panneaux photovoltaïques font également l’objet d’un recours ([77]) .

La multiplication des contentieux a pu être perçue par les porteurs de projet comme préjudiciable au développement des énergies renouvelables puisque l’annulation d’une autorisation environnementale est susceptible d’entraîner des difficultés financières. Par ailleurs, tant que l’autorisation n’est pas purgée de tout recours, les opérateurs sont souvent réticents à lancer les travaux.

Pour les éoliennes, environ 7 % ([78]) de ces recours aboutissent à une annulation totale de l’autorisation, ce qui génère des pertes importantes pour les porteurs de projets concernés. Aucun dispositif de compensation n’existe aujourd’hui.

II. LE DISPOSITIF PROPOSÉ

A. L’examen en commission

L’article 5 bis du projet de loi a été introduit par voie d’amendement COM-374 du rapporteur. Il complète le livre II du code de l’énergie par un titre X : « Fonds de garantie pour le développement de projets d’énergie renouvelable » dont les modalités sont définies par un nouvel article L. 295-1.

Partant du constat que l’insécurité juridique liée au risque d’une annulation par le juge administratif des autorisations accordées par l’administration constituait un frein au développement des énergies renouvelables, le Sénat a créé un fonds de garantie pour le développement de ces projets. Ce fonds est abondé par les promoteurs de projets d’énergies renouvelables.

Il a vocation à compenser une partie des pertes financières qui résulteraient d’un recours en annulation devant le juge administratif. Ces pertes seraient en partie couverte en cas d’annulation par le juge administratif de l’autorisation environnementale délivrée en application du titre VIII du livre Ier du code de l’environnement ou d’annulation du permis de construire pour les ouvrages de production d’énergie solaire photovoltaïque ou thermique créant une emprise au sol importante.

Les sociétés seraient éligibles à la compensation du fonds de garantie après la décision définitive, rendue au fond, par la juridiction saisie de l’annulation de l’autorisation environnementale ou du permis de construire.

Les modalités d’application de cet article, en particulier les conditions, les taux, les plafonds et délais d’indemnisation, le montant de la contribution financière et les modalités de gestion du fonds, sont déterminées par un décret en Conseil d’État.

B. L’examen en séance publique

En séance, le Gouvernement a salué la création de l’article 5 bis et a présenté un amendement n° 585, qui place le dispositif proposé dans un nouvel article L. 311-10-5 du code de l’énergie et qui limite le fonds de garantie aux projets lauréats d’un appel d’offres. Cet amendement a recueilli l’avis favorable du rapporteur et a été adopté.

Il prévoit également une participation optionnelle à ce fonds. Cette adhésion a lieu préalablement au début des travaux de construction et postérieurement à la délivrance de l’autorisation environnementale ou du permis de construire par l’autorité compétente.

III. les modifications apPortÉes par la commission

L’examen en commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a conduit à l’adoption de huit amendements.

Les amendements identiques CD560 de Mme Marie-Noëlle Battistel et CD952 de Mme Laurence Maillart-Méhaignerie ont été adoptés par la commission. Ils rendent éligibles au fonds de garantie les projets d’installation d’éoliennes en mer qui seront implantés en zone économique exclusive. Ces amendements avaient reçu un avis favorable du Gouvernement et du rapporteur pour avis.

L’amendement CD1224 du Gouvernement a été adopté. Il permet l’amorce du fonds via l’octroi d’une dotation initiale. La dotation initiale peut être imputée aux charges des missions des services publics de l’énergie. Un décret en définira les modalités.

Les amendements rédactionnels du rapporteur pour avis M. Pierre Cazeneuve : CD1144, CD1145, CD1146, CD1147 et CD1148 ont également été adoptés.

Après avoir adopté ces amendements, la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a émis un avis favorable à l’adoption de l’article.

La commission des affaires économiques a adopté l’article ainsi modifié.

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Article 6 (supprimé) Habilitation à légiférer par ordonnances relative à la simplification des procédures de raccordement des ENR électriques

I. l’État du droit

En connectant consommateurs et producteurs, même au-delà des frontières, les réseaux publics de transport et de distribution de l’électricité assurent l’approvisionnement des entreprises, collectivités, administrations et citoyens français. L’étendue de leur maillage et la qualité de ces réseaux sont des clés d’un approvisionnement suffisant et fiable de tout le territoire. Leur rôle est, a fortiori, déterminant pour la réussite de la décarbonation de la mobilité et de l’économie nationales et pour l’intégration des nouvelles installations de production d’électricité renouvelable dans le système électrique français, indispensable à l’atteinte de l’objectif de neutralité carbone.

La multiplication de ces sites de production et points de recharge impose des investissements massifs pour adapter les réseaux électriques à la multiplication des raccordements. Depuis la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité, un droit d’accès aux réseaux publics de transport et de distribution de l’électricité est en effet reconnu aux consommateurs et producteurs et les gestionnaires de ces réseaux doivent permettre le raccordement de leurs installations (pour prélever ou injecter de l’électricité). Ces lignes ayant par ailleurs une durée de vie très longue, leur entretien dans la durée suppose également des investissements et des travaux importants planifiés longtemps à l’avance.

Les gestionnaires des réseaux publics de transport et de distribution doivent donc disposer de ressources financières d’un niveau suffisant pour assurer leurs missions présentes et à venir. Réseau de transport d’électricité (RTE) et ENEDIS estimeraient devoir mobiliser entre 2 et 4 milliards d’euros par an d’ici à 2050 pour assurer la transition énergétique, qui s’ajouteraient aux 2 milliards d’euros annuels d’investissements pour le renouvellement et la modernisation du réseau électrique. Cette couverture financière se fait par les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), basés sur les coûts présents et prévisionnels des gestionnaires de réseau et directement intégrés à la facture des consommateurs ([79]).

Si la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a, notamment, pour mission de définir le niveau correct de ces tarifs – qui prennent aussi en charge une partie des coûts de raccordement aux réseaux des installations de production d’énergies renouvelables (ENR) – et de préciser les conditions de ces raccordements, les principales règles applicables aux raccordements et à leur prise en charge financière sont fixées par différentes parties des livres Ier et III du code de l’énergie.

Au fil de l’introduction de nouveaux dispositifs pour accompagner le déploiement des énergies renouvelables – comme la mise en place, en 2010, du schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3RENR) élaboré par le gestionnaire du réseau public de transport en parallèle de son schéma décennal de développement à portée nationale – et de l’adaptation des règles aux nouvelles organisations de producteurs (comme les communautés d’énergie) ou aux nouveaux modes de consommation (telle l’autoconsommation), ce cadre juridique s’est beaucoup complexifié, sans réussir à réduire les temps de procédure. Le raccordement des installations d’énergies renouvelables et de certains consommateurs, industriels notamment, ainsi que les renforcements de lignes qui en découlent, pour le réseau de transport en particulier, peuvent ainsi prendre plusieurs années, retardant la mise en production des nouvelles installations. L’étude d’impact du présent projet de loi relève par exemple que les projets photovoltaïques en attente de raccordement représentent aujourd’hui une puissance cumulée de 13,4 GW.

Au regard de l’urgence de la transition énergétique, le présent article proposait donc d’autoriser le Gouvernement à légiférer par voie d’ordonnances pour simplifier les procédures, clarifier la prise en charge des coûts et améliorer le traitement des demandes de raccordement, notamment dans l’objectif d’accompagner la décarbonation des grandes zones industrielles et la réindustrialisation de notre pays.

Dans son avis sur le projet de loi, le Conseil d’État avait reconnu la régularité de cette demande d’habilitation, justifiée en particulier par la technicité des dispositions envisagées et le besoin de coordonner les modifications des parties législatives et réglementaires.

II. le dispositif proposÉ

A. Le texte initial du projet de loi

Le texte initial proposait six axes de réforme :

– « 1° Modifier les procédures applicables aux opérations de raccordement des installations de production et de consommation d’électricité aux réseaux publics 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’harmoniser les contrats d’accès au réseau de distribution, tant en cours que futurs, en confiant à la Commission de régulation de l’énergie compétence pour en approuver les modèles ».

Parmi les évolutions envisagées, l’étude d’impact évoquait :

● l’objectif de permettre aux gestionnaires du réseau électrique de réaliser eux-mêmes la pose d’une ligne de télécommunications en fibre optique en même temps qu’il raccorde une installation. Cette possibilité de coupler les deux interventions avait été introduite dans la loi n° 2020-1525 du 7 décembre 2020 d’accélération et de simplification de l’action publique, mais la disposition correspondante avait été qualifiée de cavalier législatif par le Conseil constitutionnel ;

● la modification du régime des raccordements au réseau pour les échanges transfrontaliers (article L. 342-5 du code de l’énergie).

Ces deux points ont été directement introduits dans la loi par l’article 6 bis (se reporter à son commentaire).

L’habilitation pouvait également autoriser le Gouvernement à revoir les différents délais de raccordement prévus par la loi (selon les puissances, les types d’usage ou de production, cf. articles L. 342-3 et suivants) dont le non-respect emporte pour le gestionnaire de réseau le versement d’indemnités compensatoires. L’étude d’impact semblait néanmoins écarter cette éventualité – le Sénat a tout de même adopté deux articles, les 21 et 22, révisant certains de ces délais.

En revanche, l’axe 1° (comme l’axe 2°, voir ci-après) de l’habilitation envisageait explicitement la possibilité de hiérarchiser les opérations de raccordement des installations de production et de consommation, pour les accélérer.

Le ministère de la transition énergétique précise qu’il s’agissait de fixer des critères de priorité afin de hiérarchiser le traitement des demandes de raccordement dans la file d’attente, le cas échéant, ou de concentrer les investissements des gestionnaires de réseau sur certaines zones déterminées ou jugées favorables pour l’implantation d’installations de production, sans forcément que des demandes de raccordement se soient encore concrétisées sur ces zones (voir également l’axe 3°). Cette hiérarchisation pouvait se faire en fonction des impacts en termes de baisse des émissions de gaz à effet de serre induites par les demandes de raccordement ou par la maturité des projets ayant demandé leur raccordement (projets disposant déjà d’une autorisation par exemple).

Le second objectif affiché par l’axe 1° était de définir, pour plus de lisibilité – et d’équité – un cadre commun pour des modèles de contrats d’accès aux réseaux de distribution d’électricité, approuvé par la Commission de régulation de l’énergie, à l’instar de ce qui se fait déjà pour les modèles de contrats d’accès au réseau de transport (article L. 342-4). Ce point a finalement été développé dans la loi par l’article 6 bis (voir son commentaire) ;

– « 2° 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 définies par les schémas régionaux prévus à l’article L. 321-7 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 ».

Il s’agissait d’optimiser les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3RENR). Outils de planification des travaux à mener à la maille régionale, ces schémas doivent identifier les ouvrages à créer ou à renforcer pour le raccordement des énergies renouvelables. Les producteurs renouvelables qui s’y raccordent sont alors redevables d’une quote-part du coût de ces ouvrages (voir l’axe 4°).

L’article L. 321-7 du code de l’énergie prévoit que le S3RENR est élaboré par le gestionnaire du réseau public de transport, en accord avec les gestionnaires des réseaux publics de distribution et après avis du conseil régional et des autorités organisatrices de la distribution (AODE) concernées, c’est-à-dire les collectivités territoriales et leurs groupements propriétaires des réseaux de distribution. Il fait également l’objet d’une évaluation environnementale et d’une participation du public conformément aux articles L. 122-4 et L. 123-9 du code de l’environnement.

Le schéma est établi pour atteindre la capacité globale de raccordement réservée pendant trois à dix ans aux nouvelles capacités de production d’électricité renouvelable, fixée par le préfet de région en tenant compte de la programmation pluriannuelle de l’énergie, du schéma régional du climat, de l’air et de l’énergie ou du schéma régional en tenant, lieu ainsi que de la dynamique des demandes de raccordement attendue dans la région. Il doit ainsi définir les ouvrages à créer ou à renforcer nécessaires pour parvenir à cet objectif, le périmètre de mutualisation des postes du réseau public de transport, des postes de transformation entre ce réseau et les réseaux publics de distribution et des liaisons entre ces divers postes ainsi que les capacités d’accueil de chacun de ces postes.

En dépit d’une première ordonnance prise le 22 mai 2019 – l’ordonnance n° 2019-501 dont l’article 20 du présent projet de loi propose la ratification – pour simplifier, déjà, la procédure d’élaboration et de révision des S3REnR, un diagnostic réalisé avec les différentes parties prenantes montre que les modalités et délais d’élaboration, de révision et d’adaptation de ces schémas sont toujours responsables de certaines lourdeurs ; la nouvelle procédure d’adaptation faisant quasiment systématiquement l’objet d’une évaluation environnementale stratégique, elle engendre encore des délais de 18 mois ; les différentes étapes d’une révision prennent quant à elles deux à trois ans.

Ces délais administratifs se doublent des rigidités propres aux schémas actuels : le planning des travaux récurrents empêche les gestionnaires de réseau de lancer les études, autorisations et travaux nécessaires aux nouveaux besoins, retardant d’autant les raccordements. Enfin, les schémas ayant mal appréhendé la forte dynamique du photovoltaïque diffus, ces multiples demandes saturent rapidement les capacités ou certains postes du réseau.

La nouvelle habilitation visait donc à :

● encadrer les délais d’élaboration des schémas régionaux et à adopter une procédure plus souple pour leurs évolutions, afin qu’ils puissent faire l’objet d’une actualisation régulière ;

● introduire la notion d’ouvrages prioritaires pour le raccordement, dont les travaux peuvent être engagés sans attendre les demandes de raccordement.

Cela bénéficierait aux projets déjà déclarés et aux plus matures, ou aux gisements de développement d’ENR les plus importants ;

● instaurer des facilités pour le raccordement aux ouvrages décidés dans le cadre des schémas, afin d’inciter les producteurs à se déclarer rapidement auprès du gestionnaire de réseau ;

● et préciser les modalités de financement des ouvrages mutualisés (ceux qui s’inscrivent dans le périmètre d’un S3RENR), en particulier l’avance des coûts par le TURPE et les modalités de prise en charge des éventuels coûts échoués ([80]) (voir l’axe 4°).

Le ministère expliquait qu’il n’était pas question de modifier la répartition des coûts ; la quote-part sera calculée selon les mêmes modalités qu’actuellement. Mais il était envisagé de créer un régime spécifique pour les producteurs dont le raccordement nécessiterait des ouvrages non prévus par le schéma : S’ils demandent un raccordement dans les meilleurs délais, ces producteurs se verront proposer de financer intégralement les ouvrages, sans attendre la révision du schéma.

Certains de ces points ont d’ores et déjà été traduits en droit par l’article 6 bis.

En tout état de cause, le régime du schéma de développement décennal (SDDR) ne devait pas être modifié, même si les interactions entre le schéma national et les schémas régionaux sont multiples. Il est en effet fréquent que des ouvrages à renforcer ou à créer soient identifiés à l’occasion de l’élaboration des S3RENR et que ces ouvrages soient versés dans la future version du SDDR. De même des ouvrages prévus dans le SDDR actuel et lancés par RTE peuvent profiter aux producteurs ENR et intégrer l’état existant du réseau servant de base au travail de planification dans le cadre des S3R.

– « 3° 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 ».

Les évolutions envisagées étaient de même nature (identification des ouvrages prioritaires, définition des modalités de la couverture de ces investissements par le TURPE) ; mais l’idée était de passer à un stade supérieur d’anticipation des investissements, en demandant aux gestionnaires de réseaux d’engager des travaux d’adaptation du réseau dans des zones où il sera vraisemblablement nécessaire, à court ou moyen terme, d’accompagner massivement, et rapidement, l’électrification de l’industrie (ou le développement des énergies renouvelables dans un territoire présentant un gisement important, comme de futurs parcs d’éolien en mer) sans attendre qu’un besoin se soit déjà exprimé.

Cela devrait concerner en particulier les grandes zones industrialo-portuaires et les bassins industriels historiques (tels Dunkerque, Fos ou Le Havre). Cette anticipation vise à éviter que leurs processus de décarbonation ne soient ralentis par les délais de raccordement.

Actuellement, l’obtention des autorisations administratives nécessaires à l’adaptation du réseau public de transport d’électricité requiert en moyenne, pour les projets de grande ampleur, cinq années d’instruction, avant même de pouvoir commencer les travaux qui s’étendent ensuite sur deux ans à trois ans en moyenne. Ces délais sont bien souvent supérieurs au temps de développement des projets industriels de décarbonation.

Des auditions menées par vos rapporteurs, il ressort que les zones d’anticipation du développement des ouvrages par les gestionnaires de réseau n’ont pas été pensées comme étant directement en lien avec les zones prioritaires identifiées dans les documents d’urbanisme, ni avec les « zones propices » ou « prioritaires » envisagées par les articles 1° A et 3 du présent projet de loi. Elles reposeront sur le constat que le volume de gisements identifiés dans certains territoires ou la dynamique constatée sur les demandes de raccordement « rendent certains ouvrages sans regret pour la collectivité ». Dans la pratique, il est probable qu’il puisse y avoir un recoupement entre les zones identifiées par les S3RENR et celles relevant de la planification par les collectivités ; mais RTE souligne l’importance de ne pas créer de lien direct entre ces deux types de « zones » afin que les schémas puissent être engagés rapidement.

– « 4° 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 aux articles L. 342-7 et L. 342-11 du même code ».

Un raccordement nécessite des ouvrages d’extension du réseau public existant, des ouvrages de branchement en basse tension de l’installation et, le cas échéant, des ouvrages de renforcement des réseaux.

Un producteur, ou un consommateur, peut faire exécuter, à ses frais et sous sa responsabilité, les travaux de raccordement sur les ouvrages consacrés à son installation (L. 342-2). Mais le 3° de l’article L. 341-2 prévoit que les TURPE intègrent une partie des coûts de raccordement demandés par les consommateurs, ainsi que par les producteurs d’électricité renouvelable, quand ils sont raccordés aux réseaux publics. Le niveau de prise en charge (dit taux de réfaction) ne peut cependant excéder 40 % pour les premiers, 60 % pour les seconds quand leur puissance est inférieure à 500 kilowatts ([81]). Les renforcements de lignes sont dans tous les cas couverts par les TURPE.

La partie des coûts correspondant à une extension en dehors du périmètre de l’opération de raccordement est prise en charge par la collectivité chargée de l’urbanisme (avant-dernier alinéa du 1° de l’article L. 342-11).

Enfin, selon l’article L. 342-6, la partie des coûts de branchement et d’extension des réseaux non couverts par les TURPE peut faire l’objet d’une contribution versée au maître d’ouvrage des travaux – qu’il s’agisse d’un gestionnaire de réseau, d’une collectivité territoriale, d’un établissement public de coopération intercommunale ou d’un syndicat mixte.

L’article L. 342-7 traite plus précisément de la contribution due au gestionnaire du réseau public de transport quand il est maître d’ouvrage. Dans ce cas, le redevable de la contribution est le demandeur du raccordement – sauf pour les installations de production d’électricité renouvelable en mer qui ont fait l’objet d’une procédure de mise en concurrence. Si le producteur n’a pas eu le choix de l’implantation, il revient au gestionnaire de supporter le coût du raccordement, y compris les coûts échoués – au final, toutefois, cette prise en charge est reportée dans les TURPE.

Auditionnée par vos rapporteurs, la CRE a rappelé que le coût du raccordement d’un parc d’éoliens off shore, à 20 km des côtes, représente environ 1,3 milliard d’euros.

En dehors des installations en mer, si le raccordement s’inscrit dans un S3RENR, la contribution du producteur au maître d’ouvrage cumule une contribution pour les ouvrages propres à l’installation de production d’ENR et une quote-part du coût des ouvrages créés et mutualisés en application du schéma (dite quote-part unitaire). Mais le TURPE prend en charge l’un ou l’ensemble des éléments de cette contribution. En revanche, si le raccordement d’une installation d’énergie renouvelable se fait hors périmètre d’un S3RENR, le producteur est redevable de l’ensemble de ces éléments (article L 342-12). De même pour le producteur pour lequel aucune capacité de raccordement n’a été réservée dans le S3RENR (article D. 342-22).

L’article L. 342-11 désigne quant à lui les différents consommateurs redevables de la contribution pour l’extension du réseau de distribution opérée pour leur raccordement, à savoir le bénéficiaire d’un permis de construire ou d’aménagement ; le bénéficiaire de l’autorisation d’occupation ou d’utilisation du sol, l’aménageur, le conseil municipal, etc.

Selon l’étude d’impact, le 4° visait à « rendre plus lisible les modalités de tarification des raccordements, ainsi [qu’à] préciser les principes de contribution attachés aux dispositions nouvellement créées et relatives aux ouvrages construits en anticipation ». Il était ainsi envisagé de :

● clarifier la prise en charge par les TURPE d’une partie des coûts de raccordement et des prestations annexes réalisées par les gestionnaires de réseau et substituer au 3° de l’article L. 341-2 un nouvel article qui préciserait les utilisateurs pouvant bénéficier de cette réfaction ;

● supprimer la contribution des collectivités dans les opérations d’aménagement et ouvrir la possibilité, s’agissant des demandeurs, de créer des forfaits de raccordement ou sur devis, avec application d’un plafond, déterminé en lien avec la CRE ;

● remonter au niveau d’un décret pris après avis de la CRE les modalités de calcul de la contribution due pour le raccordement, aujourd’hui prévues par un arrêté proposé par la CRE ;

● clarifier la prise en charge du branchement, dont les coûts ne seraient pas partagés aujourd’hui.

Certains des points du 4° ont été transcrits en droit par l’article 6 bis.

– « 5° Modifier les missions des gestionnaires de réseau, afin de faciliter le partage de données relatives aux réseaux publics d’électricité et aux installations de consommation et de production, afin d’optimiser les opérations de raccordement ».

En adaptant les réseaux publics de distribution et de transport d’électricité afin de permettre le raccordement des producteurs, des consommateurs ou des exploitants d’installations de stockage, ainsi que la connexion avec les réseaux de distribution et l’interconnexion avec les réseaux des pays européens (articles L. 321-6 et L. 322-8), les gestionnaires de réseaux disposent de données fournies sur les capacités existantes de ces réseaux mais aussi sur la localisation des installations de production d’ENR, dont une meilleure connaissance pourrait permettre d’optimiser les choix des futures implantations ou les choix d’approvisionnement des consommateurs. Cet axe de l’habilitation proposait donc de faire évoluer les obligations des gestionnaires de réseau en matière de partage de ces données.

En audition, les gestionnaires de réseaux ont toutefois rappelé que les données de consommation sont sensibles et la propriété des clients. Il conviendra donc de s’assurer que leur accès et leur exploitation respectent ces droits.

Enfin, selon l’étude d’impact, il était également envisagé d’« inscrire explicitement dans le code de l’énergie le rôle d’anticipation que doivent assumer les gestionnaires en matière de développement des réseaux » – rôle auquel renvoyait en particulier l’axe 3° de l’habilitation.

– « 6° 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 consultation 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 modalités de consultation et de concertation du public autour des projets d’ouvrages du réseau de transport sont actuellement précisées par la circulaire du 9 septembre 2002 relative au développement des réseaux publics de transport et de distribution de l’électricité.

Le projet de loi proposait de modifier ces procédures pour réduire encore un peu plus les délais globaux de réalisation des ouvrages de réseau, en particulier lorsque ceux-ci sont prévus par un plan ou programme.

L’étude d’impact envisageait notamment la possibilité de mettre en place une concertation sous l’égide du préfet du département, associant les élus, les associations et les organisations professionnelles pour identifier les zones prioritaires où les travaux seront anticipés.

B. Les modifications apportÉes par le SÉnat

On relèvera au préalable que des professionnels des secteurs du gaz, de la chaleur ou de l’hydrogène ont exprimé leur regret de ne pas être concernés par l’habilitation.

Quoi qu’il en soit, la commission des affaires économiques du Sénat a adopté l’amendement COM-346 de son rapporteur visant à mieux encadrer l’habilitation à légiférer par ordonnances. Celui-ci réduisait de 9 à 6 mois le délai d’élaboration de l’ordonnance et explicitait le fait que l’habilitation ne porte que sur le code de l’énergie en listant les dispositions applicables aux réseaux de distribution et de transport d’électricité.

Il imposait en outre l’association, à l’élaboration des ordonnances attendues, des gestionnaires des réseaux publics, des autorités organisatrices de la distribution d’électricité (AODE), des représentants des entreprises électro-intensives et des producteurs d’électricité renouvelable.

En séance publique, le Sénat a adopté, avec les avis favorables du Gouvernement et de la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable, l’amendement n° 558 rect. de MM. Patrick Chauvet et Daniel Gremillet et de Mme Sophie Primas qui ajoutait la CRE parmi les acteurs à associer.

L’amendement adopté par la commission des affaires économiques introduisait par ailleurs plusieurs limites à l’habilitation. Elle ne pouvait ainsi modifier les compétences légales des AODE en matière de maîtrise d’ouvrage des travaux sur les réseaux de distribution (au point 1°), ni l’exigence d’un accord des gestionnaires de réseaux de distribution et d’un avis du conseil régional et des AODE à l’élaboration des S3RENR (2°). Elle ne devait pas davantage aggraver la contribution des redevables mentionnés à l’article L. 342-11, ni réduire la réfaction spécifique ou les diminutions de TURPE accordés aux producteurs d’électricité renouvelable et aux entreprises électro-intensives (4°).

Enfin, cet amendement a supprimé le point du 1° de l’habilitation visant à harmoniser les contrats d’accès aux réseaux publics de distribution d’électricité, sous le contrôle de la CRE, choisissant de l’inscrire directement dans la loi dans son nouvel article 6 bis (voir le commentaire des 1° à 3° de cet article).

On relèvera que d’autres parties de l’habilitation à légiférer par ordonnances ont été transcrites en dur sans que le périmètre de l’article 6 n’ait été corrigé en conséquence, qu’il s’agisse de la réforme des S3RENR prévue au 2° (cf. les 2 bis et 2 ter du I de l’article 6 bis) ou de la pose de fibres optiques couplée à des travaux de raccordement évoquée au 1° (cf. le 4° du I de l’article 6 bis).

III. les modifications apportÉes par la commission

En commission des affaires économiques, des députés de plusieurs groupes ont soutenu des amendements supprimant cet article d’habilitation. Tout en invoquant des motifs divers, ils ont souligné l’importance de ne pas dessaisir le Parlement sur une réforme aussi cruciale pour la réussite de la transition électrique de notre économie.

Si le rapporteur Henri Alfandari a suggéré d’attendre la séance pour réduire le champ de l’habilitation aux points qui n’auront pas encore été introduits en droit positif, la ministre a indiqué qu’elle émettrait un avis favorable à ces amendements de suppression si leurs auteurs acceptaient que le Gouvernement dépose en séance une nouvelle rédaction de l’article d’habilitation permettant de procéder aux mesures d’ajustement nécessaires.

Après l’accord des différents auteurs sur ce principe, la commission a adopté les amendements CE369 de Mme Yaël Menache (RN), CE385 de M. Sébastien Jumel (GDR), CE515 de M. Jérôme Nury (LR) et CE598 de M. Charles Fournier (Écolo-NUPES) qui suppriment l’article 6.

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Article 6 bis A (nouveau) Définition de procédures dérogatoires, temporaires, pour accélérer le raccordement des projets industriels nécessaires à la transition énergétique

I. l’État du droit

L’électrification des procédés industriels est un des grands enjeux de la décarbonation de notre économie et une étape primordiale de la transition énergétique de la France et de l’atteinte de son objectif de neutralité carbone en 2050, les cinquante sites industriels français les plus émetteurs représentant 43 millions de tonnes équivalent CO2, c’est-à-dire 55 % des émissions de l’industrie.

Mais adapter le réseau public de transport de l’électricité à la conversion énergétique de grands bassins comme Dunkerque, Fos ou Le Havre suppose des travaux de grande ampleur et demande plusieurs années avant d’aboutir. L’obtention des autorisations administratives nécessaires requiert en effet cinq années d’instruction en moyenne pour les projets de grande ampleur, avant même de pouvoir commencer les travaux qui s’étendent ensuite sur deux ans à trois ans en moyenne.

Ces délais sont bien souvent supérieurs au temps de développement des projets industriels de décarbonation, ce qui peut retarder leur mise en service et ainsi repousser l’atteinte de l’objectif de neutralité carbone.

II. les modifications apportÉes par la commission

Pour accompagner sans retard ces processus essentiels, la commission des affaires économiques a adopté l’amendement CE1038 de Mme Laurence Maillart-Méhaignerie (RE), qui crée un régime procédural temporaire simplifié en matière d’autorisations administratives afin d’accélérer le raccordement au réseau public de transport d’électricité des installations industrielles les plus fortement émettrices de gaz à effet de serre.

Seuls sont concernés les « grands projets industriels nécessaires à la transition énergétique » visés à l’article 1er du présent projet de loi, et plus précisément aux 2° (production ou stockage d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone) et aux 5° du II (projets de modification d’installations industrielles ayant la décarbonation de leurs procédés, notamment, pour objectif de ce même article).

Les dérogations proposées sont très encadrées, d’abord dans leur périmètre :

– les projets en question « doivent concourir de manière directe à une réduction significative des émissions de gaz à effet de serre » des installations industrielles soumises à autorisation, au titre du code de l’environnement, pour les émissions carbone résultant de leurs activités (cf. article L. 229-6) ;

– et ces dernières doivent représenter, en elles-mêmes ou pour l’ensemble territorial qu’elles représentent, des émissions supérieures à 250 000 tonnes par an.

Les dérogations sont également encadrées dans leur durée : il est proposé de limiter leur application à 48 mois (4 ans), car il ne s’agit que d’accompagner la décarbonation prioritaire des plus grands sites, que le Gouvernement souhaite voir s’engager le plus rapidement possible.

Au demeurant, il reviendra au gestionnaire du réseau public de transport de l’électricité de décider de faire usage de tout ou partie de ces dérogations en fonction des besoins associés à chaque projet, et seulement « lorsque l’application des règles de droit commun est incompatible avec la finalité poursuivie par ces projets, notamment en ce qui concerne leur date de mise en service ».

Ces dérogations sont enfin encadrées dans leur mise en œuvre, puisqu’elles ne modifient pas les exigences applicables au fond, notamment au titre du code de l’environnement et du code de l’urbanisme.

Sont ainsi prévues :

– une disposition prévoyant une concertation préalable simplifiée, qui préserve néanmoins les principes de participation éclairée du public en amont et de consultation des parties intéressées puisqu’elle associe élus, associations, organisations professionnelles et public et permet de débattre de l’opportunité, des impacts et des alternatives aux projets de raccordement.

À l’issue de cette concertation, un commissaire enquêteur fait la synthèse des observations et propositions du public et la transmet au préfet qui la rend publique par voie électronique. Le gestionnaire du réseau de transport dispose quant à lui de quinze jours pour indiquer les mesures qu’il juge nécessaires pour répondre aux enseignements qu’il tire de la concertation ;

– une disposition offrant la possibilité, pour le ministre chargé de l’environnement, de remplacer le processus d’évaluation environnementale par une démarche simplifiée d’analyse des incidences environnementales et pour la santé humaine.

L’aménagement procédural n’est ouvert que pour le raccordement des installations industrielles visées par le présent article qui sont par ailleurs localisées sur des sites dont la liste sera fixée par décret.

Avant de délivrer une première autorisation, un dossier sera mis à la disposition du public (et communiqué à la Commission européenne) comportant le projet de la décision d’appliquer cette procédure spécifique et les raisons justifiant cette dispense ainsi qu’un dossier établi par le porteur du projet présentant l’analyse des incidences et les éventuelles mesures de compensation.

Cette dérogation se fonde sur l’article 2, paragraphe 4, de la directive 2011/92/UE du 13 décembre 2011 concernant l’évaluation des incidences de certains projets publics et privés sur l’environnement, qui autorise un État membre, « dans des cas exceptionnels », à exempter d’étude d’impact un projet spécifique ou à aménager la forme de cette étude ;

– une disposition permettant d’accorder aux travaux de raccordement concernés la dérogation, prévue au 4° du I de l’article L. 411-2 du code de l’environnement, aux interdictions édictées pour protéger certaines espèces avant même qu’aient été définies toutes les mesures nécessaires pour compenser les atteintes prévues, ou prévisibles, que les travaux porteront à ces espèces protégées et à leurs habitats.

La dérogation sera toutefois accompagnée de la prescription, avant l’engagement des travaux, de mesures obligatoires d’évitement ou de réduction des atteintes. Quant aux mesures de compensation, elles seront soumises à un délai de mise en œuvre ne pouvant dépasser dix-huit mois ;

– une disposition dispensant les lignes électriques aériennes qui feront partie du projet de raccordement de la procédure d’approbation de projet d’ouvrage et des autres formes d’instruction prévues à l’article L. 323-11 du code de l’énergie, dès lors leur construction est déjà soumise à autorisation environnementale ou que leurs travaux font l’objet d’une déclaration d’utilité publique ;

– enfin, une disposition permettant d’implanter des postes électriques dans les espaces identifiés comme remarquables (ou caractéristiques et dans les milieux identifiés comme nécessaires au maintien des équilibres biologiques) et à préserver en application de la loi Littoral (article L. 121-23 du code de l’urbanisme).

En effet, si l’article 16 du présent projet de loi introduit un assouplissement, pérenne, de cette loi concernant l’implantation du réseau public de transport d’électricité, cette dérogation est limitée aux seules « lignes électriques » dans les espaces identifiés comme remarquables (ERL).

Les postes électriques sont pourtant nécessaires à l’électrification des installations industrielles de forte puissance, et ne peuvent bien souvent être implantés qu’à proximité de celles-ci, se heurtant alors aux restrictions de la loi Littoral lorsque les installations sont elles-mêmes localisées à proximité du littoral (telles des zones industrialo-portuaires).

Il est donc proposé d’identifier, dans une liste définie par décret, les sites susceptibles de bénéficier de cette autorisation. Il est cependant exigé que le demandeur démontre que cette localisation des projets répond à nécessité technique impérative ; et l’autorisation pourra toujours être refusée si le projet est de nature à porter une atteinte excessive aux sites et paysages remarquables ou caractéristiques ou aux espaces et aux milieux à préserver.

Enfin, au-delà des quatre ans de validité du dispositif, si les raccordements déjà réalisés ne seront pas remis en cause, mais les restrictions de la loi Littoral s’appliqueront à nouveau pleinement aux futurs projets.

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Article 6 bis B (nouveau) Possibilité temporaire de définir un ordre de classement pour le raccordement des grands projets industriels nécessaires à la transition énergétique

I. l’État du droit

La décarbonation de l’industrie nationale exigera des adaptations importantes du réseau public de transport d’électricité, que ce soit pour renforcer les réseaux face à l’électrification des processus ou pour accueillir les nouveaux sites produisant de l’hydrogène par électrolyse.

L’accélération de ce processus – indispensable pour que la France atteigne ses objectifs de neutralité carbone – démultipliera les demandes de raccordement sur une période relativement courte. Le risque de saturation est d’autant plus important que ces demandes solliciteront des capacités de transport de plusieurs gigawatts, lesquelles nécessitent la réalisation d’ouvrages électriques significatifs dans des délais pouvant atteindre huit ans en fonction des procédures administratives auxquelles ces ouvrages sont soumis.

L’article 6 bis A propose des allégements procéduraux pour réduire ces délais administratifs ; mais ce faisant, il augmentera les risques d’embouteillage des demandes.

Or, la loi actuelle ne reconnaît qu’un droit d’accès aux réseaux publics de transport et de distribution de l’électricité pour tous les consommateurs et producteurs et son corollaire, le devoir des gestionnaires de ces réseaux de permettre le raccordement de leurs installations. Aucun dispositif ne permet de définir des priorités de raccordement.

La capacité disponible ou programmée est seulement réservée puis allouée au premier arrivé, indépendamment de la consistance des projets, de leur maturité voire de leur probabilité de réalisation (certains faisant de la surréservation de capacités), et sans considération par rapport au fait que des petits projets d’électrification matures, pouvant être raccordés rapidement, puissent être bloqués par d’importants projets beaucoup plus incertains.

II. les modifications apportÉes par la commission

La commission des affaires économiques, avec l’avis favorable du rapporteur Éric Bothorel, a donc adopté l’amendement CE1037 de Mme Laurence Maillart-Méhaignerie (RE) qui permet de définir un ordre de classement entre les demandes de raccordement des « grands projets industriels nécessaires à la transition énergétique » visés à l’article 1er du présent projet de loi lorsque, dans une zone géographique donnée, l’ensemble de ces demandes adressées aux réseaux publics de transport ou de distribution d’électricité « engendre, pour au moins un de ces projets, un délai de raccordement supérieur à cinq ans en raison de l’insuffisance de la capacité d’accueil prévisionnelle du réseau public de transport de l’électricité ».

Comme les dérogations introduites à l’article 6 bis A, le dispositif ne sera ouvert que pendant 48 mois.

Cet ordre de classement sera établi par l’autorité compétente de l’État, sur proposition du gestionnaire du réseau de transport et sur des « critères objectifs et transparents », définis par décret en Conseil d’État. Ils pourront tenir compte « notamment des dates de mise en service prévisionnelles des projets [industriels], des caractéristiques et des réductions d’émissions de gaz à effet de serre permises par ces projets, ainsi que des dates de réception par le gestionnaire de réseau des demandes de raccordement associées ».

Le gestionnaire de réseau concerné devra ensuite faire le nécessaire pour assurer le raccordement de ces projets industriels selon l’ordre arrêté. Il s’imposera aux demandeurs de raccordement qui n’ont pas encore conclu de convention de raccordement ou pourra remettre en cause les délais prévus dans le cadre des conventions déjà conclues.

Cette priorisation ne s’opèrera toutefois qu’entre les demandes de raccordement des grands sites industriels et ne devrait pas, en principe, avoir d’impact sur les autres demandes de raccordement.

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Article 6 bis Inscription directe dans la loi de dispositions prévues par l’habilitation à légiférer par ordonnance

I. l’État du droit

L’article 6 bis, introduit par le Sénat, s’attache à traduire dans la loi plusieurs points prévus par l’habilitation proposée à l’article 6, qui vise à réformer les règles applicables aux raccordements aux réseaux publics de transport et de distribution d’électricité.

Plusieurs des dispositifs juridiques correspondant ont été exposés dans le commentaire de l’article 6, notamment le régime des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3RENR) ainsi que les modalités de répartition et de prise en charge des coûts de raccordement par le tarif d’utilisation des réseaux (TURPE).

Les autres seront décrits au fil de la présentation des dispositifs adoptés par le Sénat.

II. le dispositif proposÉ par le SÉnat

1. L’harmonisation des modèles de contrat d’accès aux réseaux de distribution de l’électricité

Dans un premier temps, la commission des affaires économiques a adopté l’amendement COM-347 de son rapporteur, qui intègre directement dans la loi deux dispositions de l’habilitation précitée (envisagés aux 1° et 4° de l’article 6) :

– Le 1° A inscrit à l’article L. 111-91 du code de l’énergie, qui définit le droit d’accès aux réseaux publics de transport et de distribution, le principe selon lequel des modèles de contrat d’accès à leurs réseaux sont élaborés par les gestionnaires et soumis à l’approbation de la CRE.

Au surplus, il étend à ces modèles la règle selon laquelle le silence gardé pendant trois mois par la CRE vaut rejet des modèles s’agissant des gestionnaires d’un réseau public de distribution desservant au moins 100 000 clients et du gestionnaire de réseau de transport, et acceptation pour les autres – une règle qui ne s’applique aujourd’hui qu’aux modèles de contrat d’accès aux réseaux de distribution conclus avec les fournisseurs ;

– Le 1° du présent article prévoit désormais, à l’article L. 111-92-1 du code de l’énergie, que des modèles de contrat soient établis par chaque gestionnaire de réseau public de distribution d’électricité pour l’accès des consommateurs et producteurs d’électricité à leur réseau (et non plus seulement pour l’accès des fournisseurs) ; et le 2° charge, à l’article L. 314-3, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) d’approuver ces modèles, tout en rappelant qu’elle le fait également pour les modèles de contrat d’accès au réseau public de transport d’électricité.

Cette approbation de la CRE a pour objectif d’harmoniser les régimes applicables par les différents gestionnaires de réseaux, notamment en matière de TURPE, et de lui permettre de jouer son rôle d’arbitre.

– Le 3° abroge la contribution des communes ou des établissements publics de coopération intercommunale au financement de l’extension des réseaux publics de distribution d’électricité, dans les six mois suivant la promulgation de la loi (III).

Auditionné, ENEDIS s’est dit plutôt favorable à cette suppression, mais un report de la charge sur l’ensemble des consommateurs via le TURPE ne lui semblerait pas légitime.

Ultérieurement, en séance, le Sénat a adopté, avec l’avis favorable de la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable, l’amendement n° 649 rect. bis du Gouvernement qui poursuit la transcription en dur de différents points de l’habilitation prévue à l’article 6 :

Le II du présent article prévoit que ces modèles de contrat d’accès sont applicables dès leur approbation par la CRE. Ils seront également applicables aux contrats en cours à cette date dans des conditions précisées par décret en Conseil d’État. L’objectif de la mesure est d’homogénéiser des situations aujourd’hui très diverses (et de permettre, par exemple, que l’ensemble des installations raccordées au réseau qui disposent des capacités constructives nécessaires puissent participer au réglage de la tension ([82])). Le Gouvernement explique que cela facilitera un raccordement à court terme (avec un gain de temps pouvant aller jusqu’à un an) de nouvelles capacités d’ENR.

2. L’optimisation des schémas régionaux de raccordement au réseau public des énergies renouvelables (S3RENR)

Le même amendement du Gouvernement s’est attaché à faire évoluer le régime des schémas régionaux de raccordement au réseau public des énergies renouvelables (S3RENR) :

– Le 2° bis réforme le dispositif du S3RENR, défini à l’article L. 321-7 du code de l’énergie, dans le sens annoncé à l’axe 2° de l’habilitation.

Pour renforcer l’action « anticipatrice » des gestionnaires de réseau, l’autorité administrative devra fixer la capacité globale de raccordement à un horizon de 10 à 15 ans, et non plus seulement de 3 à 10 ans dans la pratique actuelle.

Pour rationaliser l’élaboration du schéma régional par le gestionnaire du réseau de transport, l’article L. 321-7 précise également comment est appréciée la dynamique de développement des énergies renouvelables (ENR) dans la région, qui sert de référence pour la fixation de la capacité cible : elle résulte « notamment des prévisions d’installations de production d’énergies renouvelables déclarées auprès du gestionnaire du réseau public de transport et des projections de demandes de raccordement des installations de production de faible puissance ».

Des critères « technico-économiques », à définir réglementairement, permettront de prioriser les évolutions du réseau. Ils autoriseront notamment le gestionnaire de réseau à renvoyer à plus tard l’inscription dans le schéma régional des investissements dans des « gisements » de développement d’ENR qui s’avèreraient trop coûteux pour la collectivité (voir plus loin le 2° quater du présent article). Les projets correspondants pourront toujours demander leur raccordement au réseau mais ils relèveront alors d’un traitement dérogatoire.

Réciproquement le schéma devra préciser les ouvrages dont les études ou les travaux de réalisation seront engagés dès l’approbation de la quote-part unitaire, sans attendre des demandes de raccordement, à savoir les projets que le Gouvernement qualifie de « sans regret » parce que sûrs ou porteurs d’avenir.

Les installations de faible puissance seront exemptées du paiement de la quote-part unitaire, mais pour qu’elles ne soient pas exclues du bénéfice des ouvrages mutualisés par le schéma régional, celui-ci devra aussi mentionner la part « indicative » des capacités qui leur sera réservée.

Enfin, l’article L. 321-7 prévoit un dispositif qui doit inciter les porteurs de projet à déclarer leurs futures installations avant la finalisation du schéma (qui est arrêté avec l’approbation de sa quote-part unitaire par l’autorité administrative) afin de stabiliser les projections du schéma mais aussi de sécuriser les acteurs : pendant une durée définie par décret, dans la limite d’un an, après l’approbation de la quote-part unitaire du schéma, les demandes de raccordement de nouvelles capacités d’ENR au réseau de transport d’électricité ne pourront bénéficier des capacités prévues par le schéma que si elles correspondent aux prévisions d’installations des demandeurs telles qu’elles ont été déclarées auprès du gestionnaire de réseau et dans la mesure où elles ont été prises en compte dans la définition du schéma – on a vu précédemment que certains investissements pourront être repoussés s’ils sont trop lourds ;

– Le 2° ter explicite, à l’article L. 322-8 du code de l’énergie, la mission des gestionnaires de réseau de distribution d’assurer les raccordements à leurs réseaux de manière non discriminatoire.

Il charge enfin le gestionnaire du réseau public de distribution en Corse de l’élaboration d’un S3RENR propre à l’île – comme c’est déjà le cas pour les départements et région d’outre-mer (article L. 361-1) ;

– Le 2° quater vient préciser l’article L. 342-1 du code de l’énergie qui définit le cadre général du raccordement des installations de production à partir de sources d’ENR. Il rappelle que le principe selon lequel un ouvrage destiné au raccordement de ces installations s’inscrit automatiquement dans le S3RENR et que ses ouvrages et leurs coûts sont mutualisés s’applique également aux schémas spécifiques de la Corse et des territoires ultramarins.

Il admet toutefois le raccordement – a priori une fois passée la durée d’exclusivité prévue à l’article L. 321-7 – d’installations non inscrites dans le S3RENR si ces projets ont fait l’objet d’une procédure de mise en concurrence prévue à l’article L. 311-10 ([83]), ou lorsque les investissements à réaliser par les gestionnaires de réseau pour raccorder ces installations ont été écartés parce qu’ils « ne respectent pas les conditions technico-économiques » évoquées plus haut (c’est-à-dire qu’ils sont trop coûteux). Rappelons qu’ils relèvent alors d’un régime de contribution spécifique (cf. l’article L. 342-12) ;

– Le 2° quinquies remplace les barèmes de raccordement établis par les gestionnaires de réseau de distribution maîtres d’ouvrage par des « méthodes de calcul des coûts de la contribution » qui leur est due pour les raccordements. Selon le nombre de clients desservis (au-dessus ou en-deçà de 100 000), elles sont toujours soit approuvées par la CRE, soit notifiées à cette même commission ;

– enfin, le 4° introduit la possibilité, évoquée par l’étude d’impact de l’article 6, pour les gestionnaires de réseau, d’inclure la pose de lignes en fibre optique à l’occasion de travaux de raccordement au réseau d’électricité pour accélérer la mise en service des installations et optimiser les coûts pour le producteur. Cette possibilité de coupler les deux interventions avait été introduite par l’article 63 la loi n° 2020-1525 du 7 décembre 2020 d’accélération et de simplification de l’action publique, mais la disposition correspondante avait été qualifiée de cavalier législatif par le Conseil constitutionnel.

La Commission de régulation de l’énergie, de même que les gestionnaires de réseaux publics de transport et de distribution d’électricité ont expressément dit à vos rapporteurs qu’ils soutiennent ces différentes évolutions.

III. les modifications apportÉes par la commission

Outre trois amendements rédactionnels du rapporteur Henri Alfandari, la commission des affaires économiques a adopté l’amendement CE1010 du Gouvernement, qui précise et complète les dispositifs introduits par le Sénat :

– Il confirme (au 1° du I de l’article) que les modèles de contrat d’accès au réseau de distribution en injection (CARDi) approuvés par la Commission de régulation de l’énergie se substitueront aux contrats en cours d’exécution. Cela permettra notamment de les faire participer au réglage de la tension sur le réseau (voir le commentaire de l’article 6 ter A suivant).

En codifiant ce principe à l’article L. 111-91 du code de l’énergie, il prévoit son application à toutes les versions à venir de ces modèles de contrat ;

– L’amendement apporte par ailleurs (aux 2° bis à 2° quater) plusieurs compléments aux dispositions relatives aux schémas régionaux de raccordement au réseau public des énergies renouvelables (S3REnR), outre des clarifications ou des simplifications textuelles.

Il renvoie ainsi à un décret pris sur proposition de la CRE la définition des critères de « pertinence technico-économique » des investissements à réaliser par les gestionnaires de réseau.

Il prévoit aussi, entre autres, la fixation du délai d’élaboration du S3RENR et la périodicité de son actualisation, pour tenir compte de l’évolution des demandes de raccordement et du développement des projets d’énergies renouvelables.

Il autorise le raccordement des installations de production d’énergies renouvelables ne s’inscrivant pas dans un S3RENR (et sans attendre sa révision) dans les cas où « les modalités de financement du raccordement sont fixées dans le cadre de procédures particulières » – cela englobe les procédures de mise en concurrence de ces installations, initialement visées par le texte issu du Sénat, mais moins clairement le cas où les travaux à réaliser par les gestionnaires de réseau ne respecteraient pas les conditions technico-économiques des investissements ;

– L’amendement réserve d’autre part (au 2° quinquies) la possibilité de définir, sous forme de barèmes, la contribution due pour un raccordement aux gestionnaires d’un réseau public de distribution desservant moins de 100 000 clients. Cette méthode de calcul des coûts n’est plus possible pour des réseaux plus importants (article L. 342-8).

En revanche, l’amendement introduit cette méthode de calcul forfaitaire pour la contribution due au gestionnaire du réseau public de transport (article L. 342-7), ce qui simplifiera cette étape pour les demandeurs ;

– L’amendement revient, en revanche, sur la disposition adoptée par le Sénat (au 3°) qui supprimait la contribution des collectivités compétentes en matière d’urbanisme exigible en cas d’extension du réseau de distribution liée à une opération d’urbanisme. Il est en effet apparu nécessaire d’évaluer d’abord l’impact de cette suppression sur l’équilibre économique des raccordements.

Plus substantiellement, enfin, sans revenir sur les droits existants, l’amendement du Gouvernement clarifie le partage des coûts de raccordement :

– entre la partie prise en charge par le TURPE et les contributions directes des bénéficiaires des raccordements (article L. 341-2 du code de l’énergie).

La prise en charge totale des coûts de renforcement des réseaux est ainsi clairement posée. Toutefois, cette règle est écartée par une nouvelle disposition introduite à l’article L. 342-12 lorsque le raccordement d’une installation de production exige un ouvrage supplémentaire, autre que la connexion proprement dite et non prévu par le S3RENR ;

– et pour les différents bénéficiaires de réfaction ou réduction du TURPE, qui sont désormais listés dans un nouvel article L. 341-2-1.

Le dernier alinéa introduit par l’amendement précise la temporalité de ces diverses modifications, indiquant notamment qu’elles s’appliquent aux opérations de raccordement pour lesquelles aucune convention de raccordement n’a encore été signée.

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Article 6 ter A (nouveau) Nouvelle obligation pour les installations raccordées au réseau public de distribution d'électricité de contribuer au réglage de la tension sur le réseau de transport

I. l’État du droit

Le réseau public de transport d’électricité est régulièrement soumis à des contraintes dites de « tensions basses », survenant surtout pendant les périodes de forte consommation hivernale, qui engendrent des risques d’écroulement de tension.

Mais depuis plusieurs années, des contraintes dites de « tensions hautes » apparaissent également. Elles peuvent avoir de multiple raisons : surgissant lors de l’enfouissement des réseaux, avec l’arrivée massive de nouvelles capacités de production d’énergies renouvelables sur les réseaux de distribution ou par un changement structurel des caractéristiques des chargeurs d’appareils électroniques.

Ces contraintes de « tensions hautes » peuvent freiner certains raccordements, parce qu’ils nécessitent alors un renforcement des réseaux, ou compromettre l’alimentation de clients, sans parler des risques qu’ils font courir aux matériels et aux intervenants sur le réseau.

En temps normal, le parc nucléaire offre une certaine souplesse de réglage. Mais sa disponibilité est aujourd’hui notablement affaiblie. Face à ces incidents, Réseau de transport d’électricité (RTE), le gestionnaire du réseau public de transport, dispose d’autres leviers, parmi lesquels la sollicitation des clients directement raccordés sur son réseau. Cependant, ces leviers sont insuffisants ; il est alors nécessaire de pouvoir faire appel à tous les gisements disponibles lorsque ceux-ci sont économiquement pertinents pour la collectivité.

Les installations de production raccordées aux réseaux de distribution disposent déjà de capacités de réglage de tensions réglementaires, mais elles ne sont exploitées aujourd’hui qu’en cas de contraintes sur les réseaux de distribution auxquelles elles sont raccordées.

II. les modifications apportÉes par la commission

Des études conjointes menées par les gestionnaires de réseaux montrent que ces installations constituent un gisement mobilisable rapidement – les réseaux de transport et de distribution étant étroitement liés – et économiquement pertinent pour la gestion des tensions hautes.

Avec l’accélération du développement des productions d’énergies renouvelables souhaitée par le projet de loi, leur mobilisation apparaît plus nécessaire que jamais. Cela constituait même un des objectifs poursuivis par l’article 6 d’habilitation.

En l’état actuel du droit cependant, une modification des trames-types de contrat d’accès au réseau public de distribution n’est pas suffisante pour imposer aux installations de production déjà raccordées au réseau public de distribution de contribuer à ces réglages de la tension sur le réseau public de transport.

La mise en place des nouveaux modèles de contrat d’accès aux réseaux de distribution, prévue à l’article 6 bis, permettra d’introduire définitivement cette obligation pour l’avenir. Mais d’ici-là, il devient urgent de lever l’obstacle juridique à la mobilisation des installations de production connectées aux réseaux de distribution.

La commission des affaires économiques a donc adopté l’amendement CE294 de Mme Marie-Noëlle Battistel (Soc), qui impose désormais aux installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution de contribuer au réglage de la tension en cas de contraintes sur le réseau public de transport.

Il permettra aux gestionnaires de réseau de distribution de solliciter les producteurs et s’appliquera directement aux contrats en cours d’exécution.

L’amendement a reçu le soutien du rapporteur Henri Alfandari et celui du Gouvernement, en précisant toutefois que la disposition n’a vocation à s’appliquer que jusqu’à l’instauration des futurs modèles de contrat d’accès aux réseaux. Il sera nécessaire d’ajuster le texte en ce sens en séance.

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Article 6 ter B (nouveau) Anticipation des études et travaux nécessaires au racccordement des futurs parcs d'éolien en mer dès que leur zonage est identifié dans le document stratégique de façade

I. l’État du droit

Les travaux nécessaires au raccordement des installations de production d’énergies renouvelables sont engagés sur la base de la programmation établie par les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3RENR, voir les commentaires des articles 6 et 6 bis). Mais ils ne le sont concrètement que lorsqu’une demande de raccordement a été adressée au gestionnaire de réseau.

Dans l’objectif de mieux anticiper ces demandes, l’article 6 bis prévoit que les schémas régionaux préciseront à l’avenir les ouvrages dont les études ou les travaux de réalisation seront engagés dès leur finalisation (actée par l’approbation de la quote-part unitaire du schéma), sans attendre qu’une demande soit déjà formulée. Ces ouvrages, qualifiés de « sans regret », pourraient correspondre, entre autres, aux besoins déjà connus des « grands projets industriels nécessaires à la transition énergétique » visés à l’article 1er du projet de loi.

L’un des axes de l’habilitation initialement prévue à l’article 6 était cependant d’aller encore plus loin dans l’anticipation des travaux de raccordement, afin d’accompagner efficacement l’accélération volontariste du déploiement des énergies renouvelables, en particulier – ou d’éviter, à tout le moins, de retarder leur mise en production.

Cela concerne particulièrement la filière de l’éolien en mer. Dans son cas en effet, le déploiement des nouveaux parcs repose entièrement sur les appels d’offres lancés par l’État. Or, ceux-ci sont nécessairement établis à partir des zonages définis par les documents stratégiques de façade. Il serait donc envisageable de préparer les réseaux nécessaires au raccordement des futurs projets.

II. les modifications apportÉes par la commission

La commission des affaires économiques a ainsi adopté, avec l’avis favorable du rapporteur Henri Alfandari, l’amendement CE1182 du Gouvernement qui prévoit, à l’article L. 342-7 du code de l’énergie, que le ministre chargé de l’énergie pourra demander à RTE d’engager les études et les travaux nécessaires au raccordement des futurs parcs éoliens offshore dès que les zonages destinés à leur accueil ont été identifiés dans le document stratégique de façade, et publiés.

En lançant la construction des sous-stations électriques et de l’ensemble du raccordement à terre avant même que les appels d’offres ne soient lancés, la mise en service des raccordements devrait gagner plusieurs années.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) veillera toutefois à la « pertinence technico-économique » des investissements envisagés, afin de limiter les coûts de la mesure pour la collectivité.

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Article 6 ter C (nouveau) Autorisation du déploiement par anticipation de capacités de raccordements supérieurs aux besoins déjà exprimés

I. l’État du droit

Comme cela a été rappelé au précédent article, l’un des axes de l’habilitation initialement prévue à l’article 6 était de renforcer l’anticipation des travaux de raccordement.

L’article 6 ter B vise à mieux accompagner le déploiement des nouvelles capacités de production d’énergies renouvelables. Le présent article s’attache, quant à lui, à mieux anticiper l’arrivée sur les réseaux publics de nouveaux besoins importants.

Actuellement, le gestionnaire du réseau de transport ne peut lancer les études et les travaux de réalisation d’ouvrages de raccordement que lorsqu’une demande individuelle de raccordement lui est adressée. L’article 6 bis prévoit certes que les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3RENR) identifieront certains ouvrages qui pourront être anticipés « sans regret ». Mais il s’agira toujours de besoins plus ou moins déjà prévisibles.

L’enjeu serait d’aller un peu plus loin, notamment pour préparer le réseau aux futurs processus d’électrification des zones industrielles, qui sont attendus sans être encore programmés.

Une autre difficulté est que, même si les ouvrages créés peuvent finalement bénéficier à d’autres utilisateurs, l’ensemble du coût des ouvrages de raccordement est aujourd’hui à la charge du premier demandeur du raccordement. Ce qui est une mesure de simplification dans une gestion au cas par cas des travaux de raccordement posera davantage question si le gestionnaire engage des travaux plus ambitieux pour préparer l’avenir.

II. les modifications apportÉes par la commission

La commission des affaires économiques a ainsi adopté, avec le soutien du rapporteur Henri Alfandari, l’amendement CE1036 de Mme Laurence Maillart-Méhaignerie (RE), qui :

– permet au gestionnaire du réseau de transport de dimensionner un ensemble d’ouvrages « de telle sorte que sa capacité soit supérieure à la capacité qui aurait été nécessaire au seul raccordement de [l’]installation » à l’origine du chantier, « afin de permettre le raccordement concomitant ou ultérieur à son réseau d’autres installations de consommation ou d’ouvrages de réseaux publics de distribution situés à proximité ».

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) fixera cependant les conditions dans lesquels ces investissements pourront être réalisés en garantissant leur « pertinence technico-économique » ; elle devra par ailleurs autoriser ledit chantier ;

– détermine une nouvelle répartition des coûts de ces travaux. Il prévoit ainsi que les coûts de cet ensemble d’ouvrages seront partagés entre le premier demandeur du raccordement et les bénéficiaires ultérieurs des nouvelles capacités, leur quote-part étant déterminée sur la seule partie des ouvrages du réseau public de transport permettant de desservir leur installation et au moins une autre.

Ce nouveau cadre devrait favoriser à la fois l’anticipation des ouvrages de raccordement de sites industriels localisés dans de mêmes zones industrielles et la mutualisation de ces infrastructures, ainsi que de leurs coûts. Cela permettrait non seulement d’en réduire l’empreinte environnementale, mais aussi les charges à couvrir par les tarifs d’utilisation des réseaux.

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Article 6 ter (supprimé) Élargissement de la notion de réseaux intérieurs de bâtiments

I. l’État du droit

Les réseaux intérieurs des bâtiments (RIB) sont une catégorie de réseaux distincte des réseaux publics de distribution d’électricité mais aussi des réseaux fermés (car ils sont raccordés au réseau public). Ils se définissent précisément, à l’article L. 345-1 du code de l’énergie, comme les installations intérieures d’électricité à haute ou basse tension des bâtiments mentionnés à l’article L. 345-2, « à usage principal de bureaux » et appartenant à un propriétaire unique, qui n’entrent dans aucune des deux autres catégories.

En règle générale, un bâtiment collectif est équipé d’une colonne montante qui dessert chaque consommateur d’électricité, chacun disposant d’un compteur. Mais certains immeubles de bureaux ne disposent que d’un seul point de raccordement au réseau public de distribution d’électricité – donc un seul dispositif de comptage – alors même que le bâtiment est occupé par plusieurs consommateurs. Dans ce cas, le propriétaire de l’immeuble fait payer l’électricité via les charges locatives.

Les RIB ont été légalement reconnus par l’article 16 de la loi n° 2017-1839 du 30 décembre 2017 mettant fin à la recherche et à l’exploitation des hydrocarbures et portants diverses dispositions relatives à l’énergie et à l’environnement. Ce dispositif a été complété par le décret n° 2018-402 du 29 mai 2018 relatif aux réseaux intérieurs des bâtiments.

Il s’agissait de les sécuriser juridiquement comme schémas de distribution d’électricité, tout en encadrant strictement la possibilité de recourir à ce type de schéma privé pour ne pas remettre en question le principe général selon lequel ce sont les gestionnaires de réseau public qui acheminent l’électricité produite jusqu’au consommateur final – monopole nécessaire à la mise en œuvre de leurs missions de service public.

L’article D. 345-1 du code de l’énergie précise en particulier que seuls sont concernés les immeubles dont au moins 90 % de la surface hors œuvre nette est consacrée aux sous-destinations « locaux et bureaux accueillant du public des administrations publiques et assimilés » et « bureau » mentionnées aux 4° et 5° de l’article R. 151-28 du code de l’urbanisme. L’article L. 345-2 exclut en outre les réseaux alimentant un ou plusieurs logements ou plusieurs bâtiments non contigus.

Même s’ils ne doivent pas être confondus avec une opération d’autoconsommation collective, dont les différents utilisateurs sont, chacun, raccordés au réseau public de distribution d’électricité, certains voient dans la configuration des RIB un cadre porteur pour développer des installations de production d’énergie renouvelable à l’échelle d’un immeuble.

II. le dispositif proposÉ par le SÉnat

C’est précisément l’argument avancé par Mme Dominique Estrossi-Sassone et plusieurs autres sénateurs du groupe Les Républicains, auteurs de l’amendement n° 34 rect. ter adopté en séance par le Sénat.

Selon eux, ce schéma privé de distribution doit inciter les promoteurs immobiliers et les foncières à investir dans la construction de bâtiments produisant leur propre électricité sur site. Mais en se limitant aux seuls immeubles de bureaux, la définition actuelle des RIB exclut les bâtiments tertiaires mixtes, comme ceux qui comprennent des parcs de stationnement extérieurs, ce qui réduit les potentialités de développement.

Le rapporteur de la commission des affaires économiques a donné un avis de sagesse, sous réserve d’une précision par son sous-amendement rédactionnel (n° 651).

L’article 6 ter propose ainsi de substituer au critère « à usage principal de bureaux » celui d’« accueillant, le cas échéant, des entreprises du secteur tertiaire ».

Le Gouvernement s’y est opposé, rappelant que la définition des RIB est volontairement limitative pour préserver le monopole des gestionnaires de réseau public.

III. LES MODIFICATIONS APPORTÉES PAR LA COMMISSION

En ouvrant la possibilité de raccorder à un réseau privé tout type d’installation de consommation dès qu’il y a une entreprise tertiaire dans l’immeuble, l’article 6 ter remet en question non seulement ce monopole, mais aussi les principes de solidarité ([84]) et de péréquation tarifaire ([85]) qui fondent le système électrique français puisque la première conséquence de cette organisation est de dispenser les locataires de l’immeuble du paiement du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), dont seul le propriétaire de l’immeuble est redevable. Les impacts pourraient être significatifs si la solution des RIB était adoptée par de grands ensembles tertiaires.

En outre, ENEDIS a alerté le rapporteur Henri Alfandari : le mitage du réseau qui en découlerait, avec des circuits échappant totalement à son contrôle sur des pans importants du territoire, rendrait le pilotage du réseau et la gestion locale des flux beaucoup plus difficiles.

L’élargissement que propose l’article 6 ter porte ainsi atteinte à des principes fondamentaux pour l’équilibre économique et fonctionnel de notre système électrique, sans constituer un levier nécessaire pour accélérer le déploiement des énergies renouvelables.

La mise en place d’une autoconsommation individuelle ou collective de ces immeubles tertiaires n’a en effet pas besoin de recourir à la solution du réseau intérieur pour se développer.

La commission des affaires économiques a donc adopté, avec l’avis favorable du rapporteur, l’amendement CE332 de M. Charles Rodwell (RE), qui supprime l’article 6 ter.

TITRE II Mesures tendant À l’ACCÉLÉRATION DU DÉVELOPPEMENT DE L’Énergie solaire, thermique, phOtovoltaïque et agrivoltaïque

Article 7

Possibilité d’installation d’infrastructures de production d’énergie renouvelable solaire le long des grands axes routiers et des voies ferrées

I. l’État du droit

En application de l’article L. 111-6 du code de l’urbanisme, les constructions aux abords des routes à grande circulation sont interdites en dehors des espaces urbanisés des communes sur une largeur de 75 mètres. L’interdiction est portée à 100 mètres pour les autoroutes, les routes express et les déviations.

Le code de l’urbanisme prévoit plusieurs dérogations à cette interdiction.

Depuis l’adoption de l’article 41 de la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat, l’article L. 111-7 du code de l’urbanisme prévoit que les infrastructures de production d’énergie solaire puissent être autorisées sur les « délaissés routiers » ([86]), les aires de repos, les aires de service et les aires de stationnement du réseau routier.

L’article L. 111-8 prévoit que le plan local d’urbanisme peut fixer des règles d’implantation différentes lorsqu’il comporte une étude justifiant, en fonction des spécificités locales, que ces règles sont compatibles avec la prise en compte des nuisances, de la sécurité, de la qualité architecturale et de la qualité de l’urbanisme et des paysages.

L’article L. 111-9 prévoit une disposition comparable pour les communes disposant d’une carte communale. La commune ou l’établissement public de coopération intercommunale peut, 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, fixer des règles différentes de celles prévues par l’article L. 111-6. La dérogation n’est possible qu’au vu d’une étude justifiant sa compatibilité avec les critères susmentionnés.

Ainsi, hormis dans les espaces mentionnés par l’article L. 111-7 ou dans les cas où des dérogations sont inscrites dans le plan local d’urbanisme (article L. 111-8) ou la carte communale (article L. 111-9), l’installation de panneaux de production d’énergie solaire est interdite aux abords des grands axes routiers.

II. le dispositif proposÉ

A. Le texte du projet de loi

L’article 7 modifie le 5° de l’article L. 111-7 du code de l’urbanisme en supprimant la condition d’implantation territoriale des panneaux solaires sur les parcelles délaissées, aires de repos, aires de service et aires de stationnement. Autrement dit, la dérogation pour les infrastructures de production d’énergie solaire est applicable à tous les abords de grands axes routiers, quel que soit le terrain d’implantation.

Cet assouplissement vise à faciliter la construction d’ouvrages de production d’énergie solaire afin d’en accroître le développement.

Les élus locaux conservent un contrôle de l’implantation de ces infrastructures, comme le rappelle le Conseil d’État dans son avis sur le projet de loi, en précisant que la mesure « ne dispense pas de modifier le plan local d’urbanisme lorsque celui-ci fait obstacle à la construction dans les zones concernées d’équipements d’intérêt public tels que les ouvrages de production d’énergie photovoltaïque » ([87]).

B. Les modifications apportÉes par le SÉnat

La commission de l’aménagement du territoire et du développement durable du Sénat a adopté cinq amendements.

Un amendement COM-375 du rapporteur et l’amendement identique COM-479 du rapporteur pour avis de la commission des affaires économiques précisent la formule « production d’énergie solaire » inscrite à l’article L. 111-7 du code de l’urbanisme en mentionnant la production d’électricité photovoltaïque et la production de chaleur thermique.

Un amendement COM-410 du rapporteur supprime le second alinéa de l’article L. 111-6 du code de l’urbanisme qui renvoie à une disposition qui n’est plus en vigueur.

Les amendements identiques COM-376 du rapporteur et COM-226 complètent l’article L. 2231-4 du code des transports. Celui-ci prévoit l’interdiction de toute construction, autre qu’un mur de clôture à proximité de la voie ferrée, ou le cas échéant, l’ouvrage d’art, l’ouvrage en terre ou la sous-station électrique. Les amendements adoptés précisent que cette interdiction ne s’applique pas aux procédés de production d’énergie renouvelable intégrés à la voie ferrée, dès lors que ces procédés ne compromettent pas la sécurité des circulations ferroviaires. Cette précision législative pourrait permettre la production d’énergie renouvelable sur les voies ferrées.

Le Sénat n’a adopté aucun amendement en séance publique.

III. les modifications apPortÉes par la commission

L’examen en commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a permis l’adoption de neuf amendements.

L’adoption des amendements identiques CD180 de M. David Valence (RE), CD 372 de Mme Clémence Guetté (LFI-NUPES) et CD844 de M Julien Bayou (Écolo-NUPES) apporte une précision au dispositif prévu à l’article 7. Les panneaux photovoltaïques peuvent désormais être intégrés aux voies ferrées nonobstant les dispositions contraires des plans locaux d’urbanisme. Ces amendements avaient reçu un avis défavorable du Gouvernement et du rapporteur pour avis M. Pierre Cazeneuve.

L’adoption des amendements identiques CD46 de M. Jean-Yves Bony (LR), CD 377 de Mme Aurélie Trouvé (LFI-NUPES), CD 788 de M. Stéphane Delautrette (SOC), CD 824 de M. Bruno Millienne (Dem), CD 1031 de M. David Valence (RE) et CD 1069 de M. Antoine Vermorel-Marques (LR) a complété l’article 7 en donnant la possibilité d’implanter les panneaux aux abords des voies ferrées. Ces amendements avaient reçu un avis favorable du rapporteur pour avis et du Gouvernement.

Après avoir adopté ces amendements, la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a émis un avis favorable à l’adoption de l’article.

La commission des affaires économiques a adopté l’article ainsi modifié.

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Article 8 Adaptation des procédures de mise en concurrence sur le domaine public de l’État afin d’accélérer le développement de projets de production d’ENR

I. l’État du droit

Selon le code général de la propriété des personnes publiques, il faut disposer d’un titre, temporaire, délivré par l’autorité administrative pour occuper ou utiliser le domaine public d’une personne publique au-delà du droit d’usage général (articles L. 2122-1 et L. 2122-2) ; et s’il s’agit d’en faire une exploitation économique durable, l’autorité compétente doit au préalable organiser « une procédure de sélection présentant toutes les garanties d’impartialité et de transparence, et comportant des mesures de publicité permettant aux candidats potentiels de se manifester » (article L. 2122-2-1).

Le code prévoit quelques dérogations aux principes de mise en concurrence et de publicité, dont une en faveur des installations de production d’énergies renouvelables (ENR).

Depuis la loi n° 2020-1525 du 7 décembre 2020 d’accélération et de simplification de l’action publique (dite « loi ASAP »), l’article L. 2122-1-3 du même code permet à l’autorité administrative compétente de renoncer à organiser une procédure de mise en concurrence, sur le domaine public de l’État, lorsque le titre d’occupation est destiné à l’installation et à l’exploitation :

– d’une installation de production d’électricité renouvelable bénéficiant d’un soutien public (obligation d’achat ou complément de rémunération) au terme d’une des procédures de mise en concurrence prévues aux articles L. 311-10 ou L. 311-11-1 du code de l’énergie lorsque les capacités de production ne correspondant pas aux objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie – PPE – nationale ou de la programmation des zones non interconnectées ;

– d’une installation de production de biogaz mise en place dans le cadre d’une des procédures de mise en concurrence prévues aux articles L. 446-5, L. 446-14 ou L. 446-15 dudit code dans les mêmes circonstances ;

– ou d’une installation de production d’hydrogène renouvelable ou d’hydrogène bas-carbone par électrolyse de l’eau bénéficiant du dispositif de soutien public prévu à l’article L. 812-2, depuis la loi n° 2021-1104 dite « loi Climat et résilience » du 22 août 2021.

La dérogation n’exempte pas l’autorité administrative d’effectuer une publicité préalable suffisante pour vérifier l’absence de toute autre manifestation d’intérêt concurrente, comme le prévoit l’article L. 2122-1-4 du code général de la propriété des personnes publiques.

Dans les cas autorisés par l’article L. 2122-1-3, les candidats reçoivent un accord de principe, puis un titre d’occupation quand ils sont lauréats d’une des procédures de sélection organisées par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour attribuer les aides de l’État. Si plusieurs projets sont lauréats, l’autorité administrative compétente délivre le titre d’occupation au lauréat le mieux noté dans la procédure de mise en concurrence.

En évitant de doublonner les procédures de sélection (les appels d’offres de la CRE et la mise en concurrence du droit d’occupation du domaine public), cette exemption allège et accélère de plusieurs mois la procédure, même s’il reste plusieurs formalités (mesures de publicité préalables, édiction d’un cahier des charges pour imposer des conditions aux projets lauréats et délivrance d’un accord de principe à tous les candidats, avant d’octroyer le titre d’occupation au candidat retenu, cf. article L. 2122-1-3).

Toutefois, cette exemption n’est pas ouverte aux concessionnaires du domaine public de l’État. Ceux-ci sont obligés d’organiser systématiquement une mise en concurrence pour autoriser de nouvelles installations d’ENR dans le périmètre de leur concession.

II. le dispositif proposÉ

A. Le texte initial du projet de loi

L’étude d’impact du projet de loi rappelle, pour ne citer que la filière solaire, que l’actuelle PPE (2018-2028) prévoit un objectif de 20,1 gigawatts (GW) de puissance photovoltaïque (PV) installés en 2023 puis de 35 à 44 GW en 2028. Mais la capacité installée en France métropolitaine n’était encore que d’environ 13 GW en 2021. Pour atteindre l’objectif haut de la PPE, il faudrait installer une capacité de 4 GW par an jusqu’à 2028. Or, le rythme d’installation annuel constaté sur 2012-2020 ne fut en moyenne que de 0,9 GW. Même si on note une accélération l’an dernier, avec plus de 2 GW supplémentaires, le déploiement reste insuffisant.

L’installation de dispositifs de production d’énergies renouvelables en toiture s’est accélérée avec l’obligation d’installer du photovoltaïque (ou des toits végétalisés) sur les bâtiments professionnels et les entrepôts, introduite par la loi n° 2016-1087 du 8 août 2016 pour la reconquête de la biodiversité, de la nature et des paysages et progressivement étendue et accentuée depuis. Les articles 11 et suivants du présent projet de loi poursuivent le renforcement de cette filière.

Mais si l’implantation sur le bâti existant doit être privilégiée, ces déploiements n’augmentent que très progressivement la puissance en PV, et ne suffiront pas pour atteindre les objectifs globaux. Il est donc nécessaire de développer également le photovoltaïque au sol. Or, l’un des principaux freins à leur développement est le manque de foncier, d’autant qu’il faut également veiller à contenir l’artificialisation des sols.

Pour concilier limitation de l’occupation de sols et développement du photovoltaïque au sol, le présent projet de loi privilégie deux pistes : l’agrivoltaïsme (voir le commentaire de l’article 10 decies) et l’installation de ces dispositifs sur des sols déjà artificialisés et/ou dégradés et sur lesquels le PV ne contraint pas ou peu les usages existants, notamment agricoles, qu’il s’agisse des délaissés routiers traités à l’article 7 ou des zones dégradées dans les territoires du littoral ciblés par l’article 9.

Le domaine public des personnes publiques offre également un potentiel de foncier important.

Pour faciliter sa mobilisation, le présent article propose (au b du 2° du I dans sa version finale) d’étendre aux concessionnaires du domaine public de l’État qui détiennent en vertu d’un texte (une loi ou un règlement) ou en vertu de leur propre titre d’occupation la compétence de délivrer un titre d’occupation du domaine concédé la possibilité, prévue à l’article L. 2122-1-3, de dispenser les projets d’ENR de mise en concurrence pour occuper leur partie du domaine lorsque ces projets font déjà l’objet d’une sélection pour les soutiens publics. Cela concernerait tous les gestionnaires du domaine public (VNF, CNR, EDF, etc.) et non uniquement les concessions autoroutières.

Cette possibilité de dispense d’une mise en concurrence s’appliquerait à l’ensemble des projets d’énergie renouvelable.

Le b du 2° du I de l’article 8 supprime par ailleurs le renvoi à l’article L. 2122-1-4 parce que le 3° du I introduit directement dans l’article L. 2122-1-3, en la précisant, l’exigence, pour l’autorité compétente de l’État ou le gestionnaire, d’organiser une publicité préalable suffisante en cas de renoncement à l’organisation d’une mise en concurrence. Ces mesures de publicité devront indiquer les conditions, y compris financières, de l’occupation du domaine public, ainsi qu’un délai pour que les candidats manifestent leur intérêt.

L’article 8 corrige enfin une erreur de référence textuelle dans ce même article L. 2122-1-3.

B. Les modifications apportÉes par le SÉnat

La commission de l’aménagement du territoire et du développement durable et celle des affaires économiques ont approuvé ces évolutions, en élargissant leur périmètre d’application.

Elles ont ainsi adopté les amendements identiques, COM-377 et COM-441, de leurs rapporteurs respectifs qui, outre certains ajustements rédactionnels, (b du 2° du I de l’article 8) :

– ajoutent au dispositif dérogatoire les installations d’électricité ou de gaz attribuées dans le cadre d’un contrat d’expérimentation, lequel dispositif soutient les projets utilisant des technologies innovantes (prévus aux articles L. 314-29 et L. 446-24 du code de l’énergie) ;

– et se réfèrent au gaz renouvelable ([88]) et au gaz bas-carbone ([89]) , aux côtés du biogaz, « dans un souci de neutralité technologique », mais aussi en coordination avec les modifications introduites par l’article 19 du projet de loi relatif aux contrats d’expérimentation de gaz et gaz bas carbone (voir son commentaire).

Les commissions ont également adopté les amendements identiques, COM-378 et COM-442, de leurs rapporteurs qui étendent aux collectivités territoriales ou à leurs groupements le dispositif dérogatoire prévu à l’article L. 2122-1-3 pour le domaine public leur appartenant (3° du I du présent article). Ils excluent cependant la possibilité pour leur éventuel gestionnaire de se substituer à eux, afin qu’ils demeurent pleinement libres d’exercer ou non cette compétence.

Enfin, la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable a adopté l’amendement COM-381 de son rapporteur, qui complète l’article 8 par un II prévoyant la fixation par décret d’un objectif de mise à disposition de surfaces artificialisées sur le domaine public et le domaine privé de l’État pour le développement d’installations de production d’énergies renouvelables.

Cet objectif serait décliné pour la période 2023-2027, ainsi qu’entre ministères ou opérateurs gestionnaires.

Pour les auteurs de ces amendements, il s’agit d’obliger l’État à dresser un inventaire de son patrimoine, afin de mesurer son potentiel de développement des ENR.

La séance n’a pas apporté de nouvelles modifications.

III. Les modifications apportÉes par la commission

Outre cinq amendements rédactionnels, la commission des affaires économiques a adopté l’amendement CE1304 du rapporteur Éric Bothorel, qui supprime la référence à la notion de « surfaces artificialisées », difficile à préciser en droit et potentiellement très large, sans revenir sur l’obligation pour l’État de proposer des terrains de ses domaines public et privé pour l’implantation d’ouvrages de production d’énergies renouvelables.

La commission a également adopté deux autres dispositifs, avec l’avis favorable du rapporteur pour le premier et un avis de sagesse pour le second :

– l’amendement CE449 de M. Maxime Laisney (LFI-NUPES), qui impose aux sociétés concessionnaires d’autoroute de remettre chaque année un rapport au Gouvernement et au Parlement sur les revenus complémentaires qu’elles pourront tirer de l’implantation de capacités de production d’énergies renouvelables dans le périmètre de leur concession sur le domaine public ;

– et l’amendement CE358 de Mme Marjolaine Meynier-Millefert (RE), qui prévoit que les entreprises de plus de 250 salariés transmettent au préfet du département de leur siège social, dans les dix-huit mois de l’adoption de la présente loi, une étude sur leur production de chaleur, afin de déterminer quelles pourraient être les opportunités de la réutiliser pour d’autres usages.

Cette analyse doit permettre de quantifier la chaleur produite qui n’est pas réutilisée pour d’autres usages et pourra servir à construire un dispositif incitant les entreprises concernées à réutiliser cette chaleur.

*

Article 9 Dérogation à la loi « Littoral » pour implanter des installations photovoltaïques ou de production d’hydrogène renouvelable sur des friches ou des bassins industriels de saumure saturée

I. l’État du droit

Le régime spécifique applicable aux communes littorales est issu de la loi n° 86-2 du 3 janvier 1986 relative à l’aménagement, la protection et la mise en valeur du littoral, dite « loi Littoral ». Il s’attache à encadrer l’aménagement et l’occupation des sols des communes bordant les côtes françaises ou les grands lacs, les estuaires et les deltas, afin de préserver ces territoires face aux phénomènes d’érosion et de submersion marine autant que de la pression urbaine. Il s’efforce notamment de concilier leur préservation, voire leur restauration avec leur développement économique.

« Les communes littorales » sont définies par l’article L. 321-2 du code de l’environnement comme les communes de métropole et des départements d’outre-mer riveraines des mers et océans, des étangs salés, des plans d’eau intérieurs d’une superficie supérieure à 1 000 hectares, ainsi que des estuaires et des deltas lorsqu’elles sont situées en aval de la limite de salure des eaux et participent aux équilibres économiques et écologiques littoraux. La liste de ces communes est fixée par décret en Conseil d’État, après consultation des conseils municipaux intéressés. On en compte aujourd’hui 1 212.

Le code de l’urbanisme définit ainsi plusieurs niveaux de protection en fonction de la proximité avec le rivage :

– la bande littorale de 100 mètres est inconstructible par principe, en dehors des espaces déjà urbanisés, la protection de l’environnement primant sur l’aménagement (article L. 121-16). Les dérogations admises sont très limitées ;

– dans les espaces proches du rivage (ou des plans d’eau intérieurs), l’article L. 121-13 dispose que l’extension de l’urbanisation doit être limitée et être justifiée et motivée dans le plan local d’urbanisme selon des critères liés à la configuration des lieux ou à l’accueil d’activités économiques exigeant la proximité immédiate de l’eau. Cette règle s’applique que les zones soient déjà urbanisées ou non.

Un régime particulier est néanmoins prévu pour certains cas. Ainsi l’article L. 121-5-1 permet d’implanter des ouvrages nécessaires à la production d’électricité renouvelable dans les zones non interconnectées au réseau électrique métropolitain continental dont la largeur est inférieure à dix kilomètres au maximum ;

– enfin, l’article L. 121-8 pose le principe selon lequel, dans les communes littorales, l’extension de l’urbanisation doit se réaliser en continuité avec les agglomérations et les villages existants, c’est-à-dire avec les zones déjà urbanisées caractérisées par un nombre et une densité significatifs de constructions. En revanche, aucune construction ne peut être autorisée, même en continuité avec d’autres, dans les zones d’urbanisation diffuse éloignées de ces agglomérations et villages.

La jurisprudence du Conseil d’État a précisé au fil du temps la notion d’extension d’urbanisation – reconnaissant notamment comme une extension d’urbanisation l’implantation d’éoliennes (CE, 14 novembre 2012, Société Néo Plouvien) ou de panneaux photovoltaïques (CE, 20 juillet 2017) – ainsi que la notion de continuité. Le Conseil d’État considère par exemple qu’il n’y a pas continuité lorsqu’une construction se situe à 200 mètres du lieu-dit le plus proche et en est séparée par une voie communale (CE, 15 octobre 1999, Commune de Logonna Daoulas). Quant aux « secteurs déjà urbanisés » (SDU), forme urbaine entre le village et la zone d’urbanisation diffuse, une certaine densification est possible mais il y est seulement permis de combler les espaces vacants, dits « dents creuses », des SDU. Les constructions et installations autorisées doivent être destinées à des fins exclusives d’amélioration de l’offre de logement ou d’hébergement et d’implantation de services publics.

Le législateur a toutefois introduit quelques dérogations au principe de continuité d’urbanisation, notamment en faveur :

. des éoliennes (article L. 121-12). Ces ouvrages peuvent être autorisés en discontinuité de l’urbanisation, après délibération favorable de l’organe délibérant compétent, et après avis de la commission départementale de la nature, des paysages et des sites. Cette dérogation s’applique en dehors des espaces proches du rivage et au-delà d’une bande d’un kilomètre à compter de la limite haute du rivage ou des plus hautes eaux ;

. et des ouvrages nécessaires à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables dans les petits territoires insulaires (voir supra).

En dehors des zones insulaires, voire non interconnectées, les installations photovoltaïques ne bénéficient pas de ces exemptions et donc ne peuvent être autorisées qu’en continuité de l’urbanisation existante.

II. le dispositif proposÉ

A. Le texte initial du projet de loi

Comme cela a été souligné dans le commentaire de l’article 8, un des principaux freins à l’accroissement des capacités photovoltaïques est le manque de foncier pour déployer des fermes solaires.

Pour libérer du foncier mobilisable, l’article 9 du projet de loi propose donc d’introduire, par un nouvel article L. 121-12-1 du code de l’urbanisme, de nouvelles dérogations permettant l’implantation d’installations photovoltaïques, ou de production d’hydrogène renouvelable, sur des friches ou des bassins industriels de saumure saturée qui ne seraient pas en continuité d’urbanisation.

Il n’est pas question de remettre en cause l’équilibre que la loi « Littoral » s’efforce de maintenir entre la protection de milieux sensibles, la lutte contre l’artificialisation des sols et les activités économiques dans ces territoires, mais d’utiliser des sols déjà anthropisés, ou à faible enjeu, notamment parce qu’ils ne peuvent être utilisés pour l’agriculture ou le pastoralisme.

Le cadre de la dérogation permettant les implantations photovoltaïques sur des friches (ou des bassins industriels de saumure saturée) en discontinuité urbaine est précisément défini : il pourra s’agir des friches définies par l’article L. 111-26 du code de l’urbanisme (dont le réemploi nécessite un aménagement ou des travaux préalables) ; elles seront listées par un décret ; le projet devra être autorisé, au cas par cas, par l’autorité administrative compétente de l’État, après avis de la commission départementale de la nature, des paysages et des sites.

Enfin, l’autorisation ne pourra être donnée que si le projet n’est pas de nature à porter atteinte à l’environnement, notamment à la biodiversité ou aux paysages et à la salubrité ou à la sécurité publiques, en situation normale comme en cas d’incident. Le ministère travaille aux conditions qui pourraient exiger pour que les installations photovoltaïques au sol ne soient pas comptabilisées comme artificialisant les sols : une certaine hauteur pour laisser passer la lumière et préserver la fonctionnalité des sols, la réversibilité des aménagements et des garanties financières pour la remise en état des terrains, en particulier.

Au surplus, s’agissant des friches, le demandeur devra produire une étude démontrant que le projet satisfait mieux l’intérêt public qu’un projet de renaturation du site.

Ce dispositif s’inspire de l’article 102 de la loi « Climat et résilience » du 22 août 2021, qui avait été censuré comme cavalier par le Conseil constitutionnel.

Selon l’étude d’impact cela pourrait concerner une vingtaine de sites. Quant aux bassins industriels de saumure saturée, cela viserait essentiellement les étangs de Lavalduc et d’Engrenier, dans les Bouches-du-Rhône.

Enfin, pourront aussi être autorisées dans les mêmes conditions « les installations de production d’hydrogène renouvelable couplées, aux fins d’alimentation électrique, avec des ouvrages de production d’énergie solaire photovoltaïque situés sur des bassins industriels de saumure saturée ». Dans ce cas, le pétitionnaire devra également « démontrer que l’implantation de ces installations sur une friche située à proximité des ouvrages de production d’énergie photovoltaïque est justifiée par des contraintes impératives, notamment environnementales, techniques ou économiques ». Cette disposition vise essentiellement un projet de parc solaire flottant situé dans le bassin industriel de Fos-sur-mer. La puissance de cette ferme solaire est estimée à 600 MWc. Elle pourrait être couplée à une installation de production d’hydrogène vert, dont la capacité est évaluée à 15 000 t/an.

B. Les modifications apportÉes par le SÉnat

La commission de l’aménagement du territoire et du développement durable et la commission des affaires économiques ont considéré que l’article 9 pouvait élargir les dérogations « sans pour autant porter de risque pour l’environnement et la préservation des littoraux ».

Elles ont ainsi adopté les amendements identiques COM-383 et COM-443 de leurs rapporteurs qui :

– étendent le dispositif aux « sites dégradés ». Notion potentiellement plus large que celle de « friches » et qui est souvent visée par des appels d’offres sur l’énergie solaire mis en place par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Elle pourrait désigner des sites dont l’état ne permet pas d’autres utilisations. Les rapporteurs considèrent que ces dérogations seraient suffisamment encadrées par ailleurs pour ne pas menacer les paysages et la biodiversité ;

– prévoient que les établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) ou les communes concernés donnent leur avis (simple) sur la liste, fixée par décret, des sites dégradés, afin de promouvoir la concertation locale et donc une meilleure acceptation par le territoire ;

– et ouvrent le dispositif au solaire thermique, et non seulement photovoltaïque, ainsi qu’à l’hydrogène bas-carbone (tel que défini par l’article L. 811-1 du code de l’énergie), pour ne pas traiter différemment les diverses technologies d’une même filière.

La commission de l’aménagement du territoire a par ailleurs adopté l’amendement COM-444 du rapporteur de la commission des affaires économiques, qui ajoute aux cas dérogatoires le stockage par batterie, mais aussi l’amendement COM-298 rect. de M. Ronan Dantec et les autres membres du groupe Écologiste, solidarités et territoires, qui limite cette nouvelle dérogation aux ouvrages de stockage dont « l’énergie stockée [est] produite par des ouvrages nécessaires à la production d’énergie solaire présents sur le même site d’implantation ».

Le développement des capacités de stockage d’énergie est en effet nécessaire à la transition énergétique et à l’optimisation des capacités de production d’énergie non pilotables. C’est un des objectifs de la politique énergétique nationale prévus à l’article L. 100-4 du code de l’énergie. Mais l’implantation de ces installations de stockage doit répondre à une nécessité forte pour justifier de déroger aux règles de préservation des espaces littoraux.

L’amendement n° 669 de la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable, adopté en séance sans le soutien du Gouvernement, a ajouté la condition que ces installations de stockage soient « conçues de façon à garantir le plus faible impact paysager » – non sans redondance avec le droit commun de l’urbanisme qui permet déjà de refuser ou d’assortir de prescriptions un projet qui pourrait porter atteinte au paysage environnant (article R. 111-27 du code de l’urbanisme).

En séance encore, outre un amendement de coordination, le Sénat a adopté, contre l’avis du Gouvernement, l’amendement n° 560 rect. de MM. Patrick Chauvet et Daniel Gremillet et de Mme Sophie Primas, qui précise que l’avis d’une commune concernée sur la liste des sites dégradés ouverts aux implantations est systématiquement sollicité « lorsqu’elle n’est pas compétente en matière de plan local d’urbanisme ou n’est pas couverte par un plan local d’urbanisme ». L’idée, selon ses auteurs, est que la commune soit toujours consultée.

Le Gouvernement observe pour sa part que la mention d’une consultation obligatoire des collectivités vient alourdir la procédure de délivrance du décret alors que les collectivités sont de toute façon associées à son élaboration.

Le Sénat a rejeté, en revanche, un amendement présenté en séance par le Gouvernement qui proposait de revenir à la rédaction initiale de l’article 9 en retenant certaines avancées de la commission.

Le Gouvernement considère en effet que la version issue des travaux de la commission porte atteinte aux équilibres de la loi Littoral en ouvrant un champ dérogatoire considérable, propre à fragiliser la constitutionnalité de la disposition et à risquer la censure de l’ensemble de l’article. Il a rappelé que le Conseil constitutionnel exerce, depuis deux décisions de 2017 et 2018, un contrôle poussé sur les adaptations de la loi Littoral au regard de la Charte de l’environnement, veillant à ce que les dérogations soient limitées et strictement proportionnées.

III. LES MODIFICATIONS APPORTÉES PAR LA COMMISSION

La notion de sites dégradés n’est, en effet, pas définie par les textes et soulèvera des difficultés d’interprétation, voire des questions contentieuses. Potentiellement large, elle risque en outre de remettre en cause l’équilibre nécessaire entre la protection des zones littorales et le développement des énergies renouvelables.

À l’inverse, la notion de friches est clairement encadrée par le code de l’urbanisme. Elle permet d’englober une grande variété de sites, tels que les espaces déjà artificialisés, les anciennes carrières ou encore les anciennes décharges.

Les anciennes décharges font, certes l’objet de travaux obligatoires de remise en état. Mais si le terrain n’est plus concerné par la dérogation envisagée quand la renaturation est complète, nombre d’anciennes décharges n’ont pu retrouver un état satisfaisant. L’implantation d’installations d’énergies renouvelables permettrait de leur redonner une utilité.

Au total, on compterait environ 170 000 hectares de friches qui présentent un grand potentiel pour la transition énergétique, la réindustrialisation ou la reconquête de la biodiversité. Plusieurs centaines de millions d’euros du Fonds friches ont été mobilisées ces dernières années pour leur reconquête.

La commission des affaires économiques a donc adopté, avec l’avis favorable du rapporteur Éric Bothorel, les amendements identiques CE638 de M. Philippe Bolo (MODEM) et CE953 de Mme Laurence Maillart-Méhaignerie (RE) qui reviennent à la cible des « friches, telles que définies à l’article L. 111-26 du code de l’urbanisme ».

Dans un souci de simplification, ces amendements suppriment par ailleurs l'avis que devait donner l'EPCI, ou la commune, sur la liste qui identifiera les friches mobilisables pour l’implantation de fermes solaires.

De fait, les collectivités concernées auront d'autres occasions de donner leur avis sur la localisation des projets qui se présenteraient : dans le cadre d'une évaluation environnementale ou lors de la délivrance des autorisations d'urbanisme.

La commission a également adopté, avec l’approbation du rapporteur :

– les amendements identiques CE346 de M. Sébastien Jumel (GDR-NUPES) et CE877 de M. Maxime Laisney (LFI-NUPES) qui prévoient que l’établissement de la liste des friches ouvertes à la dérogation se fasse en concertation avec le Conservatoire de l’espace littoral et des rivages lacustres.

La contribution du Conservatoire renforcera la qualité de l’évaluation des impacts environnementaux et paysagers de ces dérogations ;

– l’amendement CE347 de M. Pierre Dharréville (GDR-NUPES), qui étend aux bassins industriels de saumure saturée le principe de leur identification par une liste fixée par décret (et établie en concertation avec le Conservatoire de l’espace littoral et des rivages lacustres), à l’instar des friches ;

– enfin, l’amendement CE954 de Mme Laurence

Maillart-Méhaignerie (RE), qui supprime la condition tenant à ce que les installations de stockage d’énergie (par batterie) soient conçues de façon à avoir le plus faible impact paysager.

Le droit commun de l’urbanisme offre déjà des outils – tel l’article R. 111-27 du code de l’urbanisme –, permettant de garantir la bonne intégration paysagère des ouvrages.

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Article 10 Implantation de centrales scolaires au sol en discontinuité d’urbanisme dans les communes de montagne dotées d’une carte communale

I. l’État du droit

La loi n° 85-30 du 9 janvier 1985 relative au développement et à la protection de la montagne, complétée par la loi n° 2016-1888 du 28 décembre 2016 de modernisation, de développement et de protection des territoires de montagne, dite « loi Montagne II », concerne 5 526 communes.

Codifiées aux articles L. 122-1 et suivants du code de l’urbanisme pour l’essentiel, ses dispositions définissent les zones de montagne et créent un cadre législatif de gestion intégrée et durable de ces territoires, visant à trouver un équilibre entre le développement et la protection de territoires à enjeux contrastés.

Il s’agit en particulier de maîtriser l’artificialisation des sols et l’expansion des zones anthropisées, à l’instar de ce que prévoit la loi Littoral. À cet effet, l’article L. 122-5 exige que l’urbanisation soit réalisée en continuité avec l’urbanisation existante, sous réserve des exceptions limitativement énumérées par cet article.

La jurisprudence retient une interprétation large de la notion d’urbanisation. Le Conseil d’État a ainsi considéré que l’implantation d’éoliennes, eu égard à leurs caractéristiques et à leur destination, constituait une opération d’urbanisation au sens de la loi Montagne (CE, 16 juin 2010, Leloustre). La cour administrative d’appel de Bordeaux, dans un arrêt du 4 avril 2013, a retenu la même interprétation s’agissant des parcs solaires photovoltaïques. La cour administrative d’appel de Marseille a confirmé cette interprétation en considérant que l’installation d’un parc solaire constituait une urbanisation au sens des dispositions de l’article L. 122-5 eu égard à l’espace important que devait occuper le projet (20 mars 2014).

Par contre, les installations de production d’énergies renouvelables incorporées au bâti existant (notamment les panneaux photovoltaïques en toiture) ne sont pas soumises à ces dispositions.

Quelques dérogations au principe sont prévues, le juge rappelant qu’elles doivent être interprétées strictement. L’article L. 121-5 permet notamment la réalisation en discontinuité d’installations ou d’équipements publics incompatibles avec le voisinage des zones habitées, qu’il s’agisse d’une commune montagnarde dotée d’un document d’urbanisme ou non.

Le Conseil d’État considère depuis 2010 que cette dérogation est opposable aux parcs éoliens, mais écarte les parcs photovoltaïques, même s’il reconnaît leur caractère d’équipements publics eu égard à leur importance et à l’intérêt général du but poursuivi. Il a en effet jugé que ces parcs ne présentent pas des nuisances comparables aux parcs éoliens, même s’ils occupent un espace très important (CE, 7 octobre 2015, société ECRCF).

Il existe tout de même deux dispositifs donnant aux communes la possibilité d’autoriser l’implantation d’une centrale solaire en discontinuité de l’urbanisation existante :

– les communes soumises au règlement national d’urbanisme (RNU) peuvent autoriser les centrales solaires au sol sous certaines conditions et au titre des équipements collectifs bien qu’elles ne soient pas couvertes par un SCoT ;

– et, surtout, l’article L. 122-7 écarte le principe d’urbanisation en continuité lorsque le schéma de cohérence territoriale (SCoT) ou le plan local d’urbanisme (PLU) comporte une étude démontrant la compatibilité d’une urbanisation en discontinuité avec les objectifs de protection des terres agricoles, pastorales et forestières, la préservation des paysages et milieux caractéristiques du patrimoine naturel prévus aux articles L. 122-9 et L. 122-10 et la protection contre les risques naturels. La démonstration, réalisée par la collectivité ou par un bureau d’études mandaté, doit se faire « au regard des spécificités locales ». L’étude de discontinuité est soumise à l’avis de la commission départementale de la nature, des paysages et des sites avant son intégration au document d’urbanisme. Le plan local d’urbanisme ou la carte communale délimite ensuite les zones à urbaniser dans le respect des conclusions de cette étude.

II. le dispositif proposÉ

A. Le texte initial du projet de loi

Le Gouvernement observe qu’en l’état actuel du droit, les communes situées en dehors du périmètre d’un SCoT et couvertes par une carte communale plutôt que par un PLU (les deux étant exclusifs l’un de l’autre) ne peuvent jamais accueillir des centrales solaires au sol en dehors de la continuité de l’urbanisation. Selon l’étude d’impact, cela concerne 821 communes de montagne disposant d’une carte communale soit une surface de 19 256 hectares.

Au demeurant, l’option ouverte aux communes couvertes par un SCoT s’avère très contrainte en raison des délais d’évolution des SCoT (pour intégrer une étude de discontinuité), qui peuvent être de plusieurs années (parfois jusqu’à 6 ans lorsqu’il s’agit d’une révision), délais qui s’ajoutent alors à ceux de l’évolution de la carte communale.

Le projet de loi a donc ouvert la possibilité aux communes de montagne dotées d’une carte communale, qu’elles soient ou non couvertes par un SCoT, et que ce SCoT comporte ou non une étude de discontinuité dans la version initiale de l’article 10, de réaliser et intégrer à leur carte communale une étude de discontinuité pour permettre l’implantation de centrales photovoltaïques au sol en discontinuité de l’urbanisation existante.

Soumise aux conditions de comptabilité posées par l’article L. 122-7 du code de l’urbanisme, cette étude fait aussi l’objet d’un avis de la Commission départementale de la nature, des paysages et des sites.

B. Les modifications apportÉes par le SÉnat

La commission de l’aménagement du territoire et du développement durable et la commission des affaires économiques se sont attachées à clarifier la portée du nouveau dispositif avec l’adoption des amendements COM-385 et COM-445 de leurs rapporteurs respectifs.

Ils précisent ainsi que la dérogation est ouverte aux communes qui ne sont pas couvertes par un SCoT intégrant une étude de discontinuité, mais disposent d’une carte communale. Il s’agit d’éviter que les communes ne fassent un travail redondant avec le niveau intercommunal, courant le risque de contradictions.

Cela concernerait donc les communes disposant d’une carte communale non couvertes par un SCoT mais aussi celles dont le SCoT n’a pas encore réalisé d’étude de discontinuité. Dans ce cas, l’initiative communale pourrait suppléer les carences du SCoT en débloquant certains projets d’implantation d’énergies renouvelables.

Dans les deux cas, il revient à la seule carte communale de délimiter les secteurs où les constructions sont autorisées.

Les amendements étendent par ailleurs la dérogation à la réalisation d’ouvrages de production d’énergie solaire thermique, et non seulement photovoltaïque, « dans un souci de neutralité technologique » pour la filière solaire.

Ils améliorent enfin l’insertion de ce dispositif dans l’article L. 122-7 du code de l’urbanisme.

En séance, le Sénat a adopté, avec l’avis favorable du Gouvernement, un amendement n° 664 de coordination textuelle du rapporteur de la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable.

III. les modifications apportÉes par la commission

Interrogée par votre rapporteur, l’Association nationale des élus de la montagne (ANEM) a rappelé l’importance de préserver le patrimoine naturel et la qualité des espaces naturels et des paysages. Les panneaux solaires implantés sur des pentes montagneuses étant plus visibles qu’ailleurs, il importe particulièrement que l’installation sur les bâtiments soit privilégiée. L’ANEM relève néanmoins que les élus locaux conservent la décision de déroger ou non au principe de continuité urbaine. Elle s’inquiète plutôt de la capacité des petites communes de montagne à assumer le coût des études de discontinuité quand elles sont à l’origine du projet.

Au final, la commission des affaires économiques n’a apporté à l’article 10 qu’un amendement rédactionnel (CE1305) du rapporteur Éric Bothorel.

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Article 10 bis (supprimé) Dérogation aux règles des plans locaux d’urbanisme relatives aux caractéristiques des constructions afin d’autoriser l’implantation de panneaux photovoltaïques sur des terrains relevant d’une activité de gestion de déchets non dangereux

I. l’État du droit

Le plan local d’urbanisme (PLU) est un document d’urbanisme qui traduit un projet global d’aménagement et d’urbanisme à l’échelle de la commune ou du groupement de communes et fixe en conséquence les règles d’aménagement et d’utilisation des sols applicables au territoire. Son régime est défini aux articles L. 151-1 et suivants du code de l’urbanisme.

Le PLU comporte notamment un règlement qui fixe, en cohérence avec son projet d’aménagement et de développement durable (PADD), les règles générales et les servitudes d’utilisation du sol. Il est découpé en différents secteurs selon un plan de zonage précis : entre les zones urbaines (U), les zones à urbaniser (AU), les zones agricoles (A) et les zones naturelles (N), et il détermine pour chacune d’elles l’affectation des sols (usages et nature des activités). Il peut encadrer la destination des constructions, leur aspect extérieur, les hauteurs maximales à respecter, fixer un coefficient d’occupation des sols dans les zones urbaines à urbaniser et dans les zones à protéger en raison de la qualité de leurs paysages, de leurs écosystèmes, etc.

Il est opposable à tous travaux, aménagements ou constructions.

L’article L. 152-3 précise que « les règles et servitudes définies par un plan local d’urbanisme : 1° Peuvent faire l’objet d’adaptations mineures rendues nécessaires par la nature du sol, la configuration des parcelles ou le caractère des constructions avoisinantes ; 2° Ne peuvent faire l’objet d’aucune autre dérogation que celles prévues par [les articles L. 152-4 à L. 152-6-4] ».

Parmi ces dérogations, seul le 4° de l’article L. 152-5 traite d’installations d’énergies renouvelables. Il autorise ainsi l’autorité compétente pour délivrer le permis de construire ou le permis d’aménager à déroger aux règles des PLU relatives à l’emprise au sol, à la hauteur, à l’implantation et à l’aspect extérieur des constructions afin d’autoriser « l’installation d’ombrières dotées de procédés de production d’énergies renouvelables situées sur des aires de stationnement ».

II. le dispositif proposÉ par le SÉnat

En séance, le Sénat a adopté, avec un avis favorable de la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable et un avis de sagesse du Gouvernement, l’amendement n° 112 rect. de M. Jean-Pierre Corbisez et d’autres membres du groupe Rassemblement démocratique et social européen.

Il propose de permettre de déroger aux règles des plans locaux d’urbanisme relatives à l’emprise au sol, à la hauteur, à l’implantation et à l’aspect extérieur des constructions afin d’autoriser l’implantation au sol de panneaux photovoltaïques « sur des terrains relevant d’une activité de gestion de déchets non dangereux autorisée au titre des installations classées pour la protection de l’environnement », et complète à cet effet le 4° de l’article L. 152-5.

Ce dispositif cible plus précisément les installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND), où sont enfouis les déchets ultimes, ceux dont les matières restantes ne sont plus valorisables en l’état actuel des technologies. Elles peuvent stocker, dans des casiers aménagés à cet effet, des déchets ménagers et assimilés, des déchets dits inertes, mais aussi des déchets industriels dangereux.

Selon les auteurs de l’amendement, seraient plus particulièrement visés les casiers « en post-exploitation » (qui ne sont plus utilisés) présentant une configuration optimale en termes d’ensoleillement, d’orientation, de topographie, d’accessibilité, etc. Les acteurs de la gestion des déchets évalueraient le potentiel de production à 300 GWh en 2030 et 600 GWh à l’horizon 2040.

Non seulement ces terrains présentent peu d’enjeux en termes d’artificialisation des sols, mais ils constitueraient, selon eux, un foncier potentiellement mobilisable pour accueillir des projets photovoltaïques.

III. Les modifications apportÉes par la commission

En réalité, l’article 10 bis évoque plutôt des terrains relevant d’une activité de gestion des déchets, comme des décharges, que les installations de stockage de déchets non dangereux (ISDND) qu’il entend viser.

Quoi qu’il en soit, la mobilisation des ISDND apparaît peu pertinente. En effet, bien que soumis à des exigences élevées de sécurité pour l’environnement au titre de la législation des installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE), leur aménagement n’est pas exempt de risque – d’autant plus que l’article ne fait pas de différenciation selon la nature des déchets stockés.

On peut se demander enfin ce qui justifierait, dans ces contextes, de dispenser les installations photovoltaïques de l’exigence d’une bonne intégration paysagère.

La commission des affaires économiques a donc adopté l’amendement CE1306 du rapporteur Éric Bothorel, qui supprime l’article 10 bis.

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Article 11

Obligation d’équipement des parkings extérieurs de plus de 2 500 mètres carrés en ombrières intégrant un procédé d’ENR

I. L’ÉTAT DU DROIT

Les parcs de stationnement extérieurs sont soumis aux obligations applicables aux bâtiments. Ces obligations concernent les nouveaux bâtiments ainsi que ceux bénéficiant d’une rénovation lourde.

Introduit par la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat, l’article L. 111-18-1 du code de l’urbanisme prévoit l’installation sur 30 % de la surface de toiture ou d’ombrières, de panneaux solaires ou de toits végétalisés pour certaines constructions nouvelles de plus de 1 000 mètres carrés d’emprise au sol. Cette obligation concerne les parcs de stationnement couverts accessibles au public.

En application 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, l’article L. 171-4 du code de la construction et de l’habitation renforce le champ d’application de l’obligation de couverture des bâtiments à compter du 1er juillet 2023. Le seuil d’application de 1 000 m2 pour l’installation sur 30 % de la surface de toiture ou d’ombrières, de panneaux solaires ou de toits végétalisés est abaissé à 500 m2. Par ailleurs, les parcs de stationnement couverts existants faisant l'objet d'une rénovation lourde seront assujettis à l'obligation de couverture.

Les obligations croissantes d’installation de panneaux photovoltaïque visent à favoriser le développement de l’exploitation de l’énergie solaire, conformément aux objectifs définis dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) 2018-2028. La PPE prévoit un objectif de 20,1 GW installés en 2023 puis de 35 à 44 GW en 2028. La capacité installée en France métropolitaine étant d’environ 13 GW en 2021, il est donc nécessaire d’installer une capacité de 4 GW par an jusqu’à 2028 pour atteindre l’objectif haut de la PPE.

L’installation sur les bâtiments permet de pallier le manque de foncier disponible et donc d’optimiser l’occupation des sols, en favorisant l’installation sur des espaces déjà artificialisés.

II. LE DISPOSITIF PROPOSÉ

A. Le texte du projet de loi

Le I de l’article 11 prévoit une obligation d’équipement des parcs extérieurs d’une superficie supérieure à 2 500 mètres carrés en ombrières ([90]) intégrant des dispositifs de production d’énergie solaire thermique ou photovoltaïque sur l’intégralité de leur partie supérieure assurant l’ombrage. Ces obligations concernent au moins la moitié de la superficie des parcs.

Les parcs doivent également être équipés, sur au moins la moitié de leur superficie, de revêtements de surface, d’aménagements hydrauliques ou de dispositifs végétalisés favorisant la perméabilité et l'infiltration des eaux pluviales ou leur évaporation.

L’obligation ne s’applique pas aux parcs de stationnement extérieurs pour lesquels le gestionnaire met en place des procédés de production d’énergie renouvelable ne requérant pas l’installation d’ombrières, sous réserve que ces procédés permettent une production équivalente d’énergie à celle qui résulterait de l’application de la nouvelle disposition.

Ces obligations ne s’appliquent pas si le gestionnaire du parc est en mesure de démontrer :

– l’existence de contraintes techniques, de sécurité, architecturales ou patrimoniales ne permettant pas l’installation des dispositifs ;

– l’impossibilité de satisfaire cette obligation dans des conditions économiquement acceptables ;

– lorsque le parc de stationnement existe à la date du 1er juillet 2023 ou lorsque sa demande d’autorisation d’urbanisme a été déposée avant cette date et qu’il est ombragé par des arbres sur au moins la moitié de sa superficie.

Le II précise le champ des parcs de stationnement concernés par la nouvelle obligation. Elle s’applique :

– aux parcs de stationnement existant au 1er juillet 2023 ;

– aux parcs de stationnement dont la demande d’autorisation d’urbanisme a été déposée avant le 1er juillet 2023 ;

– aux nouveaux parcs de stationnement extérieurs dont la demande d’autorisation d’urbanisme a été déposée après le 1er juillet 2023, autres que ceux entrant dans le champ d’application de l’article L. 171-4 du code de la construction et de l’habitation ou de l’article L. 111-19-1 du code de l’urbanisme, dont l’entrée en vigueur est prévue au 1er juillet 2023. Cette dernière précision permet d'intégrer au dispositif les nouveaux parcs de stationnement extérieurs de plus de 2 500 mètres carrés qui ne sont pas ouverts au public (lesquels ne sont pas couverts par la rédaction actuelle de l'article L. 111-19-1 du code de l'urbanisme) ou qui ne sont pas associés aux bâtiments ou parties de bâtiment auxquels s'applique l'obligation prévue à l'article L. 171-4 du code de la construction et de l'habitation.

Le III de l'article prévoit une entrée en vigueur progressive de la nouvelle obligation en fonction de la taille des parcs de stationnement Les parcs de stationnement existant à la date du 1er juillet 2023 d'une superficie égale ou supérieure à 10 000 mètres carrés devront être mis en conformité dans un délai de trois ans à compter de cette date. Ce délai serait porté à cinq ans si le parc a une superficie inférieure à 10 000 mètres carrés.

Les IV et V prévoient le régime de sanction prévu en cas de manquement à ces obligations. Les manquements aux obligations de couverture sont constatés par les fonctionnaires et agents publics mentionnés à l'article L. 142-21 du code de l'énergie, ainsi que par les officiers ou agents de police judiciaire, les fonctionnaires et les agents mentionnés au premier alinéa de l'article L. 480-1 du code de l'urbanisme. En cas de non-respect des obligations prévues par l'article 11, l'autorité administrative compétente pourra prononcer à l'encontre du gestionnaire du parc de stationnement concerné, chaque année et jusqu'à la mise en conformité, une sanction pécuniaire proportionnée au manquement, dans la limite d'un plafond de 10 000 euros, si le parc a une superficie de moins de 10 000 mètres carrés, et de 20 000 euros, si le parc a une superficie égale ou supérieure à 10 000 mètres carrés.

Un décret en Conseil d'État fixe les conditions d'application de l'article (VI).

B. LES MODIFICATIONS APPORTÉES PAR LE SÉNAT

1. L’examen en commission

La commission de l’aménagement du territoire et du développement durable du Sénat a largement modifié le dispositif initial du projet de loi via l’adoption d’un amendement COM-387 du rapporteur et d’un amendement COM446 du rapporteur pour avis de la commission des affaires économiques proposant une réécriture globale de l’article 11.

La nouvelle rédaction opte pour une formule plus large que celle envisagée initialement : les parcs de stationnement extérieurs doivent intégrer un procédé d’énergies renouvelables sur les ombrières, et non plus seulement un dispositif de panneau solaire thermique ou photovoltaïque.

Il est désormais précisé que l’obligation ne s’applique pas aux parcs de stationnement extérieurs pour lesquels le gestionnaire met en place des procédés d’énergies renouvelables ne requérant pas l’installation d’ombrières, et sous-réserve que ces procédés permettent une production équivalente d’énergies renouvelables. Cette obligation peut ne pas s’appliquer à certains types de parcs de stationnement en cas de contraintes techniques, architecturales, ou lorsqu'elle ne peut pas être satisfaite dans des conditions économiquement acceptables.

Les amendements suppriment l’obligation d’équiper la moitié de la superficie en dispositifs végétalisés qui était définie au I, faute de lien avec l’objet du texte, consacré au développement des énergies renouvelables.

Le nouveau dispositif substitue une logique de nombre d’emplacements à une logique de surface en remplaçant le seuil des 2 500 mètres carrés initialement envisagés par une obligation définie en termes de nombre de places. Le seuil retenu est désormais celui de quatre-vingt emplacements.

Les collectivités compétentes peuvent répartir les ombrières des parcs de stationnement pour prendre en compte les difficultés techniques d’implantation ou les coûts d’aménagement. Dans ce cas, le respect de l’obligation relative au nombre d’ombrières intégrant un procédé d’énergies renouvelables est apprécié sur l’ensemble des parcs concernés par la répartition.

La nouvelle rédaction de l’article modifie les dates d’entrée en vigueur des dispositions prévues. Pour les parkings publics gérés via une concession ou une délégation de service public, une entrée en vigueur des dispositions est prévue lors du renouvellement de ladite concession ou délégation, sous réserve qu'elle ait lieu avant le 1er juillet 2028.

Un délai supplémentaire peut être accordé par l’autorité préfectorale, lorsque le gestionnaire du parc de stationnement justifie que les diligences nécessaires ont été mises en œuvre pour satisfaire à ses obligations dans les délais mentionnés mais que celles-ci ne peuvent être respectées du fait d’un retard indépendant de sa volonté.

2. L’examen en séance publique

En séance publique, le Sénat a adopté huit amendements :

– les amendements n° 182 et n° 465 de M. Stéphane Demilly et Mme Nathalie Delattre excluent les parkings de poids lourds supérieurs à 7,5 tonnes de l’application de l’article 11. Le rapporteur M. Didier Mandelli s’est montré favorable à l’amendement, évoquant les contraintes techniques empêchant l’installation d’ombrières ;

– l’amendement n° 117 de M. Cédric Vial complète les conditions permettant de déroger à l’application de l’article 11 en ajoutant une dimension environnementale ainsi que relative aux sites et aux paysages. Le rapporteur M. Didier Mandelli et le Gouvernement ont jugé que l’amendement permettait de clarifier la mise en œuvre du texte en limitant les contentieux ;

– l’amendement n° 225 de M. Henri Cabanel supprime la possibilité pour les collectivités territoriales de répartir l’obligation entre les parcs de stationnement situés sur le territoire afin de simplifier le dispositif. Le rapporteur M. Didier Mandelli a émis un avis défavorable ;

– l’amendement n° 248 bis de Mme Nathalie Delattre et l’amendement n° 477 de Mme Alexandra Borchio Fontimp précisent que lorsqu’un site regroupe plusieurs parcs de stationnement, le respect de l’obligation est envisagé à l’échelle de l’ensemble des parcs de stationnement et non de manière individuelle. Le rapporteur M. Didier Mandelli a émis, au nom de la commission, un avis favorable sur cet amendement ;

– l’amendement n° 536 de M. Jean-Michel Houllegate supprime le délai supplémentaire accordé aux gestionnaires de parc de stationnement en cas de difficultés d’approvisionnement ;

– l’amendement n° 296 de M. Ronan Dantec modifie le régime de sanction applicable. La sanction est désormais exprimée par mois et emplacement : 50 euros par emplacement et par mois. Le rapporteur M. Didier Mandelli a émis, au nom de la commission, un avis favorable sur cet amendement.

III. les modifications apPortÉes par la commission

L’examen en commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a entraîné une modification substantielle du texte issu du Sénat, notamment du fait de l’adoption des amendements de la rapporteure pour avis Mme Aude Luquet.

L’adoption de l’amendement CD1244 de la rapporteure pour avis permet le retour du calcul de la surface en mètres carrés et non en plus en nombre de places, conformément à la rédaction initiale du projet de loi. Seront désormais concernés les parcs de stationnement d’une superficie de plus de 2 500 mètres carrés. L’amendement adapte en conséquence les montants des sanctions prévues. Le non-respect de l’obligation peut entrainer une sanction pécuniaire dont le montant peut aller jusqu’à 10 000 euros si le parc est d’une superficie inférieure à 10 000 mètres carrés et de 20 000 euros si le parc est d’une superficie supérieure ou égale à 10 000 mètres carrés.

L’examen en commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a également conduit à revenir sur l’exonération de l’obligation d’équipement en ombrières pour les parcs de stationnements pour les poids lourds de plus de 7,5 tonnes qui avait été introduite au Sénat. Les amendements CD1245 de la rapporteure pour avis Mme Aude Luquet, CD387 de Mme Clémence Guetté (LFI-NUPES) et CD 1039 de Mme Laurence Maillart Méhaignerie (RE) ont été adoptés avec un avis favorable du Gouvernement.

L’adoption des amendements identiques CD1247 de la rapporteure pour avis Mme Aude Luquet, CD48 de M. Jean-Yves Bony (LR), CD808 de M. Stéphane Delautrette (SOC) et CD1044 de Mme Laurence

Maillart-Méhaignerie (RE) entraîne la suppression de la possibilité de la mutualisation à l’échelle d’un site. Ces amendements avaient reçu un avis favorable du Gouvernement.

L’adoption de l’amendement CD1246 de la rapporteure pour avis Mme Aude Luquet modifie la rédaction de l’alinéa 4, dont l’application dans sa rédaction issue de l’examen au Sénat aurait été trop complexe pour les opérateurs et services de l’État. L’autorité compétente en matière d’urbanisme n’est plus chargée de la vérification des exonérations. L’alinéa 3 introduit désormais uniquement la liste des exonérations d’application.

L’adoption de l’amendement CD1250 de la rapporteure pour avis Mme Aude Luquet complète le dispositif pour préciser qu’il appartient au gestionnaire de démontrer que le parc répond aux critères d’exonération.

L’adoption de l’amendement CD1248 de la rapporteure pour avis Mme Aude Luquet rétablit un système de sanction annualisé et plus respectueux du principe constitutionnel d’individualisation des peines.

L’adoption des amendements CD36 de M. Marcellin Nadeau (GDR-NUPES) et CD978 de M. Bruno Millienne (Dem) ne soumet plus le début les travaux d’installation d’ombrières à un permis de construire mais à une simple déclaration préalable. Ces amendements ont reçu un avis favorable de la rapporteure pour avis et du Gouvernement.

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a également adopté plusieurs amendements rédactionnels de la rapporteure pour avis (CD1155, CD1158, CD1159, CD1160).

Après avoir adopté ces amendements, la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a émis un avis favorable à l’adoption de l’article.

La commission des affaires économiques a adopté l’article 11 ainsi modifié.

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Article 11 bis A (nouveau)

Suppression de l’obligation pour les collectivités territoriales de constituer un budget annexe pour leurs installations photovoltaïques

I. l’État du droit

Parallèlement au budget principal qu’elles élaborent, les collectivités territoriales peuvent créer des régies pour suivre l’exploitation directe d’un service public industriel et commercial (SPIC). Les régies ont pour objet de s’assurer que le SPIC est financé par les ressources liées à l’exploitation de l’activité.

Conformément aux articles L. 2224-1 et L. 3241-4 du code général des collectivités territoriales, les communes, les départements et leurs établissements publics ont l’obligation de constituer des budgets annexes pour la gestion des SPIC.

À l’instar de la gestion de l’eau et des déchets, l’exploitation des panneaux photovoltaïques est actuellement soumise à l’obligation de constitution d’une régie. Cette obligation peut dissuader les collectivités de produire de l’électricité à partir de sources renouvelables dans la mesure où il est nécessaire de recruter un agent chargé de la gestion de la régie.

II. le dispositif proposÉ

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté l’amendement CD809 de Mme Marie Pochon (Écolo-NUPES) qui insère un nouvel article 11 bis A.

L’amendement portant article additionnel avait reçu un avis favorable de la rapporteure pour avis. Le Gouvernement a précisé qu’il avait émis un avis défavorable sur un amendement similaire au Sénat. Dans la mesure où un budget annexe peut être complexe à mettre en œuvre lorsque seulement une faible part de l’énergie produite est revendue, il s’en est finalement remis à la sagesse de la commission.

L’article adopté vise à compléter l’article L. 1412-1 du code général des collectivités territoriales par un nouvel alinéa qui précise que les collectivités territoriales produisant de l’électricité photovoltaïque en tant que service public industriel et commercial n’ont pas l’obligation de constituer une régie dotée d’un budget annexe.

La commission des affaires économiques a adopté l’amendement créant l’article 11 bis A.

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Article 11 bis

Renforcement des obligations de couverture des bâtiments non résidentiels nouveaux ou lourdement rénovés par des installations de production d’énergie solaire ou des systèmes végétalisés

I. l’État du droit

A. Des obligations croissantes de couverture des nouveaux bÂtiments en Énergie solaire ou systÈmes vÉGÉtalisés

Aux termes de l'article L. 111-19 du code de l'urbanisme, modifié par la loi du 8 décembre 2016 pour la reconquête de la biodiversité, de la nature et des paysages, l’autorisation d’exploitation commerciale des magasins d’une surface de vente supérieure à 1 000 mètres carrés ne peut être accordée que si les nouveaux bâtiments intègrent, sur tout ou partie de leurs toitures, et de façon non exclusive, soit des procédés de production d'énergies renouvelables, soit un système de végétalisation basé sur un mode cultural garantissant un haut degré d'efficacité thermique et d'isolation et favorisant la préservation et la reconquête de la biodiversité, soit d'autres dispositifs aboutissant au même résultat. L'autorisation d'exploitation commerciale (AEC) est accordée par la commission départementale de l'aménagement commercial (CDAC) ou la commission nationale de l'aménagement commercial (CNAC), qui vérifie, entre autres, le respect de ces obligations environnementales.

Introduit par la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat, l’article L. 111-18-1 du code de l’urbanisme prévoit l’installation sur 30 % de la surface de toiture ou d’ombrières, de panneaux solaires ou de toits végétalisés pour certaines constructions nouvelles de plus de 1 000 mètres carrés d’emprise au sol. Cette obligation concerne :

– les constructions soumises à une autorisation d’exploitation commerciale : magasins de commerce de détail et leur extension, ensembles commerciaux et leur extension, drive et leur extension ;

– les locaux à usage industriel ou artisanal ;

– les entrepôts ;

– les hangars non ouverts au public faisant l’objet d’une exploitation commerciale ;

– les parcs de stationnement couverts accessibles au public.

L’autorité compétente en matière d’autorisation d’urbanisme peut, par décision motivée, écarter l’obligation lorsque ces dispositifs sont de nature à aggraver un risque, ou lorsque leur installation présente une difficulté technique insurmontable ou qui ne peut être levée dans des conditions économiquement acceptables.

L’arrêté du 5 février 2020 pris en application de l’article L. 111-18-1 du code de l’urbanisme précise les cas dans lesquels tout ou partie de l’obligation est écartée ou soumise à des conditions de mise en œuvre spécifiques pour les installations classées pour la protection de l’environnement.

En application 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, l’article L. 171-4 du code de la construction et de l’habitation renforce le champ d’application de l’obligation de couverture des bâtiments à compter du 1er juillet 2023 :

– en abaissant le seuil d’application de 1 000 mètres carrés à 500 mètres carrés ;

– en l’étendant aux constructions pour le commerce de gros de plus de 500 mètres carrés et aux constructions de bâtiments ou parties de bâtiment à usage de bureaux de plus de 1 000 mètres carrés d’emprise ;

– en l’étendant aux extensions et rénovations lourdes de bâtiments ou parties de bâtiment si ces extensions ou les rénovations concernées ont une emprise au sol de plus de 500 mètres carrés, et de plus de 1 000 mètres carrés pour les bureaux.

B. Les bÂtiments : des espaces d’opportunitÉ pour le dÉploiement du photovoltaïque

Les obligations croissantes d’installation de panneaux photovoltaïques visent à favoriser le développement de l’exploitation de l’énergie solaire, conformément aux objectifs définis dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) 2018-2028. La PPE prévoit un objectif de 20,1 GW installés en 2023 puis de 35 à 44 GW en 2028. La capacité installée en France métropolitaine étant d’environ 13 GW en 2021, il est donc nécessaire d’installer une capacité de 4 GW par an jusqu’à 2028 pour atteindre l’objectif haut de la PPE.

L’installation sur les bâtiments permet de pallier le manque de foncier disponible et donc d’optimiser l’occupation des sols, en favorisant l’installation sur des espaces déjà artificialisés.

II. le dispositif proposÉ

A. L’examen en commission

Un amendement COM-338 du rapporteur introduit un article 11 bis renforçant les obligations applicables aux bâtiments non résidentiels nouveaux ou lourdement rénovés.

Il étend le champ des bâtiments couverts par les obligations prévues à l’article L. 171-4 du code de la construction et de l’habitation en y incluant les bâtiments publics.

Il abaisse le seuil de l’obligation de couverture des bureaux, nouveaux ou lourdement rénovés, de 1 000 à 500 mètres carrés à partir du 1er janvier 2025.

Il abaisse enfin le seuil de l’obligation de couverture des bâtiments non résidentiels, nouveaux ou lourdement rénovés, de 500 à 250 mètres carrés dès le 1er janvier 2027.

L’article 11 bis complète les articles L. 181-11 du code de la construction et de l’habitation, relatif aux sanctions administratives, et L. 183-4 relatif aux sanctions pénales, en introduisant un dispositif de contrôle et de sanction en cas de manquements aux obligations de l’article L. 171-4 du code de la construction et de l’habitation.

B. L’examen en SÉance publique

Dans le cadre de l’examen du texte en séance publique, le Sénat a adopté six amendements :

– les amendements n° 540 de M. Redon-Sarrazt et n° 209 de M. Daniel Salmon rendent prioritaire l’installation de procédés de production d’énergies renouvelables sur les bâtiments. L’installation de toits végétalisés ne devient qu’une possibilité subsidiaire, à envisager lorsque la production d’énergie renouvelable est rendue impossible pour des raisons techniques, de sécurité, architecturales ou patrimoniales. Le rapporteur M. Didier Mandelli a émis, au nom de la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable, un avis favorable sur l’amendement n° 540, contrairement au Gouvernement qui a estimé qu’il était préférable de laisser le choix entre la solution photovoltaïque et la végétalisation ;

– les amendements n° 170 de M. Gilles Favreau, n° 299 de M. Ronan Dantec et n° 539 de M. Jean-Michel Houllegatte portent de 30 % à 50 % la surface de couverture des toitures des bâtiments neufs non résidentiels à compter du 1er janvier 2025. Autrement dit, la mise en place de panneaux photovoltaïques devient obligatoire sur au moins 50 % de la toiture des nouvelles constructions et non sur seulement 30 % de celle-ci. Contrairement au rapporteur M. Didier Mandelli, le Gouvernement était défavorable à cet amendement, estimant que les délais n’étaient pas assez importants ;

– un amendement rédactionnel n° 665 de M. Didier Mandelli.

III. les modifications apPortÉes par la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté l’amendement CD588 de M. Stéphane Delautrette (SOC) qui modifie le seuil d’obligation de couverture des bâtiments non résidentiels nouveaux par des installations de production d’énergie solaire ou des systèmes de végétalisation. Le taux de couverture obligatoire passe de 50 % à 60 %.

Cet amendement avait reçu un avis défavorable de la rapporteure pour avis Mme Aude Luquet, favorable à la stabilité législative, et du Gouvernement. Mme la ministre de la transition énergétique Agnès Pannier-Runacher estimait, pour sa part, que cela risquait de freiner la construction de nouveaux bâtiments pour des raisons économiques et que le passage de 30 %, prévu dans la loi « climat et résilience » à 50 % était déjà complexe.

Après avoir adopté cet amendement, la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a émis un avis favorable à l’adoption de l’article.

La commission des affaires économiques a adopté l’article ainsi modifié.

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Article 11 ter (supprimé)

Obligation d’installation d’un procédé de production d’énergies renouvelables sur les bâtiments non résidentiels existants de plus de 250 mètres carrés, à compter du 1er janvier 2028

I. l’État du droit

Les obligations d’installation de panneaux solaires sur les bâtiments non résidentiels concernent uniquement les nouveaux bâtiments ou les bâtiments lourdement rénovés (voir article 11 bis).

II. le dispositif proposÉ

A. L’examen en commission

Introduit par voie d’amendement COM-389 du rapporteur M. Didier Mandelli, l’article 11 ter prévoit l’obligation d’installer des panneaux solaires sur les bâtiments non résidentiels existants de plus de 250 mètres carrés à compter du 1er janvier 2028.

Le I prévoit que l’obligation concerne les bâtiments ou parties de bâtiments à usage commercial, industriel, artisanal ou administratif, les constructions de bâtiments ou parties de bâtiment à usage de bureaux ou d’entrepôt, les constructions de hangars non ouverts au public faisant l’objet d’une exploitation commerciale, les hôpitaux, les équipements sportifs, récréatifs et de loisirs, les bâtiments ou parties de bâtiments scolaires et universitaires et les constructions de parcs de stationnement couverts accessibles au public, lorsqu’ils créent plus de 250 mètres carrés d’emprise au sol.

La surface de ces bâtiments devant être couverte par un procédé de production d’énergies renouvelables devra être définie par décret.

Le II prévoit des possibilités d’exemption de tout ou partie de cette obligation. Par décision motivée, l’autorité compétente en matière d’autorisation d’urbanisme pourra exempter :

– les bâtiments ou parties de bâtiments qui, en raison de contraintes techniques, de sécurité, architecturales ou patrimoniales, ne permettent pas l’installation des procédés de production d’énergies renouvelables, notamment si l’installation est de nature à aggraver un risque ou présente une difficulté technique insurmontable ;

– les bâtiments ou parties de bâtiments pour lesquels les travaux permettant de satisfaire cette obligation ne peuvent être réalisés dans des conditions économiquement acceptables.

Les critères relatifs aux exonérations sont précisés en décret en Conseil d’État.

Le III prévoit qu’un arrêté du ministre chargé des installations classées devra également définir les cas dans lesquels tout ou partie de l’obligation sera écartée ou soumise à des conditions de mise en œuvre spécifiques pour les installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE) dès lors que les obligations sont incompatibles avec les caractéristiques de l’installation.

Le IV précise les modalités d’entrée en vigueur. Ces obligations s’appliqueront le 1er janvier 2028 pour les bâtiments ou parties de bâtiments existants à la date du 1er juillet 2023 et ceux dont la demande d’autorisation d’urbanisme a été déposée à compter de la promulgation de la présente loi et avant cette date. Un délai supplémentaire pourra toutefois être accordé par le préfet lorsque le gestionnaire du bâtiment concerné justifie que les diligences nécessaires ont été mises en œuvre pour satisfaire à ses obligations dans les délais impartis, mais que celles-ci ne peuvent être respectées du fait d’un retard qui ne lui est pas imputable, notamment lorsque ce dernier résulte de difficultés d’approvisionnement en procédés d’énergies renouvelables.

Le V de l’article crée par ailleurs un mécanisme de contrôle de l’obligation. Il prévoit ainsi que les manquements aux obligations de couverture soient constatés par les fonctionnaires et agents publics mentionnés à l’article L. 142-21 du code de l’énergie, ainsi que par les officiers ou agents de police judiciaire, les fonctionnaires et les agents mentionnés au premier alinéa de l’article L. 480-1 du code de l’urbanisme.

En cas de méconnaissance des obligations prévues par l’article (VI), l’autorité administrative compétente pourrait prononcer à l’encontre du gestionnaire du bâtiment concerné, chaque année et jusqu’à la mise en conformité, une sanction pécuniaire dans la limite d’un plafond de 10 000 euros. Cette sanction doit alors être proportionnée à la gravité du manquement.

L’article prévoit qu’un décret en Conseil d’État fixe les conditions d’application de l’article (VII).

B. L’examen en SÉance publique

Un amendement n° 300 de M. Ronan Dantec adopté en séance publique au Sénat étend le dispositif aux façades des bâtiments et non à leurs seules toitures. Le rapporteur M. Didier Mandelli s’est déclaré favorable à cet amendement, contrairement au Gouvernement.

III. les modifications apPortÉes par la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté les amendements de suppression CD164 de M. Vincent Descoeur (LR) et CD764 de M. Pierre Vatin (LR), selon lesquels « l’incitation est préférable à l’obligation » ([91]).

La commission des affaires économiques a adopté les amendements de suppression de l’article.

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Article 11 quater A (nouveau)

Rapport sur la règlementation thermique dans les bâtiments tertiaires des collectivités d’outre-mer

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté l’amendement CD740 de M. Jean-Hugues Ratenon (LFI-NUPES) qui avait reçu un avis favorable de la rapporteure pour avis Mme Aude Luquet et du Gouvernement.

Ce nouvel article prévoit que le Gouvernement remet au Parlement un rapport relatif aux conditions de mise en place de la règlementation thermique, notamment dans les bâtiments tertiaires, dans les collectivités d’outre-mer, afin de faciliter l’atteinte de l’objectif d’autonomie énergétique.

Ce rapport doit être remis dans un délai de six mois à compter de la promulgation de la loi.

La commission des affaires économiques a adopté cet amendement créant l’article 11 quater A.

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Article 11 quater

Possibilité de déroger aux interdictions prescrites dans les règlements des plans de prévention du risque inondation (PPRI) pour le déploiement d’installations de production d’énergie solaire

I. l’État du droit

L’article L. 562-1 du code de l’environnement prévoit l’élaboration et la mise en application par l’État de plans de prévention des risques naturels prévisibles. Ces documents de planification réglementent l’utilisation des sols en fonction des risques naturels identifiés : inondation, mouvements de terrain, avalanches, incendies de forêt, séismes, éruptions volcaniques, tempêtes, cyclones. Ces plans délimitent les zones exposées au risque et peuvent y interdire ou encadrer certaines activités.

Le plan de prévention des risques d’inondation (PPRI) délimite les zones exposées au risque d’inondation et prévoit des interdictions ou prescriptions spécifiques afin de ne pas aggraver le risque pour les populations et de mettre en place des mesures de prévention. Les collectivités territoriales et les EPCI sont associés à l’élaboration de ces documents, approuvés par le préfet après enquête publique (article L. 562-3 du code de l’environnement).

Les terrains situés en zone rouge des PPRI sont aujourd’hui inaptes à l’accueil de projets photovoltaïques du fait des risques provoqués par les crues en matière d’écoulement et de submersion des panneaux. La création d’une installation photovoltaïque ne peut être envisagée que sous réserve que les panneaux soient implantés au-dessus des plus hautes eaux connues, que les installations et clôtures permettent la transparence hydraulique et que leur ancrage au sol soit assuré.

L’étude d’impact réalisée dans le cadre de la demande d’autorisation environnementale pour les projets d’une puissance supérieure à 250 kWc doit démontrer que le projet respecte la prévention des risques d’inondation et n’est pas de nature à aggraver les risques encourus. Le porteur du projet doit également démontrer qu'aucune alternative n'est envisageable hors zone inondable ([92]) .

II. le dispositif proposÉ

A. L’examen en commission

Les sénateurs ont adopté un amendement COM-113 qui complète l’article L. 562-1 du code de l’environnement. Il prévoit que le préfet, après avis de la commune et de l’EPCI concernés, puisse accorder des dérogations aux interdictions et prescriptions fixées dans les PPRI afin d’autoriser les infrastructures de production d’énergie solaire. En application du nouveau VIII de l’article L. 562-1, ces dérogations fixent les conditions particulières auxquelles est subordonnée la réalisation du projet.

L’article 11 quater prévoit, en conséquence, que ces dérogations soient intégrées dans le PPRI par une procédure de modification, mentionnée au II de l’article L. 562-4-1 du code de l’environnement.

L’entrée en vigueur des PPRI intégrant ces mesures devra alors intervenir dans un délai de trente mois à compter de la promulgation de la présente loi. Les PPRI en cours d’élaboration ou de révision devront enfin intégrer ces mesures, dès lors que l’arrêté d’ouverture de l’enquête publique n’a pas été adopté à la date de promulgation du texte.

L’article prévoit qu’un décret en Conseil d’État fixe les conditions d’application de l’article (VII).

B. L’examen en SÉance publique

Un amendement rédactionnel n° 666 de M. Didier Mandelli, rapporteur de la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable, a été adopté en séance publique.

Le Gouvernement a émis un défavorable sur cet article.

III. les modifications apPortÉes par la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté quatre amendements de la rapporteure pour avis Mme Aude Luquet.

L’amendement CD1209 prévoit le remplacement de l’autorisation des infrastructures de production d’énergie solaire par une absence d’opposition, dans un objectif de simplification.

L’amendement CD1210 prévoit deux modifications au texte issu de l’examen en séance publique par le Sénat. Il précise d’abord que la modification des plans de prévention des risques d’inondation existants pour permettre l’installation de panneaux solaires ne doit pas conduire à aggraver les risques. Il modifie ensuite la procédure d’évolution d’un PPRI. Afin de mieux asseoir l’action du préfet de département, la nouvelle procédure permet de rendre immédiatement opposables les dispositions prises par le préfet afin que le PPRI ne s’oppose plus à l’implantation d’installations de production d’électricité par énergie solaire. Elle ne nécessite pas de justifier de circonstances particulières d’urgence.

L’amendement modifie par ailleurs l’article afin d’éviter la revue généralisée de tous les PPRI existants.

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a également adopté l’amendement rédactionnel CD1161.

Après avoir adopté ces amendements, la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a émis un avis favorable à l’adoption de l’article.

La commission des affaires économiques a adopté l’article 11 quater ainsi modifié.

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Article 11 sexies (supprimé) Possibilité pour les tiers investisseurs revendre le surplus de l’électricité produite dans le cadre d’une opération d’autoconsommation individuelle

I. l’État du droit

L’autoconsommation est le fait de consommer sa propre production d’électricité. Elle est associée à la notion d’autoproduction, qui est le fait de produire sa propre consommation. Un autoconsommateur peut utiliser l’intégralité de sa production, mais avoir besoin de solliciter le réseau public d’électricité pour couvrir le reste de sa consommation. Un autoconsommateur peut aussi être amené à réinjecter dans le réseau son surplus de production d’électricité, lequel est soit cédé à titre gratuit au gestionnaire du réseau public de distribution (pour les seules puissances installées inférieures ou égales à 3 kWc), soit vendu sur le réseau (on parle de vente au surplus).

L’article L. 315-1 du code de l’énergie définit une opération d’autoconsommation individuelle comme « le fait pour un producteur, dit autoproducteur, de consommer lui-même et sur un même site tout ou partie de l’électricité produite par son installation » ([93]).

Même si l’autoconsommateur-autoproducteur est une même personne (physique ou morale), l’article L. 315-1 prévoit que son installation peut être détenue ou gérée par un tiers. L’intervention de ce dernier peut se limiter au financement et à la propriété de l’installation (dans le cas d’un financement participatif par exemple). Propriétaire ou non, le tiers peut aussi « se voir confier l’installation et la gestion, notamment l’entretien, de l’installation de production, pour autant qu’il demeure soumis aux instructions de l’autoproducteur ». L’investissement et/ou la complexité du portage de projet sont ainsi assumés par ce tiers, de même que la maintenance de l’installation, voire son exploitation.

Grâce à cette opération, l’autoconsommateur prélève moins d’électricité sur le réseau ; ce faisant, il réduit sa facture, bénéficie d’un tarif d’utilisation des réseaux adapté à son moindre impact, d’un tarif nul d’accise sur l’électricité produite, ainsi que d’une prime à l’autoconsommation (également appelée prime à l’investissement) versée pendant cinq ans. Étant seul à être reconnu comme producteur (« le tiers lui-même n’est pas considéré comme un autoproducteur » en vertu de l’article L. 315-1), c’est à son nom qu’est établi le contrat de raccordement et c’est lui qui bénéficie de la vente du surplus d’électricité (dans le cadre d’un contrat d’obligation d’achat s’il en fait la demande).

Dans ce montage, le tiers investisseur se rémunère via un loyer de mise à disposition et/ou de gestion de l’installation de production d’énergies renouvelables payé par l’autoconsommateur. Ce loyer doit couvrir les frais d’investissement et d’exploitation du tiers pour que le projet soit viable.

II. le dispositif proposÉ par le SÉnat

Le rapporteur de la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable a fait valoir que l’interdiction de la gestion ou de la vente, par le tiers lui-même, du surplus de l’électricité produite remettrait en cause l’équilibre économique global, voire la faisabilité, de nombreux projets d’autoconsommation individuelle.

Il a donc proposé un amendement COM-394 visant à lever cette contrainte, qui a été adopté en commission. Les tiers investisseurs ou tiers gestionnaires pourront désormais gérer et vendre le surplus d’électricité selon leurs propres décisions, en recevant directement le produit de cette vente.

L’article 11 sexies qui en est issu n’a fait l’objet d’aucun amendement déposé en séance.

III. LES MODIFICATIONS APPORTÉES PAR LA COMMISSION

Il apparaît toutefois que cette nouvelle configuration détournerait la nature de l’autoconsommation individuelle, qui fait d’une même personne à la fois le producteur et le consommateur. C’est précisément à ce titre qu’elle bénéficie des aides publiques spécifiques à l’autoconsommation.

Si le particulier (ou la personne morale) n’est plus que simple consommateur, le tiers investisseur se retrouve dans la situation classique d’un producteur d’électricité qui n’a d’autres obligations à l’égard du consommateur que de lui verser un loyer (sous forme d’électricité) pour le toit ou le terrain d’implantation mis à sa disposition. Cela ne justifierait plus l’accès aux soutiens publics spécifiques, ni pour le producteur, ni pour le particulier qui n’assume plus aucune charge.

Cette configuration n’est, en tout état de cause, pas admise par la directive européenne encadrant l’autoconsommation. ([94])

Le rapporteur Éric Bothorel ayant signalé qu’il aurait soutenu l’amendement CE1027 du Gouvernement tendant à la suppression du présent article, s’il avait été défendu, la commission des affaires économiques a décidé de rejeter l’article 11 sexies.

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Article 11 septies A (nouveau)

Levée de l’interdiction pour les producteurs participant à des opérations d’autoconsommation collective d’en faire leur activité principale

I. L’État du droit

Une opération d’autoconsommation est collective lorsque la fourniture d’électricité est effectuée entre un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs consommateurs finals liés entre eux au sein d’une personne morale et que les points de soutirage et d’injection sont situés dans le même bâtiment, y compris des immeubles résidentiels (article L. 315-2 du code de l’énergie).

L’opération d’autoconsommation collective peut aussi être qualifiée d’étendue lorsque la fourniture d’électricité est effectuée entre un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs consommateurs finals, liés entre eux au sein d’une personne morale, et que les points de soutirage et d’injection sont situés sur le réseau public de distribution (basse tension si l’électricité n’est pas renouvelable) et respectent les critères, notamment de proximité géographique ([95]), fixés par un arrêté du ministre chargé de l’énergie.

Le troisième alinéa de l’article L. 315-2 précise toutefois que « l’activité d’autoconsommation collective ne peut constituer, pour l’autoconsommateur, le consommateur ou le producteur qui n’est pas un ménage, son activité professionnelle ou commerciale principale ».

II. LES MODIFICATIONS APPORTÉES PAR LA COMMISSION

La directive 2018/2001 du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables (dite RED II) définit certes l’« autoconsommateur d’énergies renouvelables » comme étant « un client final qui exerce ses activités dans ses propres locaux, à l’intérieur d’une zone limitée, ou, lorsqu’un État membre l’autorise, dans d’autres locaux, qui produit de l’électricité renouvelable pour sa propre consommation, et qui peut stocker ou vendre de l’électricité renouvelable qu’il a lui- même produite, à condition que ces activités ne constituent pas, pour l’autoconsommateur d’énergies renouvelables qui n’est pas un ménage, son activité professionnelle ou commerciale principale ».

Mais cette dernière restriction ne prétend pas s’appliquer au-delà de l’autoconsommation individuelle – définie à l’article L. 315-1, qui rappelle cette incompatibilité.

L’introduction d’une telle exigence dans la définition de l’autoconsommation collective apparaît alors comme une sur-transposition de la directive européenne, font valoir les amendements identiques CE244 de M. Bruno Millienne (MODEM) et CE639 de M. Laurent Esquenet-Goxes (MODEM) adoptés par la commission des affaires économiques, avec l’avis favorable du rapporteur Éric Bothorel.

En exemptant les producteurs de l’interdiction de faire de l’autoconsommation collective leur activité professionnelle (ou commerciale principale), ces amendements lèvent une forte incertitude sur la position des développeurs d’installations de production d’énergies renouvelables ou des investisseurs qui aident les consommateurs candidats à créer une opération d’autoconsommation collective.

De fait, ce type de collaboration se fait souvent dans le cadre d’une société de projet (SPV) spécifique à chaque opération d’autoconsommation collective et dont l’objet est nécessairement l’activité de production et/ou de vente d’électricité au sein de l’opération. Mais ce cadre, qui constitue le mode majoritaire de développement des énergies renouvelables en France, ne supprime pas le doute pesant sur les porteurs de projets dont c’est également le métier. Cette difficulté juridique constitue un frein réel au développement des opérations d’autoconsommation collective.

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Article 11 octies A (supprimé)

Extension du tarif particulier de l’accise sur l’électricité aux opérations d’autoconsommation collective

I. l’État du droit

Les livraisons d’électricité sont soumises à une fraction de l’accise sur les énergies (codifiée aux articles L. 312-1 à L. 312-107 du nouveau code des impositions sur les biens et services) qui était précédemment appelée taxe intérieure de consommation finale d’électricité (TICFE). Cette accise est définie non par un taux de taxation mais par un tarif en euros par mégawattheure (€/MWh) appliqué aux volumes consommés.

Elle est acquittée par les fournisseurs sur la base des quantités d’électricité livrées aux consommateurs finals sur les factures desquelles elle est répercutée.

Les taux normaux, hors minoration exceptionnelle appliquée en 2022, étaient, au début de l’année, de :

– de 25,6875 €/MWh pour les ménages dont la puissance consommée est inférieure ou égale à 250 kVA et les activités économiques dont la puissance est inférieure à 36 kVA ;

– de 23,5625 €/MWh pour les petites et moyennes entreprises dont la puissance consommée est comprise entre 36 et 250 kVA.

Un tarif particulier de l’accise sur l’électricité, égal à zéro, est prévu pour l’électricité d’origine renouvelable produite par de petites installations et consommée par le producteur dans les conditions prévues à l’article L. 312-87 du code des impositions sur les biens et services.

Selon celui-ci, relève d’un tarif particulier de l’accise l’électricité qui répond aux conditions cumulatives suivantes : 1° Elle est produite à partir d’une énergie renouvelable ; 2° La puissance installée sur le site de production est inférieure à un mégawatt ; 3° Elle est consommée pour les besoins des activités de la personne qui l’a produite.

Cette définition se réfère à un schéma d’autoconsommation individuelle et écarte en conséquence les opérations d’autoconsommation collective – celles-ci se caractérisant par la fourniture d’électricité effectuée entre un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs consommateurs finals liés entre eux au sein d’une personne morale.

II. le dispositif proposÉ par le SÉnat

En séance, avec le soutien de la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable, mais contre l’avis du Gouvernement, le Sénat a adopté l’amendement n° 280 de M. Guillaume Gontard et d’autres membres du groupe Écologiste–solidarité et territoire qui propose d’appliquer le tarif particulier de l’accise sur l’électricité de la même façon aux deux formes d’autoconsommation.

La ministre a néanmoins rappelé que les autoconsommateurs individuels sont exonérés d’accise sur l’électricité sur la fraction qu’ils autoconsomment parce que ce courant ne transite pas sur le réseau public. Ce n’est pas le cas pour l’électricité qu’ils peuvent prélever sur le réseau. Les échanges d’énergie au sein d’une opération d’autoconsommation collective passant par le réseau public, il est légitime que ces consommateurs et producteurs prennent leur part entière de la charge publique que cela représente.

III. LES MODIFICATIONS APPORTÉES PAR LA COMMISSION

Les autoconsommateurs collectifs bénéficiant du même niveau de prestations apporté par le réseau public que les autres consommateurs situés en dehors de l’opération, cet allègement fiscal n’a pas de justification, pas même d’un point de vue économique.

Selon les services ministériels, les soutiens publics à l’autoconsommation couvrent déjà bien les investissements des parties prenantes. Le cahier des charges des appels d’offres destinés à l’autoconsommation collective prévoit même que les producteurs lauréats puissent être compensés d’une partie de cette accise.

Cette aide supplémentaire reviendrait donc à faire de la surcompensation, ce qui n’est pas autorisée par la directive européenne relative à l’autoconsommation.

En l’absence du Gouvernement, qui n’a pu défendre son amendement de suppression CE1028, sur proposition du rapporteur Éric Bothorel, la commission des affaires économiques a, dans un premier temps, adopté l’amendement CE389 de M. Sébastien Jumel (GDR-NUPES) qui écartait les opérations d’autoconsommation collective de l’application d’un quelconque tarif particulier d’accise sur l’électricité, ce qui revenait à ramener le présent article au droit existant.

Enfin, dans un second temps, toujours sur proposition du rapporteur, la commission a choisi de rejeter l’article 11 octies A.

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Article 11 octies B (supprimé)

Relèvement du seuil permettant une exonération d’impôt sur le revenu sur les ventes d’électricité photovoltaïque produite dans le cadre d’une opération d’autoconsommation

I. l’État du droit

Selon le code général des impôts (CGI), le produit de la vente de l’électricité produite à partir d’installations photovoltaïques par une personne physique constitue un bénéfice industriel et commercial soumis à l’impôt sur le revenu.

Il est toutefois exonéré de cet impôt si l’installation de production ne dépasse pas 3 kilowatts crête, sont raccordées au réseau public en deux points au plus et ne sont pas affectées à une activité professionnelle (article 35 ter du CGI).

Cette dépense fiscale vise à renforcer le bilan économique des petites installations de production d’électricité renouvelable.

II. le dispositif proposÉ par le SÉnat

L’amendement n° 77 rect. bis de Mmes Angèle Préville et Victoire Jasmin et de M. Sébastien Pla, membres du groupe socialistes, écologiste et républicain, adopté avec le soutien de la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable, mais contre l’avis du Gouvernement, propose qu’à compter du 1er janvier 2023 :

– le seuil de 3 kilowatts-crête soit rehaussé à 9 kilowatts-crête ;

– et que cette aide fiscale soit réservée aux autoconsommateurs individuels ou collectifs (mentionnés aux articles L. 315-1 et L. 315-2 du code de l’énergie).

Les auteurs font valoir que le seuil de 3 kWc a été mis en place en 2008, à une époque où la recette annuelle générée par une installation de cette puissance était de l’ordre de 1 800 € pour un ensoleillement de 1100 kWh/kWc, correspondant à la moyenne nationale. Avec la baisse des tarifs d’obligation d’achat, une installation équivalente génère aujourd’hui une recette de seulement 600 €.

Ils considèrent que le relèvement du plafond à 9 kWc, qui correspond à un seuil figurant dans les arrêtés tarifaires de soutien au photovoltaïque, réservé aux seules installations mises en service à partir du 1er janvier 2023, pourrait inciter, à coût maîtrisé pour l’État, les particuliers à développer sensiblement leur production d’électricité.

La ministre a cependant observé que, tel qu’il est rédigé, cet article reviendrait à priver de cette exonération les petits producteurs qui ne sont pas autoconsommateurs, ce qui serait regrettable.

Au reste, la surface nécessaire pour atteindre ce niveau de production est peu accessible à de simples particuliers. 3 kWc correspond en effet à environ 30 m2 de surface couverte, alors que 9 kWc représenterait une emprise de 200 m2.

Pour favoriser les investissements des particuliers, le Gouvernement a, pour sa part, privilégié d’autres leviers, comme l’accélération du préfinancement des investissements d’autoconsommation. Auparavant, la somme était répartie sur cinq années ; à présent, il est prévu de verser 80 % du montant dès la première année d’investissement.

En tout état de cause, les aides publiques ne peuvent excéder les charges. Les services soulignent que l’autoconsommation est déjà bien soutenue ; renforcer cette aide fiscale reviendrait à sur-rémunérer les autoconsommateurs, en contrariété avec le droit européen.

En outre, le panier d’aides nationales doit être validé par la Commission européenne. Si on améliore ou ajoute une aide au dispositif actuel, il faudrait amoindrir ou en retirer une autre.

III. LES MODIFICATIONS APPORTÉES PAR LA COMMISSION

Pour ces différentes raisons, avec le soutien du rapporteur Éric Bothorel, la commission des affaires économiques a adopté l’amendement CE390 de M. Sébastien Jumel (GDR-NUPES) qui supprime l’article 11 octies B – au même titre que l’amendement CE1032 du Gouvernement qui n’a pu être défendu.

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Article 11 octies C (supprimé)

Ouverture de l’éco-PTZ aux travaux d’installation de panneaux solaires permettant l’autoconsommation

La commission des affaires économiques, saisie au fond, a sollicité l’avis de la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire sur cet article.

Le présent article, introduit par le Sénat, visait à favoriser l’installation de panneaux solaires d’autoconsommation individuelle en les rendant éligibles à l’éco-prêt à taux zéro (éco-PTZ).

I. l’État du droit

Plusieurs dispositifs de soutien au financement de travaux de rénovation énergétique ont été mis en place pour les ménages, en particulier les plus modestes.

Créé par la loi n° 2008-1425 du 27 décembre 2008 de finances pour 2009, le dispositif de l’éco-PTZ constitue un outil fiscal permettant d’inciter les ménages à rénover leur logement, en particulier lorsque leurs ressources sont limitées.

L’éco-PTZ est un dispositif d’avances remboursables sans intérêt destiné au financement de travaux de rénovation. Pour compenser l’absence d’intérêts des éco-PTZ qu’ils distribuent, les établissements de crédit et les sociétés de financement bénéficient d’un crédit d’impôt imputable à hauteur d’un cinquième de son montant sur l’impôt sur les bénéfices au titre de l’année au cours de laquelle les avances remboursables ont été versées et par fraction égale sur l’impôt dû au titre des quatre années suivantes.

L’article 244 quater U du code général des impôts précise que le montant d’un éco-PTZ ne peut pas dépasser 30 000 euros par logement ou 50 000 euros, à condition que le gain d'amélioration énergétique atteigne 35 %.

Pour pouvoir en bénéficier, le demandeur doit réunir deux principales conditions. D’une part, son logement doit constituer sa résidence principale ou celle de son locataire et avoir été construit depuis plus de deux ans. D’autre part, le demandeur doit réaliser des travaux de rénovation énergétique dont la liste figure au 2 du paragraphe I de l’article 244 quater U du code général des impôts.

Depuis le 1er avril 2012, en application du paragraphe VI bis de l’article 244 quater U du code général des impôts, un éco-PTZ peut également être accordé à un syndicat de copropriétaires souhaitant mener des travaux de rénovation énergétique d’intérêt collectif.

L’article 86 de la loi n° 2021-1900 du 30 décembre 2021 de finances pour 2022 a prolongé le dispositif jusqu’au 31 décembre 2023.

II. le dispositif proposÉ

L’article 11 octies C, introduit par voie d’amendement n° 186 de Mme Anne-Catherine Loisier lors de l’examen en séance publique au Sénat, prévoit une extension des travaux éligibles à l’éco-PTZ à l’installation de panneaux photovoltaïques.

Le 1° du 2 du I de l’article 244 quater U du code général des impôts est ainsi complété par un h incluant les travaux d’installation d’équipements utilisant l’énergie radiative du soleil moyennant des technologies photovoltaïques.

La précision apportée par l’article vise à favoriser l’installation de panneaux d’autoconsommation individuelle.

Le rapporteur M. Didier Mandelli était favorable à cette nouvelle disposition. Considérant à l’inverse qu’il existait déjà suffisamment de dispositifs favorisant l’autoconsommation individuelle, notamment la prime à l’investissement, le Gouvernement a émis un défavorable sur l’article.

III. les modifications apPortÉes par la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté l’amendement de suppression CD1212 du Gouvernement. La ministre de la transition énergétique Mme Agnès Pannier-Runacher a estimé qu’il existait déjà de nombreuses mesures en faveur de l’autoconsommation individuelle et qu’une telle disposition avait vocation à figurer au sein d’une loi de finances.

La commission des affaires économiques a adopté l’amendement de suppression de l’article.

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Article 11 octies (supprimé)

Facilitation des installations de production d’énergie renouvelable sur les bâtiments neufs et existants

I. l’État du droit

A. Le droit à l’intÉGration des Énergies renouvelables dans les bÂtiments

La rédaction de l’article L. 111-16 du code de l’urbanisme issue de la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat prévoit que nonobstant les règles relatives à l’aspect extérieur des constructions, des plans locaux d’urbanisme, d’occupation des sols et d’aménagement de zone et des règles des lotissements, un maire ne puisse s’opposer au permis de construire ou d’aménager des dispositifs d’énergie renouvelables sur les bâtiments.

L’article R. 111-23 du code de l'urbanisme limite l'application de l'article L. 111-16 aux « systèmes de production d'énergie à partir de sources renouvelables, lorsqu'ils correspondent aux besoins de la consommation domestique des occupants de l'immeuble ou de la partie d'immeuble concernée ».

L’autorisation d’urbanisme peut toutefois comporter des prescriptions destinées à assurer la bonne intégration architecturale du projet dans le bâti existant et dans le milieu environnant.

Cette possibilité ne concerne pas les zones visées par l’article L. 111-17 du code de l’urbanisme comprenant les abords des monuments historiques, les abords de sites patrimoniaux remarquables et les périmètres délimités pour la protection du patrimoine, des paysages ou des perspectives monumentales et urbaines.

B. les rÈgles de gabarit pour l’installation des Énergies renouvelables sur les toitures

Les plans locaux d’urbanisme s’assurent de l’homogénéité du bâti et peuvent à ce titre limiter la hauteur des constructions. L'article L. 151-28 du code de l'urbanisme permet que les plans locaux d’urbanisme puissent déroger aux règles relatives à la taille des toitures à hauteur de 30 % « pour les constructions faisant preuve d'exemplarité énergétique ou environnementale ou qui sont à énergie positive ».

II. le dispositif proposÉ

La commission de l’aménagement du territoire et du développement du territoire a adopté un amendement COM-390 du rapporteur M. Didier Mandelli visant à renforcer les dispositions de l’article L. 111-16 du code de l’urbanisme en faveur du développement des énergies renouvelables.

La nouvelle rédaction de l’article L. 111-16 du code de l’urbanisme prévoit que ses dispositions valent également lorsque la production d'énergie renouvelable excède les besoins de la consommation domestique des occupants de l'immeuble ou de la partie d'immeuble concernée. Par ailleurs, les prescriptions destinées à assurer la bonne intégration architecturale du projet dans le bâti existant et dans le milieu environnant ne doivent pas présenter de difficultés techniques insurmontables et conduire à une augmentation du coût total de ce projet.

Le nouvel article 11 octies modifie par ailleurs l’article L. 151-128 du code de l’urbanisme afin qu’il soit possible de systématiquement déroger aux règles relatives au gabarit pour l’installation de procédés d’énergies renouvelables.

Enfin, l’article 11 octies complète l’article L. 172-1 du code de la construction et de l’habitation afin de faciliter l’intégration de procédés de production d’énergies renouvelables sur la structure du bâtiment. L’article prévoit que les bâtiments neufs doivent pouvoir accueillir facilement des dispositifs de production d’énergies renouvelables.

Le Gouvernement s’est déclaré défavorable à l’article en séance publique, estimant que cette mesure risquait de favoriser le développement de constructions « alibis » dont le seul objet serait la production d’énergie.

III. les modifications apPortÉes par la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté l’amendement de suppression CD1207 du Gouvernement. Mme la ministre de la transition énergétique Agnès Pannier-Runacher estimait que « faciliter l’implantation de telles installations ne doit pas nous amener à méconnaître les conséquences négatives qui peuvent en résulter, ni à empiéter sur les compétences des collectivités locales en matière d’urbanisme, dès lors que l’intérêt général n’est pas en jeu ».

La commission des affaires économiques a adopté l’amendement de suppression de l’article.

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Article 11 nonies

Rapport devant évaluer la possibilité d’un grand plan de désamiantage des bâtiments en vue d’y installer des panneaux photovoltaïques

I. l’État du droit

A. L’amiante, un matÉriau de construction dangereux interdit en France depuis 1997

L'amiante est un matériau naturel fibreux qui a été largement plébiscité dans le bâtiment pour ses propriétés en matière d’isolation thermique et phonique, de résistance mécanique et de protection contre l’incendie. En particulier, le fibrociment contenant de l’amiante a été très utilisé pour la couverture des toits jusque dans les années 1990.

L’identification de risques sanitaires liés à l’inhalation des fibres d’amiante lors de la libération des filaments a conduit à la restriction puis à l’interdiction de l’utilisation de ce matériau depuis le 1er janvier 1997. En application du décret n° 96-1133 du 24 décembre 1996, sont interdites « la fabrication, l’importation, la mise sur le marché national, l’exportation, la détention en vue de la vente, l’offre, la vente et la cession à quelque titre que ce soit de toutes variétés de fibres d’amiante et de tout produit en contenant ».

L’Agence nationale de santé publique (ANSP) estime que l’amiante sera responsable de 100 000 décès d’ici à 2050.

Depuis 2015, le plan d'action interministériel amiante formalise les actions mises en œuvre par chacun des ministères concernés et permet de mieux les articuler et les coordonner.

B. Les toitures amiantÉes : un potentiel pour le dÉploiement des panneaux photovoltaÏques ?

Dans un contexte de limitation de l’artificialisation supplémentaire des espaces, les toitures amiantées sont parfois considérées comme un gisement important en termes de surfaces disponibles pour le déploiement de la production d’énergie solaire. Or, l’arrêté du 21 décembre 2012 relatif aux recommandations générales de sécurité et au contenu de la fiche récapitulative du « dossier technique amiante » interdit l’installation de panneaux photovoltaïques sur les toitures amiantées puisque le perçage et le sciage des toitures conduit à la dispersion des fibres d’amiante dans l’air.

L’installation de panneaux photovoltaïques sur les bâtiments implique donc une rénovation antérieure du toit, dont le coût important dissuade souvent les propriétaires.

II. le dispositif proposÉ

A. L’examen en commission

L’article 11 nonies a été introduit en commission de l’aménagement et du développement durable par un amendement COM-326 de M. Daniel Gremillet.

L’article prévoit la rédaction d’un rapport relatif aux synergies qui pourraient exister entre le désamiantage des bâtiments et le développement du solaire photovoltaïque sur toiture.

L’étude menée devra évaluer la possibilité d’un grand plan de désamiantage des toitures de bâtiments, notamment agricoles, en vue d'y installer des panneaux photovoltaïques.

Ce rapport devra être remis par le Gouvernement au Parlement dans un délai de trois mois après la promulgation de la loi.

B. l’examen en sÉance publique

Un amendement n° 486 de M. Daniel Gremillet apporte une précision aux modalités du rapport. L’étude de l’opportunité d’installer des panneaux photovoltaïques sur les toits des bâtiments devra être envisagée « dans des conditions économiquement acceptables et compatibles avec la structure des bâtiments ».

Le rapporteur M. Didier Mandelli, favorable à la précision apportée par l’amendement, a rappelé l’opportunité que pourraient constituer les toitures. Le Gouvernement s’est déclaré défavorable à l’article et donc à la précision introduite par l’amendement.

III. les modifications apPortÉes par la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté les amendements CD601 de M. Gérard Leseul (SOC), CD746 de M. Fabien Di Filippo (LR) et CD833 de M. Charles Rodwell (RE). Ceux-ci étendent le champ du rapport à l’ensemble des bâtiments et non aux seules toitures. Ces amendements avaient reçu un avis défavorable de la rapporteure pour avis Mme Aude Luquet et du Gouvernement.

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a également adopté l’amendement CD1213 du Gouvernement qui supprime la deuxième phrase de l’article. Le Gouvernement considérant que les sujets du désamiantage et de l’installation des panneaux photovoltaïques sur les bâtiments sont distincts, a souhaité supprimer la possibilité d’un grand plan de désamiantage des toitures des bâtiments pour installer des panneaux photovoltaïques.

Après avoir adopté ces quatre amendements, la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a émis un avis favorable à l’adoption de l’article.

La commission des affaires économiques a adopté l’article 11 nonies ainsi modifié.

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Article 11 decies A (supprimé)

Expérimentation d'une durée de trois ans visant à favoriser le désamiantage des toits des bâtiments agricoles en vue de remplacer les toitures concernées par des panneaux photovoltaïques

I. l’État du droit

L’amiante est un matériau de construction dangereux interdit en France depuis le 1er janvier 1997 ([96]). Le fibrociment contenant de l’amiante a été très utilisé pour la couverture des toits jusque dans les années 1990.

Dans un contexte de limitation de l’artificialisation supplémentaire des espaces, les toitures amiantées sont parfois considérées comme un gisement important en termes de surfaces disponibles pour le déploiement de la production d’énergie solaire. Or, l’arrêté du 21 décembre 2012 relatif aux recommandations générales de sécurité et au contenu de la fiche récapitulative du « dossier technique amiante » interdit l’installation de panneaux photovoltaïques sur les toitures amiantées.

L’installation de panneaux photovoltaïques sur les bâtiments implique donc une rénovation antérieure du toit, dont le coût important dissuade les propriétaires.

II. le dispositif proposÉ

L’article 11 decies A a été introduit dans le texte du projet de loi après l’adoption en séance publique d’un amendement n° 488 de M. Daniel Gremillet.

L’article complète le dispositif prévu à l’article 11 nonies du projet de loi, qui prévoit la remise au Parlement d’un rapport du Gouvernement relatif aux synergies qui pourraient exister entre le désamiantage des bâtiments et le développement du solaire photovoltaïque sur toiture.

L’article 11 decies A prévoit que l’État conduise une expérimentation d'une durée de trois ans visant à favoriser le désamiantage des toits des bâtiments agricoles en vue de remplacer les toitures concernées par des panneaux photovoltaïques.

Le ministère de l’agriculture assure le pilotage, le suivi et l’évaluation de cette expérimentation.

Jugeant que le dispositif était peu normatif, le rapporteur M. Didier Mandelli s’est montré défavorable à l’amendement ; tout comme le Gouvernement qui a rappelé qu’il n’existait pas aujourd’hui de barrière législative ou réglementaire au désamiantage des toits de bâtiments agricoles ou à l’installation de panneaux photovoltaïques.

III. les modifications apPortÉes par la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté l’amendement de suppression CD1214 du Gouvernement. Mme la ministre de la transition énergétique Agnès Pannier-Runacher a estimé que la disposition était éloignée du sujet des énergies renouvelables.

La commission des affaires économiques a adopté l’amendement de suppression de l’article.

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Article 11 decies B (supprimé)

Prise en compte, dans le cadre de la commande publique, de l’empreinte carbone et environnementale dans l’ensemble du cycle de vie des dispositifs de production d’énergie solaire

I. l’État du droit

Le droit de la commande publique a pris en compte de manière croissante les critères environnementaux, dans la formulation du besoin, le contenu, les critères d’attribution et l’exécution du contrat.

A. La formulation du besoin et le contenu du contrat

En matière de formulation du besoin, les articles L. 2111-1 du code de la commande publique, concernant les marchés publics, et L. 3111-1, concernant les contrats de concessions, disposent que la nature et l'étendue des besoins à satisfaire sont déterminées avec précision avant le lancement de la consultation en prenant en compte des objectifs de développement durable dans leurs dimensions économique, sociale et environnementale.

L'article L. 2111-3 du même code, introduit par la loi n° 2014-856 du 31 juillet 2014 relative à l’économie sociale et solidaire, fixe une obligation pour les collectivités territoriales et les acheteurs soumis au code dont le statut est fixé par la loi d'adopter un schéma de promotion des achats publics socialement et écologiquement responsables (Spaser). Ce schéma détermine les objectifs de politique d'achat comportant à la fois des éléments à caractère social et des éléments à caractère écologique, ainsi que les modalités de mise en œuvre et de suivi de ces objectifs. L’article 35 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 a renforcé le contenu des Spaser et imposé leur publicité.

L’article 36 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 prévoit la mise à disposition par l’État d’outils de définition et d’analyse du coût de cycle de vie des biens. Cette disposition vise à accompagner les acheteurs dans la définition de leur politique d’achat et ainsi intégrer le coût global lié à l’acquisition, l’utilisation, la maintenance, la fin de vie et les externalités négatives (pollution atmosphérique, émission de gaz à effet de serre, perte de biodiversité…). Ces outils devront être mis à disposition au plus tard le 1er janvier 2025.

B. les critÈres d’attribution du contrat

Depuis la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets, l'article L. 2152-7 du code de la commande publique impose la prise en compte des caractéristiques environnementales de l'offre par l'un au moins des critères d'attribution du marché.

L'article L. 228-4 du code de l'environnement, issu de la loi de transition énergétique de 2015 ([97]) et modifié par la loi n° 2020-105 du 10 février 2020 relative à la lutte contre le gaspillage et à l'économie circulaire, dispose également que la commande publique tient compte notamment de la performance environnementale des produits, en particulier de leur caractère biosourcé. Il précise également que dans le domaine de la construction ou de la rénovation de bâtiments, la commande publique prend en compte les exigences de lutte contre les émissions de gaz à effet de serre et de stockage du carbone et veille au recours à des matériaux de réemploi ou issus des ressources renouvelables.

C. l’exÉcution du contrat

La loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets a modifié l’article L. 2112-2 du code de la commande publique pour imposer la prise en compte des considérations environnementales dans les conditions d'exécution des marchés.

Dans le rapport devant être remis chaque année par le concessionnaire à l’autorité concédante, doit figurer la description des mesures mises en œuvre pour garantir la protection de l’environnement (article L. 3131-5 du code de la commande publique).

II. le dispositif proposÉ

L’article 11 decies B est issu de l’adoption en séance publique d’un amendement n° 269 de M. Guillaume Gontard. Un amendement identique avait été voté par le Sénat dans le cadre de la loi du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets.

Le rapporteur M. Didier Mandelli et le Gouvernement ont émis un avis défavorable sur cet amendement, estimant qu’il complexifiait le droit de la commande publique et que la loi « climat et résilience » satisfaisait déjà les dispositions proposées.

L’article 11 decies B complète la section 4 du chapitre VIII du titre II du livre II du code de l’environnement en y introduisant un nouvel article L. 228-4-1.

L’article vise à intégrer l’empreinte carbone et environnementale des dispositifs de production d’énergie solaire, depuis le processus de fabrication jusqu’à la valorisation après leur fin de vie en passant par l’utilisation, parmi les critères encadrant la commande publique.

Aujourd’hui, le droit de la commande publique permet la prise en compte de l’empreinte carbone et environnementale des dispositifs de production mais il ne s’agit pas d’une obligation. Or l’absence de prise en compte du cycle de vie des produits peut favoriser l’achat de produits à forte empreinte carbone ou environnementale.

Cette nouvelle disposition devrait indirectement favoriser le développement de la filière industrielle de panneaux photovoltaïques français dans la mesure où leur processus de production est plus respectueux de l’environnement.

III. les modifications apPortÉes par la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté l’amendement de suppression CD1046 de Mme Laurence Maillart-Méhaignerie (RE). La suppression de cet article est liée à l'ajout des dispositions qu'il prévoyait dans l’article 11 decies C. Cet amendement avait reçu un avis favorable de la rapporteure pour avis Mme Aude Luquet et du Gouvernement.

La commission des affaires économiques a adopté l’amendement de suppression de l’article.

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Article 11 decies C

Renforcement des critères environnementaux dans la commande publique et la procédure d’attribution d’appels d’offres émis par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour la production d’électricité

I. l’État du droit

Afin d’assurer le déploiement compétitif des énergies renouvelables, l’État a mis en place des procédures de mise en concurrence des projets. Les appels d’offres sont communiqués et instruits par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

L’article L. 311-10-1 du code de l’énergie précise que pour désigner le ou les candidats retenus, l'autorité administrative se fonde sur le critère du prix, dont la pondération représente plus de la moitié de celle de l'ensemble des critères, ainsi que, le cas échéant, sur d'autres critères objectifs :

– la qualité de l'offre, y compris la valeur technique, les performances en matière de protection de l'environnement, l'efficacité énergétique et le caractère innovant du projet ;

– la rentabilité du projet ;

– la sécurité d'approvisionnement ;

– dans une mesure limitée, la part du capital détenue par les habitants résidant à proximité du projet ou par les collectivités territoriales ou leurs groupements sur le territoire.

II. le dispositif proposÉ

L’article a été introduit par voie d’amendement n° 348 de Mme Monique de Marco. Il est complémentaire à l’article 11 decies B.

M. Didier Mandelli s’est déclaré défavorable à l’amendement, estimant que la CRE intégrait déjà des critères environnementaux dans ses appels d’offres. Le Gouvernement s’est à l’inverse montré favorable.

Le dispositif complète l’article L. 311-10-1 du code de l’énergie afin de renforcer les critères environnementaux dans la procédure d’attribution d’appels d’offres émis par la Commission de régulation de l’énergie.

L’article 11 decies C intègre un nouvel alinéa à l’article L. 311-10-1 précisant que la désignation du candidat retenu dans une procédure d’appel d’offres intègre « l’impact des conditions de fabrication et d’acheminement des moyens matériels nécessaires au projet pour l’environnement ».

III. les modifications apPortÉes par la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté deux amendements de Mme Laurence Maillart-Méhaignerie (groupe Renaissance).

L’amendement CD1047, qui supprime la condition d’acheminement, avait reçu l’avis favorable du Gouvernement, qui privilégie une approche fondée sur des critères objectifs, jugée plus fiable que le bilan d’acheminement. La rapporteure pour avis Mme Aude Luquet a retiré son amendement au profit de celui de Mme Laurence Maillart-Méhaignerie (RE).

L’amendement CD1231 intègre dans l’article 11 decies C les dispositions de l’article 11 decies B supprimé, dans un souci de cohérence du texte. Cet amendement a reçu l’avis favorable du Gouvernement et de la rapporteure pour avis.

Après avoir adopté ces deux amendements, la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a émis un avis favorable à l’adoption de l’article.

La commission des affaires économiques a adopté l’article ainsi modifié.

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Article 11 decies

Encadrement législatif, orientation stratégique et soutien public de l’agrivoltaïsme

Adopté par la commission avec modifications

I. L’état du droit

A. La filière agrivoltaïque se développe, sans encadrement juridique spécifique, dans le cadre de la réglementation relative aux installations photovoltaïques et des exceptions prévues par le code de l’urbanisme au principe d’inconstructibilité des zones agricoles

1. Le développement de fait de l’agrivoltaïsme ne fait pas aujourd’hui l’objet d’un encadrement spécifique

a. Une filière en essor qui suscite espoirs et inquiétudes

L’agrivoltaïsme ne fait l’objet d’aucune définition ni législative, ni règlementaire.

L’essor de l’agrivoltaïsme apparaît néanmoins réel, l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME), dénombrant 167 projets d’agrivoltaïsme représentant 1,3 gigawatts (GW) et la Commission de régulation de l'énergie (CRE) 155 projets soutenus pour 130 mégawatts (MW) ([98]) , tandis qu’à plus long terme, France Agrivoltaïsme évalue le potentiel des projets agrivoltaïques en 2050 entre 60 et 80 GW, répartis sur 20 000 à 30 000 exploitations, soit l’équivalent de 80 000 à 120 000 hectares ([99]) .

Le développement de l’agrivoltaïsme, bien que source d’externalités positives, suscite de fortes inquiétudes exprimés par l’ensemble des syndicats agricoles entendus par votre rapporteur. Le risque de conflit d’usage est réel et appelle un encadrement juridique clair afin de permettre le développement de la filière en évitant toute dérive préjudiciable à la production agricole.

b. Les installations photovoltaïques dans les espaces agricoles ne sont pas considérées comme contribuant à l’artificialisation, lorsqu’elles s’inscrivent dans le cadre fixé par l’article 194 de la loi dite « Climat et résilience »

L’article 194 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, dite « Climat et résilience », fixe les principes de la programmation nationale de l’effort de réduction de l’artificialisation afin d’atteindre un objectif de « zéro artificialisation nette des sols » (ZAN) en 2050.

Le III de l’article 194 ménage néanmoins une exception concernant les installations photovoltaïques. Il est en effet prévu que, pour les objectifs fixés pour la première tranche de dix années, un espace naturel ou agricole occupé par une installation de production d'énergie photovoltaïque ne soit pas comptabilisé dans la consommation d'espaces naturels, agricoles et forestiers « dès lors que les modalités de cette installation permettent qu'elle n'affecte 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 ».

Cette disposition nécessitait la publication d’un décret d’application qui, pour l’heure, fait défaut.

c. Un encadrement des installations photovoltaïques sur terrains agricoles actuellement prévu par le code de l’urbanisme

Le développement actuel de l’agrivoltaïsme s’inscrit dans le cadre plus global des installations photovoltaïques en milieu agricole, qui se fonde sur la notion de nécessité et celle de compatibilité de l’installation photovoltaïque avec l’exploitation agricole concernée.

i. Des exceptions au principe d’inconstructibilité dans les zones agricoles des plan locaux d’urbanisme qui permettent déjà le développement d’installations photovoltaïques sur les parcelles agricoles

Le code de l’urbanisme affirme le principe d'inconstructibilité dans les zones agricoles et naturelles des plans locaux d’urbanisme mais ménage plusieurs exceptions.

Ainsi, dans les communes soumises au règlement national d’urbanisme, sont admises aux termes du 2° de l’article L. 111-4 « les constructions et installations nécessaires à l'exploitation agricole, à des équipements collectifs dès lors qu'elles ne sont pas incompatibles avec l'exercice d'une activité agricole, pastorale ou forestière sur le terrain sur lequel elles sont implantées » ;

De même, concernant les communes pourvues d’un plan local d’urbanisme (PLU), l’article L. 151-11 dispose que, dans les zones agricoles, le règlement peut « autoriser les constructions et installations nécessaires à des équipements collectifs dès lors qu’elles ne sont pas incompatibles avec l’exercice d’une activité agricole, pastorale ou forestière du terrain sur lequel elles sont implantées et qu’elles ne portent pas atteinte à la sauvegarde des espaces naturels et des paysages ».

Enfin, dans le cas des communes ou établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) soumises à une carte communale (CC), l’article L. 161-4 du code de l’urbanisme précise que ladite carte délimite les secteurs où les constructions sont autorisées et les secteurs où les constructions ne sont pas admises, à l'exception « des constructions et installations nécessaires […] à l'exploitation agricole ou forestière, à la transformation, au conditionnement et à la commercialisation des produits agricoles lorsque ces activités constituent le prolongement de l'acte de production ». Ces constructions et installations « ne peuvent être autorisées que lorsqu'elles ne sont pas incompatibles avec l'exercice d'une activité agricole, pastorale ou forestière sur le terrain sur lequel elles sont implantées et qu'elles ne portent pas atteinte à la sauvegarde des espaces naturels ou des paysages ».

La jurisprudence du Conseil d’État confirme que le fait que des installations, notamment de production d’énergie, puissent servir à d’autres activités, n’est pas de nature n’est pas incompatible avec le caractère de construction nécessaire à l’exploitation agricole ([100]) . En outre, dans une décision du 8 février 2017, le Conseil d’État a rappelé qu’il revient à l’administration de contrôler si un projet de centrale au sol permet l’exercice d’une activité agricole significative ([101]) .

ii. Ces installations sont actuellement soumises aux règles applicables aux procédures de construction d’installations photovoltaïques prévues par le code de l’énergie

La loi n° 2010-788 du 12 juillet 2010 portant engagement national pour l’environnement, dite « Grenelle II », du 12 juillet 2020, a révisé les conditions dans lesquelles les projets photovoltaïques doivent être soumis à une évaluation environnementale. Dans le cadre du décret n° 2022-970 du 1er juillet 2022 portant diverses dispositions relatives à l’évaluation, dans une démarche d’accélération du développement du photovoltaïque, les installations soumises à l’obligation d’étude environnementale ont été définies plus finement. Le seuil de l’étude systématique a ainsi été relevé de 250 kilowatt-crête (kWc) à 1 Mégawatt-crête (MWc), tandis que le seuil d’étude au cas par cas est passé de 250 kWc à 300 kWc. Les installations supérieures à 1 MWc doivent ainsi faire l’objet non seulement d’une étude systématique mais aussi d’une enquête publique.

La loi n° 2014-1170 du 13 octobre 2014 d’avenir pour l’agriculture, l’alimentation et la forêt a rendu obligatoire, pour certains projets, la réalisation d’une étude préalable, qui vise à analyser la compatibilité de l’installation envisagée avec le maintien de l’activité agricole. Cette étude est ensuite soumise à l’avis du préfet et de la commission de préservation des espaces naturels, agricoles et forestiers (CDPENAF). Le décret n° 2016-1190 du 31 août 2016 ([102]) exige cette étude pour les projets soumis à une étude environnementale systématique, ce qui est le cas des installations photovoltaïques de plus d’1 MWc ; situées en zone agricole, forestière ou naturelle affectée à une activité agricole depuis 5 ans ou en zone à urbaniser affectée à une telle activité depuis 3 ans ; prélevant une surface dans ces zones égale ou supérieure à un seuil d’au maximum 5 hectares.

Il convient néanmoins de distinguer plusieurs cas, s’agissant des autorisations d’urbanisme applicables aux installations photovoltaïques :

- L’installation sur toiture de panneaux solaires relève de la déclaration préalable s’appliquant aux « travaux ayant pour effet de modifier l’aspect extérieur d’un bâtiment » (art. R. 421-7 du code de l’urbanisme) ;

- Par exception au principe selon lequel toute construction nouvelle est soumise à un permis de construire, les ouvrages de production d’électricité photovoltaïque installés au sol dont la puissance est inférieure à 3kWc et dont la hauteur ne dépasse pas 1,80 m sont dispensés d’autorisation d’urbanisme ([103]) ;

- Les ouvrages de production d’électricité photovoltaïque installés au sol dont la puissance est inférieure à 3kWc et dont la hauteur dépasse 1,80 m et ceux dont la puissance crête est comprise entre 3 et 250 kWc doivent faire l’objet d’une autorisation préalable ;

- Les installations dont la puissance est supérieure à 250 kWc font l’objet d’une demande de permis de construire et d’une évaluation environnementale (art. R. 421-2, R. 421-9 et R. 421-1) ;

- Dans les secteurs protégés, une déclaration préalable est requise pour les ouvrages inférieurs à 3 kWc (art. R. 421-11) ;

- D’autres ouvrages (serres, hangars agricoles, etc.) peuvent également nécessiter une autorisation d’urbanisme.

Aux termes des articles L. 422-1, L. 422-2, R. 422-1 et R. 422-2, la compétence en matière d’autorisation d’urbanisme sur les ouvrages de production, de transport, de distribution et de stockage d’énergie lorsque celle-ci n’est pas destinée à une consommation directe par le producteur est confiée au représentant de l’État dans le département. La CDPENAF est, quant à elle, aux termes des articles L. 111-4 et L. 111-5 du code de l’urbanisme consultée sur les projets nécessaires à l’exploitation agricole ou à des équipements collectifs « ayant pour conséquence une réduction des surfaces situées dans les espaces autres qu’urbanisés et sur lesquels est exercée une activité agricole ou qui sont à vocation agricole ». Elle est également saisie pour avis dans le cadre du règlement des PLU ou des CC, aux termes des articles L. 161-4 et L. 151-11 du code de l’urbanisme.

B. certaines de ces installations bénéficient déjà des dispositifs généraux de soutien aux installations photovoltaïques mais les parcelles sur lesquelles elles sont construites ne sont pas éligibles aux aides de la PAC

1. Les dispositifs de soutien aux installations photovoltaïques sont accessibles à certaines de ces installations

Certaines installations photovoltaïques en zone agricole bénéficient d’ores et déjà des dispositifs généraux de soutien aux installations photovoltaïques, via l’obligation d’achat, prévue aux articles L. 314-1 et R. 314-15 du code de l’énergie.

Par ailleurs, la CRE prend en compte les projets agricoles dans le cadre de certains de ses appels d’offres, notamment ceux portant sur les Centrales sur bâtiments, serres agricoles, hangars et ombrières de puissance supérieure à 500 kWc (AO PPE2 PV Bâtiment), Centrales sur bâtiments, serres et hangars agricoles et ombrières de parking de puissance comprise entre 100 kWc et 8 mWc (AO CRE4 bat) et Installations de production d’électricité innovantes à partir de l’énergie solaire (AO PP2 Innovant).

Enfin, au-delà des dispositifs de soutiens publics, les projets d’agrivoltaïsme, comme tous les projets solaires peuvent bénéficier de contrats privé d’achat d’électricité, contrats de vente de long terme conclus entre un producteur et un acheteur, que celui-ci soit consommateur ou fournisseur.

2. Les parcelles supportant des installations photovoltaïques ne sont pas éligibles actuellement aux aides directes de la politique agricole commune (PAC) mais pourraient le devenir dans le cadre de la nouvelle PAC 2023-2027

Enfin, il convient de noter que les parcelles supportant des installations photovoltaïques ne sont actuellement pas éligibles aux aides de la politique agricole commune (PAC), ainsi que le confirme l’article 8 de l’arrêté du 9 octobre 2015 ([104]) et bien que le règlement européen de 2013 relatif aux paiements des aides directes aux agriculteurs ne semble pas exclure par principe les terres agricoles utilisées concomitamment pour des activités non agricoles.

En revanche, le nouveau règlement européen qui entrera en vigueur à compter du 1er janvier 2023 ([105]), ainsi que le Plan stratégique national (PSN) qui en constitue la déclinaison pour la France, ouvrent la possibilité d’une éligibilité de ces surfaces aux aides directes ([106]) .

C. La nécessité d’élaborer une définition juridique de l’agrivoltaïsme a fait l’objet de travaux de la part des acteurs concernés et des parlementaires

L’agrivoltaïsme a été l’objet au cours des deux dernières années de plusieurs travaux parlementaires dans le cadre des activités législatives comme de contrôle des assemblées :

- Le rapport de MM. Jean-Luc Fugit (député) et Roland Courteau (sénateur) L’agriculture face au défi de la production d’énergie, paru en juillet 2020, aborde cet enjeu ([107]) proposant notamment une typologie des types d’installations existant et soulignant les problématiques de conflits d’usage et de répartition entre acteurs des revenus issus de cette production électrique ;

- Le Sénat a adopté, le 4 janvier 2022, une proposition de résolution tendant au développement de l’agrivoltaïsme en France, qui soulignait notamment les « vertus agroéconomiques et [la] fonction de régulation agroclimatique via les différents services apportés à l’agriculture » et déplorait « l’absence de définition, de leviers via les appels d’offre de la CRE et de financements notamment via les fonds européens de la politique agricole commune (PAC) » ([108]) ;

- La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire de l’Assemblée nationale a confié à Mme Sandrine Le Feur et M. Jean-Marie Sermier une mission dite « flash » consacrée à l’agrivoltaïsme. Les conclusions de la mission ([109]), présentées le 23 février 2020, mettaient l’accent sur la nécessité d’établir une définition juridique de l’agrivoltaïsme, l’importance d’assurer une régulation de son développement et de s’assurer d’une juste répartition de la valeur ajoutée créée par ces installations, véritable clé de leur acceptabilité sociale.

- Enfin, le Sénat a adopté une proposition de loi en faveur du développement raisonné de l’agrivoltaïsme ([110]) le 21 octobre 2022 dont le dispositif a été repris in extenso au sein de l’article 11 decies du présent projet de loi par voie d’amendement en première lecture en commission au Sénat.

Cette proposition de loi en faveur du développement raisonné de l’agrivoltaïsme se fonde notamment sur les travaux menés par des acteurs scientifiques ou des professionnels concernés. Elle reprend ainsi pour partie la définition formulée par l’ADEME dans le cadre de son étude Caractériser les projets photovoltaïques sur terrains agricoles et l’agrivoltaïsme (juillet 2021) ([111]) :

« Une installation photovoltaïque peut être qualifiée d’agrivoltaïque lorsque ses modules photovoltaïques sont situés sur une même surface de parcelle qu’une production agricole et qu’ils l’influencent en lui apportant directement (sans intermédiaire) un des services ci-dessous, et ce, sans induire ni dégradation importante de la production agricole (qualitative et quantitative) ni diminution des revenus issus de la production agricole.

- Service d’adaptation au changement climatique ;

- Service d’accès à une protection contre les aléas ;

- Service d’amélioration du bien-être animal ;

- Service agronomique précis pour les besoins des cultures (limitation du stress abiotique, etc.).

« Au-delà de ces aspects majeurs de caractérisation, le projet d’agrivoltaïsme se doit également d’assurer sa vocation agricole (en permettant notamment à l’exploitant agricole de s’impliquer dans sa conception, voire dans son investissement), de garantir la pérennité du projet agricole tout au long du projet (y compris s’il y a un changement d’exploitant : il doit toujours avoir un agriculteur actif), sa réversibilité et son adéquation avec les dynamiques locales et territoriales (notamment pour la valorisation des cultures), tout en maîtrisant ses impacts sur l’environnement, les sols et les paysages. Enfin, en fonction de la vulnérabilité possible des projets agricoles, l’installation agrivoltaïque se doit d’être adaptable et flexible pour répondre à des évolutions possibles dans le temps (modification des espèces et variétés cultivées, changement des itinéraires de cultures). »

La proposition de loi reprend également certains éléments avancés dans le cadre d’une position commune élaborée en avril 2022 par la Fédération nationale des syndicats d’exploitants agricoles (FNSEA), Chambre d’agriculture France et Jeunes agriculteurs (JA) qui définit une doctrine de l’agrivoltaïsme. Ces trois organisations complètent ou précisent la définition de l’ADEME en y ajoutant des éléments relatifs notamment à l’articulation avec le bail rural, la qualité d’agriculteur actif ou professionnel, la répartition équitable des revenus entre exploitant, propriétaire et énergéticien, l’équilibre économique des territoires agricoles, l’encadrement de la transmission des parcelles, la limitation de la durée d’exploitation à 35 ans, l’exigence de réversibilité totale de l’installation, la création d’une provision abondée par l’opérateur et la subordination du rachat de l’électricité au maintien de l’activité agricole. Des critères d’instruction et d’accompagnement des projets agrivoltaïques sont également établis, dont l’exigence d’une complémentarité avec les installations sur les bâtiments et installations agricoles, la constitution d’un comité de suivi à l’échelon local, la présentation des projets en CDPENAF, le rôle de la chambre d’agriculture en phase d’instruction.

Une partie de ces compléments ont été pris en compte dans le cadre des travaux menés par les sénateurs et intégrés à la proposition de loi adoptée par le Sénat, reprise dans le cadre du présent projet de loi.