rapport sur le projet de loi, après engagement de la procédure accélérée, portant diverses dispositions d’adaptation au droit de l’Union européenne en matière économique, financière, environnementale, énergétique, de transport, de santé et de circulation des personnes (n°529).

III. La position de la commission

La commission des Lois a adopté l’amendement CL23 du rapporteur, qui supprime l’article 19. Cette suppression était nécessaire du fait de l’adoption de l’amendement de rédaction globale de l’article 14, qui procède à une harmonisation de la procédure de l’action de groupe et abroge les articles liés à l’action de groupe dans les différents codes.

À rebours de la pratique de la délégation d’articles, la commission du Développement durable a rejeté l’amendement de suppression du rapporteur de la commission des Lois.

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TITRE II DISPOSITIONS D’ADAPTATION AU DROIT DE L’UNION EUROPÉENNE EN MATIÈRE DE transition Écologique

Chapitre Ier Dispositions en matière de droit de l’énergie

Article 20 Achèvement de la transposition de la directive (UE) 2 019/944 sur le marché intérieur de l’électricité

I. Le droit en vigueur

A. La transposition de la directive (UE) 2 019/944 sur le marché intérieur de l’électricité

La directive (UE) 2 019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012-2027/UE est l’un des huit textes du paquet « Énergie propre » qui, en 2018 et 2019, a réformé en profondeur la politique énergétique de l’Union européenne.

La directive (UE) 2 019/944 établit des règles communes concernant la production, le transport, la distribution, le stockage d’énergie et la fourniture d’électricité, ainsi que des dispositions relatives à la protection des consommateurs, en vue de renforcer l’intégration, la libre concurrence et la transparence sur les marchés de l’électricité au sein de l’Union européenne.

Elle définit des règles essentielles relatives à l’organisation et au fonctionnement du secteur de l’électricité au sein de l’Union, notamment des règles sur l’autonomisation et la protection des consommateurs, sur l’accès ouvert au marché intégré et sur l’accès des tiers aux infrastructures de transport et de distribution, ainsi que des règles sur l’indépendance des autorités de régulation dans les États membres. Elle précise également des modes de coopération entre les États membres, les autorités de régulation et les gestionnaires de réseau de transport.

Cette directive est transposée en droit français dans le code de la consommation et dans le code de l’énergie. Les dernières modifications datent de l’ordonnance n° 2021-237 du 3 mars 2021 ([31]).

B. la mise en demeure de la France

Après analyse des dernières mesures notifiées par la France, la Commission européenne a néanmoins considéré que certaines dispositions n’étaient pas encore transposées comme l’imposait l’article 71 de la directive 2 019/944 précitée. Le retard de transposition concerne :

– l’article 2, qui définit les termes centraux de cette réglementation (par exemple, le « client final », c'est-à-dire celui qui achète de l’électricité pour son propre usage) ;

– l’article 10, qui précise les droits contractuels de base des consommateurs ;

– l’article 12, qui prévoit le droit des consommateurs à changer de fournisseur et précise les règles applicables à ce changement ;

– l’article 18, qui réglemente la facturation des clients finals ;

– l’article 26, qui pose le droit des consommateurs à avoir accès à des mécanismes extrajudiciaires de règlement des litiges qui soient « simples, équitables, transparents, indépendants, efficaces et efficients » ;

– l’article 31, qui énumère les tâches des gestionnaires de réseau de distribution ;

– l’article 36, qui encadre la propriété des installations de stockage d’énergie par des gestionnaires de réseau de distribution ;

– l’article 40, qui énonce les tâches des gestionnaires de réseau de transport ;

– l’article 58, qui définit les objectifs généraux assignés à l’autorité de régulation de l’énergie ;

– l’article 59, qui précise les missions et compétences des autorités de régulation.

Une mise en demeure a été notifiée aux autorités françaises le 29 septembre 2022.

II. Le dispositif proposé

L’article 20 du présent projet de loi vise à achever la transposition des dispositions de la directive 2 019/944 sur les différents points soulevés par la Commission européenne.

On soulignera que les dispositions proposées n’ont appelé aucune observation particulière de la part du Conseil d’État ([32]).

En revanche, les représentants des producteurs et des fournisseurs auditionnés ont regretté que le texte se contente de transposer la directive sans entreprendre la transcription en droit interne des dernières évolutions du droit européen concernant le fonctionnement du marché intérieur de l’électricité. La directive (UE) 2024/1711 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 est ainsi venue modifier la directive 2 019/944 « en ce qui concerne l’organisation du marché de l’électricité de l’Union ».

Les services ministériels ont confirmé à la rapporteure de la commission des affaires économiques que l’article 20 du projet de loi ne traite pas ces évolutions, qui feront l’objet d’un texte de transposition spécifique en 2025.

A. Le renforcement des droits et de la protection des consommateurs

1. La coopération du Médiateur national de l’énergie avec les médiateurs de la consommation (alinéas 2 et 3)

L’article 26 de la directive 2 019/944 exige des États membres qu’ils veillent à ce que les clients finals des services d’électricité aient accès à des mécanismes extrajudiciaires simples et efficaces pour le règlement de litiges relatifs à leurs droits et obligations par l’intermédiaire d’un mécanisme indépendant, tel qu’un médiateur de l’énergie, ou d’une autorité de régulation.

Conformément à l’article L. 612-1 du code de la consommation, tout consommateur peut recourir gratuitement à un médiateur de la consommation pour régler à l’amiable un litige qui l’oppose à un professionnel. S’agissant des services d’électricité, la France a plus particulièrement confié cette mission au Médiateur national de l’énergie, autorité publique indépendante et médiateur de la consommation agréé. L’article L. 122-1 du code de l’énergie le charge notamment de recommander des solutions aux litiges entre les personnes physiques ou morales et leurs fournisseurs d’énergie ou leur gestionnaire du réseau de distribution. Le Médiateur ne peut être saisi que de litiges nés de l’exécution de contrats conclus par des consommateurs non professionnels (particuliers, y compris les auto-consommateurs, associations et syndicats de copropriétaires) ou des microentreprises ; les opérateurs ne peuvent refuser d’entrer en médiation. Dans un premier temps, le Médiateur invite l’opérateur à lui soumettre une proposition de solution, dont l’acceptation met fin au litige ; à défaut, le Médiateur formalise une recommandation de solution, qu’il transmet aux parties.

La compétence du Médiateur national de l’énergie n’est toutefois pas exclusive. Son recours reste une faculté prévue par le 15° de l’article L. 224-3 du code de la consommation.

Le deuxième alinéa de l’article 26 de la directive 2 019/944 dispose par ailleurs que, « lorsque cela est nécessaire », les « entités de règlement extrajudiciaire des litiges » doivent coopérer pour offrir des mécanismes « simples, équitables, transparents, indépendants, efficaces et efficients ».

Citant largement le deuxième alinéa de l’article 26 de la directive précitée, le 1° du I de l’article 20 du présent projet de loi propose d’inscrire à l’article L. 122-1 du code de l’énergie le principe d’une coopération entre le Médiateur national de l’énergie et les médiateurs de la consommation mentionnés à l’article L. 161-1 du code de la consommation, lorsque cela est nécessaire pour le règlement extrajudiciaire de tout litige relevant de sa compétence, qui pourrait donc concerner non seulement l’électricité, mais également le gaz.

Consulté par la rapporteure de la commission des affaires économiques, le Médiateur national de l’énergie a considéré que les mécanismes actuels répondent déjà aux demandes de simplicité, de transparence, d’efficacité et d’indépendance émanant du droit européen – exigences par ailleurs rappelées et précisées par l’article L. 613-1 du code de la consommation. Les taux de satisfaction des requérants ne sont pas inférieurs à 89 % et les solutions proposées sont suivies à près de 95 % par les opérateurs. Sa large pratique de l’ensemble des opérateurs du secteur, son indépendance vis-à-vis des entreprises et sa faculté de signaler à la direction générale de la concurrence, de la consommation et de la répression des fraudes (DGCCRF) les situations de non-respect du code de la consommation lui assurent déjà une grande efficacité.

En outre, un cadre de coopération existe d’ores et déjà, puisque si, par dérogation au droit général de la consommation, la saisine d’un autre médiateur ne fait pas obstacle au traitement d’un litige par le Médiateur national de l’énergie dès lors que l’objet de ce litige relève de son champ de compétences, l’article L. 612-5 du code de la consommation subordonne cette activité de médiation à la signature d’une convention avec le Médiateur national de l’énergie. Cela a été fait avec les deux seuls autres médiateurs de la consommation dans le secteur de la fourniture d’énergie, à savoir les médiateurs d’EDF et d’Engie, dont les conventions sont régulièrement évaluées. Il reste qu’en tout état de cause, ces médiations ne sauraient être menées en parallèle. Une saisine du Médiateur national de l’énergie est encore possible après les médiateurs d’EDF et d’Engie, mais non l’inverse.

Le Médiateur coopère aussi avec le Médiateur des entreprises, service national placé auprès du ministre chargé de l’économie.

Au regard de ces divers éléments, le Médiateur national de l’énergie ne voit pas la nécessité de faire évoluer le droit actuel.

L’UFC-Que choisir considère, pour sa part, qu’une coopération plus étroite n’est pas opportune : il serait préférable, selon elle, de ne pas mélanger les rôles entre une autorité administrative indépendante et des médiateurs d’entreprise ; les consommateurs choisissent en toute connaissance de cause l’interlocuteur auquel ils souhaitent d’adresser.

2. Les nouvelles missions de la CRE en matière de pratiques restrictives dans les secteurs du gaz et de l’électricité (alinéas 9 à 11)

Dans l’objectif que prospèrent des marchés de l’électricité véritablement concurrentiels et « axés sur les consommateurs », les paragraphes o) et p) de l’article 59 de la directive 2 019/944 et le paragraphe g) de son article 58 demandent notamment au régulateur national de l’énergie de :

– surveiller les distorsions ou restrictions de concurrence éventuelles, en communiquant notamment toutes les informations utiles et en déférant les affaires pertinentes aux autorités de la concurrence compétentes ;

– surveiller l’apparition de pratiques contractuelles restrictives – y compris des clauses d’exclusivité, qui peuvent empêcher des clients de passer contrat simultanément avec plus d’un fournisseur ou limiter leur choix en la matière – et, le cas échéant, informer les autorités nationales de la concurrence de ces pratiques ;

– coopérer avec les autorités en charge de la protection des consommateurs.

À ces fins, l’article L. 131-1 du code de l’énergie donne à la CRE une compétence générale de concourir au bon fonctionnement des marchés et l’article L. 134-16 prévoit que le président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) saisit l’Autorité de la concurrence des abus de position dominante et des pratiques entravant le libre exercice de la concurrence dont il a connaissance dans les secteurs de l’électricité et du gaz naturel, et que l’Autorité de la concurrence communique inversement à la CRE toute saisine entrant dans le champ des compétences de celle-ci. L’Autorité peut également saisir la CRE, pour avis, de toute question relative aux secteurs de l’électricité ou du gaz naturel. Lorsqu’elle est consultée par l’Autorité de la concurrence, la CRE « joint à son avis, dans le délai imparti, tous les éléments utiles à l’instruction de l’affaire qui sont en sa possession ». La CRE coopère également avec l’Autorité des marchés financiers.

Toutefois, la surveillance des pratiques restrictives n’est pas véritablement organisée d’un strict point de vue juridique. Le 6° du I de l’article 20 du présent projet de loi propose donc d’introduire un nouvel article L. 134-16-1 dans le code de l’énergie, prévoyant :

– que la CRE informe le ministre chargé de l’économie de toute pratique concurrentielle restrictive dont elle a connaissance dans les secteurs de l’électricité et du gaz naturel. À l’instar de la directive 2 019/944 précitée, la disposition vise en particulier les clauses d’exclusivité ;

– dans un strict parallélisme avec l’article L. 134-16 du même code, que le ministre peut saisir pour avis la CRE de toute question relative à ces secteurs. Lorsqu’elle est consultée, la CRE « joint à son avis, dans le délai imparti, tous les éléments utiles à l’instruction de l’affaire qui sont en sa possession. »

Auditionnée par la rapporteure, la CRE confirme que les questions du ministre chargé de l’économie ne seront pas limitées aux pratiques contractuelles restrictives et pourront porter sur tout sujet relatif aux secteurs de l’électricité et du gaz entrant dans le champ des missions de la CRE. Cette disposition vient compléter les cas de consultation de la CRE par les autorités publiques prévus par l’article L. 134-10 du code de l’énergie (projets de textes ou de contrats) et par l’article L. 142-4 du même code, relatif au recueil d’informations par le ministre chargé de l’énergie.

Les dispositions proposées visent prioritairement à permettre une coopération et un échange d’informations efficaces entre la CRE et la direction générale de la concurrence, de la consommation et de la répression des fraudes (DGCCRF). La CRE et la DGCCRF échangent déjà et la CRE signale ainsi les cas qu’elle repère dans le cadre de ses missions de surveillance des marchés de détail. Toutefois, les nouvelles dispositions autoriseront la CRE à transmettre des informations permettant la poursuite des enquêtes de la DGCCRF – dans le respect des dispositions relatives aux échanges de données entre administrations inscrites dans le code des relations entre le public et l’administration – et l’éventuel prononcé de sanctions.

En tout état de cause, le signalement par la CRE ne constituera pas un préalable nécessaire à l’instruction d’un cas, et il reviendra au ministre de déterminer s’il y a pratique restrictive, ainsi que les suites à donner.

3. Le droit des consommateurs finals de choisir et changer de prestataires (alinéas 25 à 26 et 39 à 43)

L’article 10 de la directive 2 019/944 précitée rappelle la liberté des consommateurs finals de choisir leur fournisseur et l’article 13 celle de choisir leur agrégateur (voir le B suivant) ; l’article 12 définit le droit de changer de fournisseur ou d’agrégateur dans les délais les plus courts possibles – et gratuitement, en règle générale.

Le paragraphe 5 de l’article 12 précise également que « les clients résidentiels ont le droit de participer à des dispositifs collectifs de changement de fournisseur. Les États membres suppriment tout obstacle réglementaire ou administratif au changement collectif de fournisseur et, dans le même temps, établissent un cadre qui garantit la protection la plus stricte des consommateurs pour éviter toute pratique abusive. ».

En droit français, le droit de choisir son fournisseur d’électricité est posé à l’article L. 331-1 du code de l’énergie, et celui d’en changer est organisé à l’article L. 331-2 du même code.

Le 9° du I de l’article 20 du présent projet de loi propose de compléter cet article L. 331-2 afin de permettre au consommateur d’exercer son droit en participant à des dispositifs collectifs de changement de fournisseur.

Les services ministériels indiquent qu’il peut s’agir, notamment, de dispositifs de participation à des appels d’offres groupés, comme l’achat groupé d’électricité organisé par l’UFC-Que choisir.

Quant aux droits de choisir et de changer d’agrégateur, ils seront explicités au nouveau chapitre VIII « Agrégation et services d’électricité » du titre III du livre III du code de l’énergie, introduit par le 13° du I de l’article 20 (alinéas 39 à 43). Le nouvel article L. 338-3 du code de l’énergie propose ainsi d’inscrire le principe de la liberté du consommateur final d’acheter ou vendre des services d’électricité, autres que la fourniture – activité pour laquelle il est nécessaire d’être agréé –, de manière indépendante de son contrat de fourniture et auprès de l’entreprise de son choix – précisons qu’un consommateur particulier « vend » rarement en direct, mais il peut le faire par l’intermédiaire de son agrégateur. L’article L. 338-3 ajoute qu’un consommateur peut conclure un contrat d’agrégation sans le consentement des autres entreprises avec lesquelles il est déjà en contrat.

Le nouvel article L. 338-4 rappelle le droit du consommateur final de changer d’agrégateur « dans un délai ne pouvant excéder vingt-et-un jours à compter de la date de sa demande ».

Hormis la précision du délai maximal pour satisfaire la décision de changer d’agrégateur, l’énoncé de ces dispositions est directement inspiré des deux premiers paragraphes de l’article 13 de la directive, relatifs au contrat d’agrégation.

4. L’exigence d’un bon niveau de service (alinéas 28 et 29)

Le paragraphe 9 de l’article 10 de la directive 2019/944 précitée pose le droit des clients finals à « un bon niveau de service » et à un traitement des plaintes « simple, équitable et rapide » de la part de leurs fournisseurs d’électricité.

Sur le premier point, les articles L. 332-1 à L. 332-7 du code de l’énergie, en complément des articles L. 224-1 à L. 224-16 du code de la consommation, précisent le régime applicable aux contrats de fourniture d’électricité, les conditions de leur modification ou de leur résiliation et les exigences propres aux contrats au tarif réglementé de vente ou à tarification dynamique. Mais ces dispositions ne posent pas explicitement le principe selon lequel les fournisseurs d’électricité doivent assurer à leurs clients un bon niveau de service, ce que le 11° du I de l’article 20 du présent projet de loi propose d’introduire dans un nouvel article L. 332-5-1 du code de l’énergie.

L’UFC-Que choisir déplore le caractère « flou » de la notion de « bon niveau de service », qui ne pourrait concerner que la relation client, puisque les fournisseurs ont une obligation de résultat en matière de vente d’électricité. Les services ministériels confirment que cette disposition est avant tout l’énoncé d’une exigence. Sans traduction opérationnelle précise, elle est peu contraignante.

Elle devrait néanmoins pouvoir orienter l’analyse des juges en cas de recours d’un client à l’encontre de son fournisseur et fonde pleinement la démarche de la CRE, qui travaille actuellement sur la définition de « lignes directrices » à l’intention des fournisseurs d’électricité. Si les orientations et préconisations données n’ont pas de caractère impératif, elles dessineront le cadre souhaitable des relations entre les fournisseurs et leurs clients. Les fournisseurs auditionnés saluent cette approche et disent s’investir dans la mise en œuvre de ces lignes directrices, mais s’inquiètent de l’instabilité de la loi en la matière alors qu’ils ont besoin de pouvoir s’appuyer sur un cadre clair et durable. Ils soulignent, en tout état de cause, qu’au-delà des grands principes, la définition d’un cadre précis pour leurs relations avec leurs clients ne relève pas de la loi et suggèrent de renvoyer celle-ci à la compétence du régulateur des marchés de détail, à savoir la CRE.

Le deuxième point, également transposé au 11° du I, a davantage de portée. L’existence de mécanismes extra-judiciaires « efficaces, indépendants et accessibles à tous » (voir le 1) garantit déjà une protection efficiente des consommateurs. Néanmoins, dans son rapport d’activité portant sur l’année 2023, le Médiateur de l’énergie a témoigné du fait que certains fournisseurs ne traitent pas de manière suffisamment rapide ou simple les plaintes des consommateurs ; il signale en outre une disparité dans le traitement des litiges entre clients résidentiels et clients professionnels.

La nouvelle disposition est une réponse à ces difficultés. La CRE, de même que l’UFC-Que choisir, considère qu’elle imposerait aux fournisseurs la mise en place de services internes de traitement des plaintes, qui pourraient limiter le recours à des tiers, et la clarification du processus de gestion de ces plaintes, avec des délais de traitement rapides et des réponses dûment justifiées.

5. Le droit des consommateurs finals à recevoir leur facture sur un support durable (alinéas 27 et 48 à 50)

L’article 18 de la directive 2 019/944 précitée précise les attentes en matière de facturation de la fourniture d’électricité : précision, clarté, accessibilité, gratuité, etc. Son paragraphe 3 indique, en outre, que les États membres « veillent à ce que le client final se voie offrir la possibilité de recevoir des factures et des informations relatives à la facturation par voie électronique ».

L’article L. 224-12 du code de la consommation précise les conditions de présentation des factures d’électricité. Il prévoit, entre autres, qu’un fournisseur doit vérifier la capacité de son client à accéder à un support autre que le papier, s’il souhaite le lui proposer, et l’informer de son droit à refuser cet autre support. Il ne prévoit pas, en revanche, le droit d’un client de réclamer une facture électronique.

Le 2° du II de l’article 20 du présent projet de loi propose, en conséquence, d’introduire à l’article L. 224-12 le droit des consommateurs finals de recevoir leurs factures sur un support durable, notamment par voie électronique, s’ils le souhaitent.

Parallèlement, le 10° du I et le 1° du II complètent les articles L. 224-1 du même code et L. 332-2-1 du code de l’énergie, qui s’attachent plus particulièrement aux petits consommateurs (contrats pour une puissance inférieure ou égale à 36 kVA), en les renvoyant à cette nouvelle disposition de l’article L. 224-12.

Ces évolutions n’ont suscité aucun commentaire des acteurs auditionnés ou consultés par la rapporteure.

B. L’encadrement de la gestion des réseaux publics d’électricité

1. L’élargissement des missions et compétences de la CRE au titre des centres de coordination régionaux (alinéas 5 à 8)

L’article 34 du règlement (UE) 2 019/943 du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité, dit règlement « Électricité » », dispose que les gestionnaires de réseau de transport d’électricité organisent leur coopération régionale au sein du Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour l’électricité (REGRT). Cette coopération vise à garantir l’interopérabilité des réseaux, optimiser leur gestion et favoriser les investissements régionaux et l’allocation coordonnée et non discriminatoire des capacités transfrontalières.

À cette fin, l’article 35, paragraphe 1, du même règlement prévoyait la création de centres de coordination régionaux par les gestionnaires de réseau de transport d’une région d’exploitation (ou région de coordination) du REGRT. Ces régions sont de taille variable en fonction de la topologie du réseau, notamment du degré d’interconnexion entre les réseaux nationaux et d’interdépendance du système électrique. Cinq centres de coordination régionaux ont été établis au sein de l’Union européenne, et la France est présente dans deux régions de coordination : la région Centrale, regroupant la majorité des pays d’Europe continentale ([33]) et dont les centres sont Coreso (basé à Bruxelles) et TSCNET (en Allemagne) ; la région Sud-Ouest, avec l’Espagne et le Portugal et dont Coreso est également le centre de coordination.

Sous le contrôle des régulateurs, les centres de coordination régionaux complètent l’action des gestionnaires de réseau de transport en effectuant les tâches de dimension régionale mentionnées à l’article 37 du règlement (UE) 2 019/943 précité et dont les principales sont le calcul coordonné des capacités, l’analyse coordonnée de la sécurité des réseaux, le soutien à l’évaluation de la cohérence des plans de défense et la préparation des actions de réduction des risques. Ils n’assument pas de missions en temps réel, lesquelles restent gérées au niveau de chaque État membre.

Conformément à l’article 62 de la directive 2 019/944 précitée, les régulateurs d’une région pourraient demander à ce que le ou les centres de coordination de la région réalisent des tâches autres que celles mentionnées dans le règlement « Électricité ». En pratique, cette possibilité n’est pas envisagée à ce jour, les seize tâches actuellement définies n’étant pas encore toutes mises en œuvre.

En réponse à la mise en demeure de la Commission européenne, le 3° du I de l’article 20 du présent projet de loi propose néanmoins d’ajouter, par un nouvel article L. 134-3-1, aux attributions de la CRE définies dans le code de l’énergie :

– la mission de proposer, conjointement avec les autres autorités de régulation d’une région d’exploitation du système, des tâches et pouvoirs supplémentaires éventuels à confier aux centres de coordination régionaux ;

– la compétence de rendre des « décisions obligatoires conjointes » concernant les centres de coordination régionaux. Selon la CRE, de telles décisions incluent toute décision permettant de réaliser les missions mentionnées à l’article 62 de la directive, comme garantir que les centres soient dotés des moyens nécessaires à l’exécution de leurs obligations, et seraient prises conjointement avec les autres régulateurs concernés.

2. L’encadrement de l’acquisition de services auxiliaires et d’équilibrage par les gestionnaires des réseaux publics d’électricité (alinéas 4 et 16 à 24)

Les tâches confiées aux gestionnaires des réseaux publics d’électricité sont énumérées aux articles 31 et 40 de la directive 2 019/944 précitée, transposés aux articles L. 321-6 et suivants du code de l’énergie pour le réseau de transport (réseau de haute tension) et L. 322-8 et suivants pour le réseau de distribution (réseau de moyenne et basse tensions).

Au cœur de ces missions se trouve celle d’assurer l’équilibre permanent entre les flux injectés et les soutirages, à travers le réglage en temps réel de la fréquence. L’équilibrage du système électrique se fait à la maille nationale, voire européenne, et incombe à Réseau de transport d’électricité (RTE). Celui-ci mobilise plusieurs instruments à cette fin :

– des outils de prévisions à long terme, qui déterminent les programmes d’appels (chaque jour pour les injections de la journée suivante) en fonction de la production disponible sur les réseaux de transport et de distribution, et les programmes d’approvisionnement (pour les consommations à couvrir le même jour) ;

– des outils permettant d’ajuster, à court terme, à la hausse ou à la baisse, la production ou la consommation.

Chaque acteur de marché est responsable de l’équilibre entre la production et la consommation sur son périmètre. Mais en cas d’instabilité à court terme, RTE peut utiliser différents leviers d’équilibrage. RTE peut ainsi recourir aux réserves primaires et secondaires ([34]), activées automatiquement et qui sont constituées en passant, via des appels d’offres journaliers ([35]), des contrats avec les producteurs disposant de « capacités constructives de réglage de la fréquence » ([36]), qui sont rémunérés pour leur mise à disposition, ou avec les agrégateurs d’effacement et les exploitants d’installations de stockage d’électricité ([37]). Ces capacités de réglage (de la fréquence ou de la tension) sont exigées à l’égard de certains producteurs ou stockeurs, en fonction de leur puissance installée et de leur tension de raccordement, et constituent un prérequis à leur mise en service.

Si ces réserves ne suffisent pas, RTE peut décider d’activer la réserve tertiaire. Celle-ci fait intervenir les producteurs, par des offres sur le mécanisme d’ajustement ou sur des plateformes européennes, mais également les consommateurs, qui peuvent volontairement réduire, voire suspendre leurs prélèvements. On parle alors d’ « effacement de consommation » : les consommateurs peuvent ainsi conclure un contrat de fourniture prévoyant la possibilité d’effacer ponctuellement leur consommation (le fournisseur revendant ensuite ces capacités d’effacement), conclure un contrat de réservation de puissance avec RTE (pour les plus gros consommateurs, c’est-à-dire ceux dont les capacités d’effacement sont de nature à renforcer la sûreté du système électrique) ou vendre une offre d’effacement de consommation, directement sur le marché (marché de capacités ou marchés de gros) ou par un intermédiaire (opérateur d’effacement dans le mécanisme d’ajustement).

RTE dispose également de la possibilité de modifier les programmes d’appels, via la participation (rémunérée) des producteurs au mécanisme d’ajustement.

Visant à garantir à plus long terme l’approvisionnement en électricité, le mécanisme de capacité (articles L. 321-16, L. 321-17 et L. 335-2 du code de l’énergie) ne participe pas au réglage de la fréquence. Quant au dispositif d’interruptibilité (baisse de consommation rapide des industriels participant à ce service), à la baisse du plan de tension ou au délestage automatique, ils ne sont activés qu’en cas de situation très dégradée. Enfin, les dispositifs des articles L. 321-17-1 (mobilisation de la totalité des capacités d’ajustement) et L. 321-17-2 (mobilisation des groupes électrogènes de plus de 1 MW) du même code ne sont mobilisables qu’en cas de menace grave et imminente sur la sécurité d’approvisionnement.

Les gestionnaires des réseaux publics de distribution gèrent, quant à eux, les déséquilibres locaux, notamment ceux liés à la production renouvelable décentralisée. Ils recourent pour ce faire aux services de flexibilité locaux, en appelant des consommateurs, producteurs ou agrégateurs à adapter leurs injections ou leurs prélèvements pour passer des pics de demande ou de production. Ces services de flexibilité peuvent également participer à la prévention de ces pics et contribuer ainsi à la maîtrise des flux et à l’efficacité de la gestion des réseaux. Pour les acquérir, Enedis passe des appels d’offres annuels ou biannuels, dans le cadre du code de la commande publique.

Les gestionnaires des réseaux publics de transport et de distribution doivent également veiller à la qualité des flux et, en particulier, à la stabilité de la tension sur le réseau. Les gestionnaires peuvent alors recourir à des « services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence » selon les termes retenus par la directive 2 019/944 précitée ([38]) ([39]).

Parmi ces derniers services, seul le réglage dynamique de la tension exigé des unités de production raccordées au réseau de transport est rémunéré, à un prix régulé ([40]), dont les barèmes de rémunération sont encadrés et approuvés par la CRE. Les services auxiliaires proposés par des non-obligés le seraient également, mais RTE n’a pas jugé nécessaire, à ce jour, de disposer d’autres installations que les obligées. En outre, les problèmes de tension sont toujours très localisés : seules les installations proches de la zone peuvent répondre à la contrainte et, dans ces conditions, l’établissement d’un marché apparaît peu pertinent.

Ces missions d’équilibrage des flux et de réglage de la tension, ainsi que les différentes options, sont décrites aux articles L. 321-9 à L. 321-12 ([41]) et L. 322-9 du code de l’énergie. Les articles L. 321-11 (RTE) et L. 322-9 (gestionnaires de réseau de distribution) précisent également les règles relatives à l’acquisition des services d’équilibrage ou de flexibilité (liés au réglage de la fréquence) et des services auxiliaires (non liés au réglage de la fréquence), les exigences d’objectivité, de non-discrimination et de transparence des procédures de contractualisation en vue de ces acquisitions, ainsi que le fait que ces procédures et contrats sont approuvés par la CRE.

Toutefois, les articles 31, paragraphe 7, et 40, paragraphe 4 a), de la directive 2 019/944 énoncent plus explicitement le principe de procédures « fondées sur le marché », tout en prévoyant des dérogations à cette règle s’agissant de l’acquisition des services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence (lorsqu’elle n’est pas économiquement judicieuse et pour les « composants pleinement intégrés au réseau »).

Même si les articles L. 321-11 et L. 322-9 du code de l’énergie évoquent le premier point, ils ne le font pas de manière suffisamment précise ; quant au second point, il n’est pas pleinement transposé. Les 7° et 8° du I de l’article 20 du présent projet de loi visent donc à finaliser la transposition de ces principes et dérogations ; ils harmonisent ainsi les règles s’appliquant au gestionnaire du réseau de transport avec celles qui s’appliquent aux gestionnaires des réseaux de distribution.

Le 7° modifie l’article L. 321-11 pour y inscrire expressément le principe d’une contractualisation suivant des procédures concurrentielles non discriminatoires et transparentes (consultations publiques ou marchés, par exemple) pour la mise à disposition de RTE de « capacités constructives de réglage de la fréquence ou de la tension » (alinéas 16 à 19).

Parallèlement, le 2° du I de l’article 20 dispose que la CRE approuve les procédures de passation de marché pour les services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence (alinéa 4).

Le 7° reconnaît à la CRE la faculté d’accorder des dérogations à l’exigence d’une procédure concurrentielle, si l’acquisition par RTE des « services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence » n’est pas économiquement efficace (alinéas 20 et 21).

Ce principe de contractualisation et les possibilités d’y déroger figurent déjà à l’article L. 322-9 du code de l’énergie pour les gestionnaires des réseaux de distribution. Les alinéas 23 et 24 corrigent toutefois la rédaction de cet article, afin de préciser que sont visés les services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence et de supprimer l’hypothèse d’une acquisition non « judicieuse » économiquement, qui n’a pas de contenu juridique.

Enfin, les 7° et 8° ajoutent, aux mêmes articles L. 321-11 et L 322-9, la restriction selon laquelle l’obligation d’acquérir des services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence ne s’applique pas aux « composants pleinement intégrés au réseau » (alinéas 21 et 24). Le paragraphe 51 de l’article 2 de la directive 2 019/944 précitée définit ces derniers comme les composants « qui sont intégrés dans le réseau de transport ou de distribution, y compris des installations de stockage, et qui sont utilisés à la seule fin d’assurer l’exploitation fiable et sûre du réseau de distribution ou de transport mais pas à des fins d’équilibrage ou de gestion de la congestion » ([42]). Toutefois, le projet de loi ne reprend pas cette définition, ni n’en propose une qui soit plus explicite. Les services ministériels précisent que ces « composants » désignent les lignes, postes et composants connexes, tels que des condensateurs indispensables au fonctionnement continu du réseau et qui, à ce titre, appartiennent au gestionnaire du réseau.

Le principe d’acquisitions fondées sur le marché est donc réaffirmé dans tous les cas (équilibrage de la fréquence, flexibilité, réglage de la tension), mais deux cas d’exemption pour les services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence sont prévus. Ces nouvelles dispositions ne bouleverseraient pas les pratiques et procédures actuelles, le caractère très localisé du réglage de la tension justifiant la dérogation à la règle concurrentielle ; RTE devra seulement solliciter une dérogation à la Commission de régulation de l'énergie pour les services auxiliaires.

3. La transposition des dispositions relatives à l’agrégation (alinéas 12 à 15 et 31 à 43)

L’article 20 du présent projet de loi transpose expressément les dispositions de la directive 2 019/944 précitée applicables à l’agrégation d’effacement. Celles-ci se répartissent entre plusieurs articles, en particulier les articles 2 (définition d’un ensemble de notions, dont la « fonction d’agrégation »), 13 (mentionné précédemment) et 17 (encadrement du régime de la « participation active de la demande par l’agrégation »).

Le code de l’énergie ne consacre pas d’articles spécifiques à l’agrégation. Cette activité apparaît bien aux articles L. 271-1 à L. 271-3, qui définissent et encadrent l’effacement de consommation d’électricité, mais sans que la terminologie l’évoque directement (on parle encore d’« opérateur d’effacement »).

Les 5° et 6° du I de l’article 20 substituent l’expression « agrégateur indépendant » au terme d’« opérateur » d’effacement.

Surtout, le 13° du I crée un nouveau chapitre « Agrégation et services d’électricité » au titre III du livre III du code de l’énergie. Les articles L. 338-1 et L. 338-2 nouveaux introduisent certains termes et définitions issus, souvent textuellement, de la directive 2 019/944 précitée (article 2 notamment). Il en va ainsi de :

– l’« agrégation », définie comme « une fonction exercée par une personne physique ou morale qui combine, en vue de la vente, de l’achat ou de la mise aux enchères sur tout marché de l’électricité, de multiples charges de consommation ou productions d’électricité ». Un agrégateur peut ainsi acheter, pour les agréger et les revendre sous la forme d’un produit combiné, les promesses d’effacement de consommation de plusieurs sites mais aussi de différentes capacités de production ou de stockage ;

– l’« agrégateur indépendant », à savoir « toute personne qui pratique l’agrégation et qui n’est pas liée au fournisseur du client ».

Le 13° reprend également les définitions des marchés de l’électricité – à savoir, « les marchés pour l’électricité, y compris les marchés de gré à gré et les bourses de l’électricité, les marchés pour le commerce de l’énergie, les capacités, l’équilibrage et les services auxiliaires à différents délais de transaction, y compris les marchés à terme, à un jour et à moins d’un jour » – et de l’entreprise d’électricité – à savoir, toute personne physique ou morale « qui assure au moins une des fonctions suivantes : la production, le transport, la distribution, l’agrégation, la participation active de la demande, le stockage d’énergie, la fourniture ou l’achat d’électricité et qui est chargée des missions commerciales, techniques ou de maintenance liées à ces fonctions, à l’exclusion des clients finals ».

On parle également de « participation active de la demande », sans toutefois l’expliciter dans la loi. Cette notion, définie à l’article 2 de la directive 2 019/944 ([43]) précitée et dont le régime est précisé à son article 17, s’entend comme la valorisation de la flexibilité que peuvent offrir les sites de consommation. Elle est généralement réalisée par un agrégateur sur le marché ou auprès d’un gestionnaire de réseau.

Le nouvel article L. 338-3 pose néanmoins le principe que « tout client est libre d’acheter ou de vendre des services d’électricité », autres que la fourniture. Cela peut être le cas de clients disposant de véhicules électriques ou de panneaux solaires, couplés ou non à des batteries. Cet article L. 338-3 pose aussi le droit du consommateur final à choisir son agrégateur, indépendamment de son fournisseur, ou à en changer dans un délai réduit, comme indiqué précédemment au 3 du A.

Le nouvel article L. 338-4 précise l’obligation des agrégateurs, prévue par le paragraphe 3 de l’article 13 de la directive, d’informer leurs clients des conditions de leurs contrats. La définition des modalités et conditions de cette information est cependant renvoyée à un décret en Conseil d’État.

La transposition ainsi réalisée apparaît très fidèle au texte de la directive 2 019/944 précitée. Cependant, les auditions menées par la rapporteure ont révélé une difficulté : en se référant systématiquement à un « agrégateur indépendant » et en définissant cet acteur comme distinguant les fournisseurs des clients finals, le projet de loi pourrait interdire cette activité aux fournisseurs.

Or, il existe aujourd’hui plusieurs types d’agrégateurs : des agrégateurs sans lien avec des fournisseurs, mais aussi des agrégateurs qui sont des filiales d’entreprises de fourniture, voire des fournisseurs qui sont aussi agrégateurs. Ils sont tous rémunérés dans les conditions de marché, selon les règles auxquelles leurs sites de consommation et production sont rattachés. ([44])

Les services ministériels auditionnés et la CRE confirment que l’intention du texte n’est pas d’exclure les agrégateurs liés à un fournisseur. Il s’agit seulement de souligner la possibilité d’être agrégateur sans avoir de lien avec un fournisseur.

En tout de cause, l’UFC-Que choisir suggère que la reconnaissance de cette activité d’agrégation s’accompagne de la définition d’un contrat-type, qui soit protecteur pour les clients.

4. Les conditions de dérogation à l’interdiction, pour les gestionnaires des réseaux électriques, de détenir ou exploiter des installations de stockage d’énergie (alinéas 44 à 47)

L’article 20 du présent projet de loi précise les conditions de dérogation à l’interdiction, pour les gestionnaires de réseaux publics d’électricité, de posséder ou d’exploiter des installations de stockage d’énergie dans le système électrique, posée par les articles 36 (réseau de distribution) et 54 (réseau de transport) de la directive 2 019/944 précitée.

Le droit existant prévoit bien, conformément aux articles 36 et 54 précités, que des dérogations ne peuvent être accordées par la CRE que dans deux cas : si ces installations de stockage sont des « composants pleinement intégrés au réseau » (voir supra) ou si elles remplissent les autres critères des articles 36 et 54 (article L. 352-2 du code de l’énergie), qui caractérisent une carence du marché (quand aucun acteur n’a répondu à un appel d’offres ouvert, transparent et non discriminatoire) et que ces installations sont nécessaires pour que le gestionnaire de réseau de distribution puisse remplir ses obligations en matière d’exploitation d’une manière qui soit efficace, fiable et sûre. Par exemple, les groupes électrogènes qui permettent à Enedis de réalimenter ses clients en cas d’incidents ou de travaux sur le réseau ne feront pas l’objet de la future consultation. En tout état de cause, ces installations ne doivent pas être utilisées pour des achats ou des ventes sur les marchés.

Mais la loi française a omis de transposer le dispositif de vérification également prévu par la directive. Le 14° du I de l’article 20 propose donc de corriger cette omission : la CRE organisera, tous les cinq ans, une consultation publique sur les installations de stockage d’énergie existantes pour vérifier qu’il n’y a pas de tiers capables et disposés à investir dans ces équipements ou à les exploiter de manière rentable.

Si cette consultation révèle de tels acteurs, les gestionnaires de réseau devront cesser leurs activités en ces domaines dans les dix-huit mois – avec une éventuelle compensation, déterminée par la CRE, pour permettre notamment aux gestionnaires de recouvrer la valeur résiduelle de leurs investissements.

La CRE a expliqué à la rapporteure que cette consultation ne devrait, en principe, porter que sur les actifs bénéficiant d’une dérogation. Elle n’en a pas encore établi les modalités. Quant à la compensation, le droit européen précise que son versement incomberait aux acteurs privés récupérant la gestion des actifs.

RTE et Enedis comprennent cette nouvelle disposition comme une remise en concurrence des installations concernées par la deuxième hypothèse. Les conditions de cette remise en concurrence font l’objet de précisions dans le code européen Demand Response en cours de rédaction, qui devra être prochainement transposé en droit français.

RTE possède actuellement un démonstrateur, appelé « Ringo » et réunissant trois sites de batteries. Ce test a été autorisé par la CRE en 2017, mais l’entreprise envisage aujourd’hui de les vendre à la fin de l’expérimentation.

III. Les modifications apportées par la commission des affaires économiques

Outre deux amendements rédactionnels (CE5 et CE6), la commission des affaires économiques a adopté deux amendements de sa rapporteure (CE4 et CE7) visant à clarifier certains énoncés dans un souci de meilleure lisibilité de la loi.

L’amendement CE7 précise notamment les installations de stockage sur lesquelles portera la consultation publique organisée par la CRE ; il fixe en outre à la date de publication des résultats de cette consultation le point de départ du délai de dix-huit mois laissé aux gestionnaires de réseaux publics d’électricité pour céder leurs installations, si d’autres acteurs sont disposés à les reprendre.

Enfin, la commission des affaires économiques a adopté l’amendement CE3 de sa rapporteure, corrigeant la notion d’agrégateur « indépendant ». Il s’agit de ne pas cantonner les fournisseurs ou les agrégateurs liés à un fournisseur aux seuls effacements indissociables de la fourniture pour leurs clients, et de ne pas les exclure de l’effacement supplémentaire que leurs clients peuvent proposer sur les marchés – une activité déjà pratiquée par la filière sans soulever de difficultés.

Le droit des clients de s’adresser à des agrégateurs indépendants, sans aucun lien avec leurs fournisseurs, reste posé au nouvel article L. 338-3 du code de l’énergie, introduit par le 13° du I de l’article 20 du projet de loi.

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Article 21 Extension du mécanisme d’ajustement du système électrique

I. Le droit en vigueur

Comme cela a été rappelé dans le commentaire de l’article 20 ci-dessus, l’équilibrage des flux sur les réseaux publics d’électricité, entre les volumes injectés et les volumes prélevés, est l’une des missions fondamentales des gestionnaires des réseaux de transport comme Réseau de transport d’électricité (RTE). Cet équilibrage est la condition, tout à la fois, de la satisfaction des besoins en électricité en France et du maintien de la fréquence sur les réseaux au niveau pratiqué dans toute l’Europe (à 50 Hz) – d’où sa désignation comme « réglage de la fréquence ».

Cette mission d’équilibrage est inscrite à l’article 40, paragraphe 4, de la directive (UE) 2 019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012-2027/UE, et est déclinée dans les articles L. 321-6 à L. 321-17-2 du code de l’énergie.

Parmi les instruments à la disposition de RTE, le mécanisme d’ajustement, prévu à l’article L. 321-10, est l’un des outils permettant de corriger les déséquilibres de fréquence de court terme. Il réunit les producteurs et les consommateurs d’énergie, ainsi que des intermédiaires comme les agrégateurs d’effacement. Le mécanisme se concrétise par des propositions d’ajustement (à la hausse ou à la baisse pour le producteur, à la baisse pour le consommateur) sur le marché correspondant et au prix déterminé par l’acteur, que RTE peut activer lorsqu’il l’estime nécessaire. C’est seulement si l’offre est retenue que la hausse ou la baisse doit être exécutée : le producteur est alors compensé au prix de son offre, soit au minimum au prix de la production à laquelle il renonce si l’ajustement est effectué à la baisse.

Certains acteurs sont obligés de participer au mécanisme (article L. 321-13) ; les autres interviennent sur le marché d’ajustement sur une base volontaire. En l’état actuel du droit, seules les installations de production raccordées au réseau de transport d’électricité sont tenues de mettre à disposition leur puissance non utilisée et techniquement disponible, et ce uniquement pour un ajustement à la hausse de leurs injections.

Parallèlement, l’article 30 de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables a mis en place une expérimentation de deux ans, à compter de la promulgation de la loi, de la participation des installations de production raccordées au réseau public de distribution d’électricité au réglage de la tension (ce qui constitue un autre enjeu, comme le rappelle le commentaire de l’article 20) sur les réseaux de distribution et de transport, le temps que les conventions de raccordement aux réseaux de transport et de distribution soient révisées pour intégrer cette obligation.

II. Le dispositif proposé

L’article 21 du présent projet de loi vise à élargir le périmètre des obligés pour consolider les moyens d’action de RTE, d’une part, et à rendre obligatoire leur participation à un ajustement à la baisse comme à la hausse, d’autre part.

La massification du développement des énergies électriques renouvelables accroît en effet l’irrégularité des injections, qui peuvent s’avérer un jour insuffisantes par rapport aux prévisions et excédentaires un autre jour. La forte production photovoltaïque pendant l’été 2024 a ainsi débouché une surproduction entraînant un phénomène de prix négatifs, c’est-à-dire qu’elle a obligé les producteurs à payer pour que leur électricité soit consommée – et donc pour éviter d’arrêter, puis redémarrer, leurs centrales. Pour éviter ce phénomène, il aurait été nécessaire de demander aux grands producteurs d’électricité de réduire leur production, ce que RTE considère comme techniquement possible – y compris sur l’éolien et le photovoltaïque ; mais la participation des installations renouvelables reste embryonnaire.

La réforme proposée vise donc à impliquer davantage l’ensemble des producteurs d’électricité, y compris les producteurs d’énergie renouvelable, qui se raccordent en majorité au réseau public de distribution.

Ce faisant, elle parachève la transposition d’une exigence forte de la directive 2 019/944 précitée (cf. notamment les articles 36 et 40).

L’article 21 du présent projet de loi modifie ainsi l’article L. 321-13 du code de l’énergie afin :

– d’étendre l’obligation de participer au mécanisme d’ajustement mis en œuvre par RTE aux installations de production d’électricité raccordées aux réseaux de distribution, quand leur puissance atteint ou dépasse un certain seuil. Celui-ci variera selon les caractéristiques de l’installation et, notamment, sa technologie ;

– d’élargir l’obligation de participation à la puissance disponible à la baisse.

Selon RTE, la puissance « techniquement disponible » correspond à la puissance pouvant être dégagée par une installation de production en respectant ses contraintes techniques (puissance maximale ou minimale de l’installation en fonction des limites de ses processus internes, délai de mise à disposition, durée de production, etc.).

Mettre à disposition de RTE une puissance techniquement disponible « à la baisse » revient à autoriser le gestionnaire à demander la baisse du niveau de puissance jusqu’au minimum technique de l’installation. Cela peut aller jusqu’à l’arrêt de l’installation, mais peut également n’être qu’une baisse partielle pour les installations qui en sont capables. Si l’installation est déjà à ce minimum technique, il n’y a plus de baisse possible. Inversement, si elle est à sa puissance maximale, il n’y a pas de hausse possible. En tout état de cause, ce sont les exploitants qui fixeront les volumes et le prix demandé pour leur mise à disposition.

Le seuil envisagé pour rendre obligatoire la participation au mécanisme d’ajustement serait de 12 MW pour la puissance installée derrière un point de raccordement au réseau, ce qui conduit à considérer un parc dans sa globalité s’il est raccordé en un seul point (et non installation par installation).

Au 1er novembre 2024, la participation au mécanisme d’ajustement a mobilisé 235 sites et 1,3 GW de puissance installée. RTE espère étendre l’assiette d’ajustement à 855 sites et 11,4 GW de puissance installée : cette réforme représente donc un enjeu important pour la capacité du gestionnaire à équilibrer le système électrique français et à accompagner le développement des énergies renouvelables dans le mix énergétique national.

La CRE s’est dit également très favorable à ces élargissements.

III. La position de la commission des affaires économiques

La commission des affaires économiques a adopté l’article 21 sans modification.

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Article 22 Renforcement des sanctions et des exigences en matière d’intégrité et de transparence des marchés de gros

I. Le droit en vigueur

A. L’encadrement des marchés de gros de l’électricité et du gaz par le règlement « Remit » de 2011

Les marchés de gros de l’électricité et du gaz sont les marchés où ces énergies sont négociées avant d’être livrées aux consommateurs finals (entreprises et particuliers). Ils tiennent une place centrale dans le fonctionnement des systèmes électriques européens et nationaux, en assurant la rencontre entre la demande et l’offre. Pour un appel optimal aux moyens de production et une fixation des prix aussi rationnelle que possible, il importe que soient assurées l’intégrité et la transparence de ces marchés, ainsi qu’une concurrence « ouverte, loyale et équitable » entre les acteurs.

Ces exigences fondent le règlement (UE) n° 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2011 concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie, dit « Remit », qui définit les règles de surveillance du marché ([45]).

Le Remit s’applique aux acteurs de marché, c’est-à-dire à toute personne physique ou morale effectuant des transactions sur les marchés de gros de l’énergie. Il peut donc concerner le gestionnaire français du réseau public de transport d’électricité (RTE), qui indique n’avoir jamais été sanctionné ; mais d’autres gestionnaires de réseau de transport européens l’ont été pour manquement à ses dispositions. Les contrats avec des clients finals n’entrent pas dans le champ d’application du Règlement, sauf si leur capacité de consommation est égale ou supérieure à 600 GWh par an.

Sont concernés les marchés « au comptant », sur lesquels s’échangent des produits énergétiques ayant une échéance journalière ou infra-journalière, ainsi que les marchés à terme, où se concluent des contrats relatifs à la fourniture d’électricité ou de gaz à différentes échéances, de quelques jours à plusieurs années, à un prix négocié à la date de conclusion du contrat.

La surveillance européenne du marché de gros est confiée à l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (Acer), en collaboration avec les régulateurs nationaux, dont la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour la France. Mais les régulateurs nationaux sont également dotés de pouvoirs de surveillance des marchés, d’enquête et de sanction.

Ainsi, l’article 13 du Remit, relatif à la mise en œuvre des interdictions des abus de marché, prévoit que les autorités de régulation nationales garantissent par la prévention et, le cas échéant, la sanction, le respect des interdictions prévues aux articles 3 et 5 et l’exécution des obligations prévues aux articles 4, 8, 9 et 15 :

– l’article 3 porte sur l’interdiction des opérations d’initiés. Il est donc interdit de réaliser des transactions ou d’émettre des ordres sur la base d’une information privilégiée, de transmettre des informations privilégiées à une autre personne ou de recommander à une autre personne de réaliser des transactions ou émettre des ordres sur la base d’une information privilégiée ;

– l’article 4 porte sur l’obligation, pour les acteurs, de marché de publier les informations privilégiées, ainsi que de notifier à l’Acer et à l’autorité de régulation nationale certains cas d’exemption à Remit ;

– l’article 5 porte sur l’interdiction des manipulations ou tentatives de manipulation de marché ;

– l’article 8 porte sur l’obligation, pour les acteurs du marché, de transmettre à l’Acer un relevé de leurs transactions sur le marché de gros de l’énergie ;

– l’article 9 porte sur l’obligation, pour les acteurs du marché, de s’enregistrer auprès de l’autorité de régulation nationale d’un État membre ;

– l’article 15 porte sur l’obligation, pour les personnes organisant ou exécutant des transactions à titre professionnel, de mettre en place et maintenir des dispositions pour détecter d’éventuels manquements aux articles 3, 4 et 5, et d’adresser des signalements, le cas échéant, à l’autorité de régulation nationale compétente.

B. Le renforcement des exigences européennes par le Règlement 2024/1106

Certaines dispositions du règlement n° 1227/2011 précité ont été récemment modifiées, afin de tirer les enseignements de la crise des prix de l’énergie survenue en 2022-2023, mais aussi de faire converger ses règles avec celles du règlement du 16 avril 2014 sur les abus de marché ([46]), qui s’applique aux instruments financiers ayant pour sous-jacent des produits énergétiques.

Le règlement (UE) 2024/1106 du Parlement européen et du Conseil du 11 avril 2024 modifiant les règlements (UE) n° 1227/2011 et (UE) 2 019/942 en ce qui concerne l’amélioration de la protection de l’Union contre les manipulations de marché sur le marché de gros de l’énergie est ainsi venu rapprocher les définitions des « informations privilégiées » et des « manipulations de marché » avec celles utilisées dans le cadre de la surveillance des marchés financiers, relever les sanctions encourues et renforcer la coopération entre les régulateurs nationaux et avec l’Acer.

Une partie des dispositions révisées sont d’application directe, mais d’autres nécessitent une adaptation du droit français.

II. Le dispositif proposé

A. L’élargissement des obligations en matière de transparence

Les 1°, 2° et 4° de l’article 22 du présent projet de loi étendent les pouvoirs de surveillance et de sanction de la Commission de régulation de l’énergie (article L. 131-2 du code de l’énergie), à travers son comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS), à deux nouvelles obligations :

– l’obligation, introduite par l’article 7° quater du Remit dans sa version issue du règlement 2024/1106 et pesant sur tous les acteurs concernés, de fournir à l’Acer des données relatives au marché du gaz naturel liquéfié (GNL), en complétant les articles L. 134-25 et L. 134-27 du même code (alinéas 2 et 3) ;

– l’obligation, prévue par le nouvel article 13 ter du Remit, de répondre à une demande d’information de l’Acer, en complétant l’article L. 134-29 du code de l’énergie (alinéa 15).

Dans ce second cas, le président de la CREdoit d’abord mettre les intéressés en demeure de se conformer à leur obligation. À défaut, des sanctions peuvent être prononcées par le CoRDiS, si le manquement à l’origine de la demande s’inscrit dans la liste des situations sanctionnables.

B. Le renforcement des sanctions des manquements au Remit

Le 3° de l’article 22 du présent projet de loi complète les sanctions, définies à l’article L. 134-27 du code de l’énergie, que le CoRDiS peut imposer à des acteurs en cas de violation du Remit (manquement à ses articles 3, 4, 5, 7 quater, 8, 9 et 15) et augmente leur niveau maximal.

En premier lieu, l’article 18 du Remit, dans sa rédaction issue du règlement 2024/1106 du 11 avril 2024, exige que les États membres veillent à ce que, dans le respect du principe non bis in idem ([47]), les autorités de régulation aient le pouvoir d’imposer « au moins » les amendes administratives et autres mesures administratives suivantes : exiger de mettre fin à la violation, ordonner la restitution de l’avantage retiré de la violation, émettre un avertissement ou une communication au public, infliger des astreintes et des amendes administratives. L’alinéa 14 du présent article 22 ajoute précisément, aux sanctions existantes, la possibilité pour le CoRDis de prononcer « la restitution du montant de l’avantage retiré du manquement ou des pertes que celui-ci a permis d’éviter, un avertissement ou une communication au public, ou le prononcé d’astreintes ».

L’article 18 du Remit reconnaissant au CoRDiS la possibilité de prononcer concomitamment plusieurs mesures de sanction, les alinéas 6 et 7 suppriment le caractère exclusif des sanctions actuellement prévu par l’article L. 134-27 du code de l’énergie : le CoRDis pourrait donc désormais prononcer, à la fois, une interdiction temporaire d’accès aux réseaux – ou une interdiction temporaire d’exercer tout ou partie des activités professionnelles en cas de manquement aux articles 3, 4 et 5 du règlement 1227/2011 – et une sanction pécuniaire (ainsi que les précédentes mesures administratives). Ces interdictions ne sont pas explicitement prévues par l’article 18 du Remit, mais la liste de sanctions qui y figure n’est pas limitative.

En tout état de cause, il ne s’agit pas d’un cumul obligatoire des deux premières sanctions : le CoRDis a seulement la faculté de les cumuler. Et il doit toujours se prononcer au cas par cas, en tenant compte des circonstances : sur ce point, l’alinéa 5 substitue aux références à la « gravité du manquement, à la situation de l’intéressé, à l’ampleur du dommage et aux avantages qui en sont tirés » du texte actuel la prise en compte des circonstances prévues par les paragraphes 1 et 7 de l’article 18 du Remit, plus complètes (par exemple, la gravité et la durée de l’infraction, le degré de responsabilité de la personne responsable de l’infraction, son assise financière, etc.).

En second lieu, les alinéas 9 à 12 complètent et augmentent les amendes maximales encourues pour les porter, au moins, aux minima prévus, selon les manquements, par le règlement Remit dans sa version du 11 avril 2024.

(*) À défaut d’activité générant un chiffre d’affaires (CA). (**) Dans la limite de 20 % des revenus annuels ou du chiffre d’affaires (CA) de l’année précédente.

On constate que l’article 22 va souvent au-delà des minima définis par l’article 18 du Remit, en prévoyant la possibilité de rehausser les plafonds en cas de nouvelle violation ou en portant la limite à un niveau nettement supérieur.

Cependant, la Commission de régulation de l’énergie rappelle que les sanctions du CoRDiS doivent rester adaptées aux circonstances. La moyenne des sanctions appliquées entre les différents États ne devrait donc pas refléter une différence de niveau.

Les alinéas 16 à 18 ouvrent, quant à eux, la possibil3ité que le CoRDiS soit saisi des manquements constatés non seulement par les procès-verbaux des agents de la CRE, mais aussi par les rapports des enquêtes de l’Acer, conformément à l’article 13, paragraphe 3, du Remit dans sa version du 11 avril 2024 – enquêtes qu’elle peut désormais mener elle-même dans un contexte transfrontalier.

III. Les modifications apportées par la commission des affaires économiques

La commission des affaires économiques a adopté l’article 22, modifié par un amendement rédactionnel de sa rapporteure (CE8).

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Article 23 Directive RED II : dépassement des objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie pour les énergies renouvelables

I. Le droit en vigueur

A. Le droit europÉen

À la suite des engagements pris dans l’accord de Paris sur le climat et dans le cadre du paquet « une énergie propre pour tous les Européens », la directive (UE) 2018/2001 du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, dite directive RED II, a instauré, dans son article 3, un objectif contraignant d’un minimum de 32 % d’énergie de sources renouvelables dans la consommation finale brute de l’Union européenne en 2030.

Dans son annexe I, la directive fixe des objectifs nationaux globaux concernant la part d’énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation d’énergie finale en 2020 : 23 % pour la France, 18 % pour l’Allemagne ou 30 % pour le Danemark.

La cible de 32 % de consommation d’énergie de sources renouvelables en 2030 dans l’UE a été rehaussée à 42,5 % dans le cadre du pacte vert pour l’Europe par la directive (UE) 2023/2413 du 18 octobre 2023 en ce qui concerne la promotion de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, dite directive RED III.

Contrairement à la directive RED II, la directive RED III n’établit pas de sous-objectifs chiffrés spécifiques par État membre mais propose une approche flexible, permettant à chaque État de déterminer sa contribution nationale, sous condition de cohérence avec les objectifs européens, en tenant compte des potentiels nationaux, notamment à partir de la cartographie des zones d’accélération des énergies renouvelables (ZAER) qu’elle institue.

Conformément à l’article 4 du règlement (UE) 2018/1999 du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat, dit règlement « gouvernance », les États membres fixent, dans leur plan national intégré en matière d’énergie et de climat (PNIEC), leur contribution à l’objectif de 42,5 % en 2030 avec des jalons intermédiaires en 2022, 2025 et 2027.

Pour atteindre ou dépasser cette contribution nationale, l’article 4 de la directive RED II permet aux États membres de mettre en œuvre des mécanismes d’aide au déploiement des énergies renouvelables. Ces aides sont conformes à l’article 107 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE) qui interdit les aides d’État sauf si l’aide facilite le développement d’une activité économique sans altérer les conditions des échanges dans une mesure contraire à l’intérêt commun. Des lignes directrices de la Commission européenne sont venues préciser les conditions d’attribution d’aides d’État en matière énergétique ou environnementale ([48]).

La directive RED II précise que les aides à la production d’électricité de sources renouvelables doivent être attribuées de manière ouverte, transparente, concurrentielle, non discriminatoire et efficace au regard des coûts.

B. le droit national

La loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité a transposé la directive 96/92/CE du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité, ouvrant le marché de la production électrique à la concurrence, notamment pour les énergies renouvelables. L’article 6 de cette loi a créé la programmation pluriannuelle des investissements (PPI). Ce document de planification regroupant les objectifs fixés par l’État en matière de politique énergétique en trois volets (électricité, chaleur et gaz) a été remplacé par la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) par l’article 176 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

Aux termes de l’article L. 141-1 du code de l’énergie, la PPE, « fixée par décret, définit les modalités d’action des pouvoirs publics pour la gestion de l’ensemble des formes d’énergie sur le territoire métropolitain continental. Elle est compatible avec les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre fixés dans le budget carbone ainsi qu’avec la stratégie bas-carbone (SNBC). »

La PPE décline, par filière, la contribution de la France aux objectifs européens de développement des énergies renouvelables. Couvrant deux périodes successives de cinq ans, elle est révisée au moins tous les cinq ans pour deux périodes de cinq ans et, le cas échéant, les années restant à courir de la période pendant laquelle intervient la révision.

L’article 8 de la loi du 10 février 2000, aujourd’hui codifié à l’article L. 311-10 du code de l’énergie, créait une procédure d’appel d’offres « permettant d’ajuster la structure de notre parc de production aux objectifs de la programmation pluriannuelle des investissements » ce que la procédure d’autorisation ne peut atteindre seule, « les opérateurs choisissant, selon le rapporteur du projet de loi ([49]), les procédés de fabrication les plus rentables, déséquilibrant l’offre et risquant de menacer notre indépendance et la sécurité de nos approvisionnements, ne privilégiant pas les techniques respectueuses de l’environnement et ne prenant pas en compte la nécessité de répartir harmonieusement les unités de production sur l’ensemble du territoire national ».

L’article L. 311-10 du code de l’énergie permettait donc de recourir à une procédure d’appel d’offres au terme de laquelle le candidat retenu peut bénéficier d’un contrat d’achat ou d’un contrat de complément de rémunération en vue de la construction et de l’exploitation de ses installations d’énergies renouvelables.

L’ordonnance n° 2016-1059 du 3 août 2016 relative à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, dans son article 9, a remplacé le terme « appel d’offres » par celui de « mise en concurrence », renvoyant la définition des modalités à un décret en Conseil d’État. La partie réglementaire du code de l’énergie autorise désormais deux procédures de mise en concurrence : l’appel d’offres (articles R. 311-13 à R. 311-25 du code de l’énergie) et le dialogue concurrentiel (articles R. 311-25-1 à R. 311-25-15 du même code). Dans le cadre d’une procédure d’appel d’offres, le ministre chargé de l’énergie choisit l’offre sans négociation sur la base de critères objectifs préalablement portés à la connaissance des candidats. Dans le cas d’un dialogue concurrentiel, le ministre chargé de l’énergie dialogue avec les candidats admis à participer à la procédure en amont de l’établissement du cahier des charges sur la base duquel les candidats sont invités à remettre une offre.

En plus du prix, dont la pondération doit représenter plus de la moitié de celle de l’ensemble des critères sur lesquels l’autorité administrative se fonde pour désigner les candidats retenus, l’article L. 311-10-1 du code de l’énergie énumère des critères complémentaires tels que la qualité de l’offre, l’efficacité énergétique ou la sécurité d’approvisionnement.

II. le dispositif proposé

Ne mentionnant pas la possibilité de dépasser les objectifs de la PPE, au contraire de l’article 4 de la directive RED II qui permet le dépassement de la contribution des États membres, l’article L. 311-10 du code de l’énergie est inadapté au déploiement d’une politique énergétique ambitieuse, notamment en matière d’éolien en mer.

Les projets éoliens en mer requièrent environ dix ans pour atteindre leur pleine opérationnalité. Or la PPE est en vigueur pendant une durée de deux fois cinq ans. Les projets à l’étude ne pouvant être achevés qu’au-delà de la PPE en vigueur, ils contribuent donc à l’atteinte des objectifs (plus élevés) de PPE futures. Quatre projets ne peuvent ainsi actuellement pas voir le jour sans adoption d’une PPE ou sans révision de l’article L. 311-10 du code de l’énergie puisqu’ils contribuent à atteindre les objectifs de la prochaine PPE mise en consultation qui rehausse de 5,2 gigawatts (GW) en 2028 à 18 GW en 2035 l’objectif de puissance installée cumulée pour l’éolien maritime. L’ensemble des appels d’offres pour les projets concourant à cet objectif doivent d’ailleurs être attribués avant la fin 2026.

Le 1° de l’article 23 du présent projet de loi, reprenant la formulation de l’article 4 de la directive RED II, propose donc de modifier l’article L. 311-10 du code de l’énergie afin d’autoriser le lancement de procédures de mise en concurrence pour l’octroi d’aides à des projets d’énergies renouvelables pour des capacités installées au-delà des objectifs de la PPE – les aides aux autres énergies restant limitées à la seule atteinte des objectifs de la PPE. Une telle révision accélérera le déploiement de l’éolien en mer en permettant, avant la fin du processus de révision de la PPE, de lancer des appels d’offres en vue de la réalisation d’installations de production d’une capacité supérieure aux objectifs prévus pour 2028.

En outre, le 2° modifie l’article L. 363-7 du code de l’énergie afin de rendre ces modifications applicables à Wallis-et-Futuna.

III. les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté l’amendement CD174 du rapporteur qui a rendu applicable la procédure de co-élaboration du développement des énergies renouvelables dans les zones non-interconnectées (Corse et outre-mer hors Polynésie française et Nouvelle-Calédonie) aux projets dépassant les objectifs des PPE de ces territoires. Cet amendement a également instauré une procédure d’avis conforme du président de la collectivité concernée lorsque l’autorité administrative, c’est-à-dire l’État, souhaite dépasser les objectifs de la PPE locale.

La commission a adopté l’article 23 ainsi modifié.

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Article 24 Création de référents uniques à l’instruction pour les projets éoliens situés en zone économique exclusive

I. Le droit en vigueur

A. Le droit europÉen

La directive (UE) 2018/2001 du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, dite directive RED II, a réduit les délais et simplifié les procédures administratives en matière d’autorisation des installations d’énergies renouvelables.

En particulier, l’article 16 impose aux États membres de désigner un ou plusieurs points de contact uniques chargés de guider le porteur de projet d’installation d’énergies renouvelables dans la procédure d’autorisation. Ce point de contact unique doit permettre au porteur du projet de n’avoir à contacter aucune autre administration et de gagner du temps tout en étant accompagné. Le point de contact met également à sa disposition un guide des procédures administratives, notamment pour les projets de petite envergure.

Dans le cadre du pacte vert pour l’Europe, la directive (UE) 2023/2413 du 18 octobre 2023, dite directive RED III, a modifié la directive RED II. L’article 16 de la directive RED II tel que modifié en 2023 prévoit une procédure unique d’octroi de permis pour les installations d’énergies renouvelables. Cette procédure comprend toutes les étapes administratives, y compris l’évaluation environnementale. Les modifications de 2023 soulignent que le point de contact guide le porteur de projet dans toutes les démarches, y compris celles relatives à la protection de l’environnement.

Concernant plus spécifiquement l’éolien en mer, la Commission européenne a, dans sa communication du 19 novembre 2020 intitulée « une stratégie de l’UE pour exploiter le potentiel des énergies renouvelables en mer en vue d’un avenir neutre pour le climat », introduit un objectif de 300 GW de puissance installée dans l’ensemble des eaux de l’Union européenne à l’horizon 2050. L’article 14 du règlement (UE) 2022/869 du 30 mai 2022 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes impose aux États membres de conclure, à l’échelle de chaque bassin maritime, des accords non contraignants de coopération sur les objectifs de production d’énergies renouvelables en mer.

B. le droit national

Le Gouvernement, dans son instruction du 16 septembre 2022 relative à l’organisation de la répartition et du délestage de la consommation de gaz naturel et de l’électricité dans la perspective du passage de l’hiver 2022-2023 et à l’accélération du développement des projets d’énergies renouvelables adressée aux préfets a chargé ces derniers de présider une revue des projets d’énergies renouvelables dans leur département afin de débloquer les dossiers instruits par les services déconcentrés. Cette instruction les a également chargés, conformément à l’article 16 de la directive (UE) 2018/2001 précitée, de désigner « un ou plusieurs points de contact, en particulier pour les projets photovoltaïques ».

Puis la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables a, dans son article 6, créé à l’article L. 181-28-10 du code de l’environnement un référent préfectoral à l’instruction des projets d’énergies renouvelables et des projets industriels nécessaires à la transition énergétique, « chargé de faciliter les démarches administratives des pétitionnaires, de coordonner les travaux des services chargés de l’instruction des autorisations, de faire un bilan annuel de l’instruction des projets sur son territoire (…) et de fournir un appui aux collectivités territoriales dans leurs démarches de planification de la transition énergétique ». Ce référent est nommé par le représentant de l’État dans le département parmi les sous-préfets. Il constitue le point de contact au sens de l’article 16 de la directive (UE) 2018/2001 modifiée.

La circulaire du 28 novembre 2023 relative aux missions du référent préfectoral à l’instruction des projets d’énergies renouvelables et des projets industriels nécessaires à la transition énergétique et à la géothermie de minime importance a précisé les missions du référent :

– mise en place de la planification territoriale : le référent est l’interlocuteur privilégié des collectivités territoriales pour la planification du développement des énergies renouvelables, les appuyant pour identifier les zones d’accélération des énergies renouvelables et arrêtant la cartographie de ces zones ;

– accompagnement des projets et facilitation de leur instruction : conseil ciblé en amont et revues du projet avec le porteur du projet, réalisation du bilan annuel et suivi des indicateurs prévus à l’article L. 141-5-1 du code de l’énergie relatifs aux statistiques des projets d’énergies renouvelables instruits, refusés et à leurs délais.

Toutefois, si « les projets situés en mer territoriale [jusqu’à une distance de 12 milles des côtes] sont théoriquement rattachés au référent préfectoral » d’après l’étude d’impact du projet de loi puisque la mer territoriale correspond au domaine public maritime, ceux situés dans la zone économique exclusive (ZEE) n’ont pas de point de contact dédié. S’étendant de la ligne des 12 milles à 200 milles des côtes, la ZEE ne relève en effet de la compétence d’aucun préfet de département. La France y dispose seulement de « droits souverains (…) d’exploitation à des fins économiques, telles que la production d’énergie à partir de l’eau, des courants et des vents » ([50]). Ainsi, il n’existe pas de point de contact pour les projets d’éoliennes en mer et leur raccordement situés en ZEE.

En application de l’article 20 de l’ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016 relative aux espaces maritimes relevant de la souveraineté ou de la juridiction de la République française, les projets d’installations d’énergies renouvelables dans la ZEE sont soumis à une autorisation unique délivrée par le préfet maritime qui tient également lieu d’autorisation environnementale.

II. le dispositif proposÉ

Le 1° de l’article 24 insère un alinéa spécifique à l’éolien en mer en zone économique exclusive à l’article L. 181-28-10 du code de l’environnement afin de créer un référent dédié nommé par le représentant de l’État en mer, c’est-à-dire par le préfet maritime de Toulon pour la Méditerranée, le préfet maritime de Brest pour l’Atlantique, le préfet maritime de Cherbourg-en-Cotentin pour la Manche et la mer du Nord ([51]) et, en outre-mer, le préfet de la Martinique pour les ZEE des Antilles, le préfet de Guyane pour la ZEE de Guyane, le préfet de La Réunion pour l’océan indien et les eaux bordant les Terres australes et antarctiques françaises et le préfet de Saint-Pierre-et-Miquelon pour la ZEE de Saint-Pierre-et-Miquelon ([52]).

Les 2°, 3° et 4° modifient les articles L. 614-1, L. 624-1 et L. 635-1 du code de l’environnement afin de rendre ces dispositions applicables à la Nouvelle-Calédonie, à la Polynésie française et à Wallis-et-Futuna où les représentants de l’État en mer sont le haut-commissaire de la République en Nouvelle-Calédonie pour les ZEE de Nouvelle-Calédonie et de Wallis-et-Futuna et le haut-commissaire de la République en Polynésie française pour les ZEE de Polynésie française et de l’île de Clipperton.

III. les travaux de la commission

La commission a adopté l’article 24 sans modification.

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Article 25 Suppression de la nécessité de dérogation « espèces protégées » pour les projets d’énergies renouvelables adoptant une approche préventive

I. Le droit en vigueur

A. Le droit europÉen

La directive 92/43/CEE du 21 mai 1992 concernant la conservation des habitats naturels ainsi que de la faune et de la flore sauvages, dite directive « habitats » et la directive 2009/147/CE du 30 novembre 2009, concernant la conservation des oiseaux sauvages, dite directive « oiseaux », structurent le régime de protection des espèces animales et végétales.

En particulier, l’article 12 de la directive « habitats » et l’article 5 de la directive « oiseaux » interdisent toute perturbation, destruction ou mise à mort intentionnelle de spécimens des espèces protégées qu’elles énumèrent. Toutefois, l’article 16, de la directive « habitats » permet d’accorder des dérogations au régime de protection des espèces protégées à trois conditions cumulatives : qu’il n’existe pas une 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 » et que cette dérogation trouve une justification parmi cinq motifs, au nombre desquels figurent les considérations de nature sociale ou économique si elles participent d’une « raison impérative d’intérêt public majeur » (RIIPM).

Dans le cadre du plan « REPowerEU », l’article 3 du règlement (UE) 2022/2577 du 22 décembre 2022 établissant un cadre en vue d’accélérer le déploiement des énergies renouvelables instaure une présomption d’intérêt public supérieur pour « la planification, la construction et l’exploitation d’installations de production d’énergie renouvelable, le raccordement de ces installations au réseau, le réseau connexe proprement dit, ainsi que les actifs de stockage », ce qui facilite la dérogation aux directives « habitats » et « oiseaux ».

Reprenant la jurisprudence de la Cour de justice de l’Union européenne ([53]), l’article 16 ter de la directive (UE) 2018/2001, dite RED II, dans sa rédaction résultant de la directive (UE) 2023/2413, dite RED III, prévoit que « lorsqu’un projet d’énergies renouvelables comporte les mesures d’atténuation nécessaires, toute mise à mort ou perturbation des espèces protégées n’est pas considérée comme intentionnelle ». Les projets d’énergies renouvelables fondés sur cette approche préventive ne nécessitent donc pas, dans le droit de l’UE, de dérogation aux interdictions relatives aux espèces protégées.

B. le droit national

L’article L. 411-1 du code de l’environnement transpose en droit interne les interdictions en matière d’atteinte aux espèces et à leur habitat issues des directives « habitats » et « oiseaux ». Les espèces protégées sont identifiées en fonction de leur état de conservation, notamment en se fondant sur la liste rouge de l’Union internationale pour la conservation de la nature (UICN), par arrêté conjoint du ministre chargé de la protection de la nature et, soit du ministre chargé de l’agriculture, soit, lorsqu’il s’agit d’espèces marines, du ministre chargé des pêches maritimes, conformément à l’article R. 411-1 du code de l’environnement.

L’article L. 411-2 du même code précise les cas dans lesquels il peut être dérogé aux interdictions posées à l’article L. 411-1, sous les trois conditions cumulatives prévues par l’article 16 de la directive « habitats » : absence de solution alternative, absence de préjudice pour le maintien des espèces dans leur aire de répartition naturelle et justification parmi cinq motifs dont les RIIPM. Si cette formulation inclut des motifs de dérogation que ne mentionne pas l’article 9 de la directive « oiseaux » – qui n’autorise de dérogations qu’en l’absence de solution alternative satisfaisante et pour un nombre limité de motifs parmi lesquels ne figurent pas les RIIPM – la Cour de justice de l’Union européenne considère qu’en raison de l’article 2 de la directive « oiseaux », « la protection des oiseaux doit être mise en balance avec d’autres exigences comme celles d’ordre économique. En ce qui concerne la transposition en droit interne de la directive, il convient d’observer que celle-ci n’exige pas nécessairement une reprise textuelle de ses dispositions et qu’elle peut se satisfaire d’un contexte juridique général ([54]). L’article L. 411-2 du code de l’environnement ne méconnaît donc pas les exigences de la directive « oiseaux » ([55]).

À la suite du règlement (UE) 2022/2577, l’article 19 de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, dite loi APER, a inséré un article L. 411-2-1 dans le code de l’environnement instaurant une présomption de RIIPM pour les projets « d’installations de production d’énergies renouvelables ou de stockage d’énergie dans le système électrique ». En effet, d’après l’étude d’impact sur le projet de loi APER, 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 ».

L’article L. 211-2-1 du code de l’énergie, également introduit par l’article 19 de la loi APER, soumet toutefois cette présomption à des conditions définies par décret en Conseil d’État, aux articles R. 211-1 à R. 211-6 du code de l’énergie : pour chaque source d’énergie renouvelable, un projet d’installation ne peut bénéficier de cette présomption de RIIPM qu’au-dessus d’un certain seuil de puissance (9 mégawatts (MW) pour l’éolien terrestre par exemple ([56])) et uniquement si les objectifs définis par la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) ne sont pas atteints.

Si la condition de RIIPM est démontrée, les deux autres conditions mentionnées à l’article L. 411-2 doivent toujours être remplies pour que soit octroyée la dérogation, c’est-à-dire l’absence de préjudice pour le maintien des espèces dans leur aire de répartition naturelle et l’absence de solution alternative satisfaisante. Afin de ne pas conduire à une application trop stricte de cette dernière condition, l’article L. 211-2-1 du code de l’énergie précise que l’existence d’une zone d’accélération des énergies renouvelables sur le même territoire ne constitue pas une solution alternative et ne fait donc pas obstacle à l’attribution d’une dérogation à la protection des espèces protégées hors de cette zone.

Par ailleurs, l’article 19 de la loi n° 2023-973 du 23 octobre 2023 relative à l’industrie verte a complété l’article L. 411-2-1 du code de l’environnement pour préciser que « le décret qualifiant un projet industriel de projet d’intérêt national majeur pour la transition écologique ou la souveraineté nationale peut lui reconnaître (une RIIPM) ».

II. le dispositif proposé

L’article 25 du projet de loi insère un deuxième alinéa à l’article L. 411-2-1 du code de l’environnement pour transposer l’article 16 ter de la directive RED II inséré par la directive RED III, qui exempte de la nécessité de requérir la dérogation à la protection des espèces protégées les projets d’énergies renouvelables comportant les mesures d’atténuation nécessaires.

Dans son avis sur le projet de loi, le Conseil d’État estime que, « si les directives « habitats » et « oiseaux » interdisent toute perturbation ou destruction « intentionnelles », les interdictions édictées par l’article L. 411-1 ne concernent pas que des comportements intentionnels. Pour transposer l’article 16 ter de la directive (qui insiste sur l’absence d’intentionnalité), il n’est pas possible de se borner à en reprendre la rédaction à l’article L. 411-1 du code de l’environnement ». Le Conseil d’État souligne que deux précisions supplémentaires sont nécessaires pour transposer l’article :

– En cohérence avec sa jurisprudence contentieuse ([57]), il estime impératif de spécifier, pour ne pas méconnaître la Charte de l’environnement ou entacher les dispositions législatives d’incompétence négative, que « les « mesures d’atténuation nécessaires » mentionnées par la directive doivent consister en des « mesures d’évitement et de réduction présentant des garanties d’effectivité telles qu’elles permettent de diminuer le risque de destruction ou de perturbation des espèces au point qu’il apparaisse comme n’étant pas suffisamment caractérisé » » ;

– Il estime également nécessaire de prévoir une deuxième condition d’exemption, reprenant la rédaction du considérant 37 de la directive RED III : « le projet doit intégrer un suivi permettant d’évaluer l’efficacité de ces mesures et, le cas échéant, de prendre les mesures supplémentaires nécessaires pour garantir l’absence d’incidence négative importante sur la population de ces espèces ».

Par conséquent, l’article 25 impose ces deux conditions cumulatives pour que la délivrance d’une dérogation, conformément aux dispositions de l’article L. 411-2, ne soit plus requise.

III. les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté l’article 25 modifié par deux amendements rédactionnels CD107 et CD108 du rapporteur, le second reprenant la formulation de l’article L. 411-2 du code de l’environnement pour ce qui concerne l’absence d’incidence négative.

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Article 26 Adaptation de dispositifs législatifs visant à favoriser le développement des énergies renouvelables

I. Le droit en vigueur

L’article 3 de la directive (UE) 2023/2413 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 modifiant la directive (UE) 2018/2001, le règlement (UE) 2018/1999 et la directive 98/70/CE en ce qui concerne la promotion de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, et abrogeant la directive (UE) 2015/652 du Conseil (dite « RED III ») a renforcé les objectifs de développement des énergies renouvelables s’imposant aux État membres.

La loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, dite loi « Aper », s’est bien attachée à conforter et compléter les leviers qui doivent permettre d’accélérer le déploiement des énergies renouvelables. Il est néanmoins apparu que certains de ses dispositifs les plus prometteurs avaient besoin de clarifications ou d’une consolidation, pour que leur mise en œuvre soit pleinement efficace.

A. La multiplication des obligations en matière de perméabilité des parcs de stationnement aux eaux pluviales et d’équipement en ombrières photovoltaïques

Depuis la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat, certains parcs de stationnement non couverts sont soumis à des obligations d’aménagement favorisant la perméabilité et l’infiltration des eaux pluviales, ainsi qu’à des obligations d’équipement photovoltaïque.

Ces dispositions ont été renforcées par l’article 101 de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets et complétées par les articles 40 et 43 de la loi Aper.

En l’état actuel du droit, l’article L. 171-4 du code de la construction et de l’habitation (CCH), dans sa rédaction résultant de la loi du 10 mars 2023 précitée, dispose que doivent intégrer des revêtements de surface, des aménagements hydrauliques ou des dispositifs végétalisés favorisant la perméabilité et l’infiltration des eaux pluviales ou leur évaporation :

– les parcs de stationnement (quelle que soit leur superficie) prévus dans le projet de construction de bâtiments à usage commercial, industriel ou artisanal, ou à usage d’entrepôt, ou de hangars non ouverts au public et dont l’emprise au sol est supérieure à 500 mètres carrés (m2) ;

– à compter du 1er janvier 2025, les parcs de stationnement prévus dans le projet de construction de bâtiments à usage de bureaux, lorsque l’emprise de ces constructions est supérieure à 1 000 m2.

En outre, l’obligation d’équiper la toiture de ces mêmes bâtiments en installations de production d’énergie renouvelable (essentiellement photovoltaïque), ou d’un système de végétalisation, également prévue par l’article L. 171-4, peut être réalisée en tout ou partie sur des ombrières surplombant leurs aires de stationnement. La surface totale équipée doit être au moins égale à une proportion de la toiture du bâtiment construit ou rénové de manière lourde et des ombrières créées, à hauteur de 30 % à compter du 1er juillet 2023, 40 % à compter du 1er juillet 2026, puis 50 % à compter du 1er juillet 2027.

Ces obligations s’appliquent également aux extensions et aux rénovations lourdes desdits bâtiments ou aux rénovations lourdes des parcs de stationnement associés aux mêmes catégories de bâtiments, ou encore aux parcs existants à l’occasion de la conclusion d’un nouveau contrat de concession de service public, de prestation de service ou de bail commercial, ou de son renouvellement.

Parallèlement, l’article L. 111-19-1 du code de l’urbanisme prévoit que les parcs de stationnement extérieurs de plus de 500 m² associés aux bâtiments concernés par les obligations définies à l’article L. 171-4 du code de la construction et de l’habitation, ainsi que les nouveaux parcs de stationnement extérieurs ouverts au public de plus de 500 m2, doivent intégrer, sur au moins la moitié de leur surface :

– des revêtements de surface, des aménagements hydrauliques ou des dispositifs végétalisés favorisant la perméabilité et l’infiltration des eaux pluviales ou leur évaporation ;

– des dispositifs végétalisés ou des ombrières. Si ces parcs comportent des ombrières, celles-ci doivent intégrer un procédé de production d’énergie renouvelable sur la totalité de leur surface

Par ailleurs, l’article 40 de la loi Aper a élargi les obligations d’équipements photovoltaïques aux parcs de stationnement extérieurs existants au 1er juillet 2023 ou dont la demande d’autorisation d’urbanisme a été déposée après la promulgation de la loi Aper, dès lors qu’ils occupent une superficie supérieure à 1 500 m2 : ceux-ci devront être équipés, sur au moins la moitié de leur superficie, d’ombrières intégrant un procédé de production d’énergie renouvelable sur la totalité de leur partie supérieure assurant l’ombrage (sauf à mettre en place un autre procédé d’énergie renouvelable ne requérant pas d’ombrières et permettant une production équivalente).

Cette obligation (non codifiée) s’applique :

1° Lorsque le parc de stationnement extérieur est géré en concession ou en délégation de service public, à l’occasion de la conclusion d’un nouveau contrat de concession ou de délégation ou de son renouvellement. Si la conclusion ou le renouvellement de la concession ou de la délégation intervient avant le 1er juillet 2026, l’obligation entre en vigueur à cette date. Si la conclusion ou le renouvellement de la concession ou de la délégation intervient après le 1er juillet 2028, l’obligation entre en vigueur le 1er juillet 2028 ;

2° Lorsque le parc de stationnement extérieur n’est pas géré en concession ou en délégation de service public, le 1er juillet 2026 pour les parcs dont la superficie est égale ou supérieure à 10 000 m2, et le 1er juillet 2028 pour ceux dont la superficie est inférieure à 10 000 m2 et supérieure à 1 500 m2, des délais supplémentaires ou des reports pouvant être accordés dans des cas très encadrés.

Des contraintes techniques, de sécurité, architecturales ou patrimoniales, ainsi que de soutenabilité économique pour les parkings existants, peuvent justifier de ne pas appliquer les obligations de l’article 40 comme celles des articles L. 111-19-1 et L. 171-4.

Enfin, l’article 43 de la loi Aper a étendu aux bâtiments non résidentiels et parkings couverts d’au moins 500 m2 de superficie, existants au 1er juillet 2023 ou dont la demande d’autorisation a été déposée avant le 1er juillet 2023, l’obligation de végétaliser ou d’équiper en installations de production d’énergie renouvelable leurs toitures, dans une proportion définie par décret, avant le 1er janvier 2028 (article L. 171-5 du CCH).

Ces divers dispositifs ont permis d’élargir significativement le potentiel de développement des énergies renouvelables sur terrains artificialisés. Toutefois, la multiplicité des sources et l’empilement des règles et des conditions ont dessiné un régime parfois difficile à interpréter et donc mettre en œuvre.

B. L’ouverture des espaces agricoles aux implantations photovoltaïques

L’article 54 de la loi Aper s’est attaché à encadrer les implantations photovoltaïques (PV) sur les terrains qu’un plan local d’urbanisme désigne comme « zones agricoles, naturelles ou forestières », afin que leur potentiel de développement des capacités de production d’énergie renouvelable puisse être exploité tout en s’assurant de garder la priorité à la production alimentaire et forestière.

L’article 54 a ainsi distingué deux dispositifs : l’agrivoltaïsme, qui subordonne l’implantation photovoltaïque à la condition qu’« elle contribue durablement à l’installation, au maintien ou au développement d’une production agricole » (article L. 314-36 du code de l’énergie), et les installations photovoltaïques « compatibles avec l’exercice d’une activité agricole ».

Cette différence se fonde sur la distinction entre les terrains faisant l’objet d’une exploitation agricole, qui doit rester l’activité principale, et les terrains qui pourraient faire l’objet d’une activité agricole, pastorale ou forestière, mais sont réputés incultes ou ne sont pas exploités depuis un certain nombre d’années, qui peuvent alors être ouverts à des installations photovoltaïques au sol – mais doivent rester compatibles avec l’exercice ultérieur d’une de ces activités.

Les articles L. 111-27 à L. 111-29 du code de l’énergie précisent le régime applicable aux différents cas de figure, à savoir :

– les installations qui remplissent les critères de l’agrivoltaïsme ;

– les serres, hangars et ombrières équipés en panneaux photovoltaïques, que l’article L. 111-28 ne reconnaît comme agrivoltaïques que si leur implantation correspond à « une nécessité liée à l’exercice effectif d’une activité agricole, pastorale ou forestière significative » ;

– les installations photovoltaïques reconnues comme « compatibles avec l’exercice d’une activité agricole, pastorale ou forestière ».

Les installations photovoltaïques concernées sont autorisées pour une durée maximale de quarante ans, avec possibilité de proroger l’autorisation de dix ans renouvelables si elles présentent encore un rendement significatif (article R. 111-58).

Les enjeux du maintien d’une véritable exploitation agricole ou forestière ou de la préservation du potentiel exploitable fondent des contrôles dans la durée du respect des critères d’admissibilité :

– le contrôle du dispositif de l’agrivoltaïsme intervient ex ante, lors de la demande d’autorisation du projet, et ex post, à l’occasion des opérations de contrôle de suivi du respect des critères d’admissibilité (notamment le maintien d’une production agricole significative), prévues par l’article R. 314-121 du code de l’énergie. Ces contrôles doivent avoir lieu tous les cinq ans pour les installations utilisant une technologie éprouvée, tous les trois ans pour les autres installations si le taux de couverture est inférieur à 40 %, ou tous les ans sinon ;

– les installations photovoltaïques au sol sont également soumises à des contrôles spécifiques : l’article R. 463-1 du code de l’urbanisme prévoit ainsi un contrôle préalable à leur mise en service, puis un contrôle du respect des conditions de compatibilité qui intervient six ans après l’achèvement des travaux.

L’article L. 461-1 du code de l’urbanisme, non modifié par la loi Aper, permet par ailleurs aux préfets et à leurs agents de visiter, de façon inopinée, les installations et de se faire communiquer tous documents se rapportant à leur réalisation.

Toutefois, cet article précise que ces contrôles ne peuvent s’exercer que dans les six ans suivant l’achèvement de l’installation. Cette limite pourrait aussi interdire de réaliser un autre contrôle, sur le fondement de l’article R. 463-1 précité, après la période des six ans.

Au regard de ces enjeux, les rapporteurs de la mission d’information sur l’application de la loi Aper ont souligné, en mars dernier, qu’il serait opportun de modifier l’article L. 461-1 pour que le droit de visite s’exerce sur toute la durée de vie de l’installation photovoltaïque. ([58])

C. La clarification inachevée des règles de partage des coûts de raccordement

Les articles 26 et 29 de la loi Aper ont remanié plusieurs éléments du régime des réseaux publics d’électricité afin, en particulier, de consolider leurs capacités à intégrer les nouvelles productions d’énergie renouvelable. Ils se sont notamment efforcés de clarifier les règles de partage des coûts de raccordement.

L’ordonnance n° 2023-816 du 23 août 2023 relative au raccordement et à l’accès aux réseaux publics d’électricité a ultérieurement recodifié ces dispositions au sein du code de l’énergie, sans toutefois en changer la portée.

Parmi ces évolutions, le 7° du I de l’article 29 a définitivement supprimé la contribution versée par la commune ou l’établissement public de coopération intercommunale en charge de l’urbanisme, dits « CCU », au gestionnaire des réseaux pour l’extension située hors de l’assiette d’une opération faisant l’objet d’un permis de construire.

Cette contribution a été reportée sur le demandeur du raccordement par l’ordonnance, en se fondant sur le principe général, posé par l’article L. 342-21 du code de l’énergie, selon lequel le demandeur du raccordement au réseau de distribution s’acquitte de l’ensemble de la contribution due au gestionnaire, dont celle due pour les travaux d’extension rendus nécessaires pour son raccordement, quels qu’ils soient.

Si l’intention est avérée, il reste toutefois certaines difficultés juridiques signalées par les collectivités territoriales, autorités organisatrices de la distribution de l’énergie, et par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) dans sa délibération n° 2023-173 du 28 juin 2023 portant avis sur le projet d’ordonnance :

– s’agissant de l’effectivité de la suppression de la contribution des CCU, la CRE a recommandé de modifier l’article L. 332-15 du code de l’urbanisme, qui dispose toujours que les pétitionnaires ne sont redevables que de la part de la contribution correspondant aux ouvrages situés dans le terrain d’assiette de l’opération de raccordement. Cette contradiction entre le code de l’énergie et le code de l’urbanisme ouvre la voie à des contestations de la part des demandeurs de raccordement ;

– s’agissant de la date d’effet du transfert de la facturation du coût des extensions, la CRE a recommandé qu’il soit confirmé que le principe général précité s’applique à toutes les demandes de raccordement de consommateurs au réseau public de distribution d’électricité qui font l’objet d’un permis de construire, d’un permis d’aménager ou d’une décision de non-opposition à une déclaration préalable délivrés à compter du 10 septembre 2023, comme elle l’avait préconisée dans sa délibération n° 2023-300 du 22 septembre 2023 portant décision sur les conditions de raccordement et d’accès des utilisateurs aux réseaux publics de distribution d’électricité.

II. Le dispositif proposé

A. La mise en cohérence et la consolidation des obligations des parcs de stationnement en matière de perméabilité aux eaux pluviales et d’équipement photovoltaïque (alinéas 1 à 20)

Les I à V de l’article 26 du présent projet de loi visent, en premier lieu, à rendre plus cohérents entre eux les régimes définis aux articles L. 171-4 du code de la construction et de l’habitation, L. 111-19-1 du code de l’urbanisme et 40 et 43 de la loi Aper.

Ils proposent donc une simplification partielle des dispositifs, ainsi qu’une harmonisation de la terminologie (« parcs » au lieu d’« aires » par exemple) et des exigences applicables aux parcs de stationnement.

Ils restreignent en particulier les obligations de l’article L. 171-4 aux parkings de plus de 500 m2, dans une forme de parallélisme avec les critères de l’article L. 111-19-1 précité, et suppriment les dispositions qui appliquent aujourd’hui ces obligations à l’occasion de la conclusion d’un nouveau contrat de concession ou de son renouvellement (alinéas 2 à 4, 10 et 15).

Sur le premier point, les services ministériels précisent qu’en tout état de cause, l’infiltration sur la moitié de la superficie d’un parking permet souvent de gérer la totalité du volume des eaux pluviales tombées sur ce parc.

Sur la seconde évolution, ils soulignent le poids économique particulier d’une obligation d’aménagement s’imposant en-dehors de tout autre projet de travaux et la rupture d’égalité que créent, en pratique, les dispositions actuelles, entre des assujettis relevant d’une concession de service public, dont la mise en œuvre de l’obligation peut être contrôlée, et les assujettis liés aux propriétaires des parkings par un bail de droit privé, qui ne sont pas contrôlables.

L’alinéa 3 supprime également l’exigence que les revêtements et aménagements favorisant l’infiltration ou l’évaporation préservent les fonctions écologiques des sols. Les services ministériels expliquent qu’une telle exigence est très complexe à respecter, dans la mesure où l’aménagement d’un parking nécessite des travaux de compactage et de terrassement largement inconciliables et qu’une technique comme l’évaporation, envisagée par la loi, est plutôt incompatible.

L’alinéa 6 supprime en outre, dans l’article L. 171-4, l’option d’un équipement des ombrières de parkings, ce qui reviendrait à ne conserver, s’agissant des parcs de stationnement, que l’obligation de prévoir des aménagements favorisant la perméabilité et l’infiltration des eaux pluviales, mais aussi à ne plus permettre de répartir l’obligation d’équipement des toitures des bâtiments entre les bâtiments eux-mêmes et les éventuelles ombrières de leurs parkings.

En pratique, ces restrictions seraient en partie neutralisées, s’agissant de l’équipement photovoltaïque, par le maintien à l’article L. 111-19-1 de l’obligation d’équiper les parkings neufs de plus de 500 m2. Ce nouveau cadre entraînerait même un renforcement au niveau global des obligations d’équipement photovoltaïque, puisque ces projets devraient désormais, à la fois, équiper les toitures des bâtiments à hauteur des 30 % exigés, sans aménagement, et la moitié de la surface de leurs parkings.

Quant aux aménagements relatifs aux eaux pluviales, l’introduction d’une quotité précise à respecter (au moins la moitié de la surface des parkings) et identique à celle fixée à l’article L. 111-19-1 clarifie et consolide la portée de l’obligation définie par l’article L. 171-4 (alinéa 3).

L’article 26 transfère par ailleurs ces obligations des exploitants des parkings à leurs propriétaires (sauf dans le cas de concessions de service public ou d’autorisation d’usage du domaine public où l’obligation reste à la charge du concessionnaire), ce qui devrait renforcer l’efficacité et l’équité des dispositifs, les propriétaires ne pouvant faire obstacle aux aménagements requis.

Pour conforter les obligations définies par l’article L. 111-19-1 et l’article 40 de la loi Aper, les alinéas 7 à 8 et 17 à 18 énoncent également le principe selon lequel l’application des règles des plans locaux d’urbanisme (PLU) ne peut avoir pour effet d’interdire ou de limiter l’installation des différents dispositifs sur les parcs de stationnement assujettis à ces obligations.

Dans son avis sur le présent projet de loi, le Conseil d’État a considéré que cette restriction des compétences des collectivités territoriales reste justifiée au regard de l’objectif d’intérêt général que présente le développement des énergies renouvelables et qu’elle ne les empêche pas de prescrire des règles permettant d’assurer une intégration harmonieuse des dispositifs. Au demeurant, des considérations patrimoniales peuvent déjà justifier une exemption et les règles des PLU continueront à s’appliquer aux autres parcs.

Enfin, en complétant l’article L. 610-1 du code de l’urbanisme, le VI de l’article 26 (alinéa 20) permet d’infliger les sanctions administratives et pénales prévues par l’article L. 480-4 du même code en cas de non-respect des obligations incombant aux parkings au titre de l’article L. 111-19-1 du code de l’urbanisme. Ces manquements ne sont actuellement passibles de sanctions que si les travaux nécessitent une autorisation d’urbanisme. Sont alors appliquées les sanctions de droit commun pour non-respect des prescriptions de l’autorisation d’urbanisme.

La méconnaissance des dispositions de l’article L. 111-19-1 sera désormais sanctionnable en tant que telle. L’article L. 480-4 prévoit notamment une amende pouvant aller jusqu’à 300 000 euros, une mise en demeure de régularisation et l’application d’une astreinte accompagnant la mise en demeure d’un maximum de 500 euros par jour de retard. La démolition peut également être demandée lorsque la mise en conformité l’impose.

Pour éviter un cumul de sanctions résultant du fait que les autres dispositions (L. 171-4 du code de la construction et de l’habitation et article 40 de la loi Aper) prévoient également des sanctions, l’alinéa 9 pose un principe de non-cumul des sanctions pour des faits identiques et précise que si les autorités ou juridictions compétentes prononcent des sanctions différentes, c’est la plus sévère qui est mise à exécution.

B. La confirmation des nouvelles règles de facturation du coût des extensions de réseau (alinéas 21 à 33)

Le VII de l’article 26 du présent projet de loi réécrit les dispositions du code de l’urbanisme (articles L. 332-6 et L. 332-15) réglementant la prise en charge de la contribution financière pour le raccordement d’une construction au réseau public électrique, en cohérence avec les modifications opérées dans le code de l’énergie par la loi Aper : cette contribution incombe désormais entièrement aux demandeurs du raccordement.

Ce VII crée donc, au sein du code de l’urbanisme, une nouvelle section et un nouvel article L. 332-17 qui prévoient la prise en charge exclusive par les bénéficiaires d’une autorisation de construire, aménager ou lotir de la contribution prévue à l’article L. 342-12 du code de l’énergie – à savoir la part des coûts de raccordement non couverte par les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (alinéas 29 à 33).

Quant au VIII, il précise les modalités d’application de l’exonération des communes et intercommunalités du versement de la contribution correspondant aux extensions de réseau sortant du terrain d’assiette de la construction, suivant les modalités recommandées par la CRE en septembre 2023 : la nouvelle règle de répartition – et en l’espèce, la suppression de la part communale – s’applique aux opérations qui ont obtenu un permis de construire, un permis d’aménager ou une décision de non-opposition à déclaration préalable à compter du 10 septembre 2023.

Notons qu’en réécrivant les dispositions de l’article L. 332-15 du code de l’urbanisme, qui traitent également des raccordements aux réseaux d’eau et de gaz, l’alinéa 28 supprime l’accord du demandeur d’un raccordement au réseau d’eau à la prise en charge du coût de la partie du raccordement qui emprunte des voies ou emprises publiques – sans toutefois remettre en cause le régime général applicable, selon lequel les collectivités territoriales prennent en charge le coût de la partie située en-dehors de l’assiette de l’opération mais peuvent transférer cette charge au bénéficiaire de l’autorisation d’urbanisme si le raccordement n’excède pas cent mètres.

Interrogée par la rapporteure de la commission des affaires économiques, la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR) estime que la suppression de l’accord n’est que formelle, car le pétitionnaire assume d’ores et déjà seul ces frais lorsque le raccordement n’excède pas 100 mètres : la modification proposée aux alinéas 26 à 28 se borne en fait à sécuriser une pratique, en alignant le régime légal existant.

C. L’extension du droit de visite par les agents de l’État des installations photovoltaïques sur les terres agricoles (alinéas 34 et 35)

Afin de renforcer le contrôle du respect, par ces installations, des obligations de nécessité ou de compatibilité avec une activité agricole, pastorale et forestière, le IX de l’article propose d’étendre le droit de visite et de communication conféré à l’autorité administrative « jusqu’à six ans après la fin de leur exploitation ou de la date d’échéance de leur autorisation ».

Il s’agit notamment de pouvoir vérifier sur le terrain l’aboutissement des travaux de démantèlement des installations.

Consultée par la rapporteure, la Fédération française des producteurs agrivoltaïques considère que cette extension ne se justifie pas, rappelant que les articles R. 463-1 et suivants du code de l’urbanisme prévoient déjà la transmission à l’autorité compétente en matière d’urbanisme du rapport sur le démantèlement et la remise en état du terrain, ainsi que le pouvoir de cette autorité de mettre en demeure de faire procéder, voire de procéder d’office, aux travaux nécessaires au démantèlement et à la remise en état du site.

La Fédération nationale des syndicats d’exploitants agricoles (FNSEA) se réjouit au contraire de ce complément aux contrôles périodiques des installations. Elle observe notamment que « l’ajout d’un droit de visite permet non seulement de compléter ce contrôle régulier tout au long de l’exploitation du projet, permettant ainsi une réaction rapide des services en cas de manquement signalé, mais surtout d’effectuer des contrôles après la fin de l’exploitation pour vérifier le démantèlement. Il s’agissait d’une lacune de la loi Aper. La mesure est donc une garantie supplémentaire de préservation du foncier et de la production agricole. »

III. Les modifications apportées par la commission des affaires économiques

Outre deux amendements rédactionnels et un amendement de coordination, la commission des affaires économiques a adopté trois amendements de sa rapporteure visant à clarifier la portée des dispositifs :

– les amendements CE13 et CE14 explicitent la nature de la contribution prévue à l’article L. 342-2 du code de l’énergie et mentionnée par le nouvel article L. 332-17 du code de l’urbanisme. Il s’agit de la contribution couvrant les coûts d’un raccordement au réseau public d’électricité qui ne sont pas déjà financés par le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe) ;

– l’amendement CE15 précise le fait que le droit de visite inopinée d’une installation photovoltaïque implantée sur des terres agricoles pourra s’exercer tout au long de son exploitation et jusqu’à six ans au-delà de celle-ci.

*

Article 27 Transposition de la directive efficacité énergétique révisée

I. Le droit en vigueur

La directive 2012/27/UE du 25 octobre 2012 relative à l’efficacité énergétique, dite directive relative à l’efficacité énergétique (DEE), a unifié dans un texte traitant toutes les étapes de la chaîne énergétique (production, transport, distribution, utilisation) un corpus juridique éclaté, notamment issu de la directive 2004/8/CE du 11 février 2004, dite directive « cogénération » et de la directive 2006/32/CE du 5 avril 2006, dite directive « services énergétiques ».

Établie à la suite du paquet énergie-climat adopté par l’Union européenne en 2008, la première DEE (DEE I) a défini un cadre commun de mesures de promotion de l’efficacité énergétique dans l’objectif de diminuer de 20 % la consommation d’énergie finale de l’UE en 2020 par rapport au tendanciel, soit un objectif de 1 078 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep).

La contribution de chaque État membre à cet objectif d’efficacité énergétique est détaillée, conformément à l’article 24 de la DEE I, dans un rapport annuel synthétique et, tous les trois ans, dans un rapport complet intitulé plan national d’action en matière d’efficacité énergétique (PNAEE).

Après une première révision en 2018 (DEE II), la DEE a été intégralement refondue par la directive (UE) 2023/1791 du 13 septembre 2023 relative à l’efficacité énergétique. Cette DEE III a pour objectif principal d’atteindre, dans l’ensemble de l’UE, une réduction d’au moins 11,7 % de la consommation finale d’énergie en 2030 par rapport aux prévisions de consommation énergétique pour 2030 établies en 2020. Un plafond global de consommation d’énergie finale est fixé pour 2030 à 763 Mtep. Les États membres doivent apporter une contribution nationale calculée selon des modalités déterminées à l’annexe I de la directive dont ils peuvent s’écarter de 2,5 %. La contribution indicative de la France s’élève ainsi à 46 térawattheures (TWh) par an.

La DEE III comprend diverses dispositions pour permettre aux États membres d’atteindre cet objectif.

A. principe de la primautÉ de l’efficacitÉ ÉnergÉtique

1. Droit européen

Le règlement 2018/1999 du 11 décembre 2018, dit règlement « gouvernance », définit, à son article 2, le principe de la primauté de l’efficacité énergétique comme « le fait de prendre compte, lors de la planification, de la politique et des investissements en matière d’énergie, des mesures d’efficacité énergétique efficaces du point de vue des coûts, en particulier moyennant des économies d’énergie, des initiatives de participation active de la demande et une conversion, un acheminement et une distribution plus efficientes de l’énergie, qui permettent tout de même d’atteindre les objectifs de ces décisions. »

Si la révision de la DEE en 2018 faisait mention du principe de la primauté de l’efficacité énergétique, l’une des principales innovations de la DEE III consiste à le généraliser à tous les secteurs, au-delà du seul secteur énergétique : bâtiment, information et communication, secteur financier, etc. L’article 3 de la DEE III fixe néanmoins un seuil de 100 millions d’euros à partir duquel tous les projets d’investissements publics ou privés (175 millions d’euros pour les infrastructures de transport) donner lieu à une évaluation de leur efficacité énergétique.

Des lignes directrices de la Commission européenne sont venues détailler la portée de ce principe ([59]).

2. Droit national

Le principe de la primauté de l’efficacité énergétique n’existe pas en droit interne. L’article L. 122-3 du code de l’environnement dispose que les projets d’infrastructures de transport font l’objet d’une évaluation de leur consommation énergétique et des gains grâce aux déplacements qu’ils permettent d’éviter mais il ne s’agit pas d’une réelle analyse de leur efficacité énergétique.

La notion d’efficacité énergétique existe dans un nombre important de textes législatifs mais traite d’éléments ciblés comme les pompes à chaleur ([60]) ou les contrats d’économies d’énergie ([61]). Il existe, en outre, un conseil supérieur de la construction et de l’efficacité énergétique chargé de « conseiller les pouvoirs publics dans la définition des politiques relatives à la construction et leur adaptation aux objectifs de développement durable ([62]).

De même, si certains documents de planification doivent – ou peuvent – prendre en compte la notion d’efficacité énergétique comme le programme régional pour l’efficacité énergétique ([63]) ou le plan climat-air-énergie territorial ([64]), aucune disposition générale et transverse n’impose la prise en compte de l’efficacité énergétique dans tout projet ou document de planification.

B. Analyse coûts-avantages de la valorisation de la chaleur et du froid

1. Droit européen

La chaleur représente près de la moitié de la consommation d’énergie dans l’UE et repose essentiellement sur des combustibles fossiles. Le déploiement de réseaux de chaleur ou de froid renouvelables contribue donc à la décarbonation de la société et à l’efficacité énergétique en valorisant des ressources renouvelables comme la chaleur fatale, la géothermie, la cogénération ou le solaire thermique.

L’idée d’encourager l’analyse du potentiel de valorisation de la chaleur ou du froid des projets de construction ou de rénovation substantielle est ancienne dans la législation européenne. La directive 2002/91/CE du 16 décembre 2002 sur la performance énergétique des bâtiments requiert que les bâtiments neufs d’une surface supérieure à 1 000 m2 fassent l’objet d’une étude de faisabilité de leur production combinée de chaleur et d’électricité. Poursuivant cette dynamique, la directive « cogénération » 2004/8/CE du 11 février 2004 enjoint les États membres à effectuer une analyse du potentiel national pour l’application de la cogénération.

La directive DEE I de 2012 en élargit le champ et exige, pour toute nouvelle installation de production d’électricité ou installation industrielle à la puissance thermique supérieure à 20 MW, que soit examinée au terme d’une analyse coûts-avantages l’opportunité de raccorder cette installation au réseau de chaleur et de froid, d’en valoriser la chaleur fatale ou de l’utiliser à des fins de cogénération.

L’article 26 de la DEE III de 2023 reprend cette obligation qui est étendue à toute unité de production d’électricité à partir d’énergie thermique à la capacité supérieure à 10 mégawatts (MW), à toute installation industrielle à la capacité supérieure à 8 MW, à toute entreprise de services à la capacité supérieure à 7 MW et enfin à tout centre de données à la capacité supérieure à 1 MW.

2. Droit national

L’article 1er de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte a inséré à l’article L. 100-4 du code de l’énergie, qui énonce les objectifs de la politique énergétique, un objectif de multiplier par cinq à horizon 2030 la quantité de chaleur et de froid renouvelables et de récupération livrée par les réseaux de chaleur et de froid par rapport à l’année de référence 2012.

Cet objectif national ne s’est pourtant pas traduit par une obligation pour les propriétaires ou exploitants d’installations énergétiques ou industrielles d’étudier la pertinence de valoriser la chaleur ou le froid. Transposant la directive (UE) 2015/2193 du 25 novembre 2015 relative à la limitation des émissions de certains polluants dans l’atmosphère en provenance des installations de combustion moyennes, le décret n° 2018-704 du 3 août 2018 a inséré un article D. 181-15-2 au code de l’environnement, imposant à certaines catégories d’installations d’une puissance supérieure à 20 MW de faire l’objet d’une analyse coûts-avantages de l’opportunité de valoriser la chaleur fatale, notamment à travers un réseau de chaleur ou de froid.

Plus spécifiquement, l’article 167 de la loi n° 2020-1721 du 29 décembre 2020 de finances pour 2021 a permis de prescrire aux centres de stockage de données de réaliser une analyse coûts-avantages de l’opportunité de valoriser la chaleur fatale dans un réseau de chaleur ou de froid.

C. Plans locaux en matière de chaleur et de froid

1. Droit européen

En plus des dispositions exigeant la valorisation de la chaleur et du froid par les installations mentionnées ci-dessus, l’article 14 de la DEE de 2012 précise que les États membres encouragent l’établissement de cartographies locales des gisements et soutiennent les collectivités souhaitant étudier l’opportunité de valoriser la chaleur ou le froid.

La directive efficacité énergétique refondue en 2023 dépasse nettement ce cadre principalement incitatif, pour imposer aux autorités régionales et locales que toutes les communes dont la population est supérieure à 45 000 habitants soient couvertes par un plan local en matière de chaleur et de froid comprenant au moins les éléments énumérés au paragraphe 6 de l’article 25 de la DEE III : cartographie du potentiel d’accroissement de l’efficacité énergétique, analyse des systèmes de chaleur et de froid dans les parcs immobiliers locaux, remplacement progressif des appareils inefficaces des organismes publics, etc.

2. Droit national

Le sommet de Rio de 1992 a souligné le rôle central des collectivités territoriales en matière environnementale dans le chapitre XXVIII de l’agenda 21. En application de ce principe et en vue de réaliser les objectifs du protocole de Kyoto de 1997, le plan climat de 2004 a incité les collectivités à déployer une politique environnementale locale et à adopter des plans climats territoriaux qui doivent reprendre les cinq éléments d’un agenda 21 local.

L’article 75 de la loi n° 2010-788 du 12 juillet 2010 portant engagement national pour l’environnement, dite loi Grenelle 2, a inséré un article L. 229-26 dans le code de l’environnement pour obliger les collectivités – ainsi que leurs groupements – de plus de 50 000 habitants à adopter un plan climat-énergie territorial (PCET) au plus tard en 2012.

Les PCET ont été réformés en profondeur par l’article 188 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte qui leur a ajouté la compétence air, devenant ainsi les plans climat-air-énergie territoriaux (PCAET). La loi de 2015 les a, en outre, placés sous la responsabilité unique des métropoles et des établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) de plus de 20 000 habitants.

Les PCAET contiennent entre autres :

– Les objectifs stratégiques et opérationnels de la collectivité – ou de son groupement – en vue d’atténuer l’impact du changement climatique et de s’y adapter ;

– Le programme d’actions à réaliser afin d’améliorer l’efficacité énergétique et de décarboner l’énergie ;

– Pour les collectivités – et leurs groupements – de plus de 100 000 habitants, un volet dédié à la prévention et la réduction des émissions de polluants atmosphériques.

Les articles R. 229-51 à R. 229-56 du code de l’environnement détaillent le contenu et les modalités d’élaboration des PCAET. Ils peuvent notamment définir des objectifs stratégiques et opérationnels de récupération d’énergies renouvelables par les réseaux de chaleur ([65]).

D. Certificats d’économies d’énergie

1. Droit européen

Depuis 2012, la directive efficacité énergétique impose aux États membres d’atteindre des objectifs chiffrés en matière d’économies d’énergie. Dans sa version de 2023, l’article 8 prescrit, sur la base de la consommation annuelle moyenne d’énergie finale de 2016 à 2018, des économies de consommation énergétique de 0,8 % par an de 2021 à 2023 puis 1,3 % par an en 2024 et 2025, 1,5 % par an en 2026 et 2027 et 1,9 % par an à partir de 2028. Ces économies ne correspondent pas nécessairement à une baisse de la consommation d’énergie mais à une consommation moindre que l’évolution tendancielle et donc à des efforts réels d’économies d’énergie. La directive laisse une ample marge de manœuvre aux États membres dans le choix des outils pour atteindre ces objectifs d’efficacité énergétique.

La DEE III exclut du calcul des obligations cumulées des États membres en matière d’économies d’énergie les économies résultant de l’utilisation de combustibles fossiles ([66]). La recommandation (UE) n° 2024/1590 de la Commission européenne du 28 mai 2024 sur la transposition des articles 8, 9 et 10 concernant les obligations en matière d’économies d’énergie de la directive efficacité énergétique vient préciser le dispositif. Elle détaille les modalités d’exclusion des économies résultant de l’utilisation de combustibles fossiles, notamment les exceptions à cette interdiction : utilisation indirecte de combustibles fossiles (isolation thermique d’un bâtiment chauffé au fioul par exemple), politiques publiques visant à susciter des changements organisationnels réduisant la consommation de combustibles fossiles d’équipements existants (promotion du covoiturage par exemple) et mesures visant à améliorer l’efficacité des équipements existants sans investissements supplémentaires en capital.

Au-delà du décompte des obligations de mesure d’efficacité énergétique, la directive (UE) 2024/1275 du 24 avril 2024 sur la performance énergétique des bâtiments, dite DPEB, dispose au paragraphe 15 de son article 17, « qu’à partir du 1er janvier 2025, les États membres ne fournissent aucune incitation financière pour l’installation de chaudières autonomes utilisant des combustibles fossiles ».

2. Droit national

La réalisation des objectifs globaux d’économies d’énergie de la DEE passe principalement, en France, par le dispositif des certificats d’économies d’énergie. Créés par la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique, les CEE sont régis par les articles L. 221-1 à L. 222-10 du code de l’énergie.

Le dispositif des CEE oblige les fournisseurs d’énergie et les vendeurs de carburants automobiles, dits les « obligés », à soutenir et à financer, via un mécanisme de marché, les opérations d’économies d’énergie de leurs consommateurs (ménages, entreprises, administrations) afin d’atteindre un objectif global pluriannuel d’économies.

Dans son plan national intégré énergie climat d’octobre 2023, le Gouvernement précise qu’il continuera « d’utiliser le mécanisme des certificats d’économies d’énergie pour remplir l’obligation en matière d’efficacité énergétique pour la période » couverte par la DEE III, soit jusqu’en 2030 et qu’il « n’envisage pas de recourir à des mesures alternatives ». Représentant un peu plus de 50 % de l’atteinte des objectifs fixés par la DEE ([67]), les CEE devront toutefois être complétés par d’autres leviers comme les règlements éco-conception ou les mesures de sobriété.

Le choix d’un mécanisme de marché comme seule réponse aux objectifs d’économies d’énergie est unique en Europe : douze États membres lui associent des « mesures alternatives » et quatorze États membres n’ont recours qu’à des mesures alternatives permises par l’article 10 de la DEE III (comme des taux de TVA réduits).

L’arrêté du 29 décembre 2014 relatif aux modalités d’application du dispositif des certificats d’économies d’énergie précise le détail des opérations éligibles ou des coups de pouce. Plus de 200 types d’opérations d’économies d’énergie peuvent bénéficier des CEE comme les travaux d’isolation, l’installation de pompes à chaleur, l’achat de coupe-veille automatiques, etc. De surcroît, l’article 24 de la loi n° 2023-973 du 23 octobre 2023 relative à l’industrie verte ajoute à cette liste les opérations industrielles qui entraînent une baisse des émissions de gaz à effet de serre, notamment à la suite de relocalisations d’activité ([68]). Peuvent aussi bénéficier de CEE des opérations consistant à installer des systèmes moins énergivores mais recourant à des combustibles fossiles.

E. Performance énergétique des entreprises

1. Droit européen

L’article 8 de la directive efficacité énergétique de 2012 soumet les entreprises de taille intermédiaire et les grandes entreprises à un audit énergétique obligatoire tous les quatre ans.

L’audit constitue la première étape à la réalisation de mesures d’efficacité énergétique en identifiant les gisements d’économies. L’un des principaux obstacles aux investissements dans l’efficacité énergétique réside dans la faible connaissance par les entreprises du potentiel d’économies et des actions à réaliser. L’obligation légale de réaliser un audit répond à cette défaillance de marché.

La première directive de 2012 a instauré un système de certification des audits énergétiques et a incité les États membres à encourager les entreprises, notamment les petites et moyennes entreprises (PME), à réaliser un audit énergétique, autorisant la mise en place de mesures de soutien au coût de l’audit.

Au-delà d’un deuxième seuil de chiffre d’affaires ou d’effectif, les entreprises sont soumises à une obligation de mise en place d’un système de management de l’énergie (SME), démarche certifiée d’amélioration continue de la performance énergétique de l’entreprise ne se résumant pas aux seules consommations énergétiques immobilières.

La révision de la DEE recentre ces obligations sur les entreprises les plus énergivores. Elle remplace les seuils liés à la taille des entreprises par des seuils liés à leur consommation énergétique : l’audit énergétique devient obligatoire tous les quatre ans pour les entreprises consommant plus de 10 térajoules (TJ) par an, soit 2,75 gigawattheures (GWh) et le SME pour les entreprises dépassant 85 TJ annuels, soit 23,6 GWh.

De surcroît, la DEE permet aux entreprises d’être exemptées de l’obligation de réalisation d’un audit énergétique ou d’un SME si elles mettent en œuvre un contrat de performance énergétique ou un SME certifié.

Les exigences normatives relatives à la certification des audits et des SME répondent à des normes techniques internationales (ISO 50001 pour le SME par exemple) et sont détaillées dans la recommandation (UE) 2024/2002 de la Commission du 24 juillet 2024 définissant les lignes directrices pour l’interprétation de l’article 11 de la directive efficacité énergétique en ce qui concerne les systèmes de management de l’énergie et les audits énergétiques.

L’article 11 de la DEE prévoit enfin une transmission et une mise à disposition du public des plans d’action et de leur taux d’exécution par les entreprises, sous la réserve du secret commercial et du secret des affaires.

2. Droit national

La loi n° 2013-619 du 16 juillet 2013 portant diverses dispositions d’adaptation au droit de l’Union européenne dans le domaine du développement durable a transposé les obligations d’audit énergétique et de système de management de l’énergie aux articles L. 233-1 à L. 233-4 du code de l’énergie.

Les aides publiques autorisées par la directive efficacité énergétique pour accompagner les PME dans leurs démarches d’audit énergétique se traduisent en France par des CEE, des aides du fonds chaleur, par des prêts économies d’énergie de BpiFrance ou encore par le guide méthodologique publié par l’agence de la transition écologique (Ademe).

Les garanties d’indépendance et de compétence des auditeurs énergétiques ainsi que les normes relatives au contenu de l’audit énergétique sont détaillées par voie réglementaire ([69]).

F. Performance énergétique du secteur public

1. Droit européen

D’après le considérant 33 de la DEE III, le secteur public est responsable de 5 à 10 % de la consommation d’énergie finale totale dans l’UE.

Pour le faire contribuer aux efforts d’efficacité énergétique, la DEE comprend un chapitre II (articles 5 à 7) dédié au « secteur public exemplaire ». L’article 5 soumet les organismes publics à un nouvel objectif de 1,9 % de réduction annuelle de leur consommation d’énergie finale sur une base 2021. Sont inclus les consommations des bâtiments, l’éclairage public et le carburant.

L’objectif de 1,9 % est toutefois modéré par la DEE elle-même. Les forces armées et les transports publics peuvent être exclus de cette obligation. Les États membres peuvent également tenir compte des variations climatiques sur leur territoire pour calculer la consommation d’énergie finale de leurs organismes publics. De plus, l’objectif n’est qu’indicatif jusqu’au 1er janvier 2027 et ne couvre les collectivités de moins de 5 000 habitants qu’à partir de 2029.

Cet article 5 impose de veiller à atténuer les conséquences de ces prescriptions sur les ménages en situation de précarité énergétique. Il édicte, en outre, une obligation de transmission à la Commission européenne des données de consommation d’énergie des organismes publics.

L’article 6 de la DEE introduit un deuxième objectif majeur pour les organismes publics, leur imposant de rénover 3 % de la surface de leurs bâtiments de plus de 250 m2 chaque année. Cet objectif figurait déjà dans la DEE de 2012 mais n’était pas aussi strict : il ne comportait que des exigences minimales en matière de performance de la rénovation et n’imposait pas aux États membres d’étendre cet objectif aux collectivités territoriales et aux opérateurs.

Les rénovations énergétiques prévues par la DEE III doivent atteindre un haut niveau de performance puisque, pour être comptabilisés dans le cadre du calcul de l’atteinte des objectifs, les bâtiments publics rénovés doivent avoir une consommation d’énergie quasi nulle au sens de la directive 2010/31/UE du 19 mai 2010 sur la performance énergétique des bâtiments, qui instaure cette norme pour tous les bâtiments neufs. Cette norme est retenue par le règlement délégué (UE) 2021/2139 de la Commission du 4 juin 2021 sur les critères permettant de déterminer à quelles conditions une activité économique peut être considérée comme contribuant substantiellement à la préservation de l’environnement dans le cadre des obligations de rapportage extra-financier introduites par la directive (UE) 2022/2464 du 14 décembre 2022 en ce qui concerne la publication d’informations en matière de durabilité par les entreprises, dite CSRD.

L’alinéa 6 de l’article 6 permet d’atteindre cet objectif de 3 % de rénovation par des mesures alternatives que les États membres doivent notifier à la Commission européenne et qui doivent générer un volume d’économies d’énergie des bâtiments des organismes publics similaire à celui résultant de leur rénovation au niveau requis par la directive.

L’alinéa 5 de l’article 6 instaure, par ailleurs, la constitution d’un inventaire des bâtiments publics chauffés ou refroidis et dont la surface est supérieure à 250 m2. Cet inventaire est accessible et public. Ses données sont agrégées par l’observatoire européen du patrimoine bâti.

2. Droit national

Le parc immobilier détenu par les organismes publics représente plus de 400 000 bâtiments, pour une surface totale de plus de 500 millions de m2, soit 47 % du parc immobilier tertiaire.

Les organismes publics ne sont soumis à aucun objectif de réduction de leur consommation d’énergie finale, bien que depuis la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, l’article L. 100-4 du code de l’énergie fixe parmi les objectifs de la politique énergétique nationale « un parc immobilier dont l’ensemble des bâtiments sont rénovés en fonction des normes "bâtiment basse consommation" ou assimilées, à l’horizon 2050, en menant une politique de rénovation thermique des logements concernant majoritairement les ménages aux revenus modestes ».

L’article 175 de la loi n° 2018-1021 du 23 novembre 2018 portant évolution du logement, de l’aménagement et du numérique, dite loi ELAN, a instauré le dispositif éco énergie tertiaire (EET) qui engage les propriétaires et occupants de bâtiments tertiaires d’une surface supérieure à 1 000 m² à réduire progressivement la consommation énergétique finale de ces bâtiments de 40 % en 2030 à 60 % en 2050 ou à atteindre un niveau de consommation fixé en valeur absolue ([70]).

Les administrations sont les premières concernées par le dispositif EET mais ne sont pas soumises à d’autres obligations législatives de rénovation énergétique. Pour autant, un important effort a été effectué en la matière. D’après l’étude d’impact du projet de loi, « plus de 3,8 milliards d’euros ont été investis pour rénover près de 4 000 bâtiments de l’État depuis 2019, dont 2,7 milliards d’euros dans le cadre du plan France Relance. Le plan de sobriété énergétique de l’État a permis une réduction de plus de 10 % de sa consommation énergétique par rapport à 2019. »

G. Performance énergétique des centres de données

1. Droit européen

L’une des principales nouveautés de la révision de la DEE concerne les centres de données qui n’apparaissaient pas dans les versions de la DEE antérieures à 2023. L’article 12 de la DEE III concerne les centres de données d’une puissance d’au moins 500 kilowatts (kW), à l’exception de ceux utilisés pour la défense ou la protection civile. Il vise à introduire des exigences de mise à disposition du public des données environnementales des centres de données, énumérées à l’annexe VII de la directive. Ces informations sont transmises sur une base de données européenne instituée par un acte délégué de la Commission du 14 mars 2024 ([71]).

Les États membres sont invités à encourager les propriétaires et exploitants de centres de données sur leur territoire dont la puissance est supérieure à 1 MW à tenir compte des bonnes pratiques figurant dans le code de conduite européen sur l’efficacité énergétique des centres de données. Le paragraphe 6 de l’article 26 ajoute que ces mêmes centres de données valorisent la chaleur fatale, sauf impossibilité technique ou économique.

2. Droit national

Les centres de données sont définis à l’article L. 32 du code des postes et des communications électroniques comme « les installations accueillant des équipements de stockage de données numériques ». Ils représentent environ 3 % de la demande d’électricité mais leur prise en compte dans la législation est récente. Deux lois adoptées fin 2021 fixent au secteur des normes environnementales.

La loi n° 2021-1485 du 15 novembre 2021 visant à réduire l’empreinte environnementale du numérique en France, dite loi REEN, dans l’intention de promouvoir des centres de données moins intensifs énergétiquement, prévoit notamment que le volet du PCAET dédié à l’efficacité énergétique mentionne la récupération de chaleur à partir des centres de données et que les centres de données réduisant leur empreinte énergétique bénéficient d’un taux réduit de l’accise sur l’électricité (à 12 euros par mégawattheure ([72]) (MWh) contre un taux normal sur les entreprises de 20,5 euros par MWh).

La loi n° 2021-1755 du 23 décembre 2021 visant à renforcer la régulation environnementale du numérique par l’Autorité de régulation des communications électroniques, des postes et de la distribution de la presse (Arcep) charge celle-ci de recueillir les données relatives à l’empreinte environnementale des centres de données ([73]) et lui permet de prononcer des sanctions ([74]). L’Arcep ne régule toutefois que les opérateurs de centres de données du secteur des communications électroniques, périmètre nettement plus étroit que celui de l’article 12 de la DEE III qui inclut tous les centres de données dont la puissance est supérieure à 500 kW. En outre, conformément à sa décision n° 2022-2149 du 22 novembre 2022 relative à la mise en place d’une collecte annuelle de données environnementales auprès des opérateurs de communications électroniques, de centres de données et des fabricants de terminaux, l’Arcep n’est compétente qu’en ce qui concerne les entreprises ayant un chiffre d’affaires en France supérieur à 10 millions d’euros.

II. le DISPOSITIF PROposÉ

1. Principe de la primauté de l’efficacité énergétique

L’article 3 de la DEE III relatif au principe de la primauté de l’efficacité énergétique laisse une importante marge de manœuvre aux États membres pour le transposer. Dans un objectif de plus grande lisibilité et de simplicité pour les entreprises et administrations, le projet de transposition prévoit :

– Au 1° du II de créer un article L. 211-10 dans le code de l’énergie, « article balai » imposant, conformément à l’article 3 de la DEE III, que tous les projets au-delà d’un seuil d’investissement défini par décret en Conseil d’État (la directive anticipant la baisse du seuil de 100 millions d’euros, la voie réglementaire permet plus de souplesse) fassent l’objet d’une « évaluation proportionnée de la bonne prise en compte de leur efficacité énergétique et de leur sobriété énergétique » ;

– Au 1° du I d’ajouter au contenu de l’évaluation environnementale précisé à l’article L. 122-1 du code de l’environnement une évaluation des conséquences de ce projet sur la consommation énergétique ;

– Au 2° du I d’ajouter dans le rapport sur les plans et programmes ayant une incidence sur l’environnement une évaluation de leur impact sur la consommation énergétique (article L. 122-6 du code de l’environnement) ;

2. Analyse coûts-avantages de la valorisation de la chaleur et du froid

Transposant l’obligation issue du paragraphe 7 de l’article 26 de la directive DEE III, le 7° de l’article 27 ajoute une section 3 au chapitre III du titre III du livre II du code de l’énergie intitulée « Évaluation coûts-avantage » et composée d’un unique article L. 233-5.

Cet article prescrit aux exploitants de projets de création ou de modification substantielle d’installations de production d’électricité thermique, d’installation industrielle ou de service ou d’un centre de données d’effectuer une analyse coûts-avantages de la faisabilité économique d’améliorer l’efficacité énergétique de l’approvisionnement en chaleur et en froid. Il est également prévu qu’un décret en Conseil d’État détermine plus précisément les installations concernées et le contenu de l’analyse en question.

3. Plans locaux en matière de chaleur et de froid

Le 3° du I transpose le paragraphe 6 de l’article 25 de la DEE III qui exige des plans locaux en matière de chaleur et de froid. Afin de ne pas alourdir les procédures, il est proposé d’intégrer ces plans au sein des plans climat-air-énergie territoriaux (PCAET), outil déjà existant de planification de l’aménagement du territoire, à la fois stratégique et opérationnel (au b du 3°). Ce programme d’actions n’est toutefois prévu que pour la métropole de Lyon et les EPCI à fiscalité propre de plus de 45 000 habitants, soit 328 EPCI (26 % des EPCI représentant 74 % de la population française). Ce seuil, qui correspond à celui retenu dans la directive, est plus haut que le seuil de 20 000 habitants à partir duquel les EPCI sont tenus de réaliser un PCAET. S’en tenir à ce seuil évite à 409 EPCI d’être concernés (33 % des EPCI concentrant 17 % de la population).

Plus précisément, le programme d’actions en matière d’efficacité énergétique doit inclure le développement de réseaux de froid en plus du développement des réseaux d’électricité, de gaz et de chaleur déjà prévus (a) du 3°).

Pour ajouter ce volet au PCAET, les collectivités territoriales et leurs groupements pourront notamment s’appuyer sur les outils cartographiques les aidant à identifier les besoins en froid et les zones à fort potentiel pour le déploiement de ces réseaux, développés par le centre d’études et d’expertise sur les risques, l’environnement, la mobilité et l’aménagement (Cerema) comme EnRezo.

4. Certificats d’économies d’énergie

L’article 41 de la loi n° 2013-619 du 16 juillet 2013 portant diverses dispositions d’adaptation au droit de l’Union européenne dans le domaine du développement durable a exclu du champ d’éligibilité aux CEE les opérations pour lesquelles l’économie d’énergie résulte exclusivement de la substitution entre combustibles fossiles. Néanmoins cette disposition est aujourd’hui insuffisante en raison de la révision de la directive efficacité énergétique et de la directive performance énergétique des bâtiments qui impliquent d’exclure totalement les opérations fondées sur les combustibles fossiles de l’atteinte des objectifs européens d’économies d’énergie.

Le 2° du II de l’article 27 du projet de loi prévoit de modifier l’article L. 221-7-1 du code de l’énergie pour :

– Que les opérations d’économies d’énergie du secteur résidentiel et du secteur tertiaire utilisant un combustible fossile ne puissent plus bénéficier de CEE sauf s’il s’agit d’une énergie d’appoint, c’est-à-dire des solutions utilisant à moins de 30 % des combustibles fossiles, comme des chaudières hybrides. Ces CEE ne pourront toutefois pas contribuer à l’atteinte des objectifs européens de la France car le périmètre de l’exception est plus large que celui retenu par la DEE III (sous-transposition) ;

– Que les opérations d’économies d’énergie des autres secteurs incluant l’installation d’équipements utilisant un combustible fossile puissent donner lieu à la délivrance de CEE selon des conditions définies par décret.

Ces exceptions sont fondées sur les lignes directrices diffusées par la Commission européenne qui prévoient la possibilité de poursuivre les incitations financières aux systèmes hybrides.

5. Performance énergétique des entreprises

L’article 27 procède, du 3° au 6° de son II, à la transposition des nouvelles dispositions de la directive efficacité énergétique relatives aux audits énergétiques et aux systèmes de management de l’énergie :

– Le 3° modifie l’article L. 233-1 du code de l’énergie pour remplacer les seuils de chiffre d’affaires ou d’effectifs soumettant les entreprises à un audit énergétique ou à un SME obligatoire, par des seuils de consommation énergétique des entreprises, conformément à la directive.

Selon une première estimation de l’Agence de la transition écologique (Ademe) citée par l’étude d’impact, environ 25 % des entreprises soumises aujourd’hui à l’audit obligatoire en France ont une consommation énergétique annuelle inférieure à 2,75 GWh, soit environ 1 300 entreprises qui seraient donc exonérées de l’obligation d’audit.

L’audit énergétique doit toujours satisfaire à des critères définis par voie réglementaire et être établi de manière indépendante par des auditeurs reconnus compétents. Et le SME doit toujours être certifié par un organisme accrédité par un organisme signataire de l’accord de reconnaissance multilatéral.

Conformément à la directive révisée, les entreprises concernées doivent désormais élaborer un plan d’actions à partir des recommandations de l’audit énergétique ou du SME, publié dans leur rapport annuel avec le taux d’exécution de ces mesures ;

– Le 4° modifie l’article L. 233-2 du code de l’énergie pour transposer l’obligation de déclaration de leur consommation énergétique par les entreprises ;

– Le 5° modifie l’article L. 233-3 pour renvoyer à un décret en Conseil d’État les modalités de dérogation aux obligations de réalisation d’un audit énergétique ou de mise en œuvre d’un système de management de l’énergie, notamment les dérogations prévues par la directive ;

– Le 6° actualise les renvois vers d’autres articles du code de l’énergie à l’article L. 233-4.

6. Performance énergétique du secteur public

Le 8° de l’article 27 complète le titre III du livre II du code de l’énergie d’un chapitre V consacré à « La performance énergétique pour les organismes publics » pour transposer les dispositions de la directive efficacité énergétique relatives au secteur public exemplaire.

Les deux objectifs de 1,9 % (d’économies d’énergie annuelle) et de 3 % (de rénovation énergétique annuelle) existaient depuis la DEE I de 2012 mais uniquement pour l’État au niveau central. Leur extension aux organismes publics, incluant les collectivités territoriales, nécessite un vecteur législatif en vertu de l’article 34 de la Constitution.

Ce chapitre est composé de quatre articles :

– L’article L. 235-1 définit le champ des organismes publics concernés.

En effet, l’article 2 de la DEE définit les organismes publics comme « les autorités nationales, régionales ou locales et les entités directement financées et administrées par ces autorités mais n’ayant pas de caractère industriel ou commercial », périmètre qui n’a aucun équivalent en droit français. Le considérant 35 de la directive interprète le terme de financement direct comme financement majoritaire.

En plus de l’État, de ses opérateurs, des collectivités et de leurs groupements, l’article L. 235-1 du code de l’énergie inclut donc des entités privées (comme des sociétés d’économie mixte) répondant à trois critères : financement public majoritaire, contrôle public majoritaire au sein des organes de direction et absence de caractère industriel ou commercial. L’étude d’impact du projet de loi souligne que cette définition, qui transpose fidèlement la directive, exclut notablement les établissements publics de santé du champ des organismes publics car leur financement est majoritairement lié à leur activité ;

– L’article L. 235-2 inscrit dans la loi française l’objectif de 1,9 % de diminution de la consommation d’énergie finale des organismes publics par an sur la base 2021.

Il transpose fidèlement l’article 5 de la directive efficacité énergétique, prévoyant notamment la publication des données de consommation. L’objectif de 1,9 % est, en outre, calculé de manière agrégée au niveau national et non à l’échelle de chaque organisme public, ce qui ne le rend pas opposable aux collectivités ou aux opérateurs, laissant davantage de souplesse dans sa mise en œuvre.

Il précise également, comme la directive efficacité énergétique, que cet objectif concerne immédiatement toutes les collectivités et leurs groupements de plus de 50 000 habitants puis, à partir du 1er janvier 2027 les collectivités et leurs groupements de plus de 5 000 habitants et, à partir du 1er janvier 2030, toutes les collectivités et leurs groupements ;

– L’article L. 235-3 inscrit dans la loi le deuxième objectif relatif aux organismes publics, celui de la rénovation annuelle de 3 % de la surface cumulée des bâtiments propriétés des organismes publics.

L’objectif est, là aussi, agrégé, ses modalités de calcul et d’évaluation étant renvoyées à un décret en Conseil d’État. Il est prévu de retenir la norme bâtiment bas carbone (« BBC 2009 ») comme norme de référence à atteindre dans ces travaux de rénovation.

Conformément à la possibilité permise par l’alinéa 6 de l’article 6 de la directive efficacité énergétique, la France a notifié à la Commission européenne en décembre 2023 la mise en œuvre des approches alternatives pour atteindre le résultat de 3%. Le I de l’article L. 235-3 autorise ainsi une telle approche alternative via la planification de rénovations, la réalisation d’audits énergétiques ou la réduction de la consommation d’énergie finale des bâtiments des organismes publics, notamment grâce au dispositif éco énergie tertiaire (EET) ;

– L’article L. 235-4 crée un inventaire national des bâtiments publics.

Les organismes publics sont tenus de transmettre tous les deux ans les données relatives à la rénovation de leurs bâtiments, rythme fixé dans la directive efficacité énergétique pour la révision de l’inventaire.

7. Performance énergétique des centres de données

Le 8° de l’article 27 transpose les dispositions de la directive efficacité énergétique en ajoutant au code de l’énergie, après le nouveau chapitre consacré au secteur public exemplaire, un chapitre VI consacré à la « Performance énergétique des centres de données » et composé de trois articles L. 236-1 à L. 236-3. Comme le permet le paragraphe 2 de l’article 12 de la directive, ne sont pas concernés les centres de données des forces armées, de la protection civile ou des opérateurs d’importance vitale définis aux articles L. 1332-1 et L. 1332-2 du code de la défense, qui correspondent aux acteurs essentiels au potentiel de guerre ou économique de la nation.

Reprenant les exigences de la directive, le nouvel article L. 236-1 du code de l’énergie prescrit aux opérateurs de centres de données de transmettre à la Commission européenne leurs données environnementales (indicateur d’efficacité énergétique, utilisation de puissance, consommation, utilisation de la chaleur fatale, etc.) en vue d’une mise à disposition du public. Il soumet, par ailleurs, la construction et l’exploitation de centres de données aux normes techniques définies par arrêté conjoint des ministres chargés de l’énergie et de l’environnement.

L’article L. 236-2 du code de l’énergie assujettit les centres de données à la puissance installée supérieure à 1 MW à une exigence de valorisation de la chaleur fatale qu’ils génèrent.

Enfin l’article L. 236-3 institue un mécanisme de sanctions contre les opérateurs ne déférant pas aux obligations du nouveau chapitre : mise en demeure éventuellement rendue publique (« name and shame ») puis amende jusqu’à 50 000 euros.

8. Habilitation à légiférer par ordonnances

Le III de l’article 27 habilite le Gouvernement à prendre, dans un délai d’un an, toute mesure législative de transposition de la directive 2023/1791 du 13 septembre 2023 relative à l’efficacité énergétique qui n’aurait pas fait l’objet d’une transposition par l’article 27 du projet de loi.

Ces ordonnances devront notamment transposer les dispositions de la directive relatives aux marchés publics, aux actions de partenariat pour l’efficacité énergétique ou aux systèmes de relevé et de comptage de la consommation d’énergie.

9. Entrées en vigueur

Enfin, le IV de l’article 27 reporte l’entrée en vigueur de cet article au 1er octobre 2025, soit 10 jours avant le délai de transposition de la directive efficacité énergétique.

Toutefois les dispositions relatives aux CEE entrent en vigueur au 1er janvier 2025, conformément à l’article 17 de la directive sur la performance énergétique des bâtiments. Et les obligations de transmission et de publicité relatives à l’impact énergétique des centres de données entrent en vigueur dès le lendemain de la publication de la loi, la France étant en retard dans sa transposition de cette disposition puisque la directive a fixé un délai au 15 mai 2024. De même, l’habilitation à adopter des ordonnances entre également en vigueur le lendemain de la publication de la loi.

III. les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté l’article 27 modifié par 37 amendements du rapporteur.

L’amendement CD151 a restreint aux EPCI comportant au moins une commune de plus de 45 000 habitants l’obligation d’intégrer au PCAET un plan d’actions en matière de chaleur et de froid, la version initiale prévoyant une obligation pour tous les EPCI à fiscalité propre de plus de 45 000 habitants, ce qui constitue une surtransposition. Cet amendement fait passer de 328 à 97 le nombre d’EPCI concernés.

L’amendement CD170 prévoit le dépôt par le Gouvernement d’un rapport au Parlement sur la trajectoire financière induite par les obligations nouvelles de rénovation énergétique de 3 % de la surface des bâtiments publics chaque année. En effet, un groupe de travail piloté par la direction de l’immobilier de l’État a estimé que cet objectif nécessite de rénover environ douze millions de mètres carrés par an, soit un investissement annuel de cinq milliards d’euros pour le seul patrimoine de l’État. Mais aucune estimation n’a été effectuée pour les collectivités territoriales.

Les amendements CD133 et CD137 renvoient à un décret simple la détermination des mesures d’application relatives à la performance énergétique des organismes publics, plutôt qu’à un décret en Conseil d’État.

Trois amendements de coordination (CD169, CD146 et CD120) révisent les articles L. 122-8 et L. 351-1 du code de l’énergie ainsi que l’article L. 312-70 du code des impositions sur les biens et services afin de renvoyer aux alinéas des articles du code de l’énergie tels que révisés par l’article 27.

Deux amendements CD145 et CD138 définissent en droit interne le système de management de l’énergie (en reprenant la définition actuelle de l’article L. 233-2 du code de l’énergie) et les centres de données (en reprenant la définition figurant dans l’annexe A du règlement 1099/2008 du Parlement européen et du Conseil du 22 octobre 2008).

Quelques amendements procèdent à des corrections du texte : le CD130 précise que la consommation d’énergie de 2021 servant de référence pour l’objectif de 1,9 % d’économies annuelle est celle des organismes publics uniquement. L’amendement CD143 supprime l’entrée en vigueur de certaines dispositions au 1er janvier 2025, le Parlement n’ayant pas le temps d’examiner et d’adopter le projet de loi dans ce délai. L’amendement CD125 s’assure, conformément à la directive efficacité énergétique, que les organismes financés majoritairement par des opérateurs de l’État soient inclus dans les objectifs d’économies et de rénovation énergétiques. Le CD168 clarifie la rédaction pour garantir qu’il ne soit pas dérogé aux modalités de reconnaissance des compétences et de l’indépendance des auditeurs énergétiques. Et le CD147 décodifie des dispositions transitoires.

Enfin, 21 amendements rédactionnels ont été adoptés (CD144, CD148, CD149, CD152, CD118, CD121, CD119, CD122, CD123, CD127, CD124, CD126, CD131, CD132, CD135, CD129, CD136, CD128, CD140, CD141 et CD153 ainsi que l’amendement identique CD26). En outre, les amendements CD139 et CD142 déplacent des alinéas pour une lecture plus fluide du texte.

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Chapitre II Dispositions en matière de droit des transports

Article 28 Allongement de la durée des contrats de régulation économique aéroportuaire suite à l’attribution d’un contrat de concession

I. Le droit en vigueur

A. Le cadre juridique de la régulation tarifaire aéroportuaire

Les aéroports français sont soumis à trois niveaux de réglementation pour ce qui concerne la régulation des tarifs aéroportuaires qui leur sont appliqués.

En premier lieu, la réglementation internationale de l’Organisation de l’aviation civile internationale (OACI) pose quatre principes clefs de l’établissement des redevances aéroportuaires, à savoir les principes de non-discrimination, de relation avec les coûts, de transparence et de consultation des usagers. L’OACI émet par ailleurs des recommandations relatives à la fixation des redevances aéroportuaires.

La réglementation européenne, notamment avec la directive 2009/12/CE du Parlement européen et du Conseil du 11 mars 2009 sur les redevances aéroportuaires, définit un socle commun de régulation économique au niveau de l’Union européenne. Cette directive s’applique aux aéroports dont le trafic annuel commercial dépasse 5 millions de mouvements de passagers.

Enfin, les dispositions de la directive 2009/12/CE précitée ont été transposées dans le droit interne par l’ordonnance n° 2011-1300 du 15 octobre 2011 relative aux redevances aéroportuaires dans le chapitre V du titre II du livre III de la sixième partie du code des transports intitulé « Redevances aéroportuaires » et comportant les articles L. 6325-1 à L. 6325-8. Par ailleurs, le chapitre VII du même titre du code des transports, comportant les articles L. 6327-1 à L. 6327-4, confie la régulation des aéroports dont le trafic annuel a dépassé 5 millions de passagers lors de l’une des cinq années civiles précédentes et celle de leurs redevances à l’Autorité de régulation des transports (ART).

À ce socle législatif et réglementaire s’ajoute un cadre contractuel fixant les obligations des exploitants d’aéroports avec les contrats de concessions aéroportuaires.

B. Une modalité de régulation des redevances aéroportuaires

Les services publics aéroportuaires rendus sur les aérodromes donnent lieu à la perception de redevances pour services rendus. Ces redevances font l’objet d’un double encadrement :

– Les tarifs des redevances aéroportuaires doivent faire l’objet d’une homologation annuelle par l’ART. À ce titre, l’Autorité est saisie d’une proposition tarifaire par l’exploitant au moins quatre mois avant l’entrée en vigueur des tarifs et elle dispose alors de deux mois pour s’y opposer, le cas échéant.

– Les conditions d’évolution des tarifs des redevances peuvent être déterminées par un contrat de régulation économique (CRE) en application de l’article L. 6325-2 du code des transports.

Les contrats de régulation économique sont des contrats liant le concédant, à savoir l’État, et le concessionnaire, à savoir l’exploitant d’aéroport, pour une période pluriannuelle d’une durée maximale de cinq ans. Leur objet est de déterminer « les conditions de l’évolution des tarifs des redevances aéroportuaires, qui tiennent compte, notamment, des prévisions de coûts, de recettes, d’investissements ainsi que des objectifs de qualité des services publics rendus par l’exploitant d’aérodrome. Ces contrats s’incorporent aux contrats de concession d’aérodrome conclus par l’État ([75]). »

Selon l’étude d’impact du projet de loi ([76]), les modalités d’élaboration et de durée des CRE découlent du droit conféré par la directive 2009/12/CE précitée aux États membres de mettre en place des mesures supplémentaires de régulation.

La conclusion d’un CRE ne dispense pas les exploitants de soumettre chaque année, les tarifs de leurs redevances et leurs modulations à l’homologation annuelle de l’ART. Dans ce cadre, l’ART effectue alors un contrôle allégé.

Selon l’ART ([77]), « ces CRE, dont la conclusion est facultative, assurent une prévisibilité des tarifs de redevances, offrent une vision claire des paramètres de rémunération des capitaux investis nécessaires au financement des investissements importants à moyen et à long terme réalisés dans ce secteur. » Toutefois, en 2023, l’Autorité relève qu’aucun CRE n’est encore en vigueur.

C. Le contrôle exercé par l’Autorité de régulation des transports sur les contrats de régulation économique aéroportuaire

Aux termes de l’article L. 6327-1 du code des transports, l’Autorité de régulation des transports est compétente pour les aérodromes dont le trafic annuel a dépassé 5 millions de passagers lors de l’une des 5 années civiles précédentes ainsi que pour ceux faisant partie d’un système d’aérodromes au sens de l’article L. 6325-1 du code des transports.

En application de l’article L. 6327-3 du code des transports, l’ART peut intervenir jusqu’à deux fois au cours de la procédure d’élaboration d’un contrat de régulation économique.

– En premier lieu, l’ART peut être saisie par le ministre chargé de l’aviation civile afin d’émettre un avis motivé sur un avant-projet de CRE (I de l’article L. 6327-3 précité). L’Autorité vérifie alors la juste rémunération des capitaux investis au regard des hypothèses d’investissement, de la qualité de service et de l’évolution des charges retenues dans l’avant-projet de contrat.

Dans le cadre d’une procédure de passation d’un contrat de concession portant sur un aérodrome relevant de la compétence de l’État([78]), le ministre chargé de l’aviation civile peut, dans les mêmes conditions, saisir l’ART pour qu’elle émette un avis motivé, avant la signature du contrat de concession, sur un avant-projet de contrat de régulation économique.

– En second lieu, l’ART rend obligatoirement un avis conforme sur les projets de CRE dans un délai de quatre mois à compter de sa saisine (II de l’article L. 6327-3 précité). L’autorité se prononce notamment sur le respect de la procédure d’élaboration du contrat, le coût moyen pondéré du capital retenu par les parties au contrat ainsi que les conditions de l’évolution des tarifs des redevances aéroportuaires prévue de manière prévisionnelle sur la période couverte par le contrat.

De la même manière que pour les avant-projets de CRE, dans le cadre d’une procédure de passation d’un contrat de concession, l’ART peut être saisie pour émettre un avis conforme, avant la signature du contrat de concession, sur un projet de CRE.

Conformément à l’article L. 1261-2 du code des transports, les avis rendus par l’ART sur les avant-projets et les projets de CRE sont rendus publics.

II. Le dispositif proposé

A. Allongement de la durée des contrats de régulation économique suite À l’attribution d’un contrat de concession

Le 1° du I de l’article 28 ajoute un alinéa à l’article L. 6325-2 du code des transports relatif aux contrats de régulation économique aéroportuaire. Ce 1° vise à porter la durée maximale d’un contrat de régulation économique à quinze ans, au lieu de cinq ans comme prévu actuellement au premier alinéa de l’article L. 6325-2, pour le premier CRE conclu à la suite de l’attribution d’un contrat de concession.

Selon l’étude d’impact, la durée maximale de cinq ans actuellement prévue pour les CRE nuirait à « l’objectif de transparence et de visibilité pour les remises en concession comportant un volume important de travaux initiaux au regard de l’équilibre du projet de concession. » Comme le souligne l’étude d’impact, « le renouvellement d’un contrat de concession d’un aéroport est l’occasion de prévoir à la charge du nouveau concessionnaire un volume d’investissements important au titre du nouveau contrat (…). L’élaboration d’un CRE (…) permet d’avoir de la visibilité sur les hypothèses tarifaires du début d’exécution du contrat. » ([79])

L’allongement de la durée maximale des CRE à quinze ans pour le premier CRE faisant suite à l’attribution d’un contrat de concession permettrait de rapprocher la durée du contrat de la durée des investissements initiaux, ce qui offrirait une meilleure visibilité sur l’équilibre financier pour l’État et pour les exploitants d’aérodromes concernés.

Cette disposition concernera essentiellement l’appel d’offres relatif à la concession de l’aéroport de Nantes-Atlantique ([80]) dont les besoins en investissement sont très élevés pour adapter les infrastructures à la fréquentation croissante de cet aéroport ; plus de 8 millions de passagers annuels alors que l’aéroport a été construit pour accueillir 6 millions de passagers par an.

B. Modification des règles de publicité des avis rendus par l’ART sur les avant-projets de Contrats de régulation économique

Le 2° du I complète le dernier alinéa du I de l’article L. 6327-3 du code des transports relatif à l’avis motivé rendu par l’ART sur les avant-projets de CRE dans le cadre d’une procédure de passation d’un contrat de concession portant sur un aérodrome relevant de la compétence de l’État. Il introduit une dérogation à l’obligation de publicité des avis rendus par l’ART prévue à l’article L. 1261-2 du code des transports.

Le 2° ajoute une phrase qui prévoit que l’avis rendu par l’ART sur les avant-projets de CRE dans le cadre d’une procédure de passation d’un contrat de concession n’est pas rendu public hormis l’avis rendu sur l’avant-projet de CRE remis par le candidat désigné comme concessionnaire de l’aéroport et une fois le contrat de concession signé. Concrètement, l’avis motivé sur l’avant-projet de CRE ne sera publié qu’en même temps que l’avis conforme sur le CRE du candidat retenu.

La non-publication des avis motivés de l’ART sur des avant-projets de contrat de régulation économique de candidats non retenus vise à assurer le plein respect de la confidentialité de la procédure de passation d’un contrat de concession.

L’avis conforme de l’ART portant sur le projet de CRE du soumissionnaire auquel il est envisagé d’attribuer le contrat de concession reste cependant soumis à l’obligation de publication. Cet avis ne devra être rendu public qu’après l’entrée en vigueur du contrat de concession.

C. Application en outre-mer

Le 3° du I de l’article complète l’article L. 6763-1 du code des transports pour rendre applicable l’article L. 6325-2 ainsi modifié à la Nouvelle-Calédonie.

Le 4° du I complète l’article L. 6773-1 du code des transports pour rendre applicable l’article L. 6325-2 ainsi modifié en Polynésie française.

D. Application dans le temps

Le II de l’article prévoit que les nouvelles dispositions des articles L. 6325-2 et L. 6327-3 du code des transports sont applicables au premier contrat de régulation économique relatif à un aérodrome pour lequel :

– Un contrat de concession fait l’objet d’une consultation qui a été engagée ;

– Ou dont l’avis de concession est publié après la date de publication du projet de loi.

III. les travaux de la commission

La commission a adopté l’amendement CD167 de la rapporteure visant à réduire la durée maximale du premier contrat pluriannuel de régulation économique aéroportuaire de 15 ans, telle que prévue par le projet de loi, à 10 ans dans le cadre du renouvellement des concessions d’aéroports. Cette mesure s’inscrit dans une logique d’un meilleur équilibre entre la planification à long terme et l’adaptabilité face aux évolutions du secteur aérien.

La commission a également adopté l’amendement CD54 de M. Gérard Leseul (SOC) avec un sous-amendement rédactionnel CD175 de la rapporteure. L’amendement CD54 vise à clarifier la dérogation au principe de publicité des avis rendus par l’ART introduit par le présent article en précisant que l’avis rendu par l’ART sur les avant-projets de CRE dans le cadre d’une procédure de contrat de concession aéroportuaire ne porte que sur l’avant-projet de l’attributaire pressenti et non sur ceux de tous les candidats.

Les missions de l’ART ont également été élargies avec l’adoption de l’amendement CD56 de M. Gérard Leseul (SOC) et d’un sous-amendement rédactionnel CD176 de la rapporteure. L’amendement CD56 vise à prévoir que l’ART rend des avis simples sur les projets de textes règlementaires relatifs à la régulation des aéroports entrant dans son champ de compétence.

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté deux amendements rédactionnels CD61et CD63 de la rapporteure.

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Article 29 Mise en œuvre des dispositions des règlements européens AFIR et RTE-T relatives aux aéroports

I. Le droit en vigueur

A. L’obligation européenne d’approvisionnement en électricité et en air conditionné des aéronefs en stationnement

1. Les émissions du secteur du transport aérien et le pacte vert pour l’Europe

En 2024, le secteur aérien est directement responsable de 2 à 3 % des émissions mondiales de gaz à effet de serre, ce qui est comparable aux émissions d’un pays comme l’Allemagne. Si rien n’est fait pour réduire ces émissions, avec la poursuite de la croissance du trafic et la décarbonation des autres secteurs économiques, cette part devrait continuer à fortement augmenter dans les années à venir. ([81])

Plusieurs démarches ont été engagées pour réduire les émissions de gaz à effet de serre du secteur aérien. En 2019, l’Union européenne s’est ainsi dotée d’une feuille de route avec le pacte vert qui présente une stratégie de transformation visant à atteindre la neutralité carbone au sein de l’UE d’ici 2050. Ce pacte vise à intégrer et à harmoniser les politiques environnementales à travers presque tous les secteurs de l’économie dont le secteur de l’aviation.

En octobre 2023, l’Union européenne a ainsi adopté les principales dispositions du paquet climat « Fit For 55 » (en français, « ajustement à l’objectif 55 ») qui s’inscrit dans l’engagement européen de réduire de 55 % les émissions de gaz à effet de serre à l’horizon 2030 par rapport à 1990.

Dans le cadre de ce paquet législatif européen, ont été adoptés :

– Le règlement (UE) 2023/1804 du Parlement européen et du Conseil du 13 septembre 2023 dit « AFIR » (pour « Alternative Fuels Infrastructure Regulation) qui vise à accélérer le déploiement des infrastructures pour carburants alternatifs sur le territoire de l’Union européenne ;

– Le règlement (UE) 2024/1679 sur les orientations de l’Union pour le développement du réseau transeuropéen de transport dit « RTE-T » qui fixe des obligations aux aéroports européens de déploiement d’infrastructures d’alimentation en climatisation et en chauffage décarbonés à destination des aéronefs stationnés dans les aéroports.

2. Le règlement « AFIR » et le déploiement des infrastructures d’alimentation électrique à destination des aéronefs en stationnement

La directive 2014/94/UE du Parlement européen et du Conseil du 22 octobre 2014 sur le déploiement d’une infrastructure pour carburants alternatifs définissait le cadre applicable aux infrastructures pour carburants alternatifs. En l’absence d’une méthode commune claire au niveau de l’UE pour la fixation d’objectifs chiffrés et l’adoption de mesures suffisantes dans chaque État membre pour le déploiement de ces infrastructures, la directive a été abrogée et remplacée par le règlement dit « AFIR » ([82]) en 2023.

Ce règlement prévoit une obligation pour les États membre de veiller à ce que soit assuré, dans les aéroports du réseau transeuropéen de transport (RTE-T) central et global, l’approvisionnement en électricité des aéronefs en stationnement (article 12 du règlement).

Cette obligation concerne les opérations de transport aérien commercial, d’ici le 31 décembre 2024 pour tous les postes de stationnement au contact des aérogares. Cette obligation sera étendue d’ici le 31 décembre 2029 à tous les postes de stationnement éloignés, avec possibilité pour les États membres d’exempter les petits aéroports du réseau RTE-T comptabilisant moins de 10 000 mouvements de vols commerciaux par an, en moyenne au cours des trois dernières années.

Les postes de stationnement dédiés au dégivrage des avions, aux aéronefs militaires et aux aéronefs de moins de 5,7 tonnes ne sont pas concernés

Par ailleurs, à compter du 1er janvier 2030, l’électricité fournie aux aéronefs stationnés devra provenir du réseau électrique ou être produite sur place sans utiliser de combustible fossile.

3. Le règlement « RTE-T » et l’approvisionnement en air conditionné des aéronefs en stationnement

Les dispositions du règlement « AFIR » sur la fourniture d’électricité aux aéronefs en stationnement sont complétées, pour l’approvisionnement en air conditionné, par le règlement (UE) 2024/1679 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 sur les orientations de l’Union pour le développement du réseau transeuropéen de transport (RTE-T).

Ce règlement fixe une nouvelle obligation de fourniture d’air conditionné aux aéronefs commerciaux en stationnement sur les aéroports du réseau RTE-T dont le volume de trafic est supérieur à 4 millions de passagers par an. Cette obligation s’applique pour les postes au contact au plus tard le 31 décembre 2030 pour les aéroports du réseau central et au plus tard le 31 décembre 2040 pour ceux du réseau global.

Récapitulatif des obligations prévues par

les réglements « AFIR » et « RTE-T »

B. Le rÉgime de sanctions des opÉrateurs Économiques soumis à des obligations europÉennes

Dans son avis sur le projet de loi DDADUE de novembre 2023 ([83]), le Conseil d’État s’est prononcé en ces termes sur l’application d’un règlement européen : « Il y a lieu, lorsque les obligations et les manquements sont entièrement définis par un tel règlement, de déterminer la nature, législative ou réglementaire, des dispositions nationales fixant le quantum de l’amende (…) Le Conseil d’État retient que, dans l’ordre interne, les obligations ainsi faites à des opérateurs économiques, dont les activités s’exercent en principe librement, n’auraient pu être imposées que par la loi. Il en déduit qu’il appartient, dès lors, au législateur de définir le quantum de l’amende ». Ainsi, le Conseil d’État établit qu’en matière d’obligations à des opérateurs économiques, seul le législateur est compétent.

En conséquence, l’application des obligations d’un règlement européen, tels que les règlements « AFIR » et « RTE-T » concernant les exploitants d’aérodromes, et les sanctions assorties relèvent de la liberté d’entreprendre et d’obligations commerciales qui appartiennent au domaine de la loi.

II. Le dispositif proposÉ

Si aux termes de l’article 288 du traité sur le fonctionnement de l’UE, les règlements ont une portée générale et sont directement applicables dans tout État membre, pour en contrôler l’application il appartient aux États membres de compléter le droit national pour définir des sanctions. Tel est l’objet de l’article 29 qui introduit un nouveau chapitre au titre II du livre III de la sixième partie du code des transports intitulé « Obligations relatives aux infrastructures pour carburants alternatifs » comportant deux nouveaux articles L. 6329-1 et L. 6329-2.

A. contrôle de l’application du rÉglement « AFIR » pour la fourniture en ÉlEctricitÉ des aÉronefs en stationnement

Le I du nouvel article L. 6329-1 du code des transports définit les obligations qui incombent aux gestionnaires d’aérodromes pour la fourniture d’électricité dans les aéroports en application de l’article 12 du règlement « AFIR » ([84]).

Pour rappel, selon le calendrier défini par le règlement « AFIR » précité et auquel l’article proposé renvoie, les gestionnaires d’aéroports comptabilisant plus de 10 000 mouvements commerciaux par an sur les trois dernières années devront :

– Assurer la fourniture d’électricité aux aéronefs stationnés au contact de l’aérogare, c’est-à-dire reliés à l’aéroport par une passerelle, à partir du 31 décembre 2024 ;

– Assurer la fourniture d’électricité aux postes de stationnement éloignés de l’aérogare, dits « au large » à partir du 31 décembre 2029 ;

– Fournir l’électricité à partir du réseau électrique ou produite sur place à partir d’énergie renouvelable à partir du 1er janvier 2030.

B. ContrÔle de l’application du rÉglement « RTE-T » pour l’approvisionnement en air conditionnÉ des aÉronefs en stationnement

Le II du nouvel article L. 6329-1 définit les obligations qui incombent aux gestionnaires d’aérodromes, dont le volume annuel total de trafic de passagers est supérieur à 4 millions de passagers, pour l’approvisionnement en air conditionné des aéronefs stationnés au contact de l’aérogare en application de l’article 34 du règlement « RTE-T » ([85]).

Le second alinéa du II précise que « le volume annuel total de passagers est fondé sur la dernière moyenne triennale disponible le 18 juillet 2024 (…) ».

C. Introduction d’une sanction administrative en cas de manquement des gestionnaires d’aÉroports À leurs obligations

Le nouvel article L. 6329-2 au sein du nouveau chapitre consacré aux « Obligations relatives aux infrastructures pour carburants alternatifs » prévoit une sanction administrative en cas de manquement des gestionnaires d’aéroports à tout ou partie des obligations mentionnées à l’article L. 6329-1 du même code.

Le régime de sanction prévoit une amende maximale de 15 000 euros par aéroports et par an, proportionnée à la gravité du manquement constaté. Un décret en Conseil d’État fixe la procédure de sanction.

III. les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté deux amendements rédactionnels CD64 et CD65 de la rapporteure.

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Article 30 Transposition de la directive 2023/2661 relative aux systèmes de transport routier intelligents

I. Le droit en vigueur

A. LE cadre europÉen relatif aux systèmes de transport routier intelligents est posÉ par la directive STI de 2010

La directive 2010/40/UE du Parlement européen et du Conseil du 7 juillet 2010 ([86]) dite « directive STI » définit le cadre juridique applicable pour le déploiement et l’utilisation coordonnés de systèmes de transport intelligents entre les États membres de l’UE.

La directive STI prévoit dans les domaines et pour les actions qu’elle identifie comme prioritaires, la mise en œuvre de formats interopérables pour la mise à disposition de données relatives à la circulation et aux déplacements via un point d’accès national.

La directive STI renvoie à des actes délégués de la Commission européenne la définition précise des obligations en résultant pour les parties concernées. Ces règlements d’exécution de la Commission ont pour objet de définir des spécifications techniques, fonctionnelles et organisationnelles en relation avec les six actions prioritaires, auxquelles s’ajoutent plusieurs domaines prioritaires.

B. La rÉvision de la directive STI

La directive STI a fait l’objet d’une évaluation par la Commission en 2019, qui a permis d’identifier plusieurs obstacles au déploiement et à l’utilisation de façon continue, harmonisée et transparente des services de systèmes de transport routier intelligents sur le territoire de l’Union européenne, notamment :

– Un manque d’interopérabilité et de continuité entre les applications, les systèmes et les services ;

– Un manque de concertation et de coopération efficace entre acteurs ;

– Des problématiques liées à la protection des données et aux responsabilités liées au partage des données pour les services STI.

La directive (UE) 2023/2661 du Parlement européen et du Conseil du 22 novembre 2023 ([87]) modifie ainsi la directive (UE) 2010/40/UE. Elle met à jour les domaines prioritaires retenus, introduit la notion de services de transport intelligents dits « coopératifs » et renforce les obligations reposant sur les États membres en définissant à son annexe III les catégories et sous-catégories de données dont ils doivent garantir l’accessibilité.

Elle a pour objectif de prendre en compte les progrès technologiques, notamment la mobilité connectée et automatisée, les applications de mobilité à la demande et l’offre en transport multimodal. Elle vise également à accélérer la disponibilité et à améliorer l’interopérabilité des données numériques qui alimentent les services, tels que les systèmes de planification d’itinéraires multimodaux et les services de navigation.

Concrètement, elle étend le champ d’application aux services émergents tels que les services d’information multimodaux, de réservation et de billetterie, la communication entre les véhicules et les infrastructures et la mobilité automatisée. Elle fixe des objectifs pour la numérisation des informations cruciales, comme celles sur les limitations de vitesse, les travaux routiers et les informations sur la sécurité routière.

Les types de données nécessaires, qui doivent être mis à disposition dans toute l’Union, figurent dans les annexes de la nouvelle directive : limitations de vitesse, plans de circulation, restrictions d’accès permanentes, fermetures de routes, travaux routiers.

C. La transposition de la directive STI en droit interne

1. La transposition de la directive STI de 2010 par l’ordonnance du 13 juin 2012

La directive STI a été transposée en droit interne par l’ordonnance n° 2012-809 du 13 juin 2012 relative aux systèmes de transport intelligents. Cette ordonnance crée un chapitre III du titre Ier du livre V de la première partie du code des transports intitulé « Les systèmes de transport intelligents », comprenant un article L. 1513-1 qui définit les systèmes de transport intelligents.

Si le second alinéa de l’article L. 1513-1 du code des transports prévoit un décret pour les dispositions relatives à la compatibilité, l’interopérabilité et la continuité des STI, ces dispositions ont été prises par les six règlements délégués d’application directe précités. Les règlements délégués précités ont par ailleurs donné lieu à plusieurs textes réglementaires d’application ([88]).

Dans un domaine proche de celui visé par la directive STI, l’article 32 de la loi du 24 décembre 2019 d’orientation des mobilités ([89]) relatif à l’accès aux données des véhicules ainsi que l’ordonnance du 14 avril 2021 relative à l’accès aux données des véhicules ([90]) qui en découle, ont défini le cadre de l’accès aux données des véhicules pour trois finalités : la détection d’incidents et accidents, l’observation de l’infrastructure routière et l’observation du trafic. Ces accès sont permis aux services publics.

2. La nécessité d’adapter la législation nationale à la révision de la directive STI

Selon l’étude d’impact ([91]), la transposition de la directive STI de 2010 par l’ordonnance de 2012 se révèle insuffisante au regard de la révision de cette directive réalisée en 2023 et ce à plusieurs titres :

– Les obligations de fourniture de données par certains acteurs n’apparaissent pas entièrement couvertes alors que la directive révisée impose aux États membres de rendre disponibles les données de l’annexe III de la directive ;

– La possibilité de prescrire des obligations en matière d’authentification des messages échangés dans le cadre de ces services et dans le cadre de systèmes coopératifs constitue une avancée de la directive pour garantir l’intégrité des informations transmises aux usagers ;

– La définition des types de données concernées est insuffisamment précise. Il importe que le cadre législatif national permette de préciser des définitions de données pour réduire les risques juridiques ;

– La qualification de la pertinence des données est également une notion importante de la directive révisée. Pour éviter le risque de surinformation, il importe de prévoir le cadre législatif pour définir au niveau national les critères de pertinence des informations.

La révision de la directive STI, qui renforce les obligations d’accès aux données et de déploiement des services STI nécessite ainsi le renforcement du cadre législatif français afin de fonder les obligations incombant à différentes catégories d’acteurs, notamment les gestionnaires routiers, les détenteurs de données embarquées, les fournisseurs de services d’informations routières, les acteurs de la recharge et du ravitaillement ou encore les exploitants de systèmes de péage.

II. Le dispositif proposÉ

Le présent article 30 vise à transposer la révision de la directive 2010/40/UE du Parlement européen et du Conseil du 7 juillet 2010 concernant le cadre pour le déploiement de systèmes de transport intelligents dans le domaine du transport routier et d’interfaces avec d’autres modes de transport, dite « directive ITS », par la directive (UE) 2023/2661.

Dans cette perspective, le 1° complète le chapitre III relatif aux systèmes de transport intelligents du titre Ier du livre V de la première partie du code des transports avec deux nouveaux articles :

– un article L. 1513-2 relatif au renforcement des obligations pour les détenteurs et les utilisateurs des données ;

– un article L. 1513-3 relatif au pouvoir de contrôle confié à l’Autorité de régulation des transports (ART).

A. Un renforcement des obligations Des dÉtenteurs et Des utilisateurs de donnÉes

Le nouvel article L. 1513-2 du code des transports vise à définir, au premier alinéa, les obligations reposant sur les détenteurs et les utilisateurs de données et informations aux fins d’assurer la compatibilité, l’interopérabilité, la sécurité et la continuité des STI, à savoir :

– La mise à disposition de services d’informations en temps réel sur la circulation routière et la sécurité routière ;

– Le fait de mettre à jour et de rendre accessibles ces données et informations sous format numérique.

Les 1° à 7° de l’article L. 1513-2 déterminent les catégories de détenteurs et utilisateurs de données et informations concernés par les obligations fixées au premier alinéa du même article.

Le dernier alinéa prévoit que la liste des données et informations et des réseaux routiers concernés par ces obligations sera précisée par voie réglementaire.

B. Un Pouvoir de contrÔle confiÉ À l’ART

Le nouvel article L. 1513-3 du code des transports transfère à l’Autorité de régulation des transports une mission de contrôle de la publication et de l’utilisation des données numériques routières, mission actuellement exercée par le ministère chargé des transports ([92]).

Aux termes de ce nouvel article, l’ART contrôle le respect par les détenteurs et utilisateurs de données et informations, mentionnés au nouvel article L. 1513-2, de leurs obligations au titre de ce même article L. 1513-2.

Selon l’ART, « le contrôle de la conformité des jeux de données aux spécifications des règlements délégués et des conditions de réutilisation de ces données nécessite des compétences techniques particulières, de même nature que celles développées par l’Autorité pour la mise en œuvre des missions qui lui ont été confiées par la LOM ». En effet, ce nouveau pouvoir de contrôle s’exercera sur des acteurs qui sont déjà dans le champ de compétence de l’ART tels que les sociétés concessionnaires d’autoroutes ou les calculateurs d’itinéraire.

Ce pouvoir de contrôle, prévu par l’article 6 de la directive 2010/40/UE du 7 juillet 2010 précitée qui ouvre la possibilité aux États membres de désigner un organisme compétent pour procéder à l’évaluation du respect des obligations énoncées, n’est pas assorti d’un pouvoir de sanction.

III. les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté deux amendements rédactionnels CD66 et CD67de la rapporteure.

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Article 31 Application du règlement 2024/490 relatif aux services d’information sur les déplacements multimodaux

I. Le droit en vigueur

A. Le droit europÉen favorise le dÉploiement de services d’informations multimodaux destinÉs aux voyageurs

1. Les bases posées par la directive STI de 2010 et le règlement délégué de la Commission MMTIS de 2017

La directive 2010/40/UE du Parlement européen et du Conseil du 7 juillet 2010 dite « directive STI » ([93]) établit le cadre juridique permettant le déploiement de systèmes de transport intelligents pour favoriser un usage mieux coordonné et plus sûr des différents modes de transport. À cette fin, la directive définit six actions prioritaires, dont le développement de « services d’informations multimodaux » (SIM) destinés aux utilisateurs des transports.

Dans le cadre de cette action prioritaire, le règlement délégué (UE) 2017/1926 de la Commission du 31 mai 2017 dit « règlement MMTIS » ([94]) instaure les obligations réglementaires relatives aux modalités de fourniture des données et notamment l’obligation de dépôt des données sur un point d’accès national (PAN).

2. La transposition en droit interne

L’article 25 de la loi du 24 décembre 2019 d’orientation des mobilités ([95]) dite « LOM » définit le cadre juridique nécessaire à l’ouverture des données utiles à l’information des voyageurs. Cet article acte l’ouverture de données dynamiques et avance le calendrier de mise à disposition des données statiques et dynamiques par rapport à celui proposé par le règlement MMTIS précité ([96]).

Les articles L. 1115-1 à L. 1115-7 du code des transports issus des articles 25 à 27 de la LOM précisent et élargissement les obligations du règlement délégué (UE) 2017/1926 précité en ce qui concerne la mise à disposition de services d’informations sur les déplacements multimodaux. Le décret 2020/183 du 28 février 2020, qui crée l’article D. 1115-1 du code des transports, définit transport.data.gouv.fr comme point d’accès national aux données.

3. La révision du règlement MMTIS

Le pacte vert pour l’Europe de 2019 met en évidence le rôle croissant de la mobilité multimodale automatisée et connectée, conjointement avec les systèmes de gestion du trafic intelligents rendus possibles par la numérisation.

La révision du règlement délégué MMTIS sur les services d’informations multimodaux sur les voyages s’inscrit ainsi dans la stratégie de mobilité durable et intelligente de l’Union européenne.

L’objectif de la révision du règlement est d’améliorer les informations et les services destinés aux voyageurs via les services d’informations sur les déplacements multimodaux afin de favoriser la mobilité multimodale et de réduire les émissions polluantes, conformément aux objectifs du pacte vert pour l’Europe.

Concrètement, il s’agit de permettre aux voyageurs de trouver plus facilement des informations en temps réel sur les différents modes de transport et d’accéder à des mises à jour en temps réel au cours de leur voyage, notamment concernant les retards et les annulations.

Parmi les évolutions notables :

– Le règlement délégué (UE) 2024/490 rend obligatoire l’accessibilité des données dynamiques, il ajoute des données statiques et dynamiques et il élargit les entités concernées par l’ouverture des données afin de rendre disponible et de partager un plus grand nombre de données ;

– Le règlement révisé clarifie son périmètre en précisant les entités ayant l’obligation de publier les données. D’une part, il introduit le terme de « détenteur de données » défini selon la nature des acteurs concernés. D’autre part, le règlement généralise la possibilité de publier pour le compte d’autres entités, au-delà du cadre prévu à l’article L. 1115-1 du code des transports ;

– Le règlement élargit le périmètre des données qui doivent être rendues accessibles sur le point d’accès national. Il ajoute à la liste préexistante de données, les données observées, les données historiques et les données dynamiques.

B. Le cadre applicable aux services d’information multimodaux

Les services d’information multimodaux (SIM) visent à fournir des informations relatives aux déplacements et à la mobilité, en particulier sur les itinéraires permis par les différents modes de transport (ferroviaire, aérien, autocars, etc.) ainsi que sur le trafic que les utilisateurs des transports peuvent être amenés à rencontrer sur leur trajet afin de réduire la congestion routière et la consommation d’énergie et de limiter l’incidence de l’usage des transports sur l’environnement.

Source : site internet de l’Autorité de régulation des transports.

L’accès à des données de mobilité constituant l’une des conditions de réussite du déploiement des SIM, la Commission européenne a ainsi précisé, par règlement délégué, les données concernées ainsi que les modalités de mise à disposition et d’accès à ces données.

1. Les acteurs concernés

Les détenteurs de données concernés par l’ouverture des données multimodales sur le point d’accès national sont les personnes morales, les entités publiques ou privées qui ont le droit d’accorder l’accès aux données qu’elles contrôlent ou de les partager. Parmi les détenteurs de données, peuvent être cités :

– Les autorités chargées des transports au sens du règlement MMTIS dont les autorités organisatrices de la mobilité ;

– Les opérateurs de transport (3° de l’article L. 1115-1 du code des transports) ;

– Les gestionnaires d’infrastructure ;

– Les fournisseurs de transport à la demande ;

– Les fournisseurs de services de partage de véhicules, cycles et engins de déplacement personnel (5° de l’article L. 1115-1 du code des transports) ;

– Les services de mise en relation facilitant la pratique du covoiturage (7° de l’article L. 1115-1 du code des transports).

Les utilisateurs de données concernés sont les entités utilisant les données issues du point d’accès national dans le but de créer de l’information multimodale ou à d’autres fins si les conditions d’utilisation fixées par le détenteur des données l’autorisent. Il s’agit notamment :

– Des autorités chargées des transports au sens du règlement MMTIS ;

– Des opérateurs de transport ;

– Des gestionnaires d’infrastructure ;

– Des fournisseurs de services de transport à la demande ;

– Des fournisseurs de services d’informations sur les déplacements ;

– Des fabricants de cartes numériques.

Aux côtés des détenteurs et utilisateurs de données multimodales, des entités publiques accompagnent et contrôlent l’ouverture de ces données :

– En application de l’article L. 1115-2 du code des transports, les métropoles, la métropole de Lyon, les régions et Île-de-France Mobilités animent les démarches de fourniture des données et veillent à la fourniture de données mises aux normes et à jour ;

– En application de l’article L. 1115-5 du code des transports, l’Autorité de régulation des transports (ART) est chargée de contrôler l’exactitude des déclarations de conformité que les détenteurs et utilisateurs de données transmettent au ministère en charge des transports.

2. Les obligations portant sur les détenteurs de données

Afin de garantir la continuité et l’interopérabilité des services d’informations sur les déplacements multimodaux dans l’UE, le règlement MMTIS oblige les détenteurs de données à mettre à disposition sur le point d’accès national leurs données, qui doivent être à jour (article 6 du règlement), exactes (article 8 du règlement) et conformes à un format normalisé (articles 4 et 5 du règlement).

En complément de la publication des données, le 7° de l’article L. 1115-1 du code des transports prévoit que les services de mise en relation facilitant la pratique du covoiturage mettent à disposition des autorités organisatrices de la mobilité et à leur demande, un accès à leur service permettant d’effectuer des recherches sur un déplacement en covoiturage.

L’article 3 du règlement MMTIS prévoit que les détenteurs de données peuvent déléguer la publication des données à d’autres entités tout en gardant la responsabilité au regard du respect des obligations réglementaires. Ainsi, l’article L. 1115-1 du code des transports prévoit que :

– Les autorités organisatrices de la mobilité peuvent déléguer la publication des données aux opérateurs de transport chargés de l’exécution des services de transport ou aux opérateurs de système d’aide à l’exploitation et à l’information des voyageurs (1°) ;

– Les collectivités territoriales et leurs groupements peuvent confier la charge de la publication des données aux prestataires en charge de la gestion du stationnement en ouvrage ou sur voirie (4°) ;

– Les fournisseurs de services de partage de véhicules, cycles et engins de déplacement personnel peuvent confier la charge de la fourniture des données aux prestataires chargés de l’exécution de ces services (5°).

II. Le dispositif proposÉ

Le présent article 31 vise à mettre à jour les dispositions législatives nationales relatives à l’ouverture des données et au développement des services numériques multimodaux pour les rendre compatibles avec le nouveau règlement délégué (UE) 2024/490 de la Commission relatif à la mise à disposition, dans l’ensemble de l’Union, de services d’informations sur les déplacements multimodaux ([97]).

A. Mise À jour des dispositions relatives À la mise À disposition des donnÉes nÉcessaires À l’information du voyageur

Les 1° à 4 et 6 et 7° du I de l’article 31 modifient les articles L. 1115-1 à L. 1115-7 du code des transports relatifs à la mise à disposition des données nécessaires à l’information du voyageur dans le cadre des services numériques destinés à faciliter les déplacements pour les rendre compatibles avec le nouveau règlement délégué (UE) 2024/490 précité.

Le 1° modifie ainsi l’article L. 1115-1 du code des transports :

– Le a vise à mettre à jour au premier alinéa la référence au règlement délégué (UE) 2017/1926, qui est modifié par le règlement délégué (UE) 2024/490 précité. Ce dernier est désormais directement mentionné.

Les autres articles du code des transports renverront ainsi directement à l’article L. 1115-1 du même code au lieu de mentionner à chaque fois le règlement délégué (UE) 2024/490 précité ;

– Le b vise à introduire au 1° les notions nouvelles de détenteurs et utilisateurs de données permettant la mise à disposition de services d’informations sur les déplacements multimodaux, définies à l’article 2 du règlement délégué (UE) 2024/490 précité ainsi que les principes de mise en accessibilité et de mise à jour des données statiques, historiques, observées ainsi que les données dynamiques concernant les déplacements et la circulation, dans les conditions prévues à l’article 3 du même règlement délégué, qui sont actuellement mentionnés au 2° de l’article L. 1115-1 ;

– Le c vise ainsi à supprimer du 2° les principes de mise en accessibilité et de mise à jour des données qui seront désormais mentionnés au 1° de l’article L. 1115-1 en cohérence avec la rédaction du nouveau règlement délégué précité. En conséquence, les d et e assurent la coordination en substituant les références au 2° de l’article à la référence au 1° dans le reste de l’article L. 1115-1 ;

– Le f vise à abroger le 6° relatif aux bornes de recharge électrique lequel n’a plus lieu d’être selon l’étude d’impact ;

– Enfin, le g vise à compléter le dernier alinéa pour prévoir que les conditions d’application de l’article seront précisées par voie réglementaire après avis de la Commission nationale de l’informatique et des libertés (CNIL).

Le 2° vise à modifier l’article L. 1115-2 du code des transports afin de remplacer la référence au règlement (UE) 2017/1926 précité par la référence à l’article L. 1115-1 du code des transports.

Les 3° et 4° visent à mettre à jour la référence au règlement (UE) 2017/1926 précité modifié par le règlement (UE) 2024/490, respectivement, aux articles L. 1115-3 et L. 1115-4 du code des transports.

Les 6° et 7° visent à supprimer, respectivement, des articles L. 1115-6 et L. 1115-7 du code des transports la référence caduque au règlement (UE) 2017/1926 précité.

B. Mise à jour des missions et pouvoirs de l’ART

Le 5° réécrit l’article L. 1115-5 du code des transports pour clarifier et actualiser le contrôle par l’ART du respect des obligations posées par la réglementation européenne :

– Le premier alinéa précise que le contrôle est exercé sur les détenteurs et utilisateurs de données, reprenant ainsi les termes du règlement de 2024 précité ;

– Le deuxième alinéa prévoit que les détenteurs et utilisateurs de données transmettent au ministère chargé des transports une description des données qu’ils fournissent ainsi qu’une déclaration de conformité à leurs obligations comme cela était déjà prévu par le règlement de 2017 ;

– Le troisième alinéa renforce le pouvoir de contrôle de l’Autorité en prévoyant qu’elle « peut demander à cette fin aux détenteurs et aux utilisateurs de données toutes informations et tous documents utiles à la réalisation de ce contrôle » ;

– Les deux derniers alinéas restent inchangés par rapport à la rédaction actuelle hormis le rendu annuel au lieu de biannuel du rapport sur les contrôles effectués.

Le 8° modifie l’article L. 1263-4 du code des transports concernant les pouvoirs de l’Autorité de régulation des transports en matière de règlement des différends relatifs aux services numériques multimodaux, afin d’élargir le périmètre des entités pouvant saisir l’ART dans ce cadre. Actuellement, ce sont les autorités organisatrices des mobilités, les collectivités territoriales ainsi les opérateurs de transports, les gestionnaires d’infrastructure, les fournisseurs de services de transport à la demande et les fournisseurs de services d’informations sur les déplacements qui peuvent saisir l’ART. Désormais, les « personnes mentionnées au 1° de l’article L. 1115-1 du même code », à savoir l’ensemble des détenteurs et utilisateurs des données, pourront saisir l’ART.

Le 10° modifie l’article L. 1264-1 du code des transports relatif aux pouvoirs de l’ART en matière de constatation des manquements aux obligations réglementaires. Il supprime la référence caduque au règlement délégué (UE) 2017/1926 précité. Le 11° modifie dans le même sens l’article L. 1264-7 relatif au pouvoir de sanction de l’ART en cas de non-respect des obligations réglementaires européennes.

Le 12° modifie l’article L. 1264-9 du code des transports relatif au pouvoir de sanction de l’ART pour actualiser la référence au règlement délégué (UE) 2017/1926 modifié par le règlement délégué (UE) 2024/490 précité.

C. Dispositions de Coordination juridique

L’article L. 1851-5 du code des transports, prévoyant une adaptation des articles L. 1111-5 à L. 1115-5 à Saint-Pierre-et-Miquelon devenue inutile, est abrogé (13° du I) ainsi que le III de l’article 25 de la loi n° 2019-1428 du 24 décembre 2019 d’orientation des mobilités (III) relatif au calendrier de mise à disposition des données statiques et dynamiques pour l’application du règlement 2017/1926 précité.

III. les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté neuf amendements rédactionnels CD68, CD70, CD71, CD72, CD73, CD74, CD75, CD76 et CD77 de la rapporteure.

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Article 32 Adaptation de l’article L. 6100-1 du code des transports au règlement (UE) 2018/1139 excluant certains aéronefs n’appartenant pas à l’État en application des règles de l’aéronautique civile

I. Le droit en vigueur

A. La distinction entre l’aÉronautique civile et l’aÉronautique d’État

Au plan juridique, une distinction doit être opérée entre les aéronefs publics ou d’État, comprenant les aéronefs militaires et les aéronefs appartenant à l’État et affectés à un service public, et les aéronefs privés. Les premiers sont en général exclus de l’application du droit commun aérien.

1. Une divergence d’approche entre le droit international et le droit français

a. Une définition patrimoniale de l’aviation d’État en droit français

La loi du 31 mai 1924 relative à la navigation aérienne circonscrit la notion d’aéronefs d’État en les exonérant de l’application des dispositions de cette même loi : « les aéronefs militaires et les aéronefs appartenant à l’État et exclusivement affectés à un service public ne sont soumis qu’à l’application des règles relatives à la responsabilité du propriétaire ou de l’exploitant » ([98]) .

La loi du 31 mai 1924 précitée, qui s’inscrit dans la lignée de la Convention de Paris portant réglementation de la navigation aérienne du 13 octobre 1919, s’en distingue sur la définition de l’aéronef d’État en y ajoutant un critère de propriété absent de la Convention qui caractérise l’aéronef d’État par son affectation exclusive à un service d’État.

La rédaction en vigueur de l’article L. 6100-1 du code des transports, qui est issu de la loi du 31 mai 1924 précitée et qui définit un aéronef, maintient ce critère de patrimonialité pour distinguer les aéronefs civils des aéronefs d’État : « Est dénommé aéronef pour l’application du présent code, tout appareil capable de s’élever ou de circuler dans les airs. Seules les dispositions (…) relatives à la responsabilité du propriétaire ou de l’exploitant, sont applicables aux aéronefs militaires [patrimoniaux ou loués], et aux aéronefs appartenant à l’État et exclusivement affectés à un service public. »

b. Une définition élargie de l’aviation d’État en droit international

La Convention de Chicago de 1944 relative à l’aviation civile internationale instaure l’Organisation de l’aviation civile internationale (OACI) qui est une agence spécialisée des Nations Unies chargée de la coordination et de la régulation du transport aérien international.

L’article 3 de la Convention de Chicago prévoit que « (a) La présente Convention s’applique uniquement aux aéronefs civils et ne s’applique pas aux aéronefs d’État. (b) Les aéronefs utilisés dans les services militaires, de douane ou de police sont considérés comme aéronefs d’État (…). »

Le droit international retient une définition plus large des aéronefs d’État que le droit français. Il n’y figure ni critère d’affectation exclusive à un service d’État ni critère de propriété.

2. Le droit européen s’aligne sur la définition posée par la Convention de Chicago

Le droit européen, dont le champ d’application couvre la quasi-totalité des règles de l’aviation, distingue l’aviation civile de l’aviation d’État, dans des termes similaires à ceux de la Convention de Chicago.

Le règlement (UE) 2018/1139 du Parlement européen et du Conseil du 4 juillet 2018 concernant des règles communes dans le domaine de l’aviation civile et instituant une Agence de l’Union européenne pour la sécurité aérienne exclut de son champ d’application les aéronefs réalisant des missions pour le compte de l’État dont les activités militaires, de douane ou de police ([99]). Ces aéronefs, lorsqu’ils sont utilisés pour ces activités, indépendamment d’un critère d’appartenance, sont alors soumis au cadre réglementaire des États membres en matière d’aéronautique d’État.

B. Un cadre juridique qui n’est plus adaptÉ aux rÉalitÉs de l’aviation d’État

Comme le souligne l’étude d’impact, « le critère de propriété, uniquement présent en droit français, est devenu problématique avec l’apparition de nouvelles pratiques des services étatiques qui ont eu besoin de recourir à des aéronefs en location pour compléter leur propre flotte. » ([100])

1. L’évolution des pratiques au sein de l’aviation d’État avec le développement de la location d’aéronefs

L’aviation militaire a longtemps occupé une place prépondérante dans l’aviation d’État en France et la propriété étatique des aéronefs militaires était alors la norme.

À compter des années 1950, de nouveaux organes étatiques, non militaires, commencent également à s’équiper en moyens aériens :

– La douane française et la sécurité civile créent leurs premières entités aériennes. En 1957, la sécurité civile crée le premier groupement « hélicoptères » placé sous l’autorité du ministère de l’intérieur.

– La police nationale s’est également dotée d’aéronefs pour exécuter plusieurs missions de police administrative, de police judiciaire et de renseignement.

Jusqu’au début des années 2010, les services militaires, de douane et de sécurité civile faisaient quasi exclusivement usage d’aéronefs dont ils étaient propriétaires. Un décret du 29 avril 2013 ([101]) a élargi la notion d’aéronef militaire aux aéronefs loués par les ministères de la défense et de l’intérieur pour les armées et la gendarmerie. Depuis, la location d’aéronefs s’est largement développée notamment par des services de police et de sécurité civile.

Comme le souligne l’étude d’impact, la location d’aéronefs présente certains avantages pour les services de l’État, notamment la location « coque nue » qui consiste en la location d’un aéronef seul sans équipage. Ce type de location permettrait, d’une part, « de renouveler plus simplement et plus rapidement la flotte d’aéronefs et avoir recours, au fur et à mesure des évolutions technologiques à des aéronefs toujours plus performants » et, d’autre part, « de réduire les coûts organisationnels et humains qu’impose le maintien de la navigabilité des aéronefs appartenant à l’État » ([102]).

2. Un cadre juridique inadapté à ces nouvelles pratiques conduisant à l’application d’une réglementation différente selon le statut de l’aéronef

Les services de douane et de la sécurité civile sont soumis à la réglementation de l’aviation civile lorsqu’ils utilisent des aéronefs en location pour réaliser une mission de service public, à l’inverse des services militaires qui s’y soustraient sur le fondement du décret du 29 avril 2013 précité.

Les administrations civiles sont ainsi soumises à un double régime réglementaire en fonction du statut de l’aéronef utilisé :

– À la réglementation de l’aviation civile lorsqu’elles recourent à des aéronefs loués ;

– À la réglementation de l’aviation d’État lorsqu’elles exercent leur mission avec des aéronefs leur appartenant.

La complexité de ce double régime réglementaire qui peut conduire à « alterner quotidiennement entre les réglementations de l’aviation civile et d’État est source de dangers réels en matière de sécurité aérienne et d’erreurs d’application des normes. »

Par ailleurs, elle conduirait à « une aéronautique à deux vitesses au sein de l’aéronautique d’État » ([103]) avec, d’un côté, les services militaires qui peuvent bénéficier d’un cadre juridique unique même lorsqu’ils ont recours à la location d’aéronefs et, d’un autre côté, les administrations civiles de police, de douane et de sécurité civile qui doivent se conformer à deux référentiels de réglementations aéronautiques pour la réalisation d’une même mission selon le statut de leurs aéronefs.

II. Le dispositif proposÉ

L’adaptation de l’article L. 6100-1 du code des transports au droit européen vise à unifier le cadre juridique applicable aux activités aéronautiques des services de police, de douane et de la sécurité civile dans l’exercice de leurs missions que ce soit à l’aide d’un aéronef leur appartenant ou en location. Ainsi, le cadre réglementaire unique de l’aéronautique d’État s’appliquera aux services concourant aux missions régaliennes qu’ils soient civils ou militaires.

A. La suppression du critÈre de propriÉtÉ de la dÉfinition des aÉronefs d’État

Le b du 2° de l’article 32 remplace le second alinéa de l’article L. 6100-1 du code des transports par un II ([104]) qui prévoit que les aéronefs exonérés de l’application de la législation consacrée à l’aviation civile ([105]) sont « les aéronefs militaires ainsi que » les « autres aéronefs, utilisés pour les besoins de l’État dont la liste est définie par décret ».

Cette nouvelle définition de l’aviation d’État, alignée sur celle du droit européen, ne renvoie plus à un critère d’appartenance des aéronefs à l’État. Désormais, la simple utilisation d’un aéronef pour les besoins de l’État permettra à l’aéronef en question, qu’il soit en location ou propriété de l’État, de se voir appliquer la réglementation de l’aéronautique d’État.

Le II de l’article L. 6100-1, dans sa rédaction résultant du présent article, précise en outre quelles dispositions de la sixième partie du code des transports relatives à l’aviation civile sont applicables aux aéronefs d’État. Il s’agit :

– Du titre III du livre Ier relatif aux dommages et responsabilités ;

– Des chapitres du titre Ier du livre II relatifs au survol du territoire et à la définition de la circulation aérienne ;

– Du chapitre III du titre Ier du livre IV relatif aux transports sanitaires et transports par moyens militaires.

Enfin, l’ajout des termes « Sans préjudice des dispositions particulières auxquelles ils sont soumis lorsqu’ils sont inscrits au registre mentionné à l’article L. 6111-2 » au début du II de l’article L. 6100-1, dans sa rédaction résultant du présent article, permet de couvrir le cas particulier des aéronefs dits « sous décision conjointe » ([106]). Comme le précise l’étude d’impact ([107]), il s’agit des aéronefs qui n’appartiennent pas à l’État mais peuvent être considérés comme aéronefs militaires lorsqu’ils sont utilisés pour effectuer des missions au profit de l’État et sont pilotés par un équipage soumis au pouvoir hiérarchique du ministre chargé de la défense.

B. Coordination juridique

L’article 32 opère un certain nombre de coordinations juridiques dans le code des transports pour tirer les conséquences de la modification de l’article L. 6100-1 :

– Le 1° modifie l’article L. 1252-1 A pour substituer à la référence au second alinéa de l’article L. 6100-1, la référence au II du nouvel article L. 6100-1 ;

– Le 3° modifie l’article L. 6222-1 relatif à l’exemption d’enquête de sécurité pour substituer à l’énumération des aéronefs exemptés, la référence aux aéronefs mentionnés au II du nouvel article L. 6100-1 ;

– Le 4° actualise des renvois aux dispositions du code de justice militaire à l’article L. 6332-1 relatif à la police des aérodromes.

C. Application outre-mer

● En Nouvelle-Calédonie

Le 5° insère un alinéa à l’article L. 6761-1 du code des transports pour que l’article L. 6100-1 du même code, dans sa rédaction résultant du 2° l’article 32 du présent projet de loi, soit applicable en Nouvelle-Calédonie.

Au 9°, le tableau de l’article L. 6762-1 du code des transports est actualisé pour que l’article L. 6222-1 du même code, dans sa rédaction résultant du 3° de l’article 32, y soit aussi applicable.

Le 10° insère un alinéa à l’article L. 6763-1 du code des transports pour que l’article L. 6332-1 du même code, dans sa rédaction résultant du 4°de l’article 32, y soit aussi applicable.

● En Polynésie française

Le 6° modifie l’article L. 6770-1 du code des transports pour que l’article L. 6100-1 du même code, dans sa rédaction résultant du 2° l’article 32, soit applicable en Polynésie française.

Au 9°, le tableau « Lifou » de l’article L. 6772-1 du code des transports est actualisé pour que l’article L. 6222-1 du même code, dans sa rédaction résultant du 3° de l’article 32, y soit aussi applicable.

Le 11° insère un alinéa à l’article L. 6773-1 du code des transports pour que l’article L. 6332-1 du même code, dans sa rédaction résultant du 4°de l’article 32, y soit aussi applicable.

● À Wallis-et-Futuna

Le 7° insère un alinéa à l’article L. 6781-1 du code des transports pour que l’article L. 6100-1 du même code, dans sa rédaction résultant du 2° de l’article 32, soit applicable à Wallis-et-Futuna.

Au 9°, le tableau « Lifou » de l’article L. 6782-1 du code des transports est actualisé pour que l’article L. 6222-1 du même code, dans sa rédaction résultant du 3° de l’article 32, y soit aussi applicable.

Le 12° insère un alinéa à l’article L. 6783-1 du code des transports pour que l’article L. 6332-1 du même code, dans sa rédaction résultant du 4°de l’article 32, y soit aussi applicable.

● Dans les Terres australes et antarctiques françaises

Le 8° insère un alinéa à l’article L. 6791-1 du code des transports pour que l’article L. 6100-1 du même code, dans sa rédaction résultant du 2° de l’article 32, soit applicable dans les Terres australes et antarctiques françaises.

Au 9°, le tableau « Lifou » de l’article L. 6792-1 du code des transports est actualisé pour que l’article L. 6222-1 du même code, dans sa rédaction résultant du 3° de l’article 32, y soit aussi applicable.

III. les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté un amendement rédactionnel CD78 de la rappporteure.

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Article 33 Harmonisation européenne des règles relatives à l’aptitude médicale des personnels ferroviaires non conducteurs

I. Le droit en vigueur

A. Les rÈgles nationales applicables À la vÉrification de l’aptitude médicale du personnel ferroviaire non conducteur

L’article L. 2221-7-1 du code des transports a été introduit par l’article 103 de la loi du 8 août 2016 relative au travail, à la modernisation du dialogue social et à la sécurisation des parcours professionnels ([108]). Cet article élève au niveau législatif ([109]) la définition des conditions dans lesquelles les personnels exerçant certaines tâches nécessaires à la sécurité ferroviaire, autres que les conducteurs de train, font l’objet d’un contrôle d’aptitude. Cet article concerne par exemple les aiguilleurs, les agents de signalisation ou encore les chefs de bord.

Cet article prévoit qu’un arrêté du ministre chargé des transports fixe la liste des « tâches essentielles pour la sécurité ferroviaire ». Un décret en Conseil d’État ([110]) définit les conditions dans lesquelles est vérifiée l’aptitude des personnels habilités aux tâches essentielles de sécurité ferroviaire.

Les recours administratifs préalables obligatoires à l’encontre des décisions d’inaptitude sont présentés devant la commission ferroviaire d’aptitudes prévue à l’article L. 2221-8 du code des transports.

L’ordonnance du 30 avril 2019 ([111]) modifie l’article L. 2221-7-1 du code des transports pour remplacer la notion de « personnels exerçant sur le réseau ferré national » par celle de « personnels exerçant sur le système ferroviaire sur lequel s’exerce la mission d’autorité nationale de sécurité de l’Établissement public de sécurité ferroviaire » (EPSF). Cette modification tire les conséquences de la désignation de l’EPSF en tant qu’autorité nationale de sécurité sur les éléments du système ferroviaire.

B. L’harmonisation au niveau europÉen des conditions de vÉrification de l’aptitude médicale des personnels ferroviaires non conducteurs

La révision récente de la réglementation européenne, en particulier la révision du règlement d’exécution (UE) 2019/773 de la Commission du 16 mai 2019 concernant les spécifications techniques d’interopérabilité relatives au sous-système « Exploitation et gestion du trafic » du système ferroviaire au sein de l’Union européenne dit « STI OPE », fait évoluer le cadre applicable à la certification de l’aptitude des personnels exerçant des tâches essentielles pour la sécurité ferroviaire, autre que la conduite des trains. Cette révision tend à accroître l’interopérabilité et la sécurité ferroviaires dans l’UE en unifiant la réglementation applicable aux personnels ferroviaires non conducteurs de trains.

Avant sa révision de septembre 2023, le règlement d’exécution (UE) 2019/773 précité comportait un « point ouvert » à son article 5 permettant aux États membres d’adopter des règles nationales fixant des conditions supplémentaires par rapport aux prescriptions européennes pour les personnels ferroviaires non-conducteurs en charge de tâches essentielles pour la sécurité ferroviaire.

Depuis l’entrée en vigueur du règlement d’exécution (UE) 2023/1693 modifiant le règlement d’exécution (UE) 2019/773, les conditions de vérification de l’aptitude physique et psychologique de ces personnels ferroviaires sont désormais définies par le droit européen ([112]).

Le droit européen confère ainsi aux exploitants ferroviaires la responsabilité de déterminer, dans leur système de gestion pour la sécurité (SGS), le processus par lequel ils s’assurent que les personnels non-conducteurs exerçant des tâches critiques pour la sécurité ont les aptitudes médicales et psychologiques pour exercer de telles tâches.

La réglementation européenne ne permettant plus aux États membres d’adopter des règles nationales supplémentaires à celles qui existent au niveau européen, il convient d’abroger les dispositions législatives et réglementaires redondantes ou contraires au droit de l’UE.

II. Le dispositif proposÉ

L’article 33 du projet de loi réécrit l’article L. 2221-7-1 du code des transports afin de tirer les conséquences de la révision du règlement européen (UE) 2019/773 dit STI OPE ([113]) et d’adapter la législation nationale au nouveau cadre juridique européen.

A. Abrogation des rÈgles nationales incompatibles avec le droit europÉen

La nouvelle rédaction de l’article L. 2221-7-1 du code des transports supprime le renvoi à un arrêté ministériel pour fixer la liste des tâches critiques pour la sécurité autres que la conduite. En effet, le règlement d’exécution rectifié (UE) 2019/773 confère à chaque exploitant ferroviaire la charge d’établir une telle liste et ne donne plus compétence aux États membres en la matière.

Le renvoi à un décret en Conseil d’État pour la définition des conditions de vérification de l’aptitude des personnels est également supprimé puisque le droit de l’UE n’autorise pas le pouvoir réglementaire national à intervenir dans ce domaine désormais harmonisé.

Ainsi, le premier alinéa de l’article L. 2221-7-1 du code des transports, dans sa rédaction résultant du présent article 33, renvoie aux dispositions du règlement d’exécution rectifié (UE) 2019/773 pour les modalités de vérification de l’aptitude médicale et psychologique des personnels ferroviaires exerçant des tâches critiques pour la sécurité autres que la conduite.

Le dernier alinéa de l’article L. 2221-7-1 précité, relatif aux modalités de reconnaissance des documents d’aptitude délivrés à l’étranger, est également supprimé car la réglementation européenne prévoit une reconnaissance entre exploitants de l’aptitude des personnels exerçant des tâches critiques pour la sécurité.

B. Unification du contentieux relatif à l’aptitude des personnels en charge de tâches critiques pour la sÉcuritÉ

La réglementation européenne ne permettant plus aux États membres de mettre en place un recours administratif, la nouvelle rédaction de l’article L. 2221-7-1 du code des transports supprime le recours administratif préalable obligatoire en matière de décision relative à l’aptitude des personnels non conducteurs, actuellement confié à la commission ferroviaire d’aptitudes.

Toutefois, dans l’intérêt d’une bonne administration de la justice, le second alinéa de l’article L. 2221-7-1, dans sa rédaction résultant de l’article 33, attribue le contentieux de l’aptitude des personnels en charge de tâches critiques pour la sécurité, hors conduite, au juge administratif. Cela permet d’unifier ce contentieux avec celui de l’aptitude des conducteurs.

En conséquence, un seul ordre de juridiction est compétent pour traiter des contentieux liés à l’aptitude des personnels en charge de tâches critiques pour la sécurité.

III. les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté deux amendements rédactionnels CD79 et CD80 de la rapporteure.

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Article 34 Mise en œuvre des dispositions du règlement européen « ReFuel EU Aviation » relatives au déploiement des carburants d’aviation durables

I. Le droit en vigueur

A. Le secteur aÉrien dans la trajectoire europÉenne de rÉduction des Émissions de CO2

Le pacte vert pour l’Europe, feuille de route présentée par l’Union européenne en 2019, fixe un objectif de neutralité carbone au sein de l’Union européenne d’ici 2050. Ce pacte vise à intégrer et à harmoniser les politiques environnementales à travers presque tous les secteurs de l’économie dont le secteur de l’aviation, qui représente 14 % des émissions dues aux transports dans l’UE.

Pour ce faire, l’UE a adopté le paquet législatif « Fit for 55 » qui vise une baisse des émissions de gaz à effet de serre de 55 % en 2030 par rapport à leur niveau de 1990.

Dans le cadre du paquet « Fit for 55 », le règlement (UE) 2023/2405 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023 relatif à l’instauration d’une égalité des conditions de concurrence pour un secteur du transport aérien durable dit « ReFuel EU Aviation » vise à faciliter l’accès aux carburants d’aviation durables (CAD) dans les aéroports et à y promouvoir leur approvisionnement progressif.

Le règlement « ReFuel EU Aviation » prévoit que les carburants d’aviation durables doivent être conformes à la directive sur les énergies renouvelables ([114]) et aux critères de durabilité. Les CAD se composent des éléments suivants :

– les biocarburants d’aviation ;

– les carburants d’aviation synthétiques produits à partir d’hydrogène renouvelable ;

– les carburants d’aviation de carbone recyclés.

Le déploiement des carburants durables dans les transports aériens joue un rôle clef dans la réduction des émissions de gaz à effet de serre, le secteur de l’aviation dépendant aujourd’hui presque exclusivement des combustibles fossiles. Selon les données de l’étude d’impact ([115]), les CAD « représenteraient environ la moitié des réductions d’émissions à réaliser en 2050 (…) ». Ils « ont l’avantage d’être directement miscibles avec le kérosène d’origine fossile (...). Leur consommation ne requiert donc pas d’adaptation de la chaîne carburant de l’avion ou de la chaîne logistique d’approvisionnement de l’aéroport ».

B. la trajectoire europÉenne d’incorporation obligatoire de carburants d’aviation durables

Le règlement « ReFuel EU Aviation » ([116]), qui s’applique depuis le 1er janvier 2024 ([117]), fixe pour la première fois une trajectoire d’incorporation obligatoire et harmonisée de CAD dans l’UE.

Pour ce faire, ce règlement crée des obligations pour les fournisseurs de carburant, les exploitants d’aéronefs et les exploitants d’aéroports. Il s’applique à tous les aéroports de l’UE dont le trafic annuel de passagers est supérieur à 800 000 passagers ou dans lequel le trafic de fret annuel est supérieur à 100 000 tonnes et qui ne sont pas situés dans une région ultrapériphérique de l’UE.

● Obligation pour les fournisseurs de carburant d’aviation

L’article 4 du règlement « ReFuel EU Aviation » prévoit une obligation pour les fournisseurs de carburant d’aviation de veiller à ce que tout le carburant mis à la disposition des exploitants d’aéronefs dans chaque aéroport de l’UE contienne une part minimale de CAD à partir du 1er janvier 2025 et une part minimale de carburants de synthèse à partir du 1er janvier 2030, avec une augmentation progressive de ces parts jusqu’en 2050. En 2050, ils devront atteindre une part minimale de 70 % de CAD dont 35 % de carburant de synthèse.

Part minimale de CAD devant être mis à disposition par les fournisseurs de carburants d’aviation dans les aéroports de l’UE

● Obligation pour les exploitants d’aéronefs

L’article 5 du règlement précité prévoit, à partir du 1er janvier 2025, une obligation pour les exploitants d’aéronefs, à savoir les compagnies aériennes, de veiller à ce que la quantité annuelle de carburant d’aviation embarquée dans un aéroport de l’Union pour leurs services au départ de cet aéroport représente au moins 90 % de la quantité annuelle de carburant d’aviation requise.

Cette obligation vise à réduire la pratique du « sur-emport », qui consiste à s’approvisionner dans un pays frontalier par exemple, afin d’éviter les émissions liées au surpoids résultant de cette pratique.

● Obligation pour les gestionnaires d’aéroports

L’article 6 du règlement précité prévoit qu’à partir du 1er janvier 2025, les gestionnaires d’aéroports prennent toutes les mesures nécessaires pour faciliter l’accès des exploitants d’aéronefs à des carburants d’aviation contenant les parts minimales de CAD prévues par le même règlement.

Les aéroports de l’UE devront ainsi garantir les infrastructures nécessaires à la fourniture et au stockage de carburants durables d’aviation ainsi qu’au ravitaillement avec des CAD.

Par ailleurs, les fournisseurs de carburants d’aviation et les exploitants d’aéronefs sont également soumis à une obligation de collecte de données et de déclaration permettant de surveiller les effets du règlement sur la compétitivité des exploitants et des plateformes aéroportuaires de l’UE.

II. Le dispositif proposÉ

L’article 34 complète le chapitre IX consacré à l’effet de serre du titre II du livre II du code de l’environnement par une nouvelle section XI intitulée « Sanctions administratives en matière de fourniture et d’utilisation de carburants d’aviation durables ». Cette nouvelle section comprend trois sous-sections qui déclinent les sanctions administratives applicables aux fournisseurs de carburants, aux exploitants d’aéronefs et aux gestionnaires d’aéroport méconnaissant leurs obligations respectives ainsi qu’une dernière sous-section consacrée à des dispositions communes.

Cette nouvelle section met en œuvre la disposition du règlement européen « ReFuel EU Aviation » imposant aux États membres de définir les sanctions applicables pour les trois catégories d’obligés en cas de manquement à leurs obligations. Le montant plancher des amendes administratives résulte de l’application du règlement européen précité tandis que le plafond du montant de l’amende a été fixé après avis du Conseil d’État.

A. Les sanctions administratives applicables aux fournisseurs de carburants

La sous-section 1 de la nouvelle section 11 porte sur les « Sanctions administratives applicables aux fournisseurs de carburants » et comprend les articles L. 229-81 à L. 229-83 (nouveaux).

L’article L. 229-81 définit les sanctions administratives applicables aux fournisseurs de carburants en cas de méconnaissance de leurs obligations fixées par le règlement (UE) 2023/2405 précité :

– Le 1° vise la méconnaissance de l’obligation de la mise à disposition des exploitants d’aéronefs de CAD dans chaque aéroport de l’UE ;

– Le 2° vise la méconnaissance de l’obligation de déclaration.

L’article L. 229-82 prévoit le montant de l’amende qui « tient compte de la nature, de la durée, de la récurrence et de la gravité des manquements constatés ». Ce montant est compris :

– pour les manquements aux obligations d’incorporation de CAD ou aux obligations de déclaration : entre deux et cinq fois le montant résultant de la multiplication de la différence entre le prix annuel moyen de la tonne de carburant d’aviation conventionnel et le prix de la tonne de carburants d’aviation durables par la quantité de carburants d’aviation soit ne respectant pas les parts minimales fixées soit ayant été omise ou ayant fait l’objet d’une déclaration inexacte ou mensongère ;

– pour les manquements aux obligations d’incorporation de carburant de synthèse : entre deux et cinq fois le montant résultant de la multiplication de la différence entre le prix annuel moyen de la tonne de carburant de synthèse pour l’aviation et le prix de la tonne de carburant d’aviation conventionnel par la quantité de carburant d’aviation ne respectant pas les parts minimales fixées.

L’article L. 229-83 prévoit que les sanctions encourues sont sans préjudice de l’obligation de compensation ([118]) imposée aux articles 4 et 12 du règlement « ReFuel EU Aviation ».

B. Les sanctions administratives applicables aux exploitants d’aÉronefs

La sous-section 2 proposée porte sur les « sanctions applicables aux exploitants d’aéronefs » et comprend les articles L. 229-84 et L. 229-85 (nouveaux).

L’article L. 229-84 définit les sanctions administratives applicables aux exploitants d’aéronefs en cas de méconnaissance de leurs obligations fixées par le règlement « ReFuel EU Aviation ».

– Le 1° vise l’obligation d’embarquer une quantité annuelle de carburant d’aviation dans un aéroport de l’Union représentant au moins 90 % de la quantité annuelle requise. Des dérogations sont prévues pour le respect de règles de sécurité en matière de carburant ou pour l’octroi d’exemption temporaire ;

– Le 2° vise les obligations de déclaration incombant aux exploitants.

L’article L. 229-85 prévoit le montant de l’amende qui « tient compte de la nature, de la durée, de la récurrence et de la gravité des manquements constatés. » Ce montant est compris entre deux et cinq fois le montant résultant de la multiplication du prix moyen annuel de la tonne de carburant d’aviation par la quantité annuelle totale non embarquée.

C. Les sanctions administratives applicables aux gestionnaires d’aÉroport

La sous-section 3 proposée porte sur les « sanctions applicables aux gestionnaires d’aéroport » et comprend les articles L. 229-86 à L. 229-88 (nouveaux).

L’article L. 229-86 prévoit une sanction en cas de méconnaissance par un gestionnaire d’aéroport de l’obligation de prendre toutes les mesures nécessaires pour faciliter l’accès des exploitants d’aéronefs à des carburants d’aviation contenant des parts minimales de CAD.

L’article L. 229-87 prévoit que le montant de l’amende est proportionné à la gravité des manquements constatés et ne peut excéder 15 000 euros par manquement.

L’article L. 229-88 précise que « le prononcé d’une sanction (…) est sans préjudice de la mise en œuvre de la procédure prévue à l’article 6 du règlement (UE) 2023/2405 du Parlement européen et du Conseil du 18 octobre 2023. »

D. Dispositions communes et finales

La sous-section 4 proposée est consacrée aux « dispositions communes et finales » et elle comprend les articles L. 229-89 à L. 229-91 (nouveaux).

L’article L. 229-89 prévoit qu’un arrêté du ministre chargé de l’aviation civile fixe les modalités de calcul des sanctions applicables aux fournisseurs de carburant (sous-section 1) et aux exploitants d’aéronefs (sous-section 2).

L’article L. 229-90 autorise les agents des douanes et les agents placés sous l’autorité du ministre chargé de l’aviation civile à se communiquer tous les renseignements ou documents relatifs aux carburants d’aviation.

Enfin, l’article L. 229-91 prévoit un décret en Conseil d’État pour définir la procédure suivie par l’autorité administrative pour prononcer les sanctions prévues à la nouvelle section 11.

III. les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté onze amendements rédactionnels CD81, CD82, CD83, CD84, CD85, CD86, CD87, CD88, CD89, CD90 et CD91 de la rapporteure.

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Article 35 Mise en cohérence de l’objectif national de fin de vente des véhicules légers neufs thermiques d’ici 2040 avec celui adopté à l’échelle européenne

I. Le droit en vigueur

A. l’objectif europÉen de fin de vente de vÉhicules thermiques neufs dès 2035 pour atteindre la neutralité carbone en 2050

1. Le secteur des transports dans la trajectoire de décarbonation

Selon l’Agence européenne pour l’environnement, le secteur des transports est responsable de près d’un quart des émissions totales de CO2 dans l’Union européenne en 2019, dont 70 % provient du transport routier ([119]). Le secteur des transports est par ailleurs le seul secteur dans lequel les émissions de gaz à effet de serre ont augmenté depuis 1990 avec une hausse de 33,5 % entre 1990 et 2019.

Pour parvenir à une neutralité climatique, une réduction des émissions du secteur des transports de 90 % est nécessaire d’ici 2050 ([120]). À cette fin, l’UE a pour objectif de se doter de normes plus ambitieuses en matière de CO2 pour les voitures particulières et les véhicules utilitaires légers, pour accélérer l’adoption de véhicules à émission nulle tout en les rendant plus abordables pour les consommateurs.

À l’échelle nationale, les émissions de gaz à effet de serre (GES) du secteur des transports représentaient 32 % des émissions en 2022 selon les données du Commissariat général au développement durable (CGDD) ([121]), ce qui en fait le premier secteur émetteur de GES en France. Le transport routier, notamment les véhicules particuliers, représente 93,8 % des émissions de ce secteur.

L’un des leviers les plus importants pour parvenir à décarboner le secteur des transports est l’électrification du parc de véhicules comme le souligne l’étude d’impact ([122]) du projet de loi.

Pour atteindre l’objectif de zéro émission à l’échelle du parc automobile européen et national, différentes technologies sont disponibles. Les véhicules à émission nulle comprennent actuellement :

– les véhicules électriques à batterie ;

– les véhicules à pile combustible ;

– et les véhicules fonctionnant à l’hydrogène.

Au niveau national, les ventes de voitures particulières et de camionnettes électriques neuves sont en hausse constante depuis 2019. La part de marché des voitures électriques est passée de 13,1 % en 2022 à 16,7 % en 2023 et devrait atteindre 18 % en 2024 selon la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC).

2. L’objectif de neutralité carbone à l’échelle européenne en 2050 avec la fin de vente des véhicules thermiques neufs dès 2035

Pour répondre aux défis climatiques et environnementaux et réaliser les objectifs fixés par l’accord de Paris ([123]), la Commission européenne a présenté une feuille de route le 11 décembre 2019 intitulée « Le pacte vert pour l’Europe » dont l’ambition est d’atteindre la neutralité carbone à l’échelle de l’UE d’ici 2050.

Cette ambition est inscrite dans la législation européenne avec l’adoption du règlement (UE) 2021/1119 du Parlement européen et du Conseil du 30 juin 2021 établissant le cadre requis pour parvenir à la neutralité climatique. Ce règlement fixe :

– L’objectif de ramener les émissions nettes de carbone à zéro au plus tard d’ici à 2050 ;

– L’objectif contraignant de réduire les émissions nettes de gaz à effet de serre d’au moins 55 % d’ici à 2030 par rapport au niveau de 1990 dans l’UE.

Pour réduire les émissions nettes de gaz à effet de serre d’au moins 55 % d’ici 2030 par rapport au niveau de 1990, l’UE a renforcé en 2023 les exigences de réduction fixées dans le règlement (UE) 2019/631 du Parlement européen et du Conseil du 17 avril 2019 établissant des normes de performance en matière d’émissions de CO2 pour les voitures particulières neuves et pour les véhicules utilitaires légers neufs, de moins de 3,5 tonnes.

Le règlement (UE) 2023/631 du Parlement européen et du Conseil du 19 avril 2023 modifiant le règlement (UE) 2019/631 établit ainsi des normes de performance plus strictes en matière d’émissions de CO2 pour les voitures particulières et les camionnettes neuves.

Ce règlement définit à son article 1er, à partir du 1er janvier 2035, un objectif de réduction de 100 % des émissions moyennes de CO2 du parc de voitures particulières et de véhicules utilitaires légers neufs à l’échelle de l’UE, soit un objectif de fin de vente des voitures particulières et des camionnettes neuves émettant du CO2 à l’échappement.

B. la LOM fixe À 2040 l’objectif national de fin de vente des véhicules légers neufs utilIsant des énergies fossiles

La décarbonation du secteur des transports terrestres est une des priorités de la stratégie nationale bas-carbone (SNBC). La SNBC fixe l’objectif que 100 % des véhicules légers vendus en France devront être zéro-émission d’ici à 2040.

L’article 73 de la loi du 24 décembre 2019 d’orientation des mobilités dite « LOM » ([124]) prévoit ainsi la fin de la vente des voitures particulières et des véhicules utilitaires légers neufs utilisant des énergies fossiles d’ici 2040.

II. le dispositif proposÉ

Le règlement (UE) 2023/851 du Parlement européen et du Conseil du 19 avril 2023 précité prévoit un objectif plus ambitieux que l’objectif national qui vise la fin de vente des véhicules légers neufs utilisant des énergies fossiles d’ici 2040, tel que fixé par l’article 73 de la LOM.

Si les règlements européens sont directement applicables dans les États membres ([125]) et ont un effet direct ne nécessitant pas de faire l’objet de mesures nationales d’exécution, l’adoption d’une loi ayant pour objet d’adapter le droit interne à un règlement européen relève d’une exigence constitutionnelle, comme le rappelle l’étude d’impact ([126]).

L’article 35 vise ainsi à mettre en cohérence l’objectif national avec celui défini par la réglementation européenne en modifiant le 2° du II de l’article 73 de la LOM sur deux points :

– la date d’atteinte de l’objectif de fin de vente des véhicules légers neufs thermiques qui est avancée à 2035 au lieu de 2040 comme initialement prévu ;

– le périmètre des véhicules légers neufs dont la vente cesserait car l’objectif national ne concerne que les véhicules légers neufs utilisant des énergies fossiles tandis que le règlement européen vise l’ensemble des véhicules légers neufs émetteurs de CO2 à l’échappement.

Avec le périmètre retenu à l’échelle de l’UE, seuls les véhicules 100 % électriques ou ayant fait l’objet d’une opération de rétrofit ainsi que les véhicules hydrogènes pourront continuer à faire l’objet d’une nouvelle immatriculation à partir de 2035. Ce périmètre exclut ainsi les véhicules roulant aux carburants non fossiles mais émetteurs de CO2 tels que les biocarburants ou les carburants de synthèses ou « e-fuels ».

III. les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté cet article sans modification.

Votre rapporteure émet toutefois des réserves sur cet article qui transpose dès à présent dans la législation nationale la date de 2035 pour la fin de la vente des véhicules légers neufs thermiques alors qu’une clause de revoyure de ce même objectif est prévue pour 2026 à l’échelle de l’Union européenne.

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Chapitre III Dispositions en matière de lutte contre les émissions de gaz à effet de serre

Article 36 Statut et obligations du déclarant MACF autorisé et sanctions applicables

I. l’EntréE en vigueur progressive du mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (MACF)

A. les objectifs poursuivis par le MACF

Le mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (MACF) est un nouvel instrument règlementaire européen qui vise à soumettre les produits importés dans le territoire douanier de l’Union européenne à une tarification du carbone équivalente à celle appliquée aux industriels européens fabriquant ces produits. Il est donc pensé pour compléter le système d’échange de quotas d’émission de l’UE (SEQE-UE), prévu par la directive 2003/87/CE du 13 octobre 2003 établissant un système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre dans l’Union. L’objectif premier du MACF est donc de lutter contre les fuites de carbone.

Après des mois de négociation entre la Commission européenne, le Parlement européen et les États membres et la présentation d’un premier texte en 2021, un accord politique sur la création du MACF a été trouvé en trilogue en décembre 2022. Le texte définitif a été publié le 10 mai 2023 (règlement 2023/956 du Parlement européen et du Conseil du 10 mai 2023 établissant un mécanisme d’ajustement carbone aux frontières).

Les études économiques existantes suggèrent que, de manière agrégée, les risques de fuites de carbone sont relativement modérés et seraient de l’ordre de 20 %, ce qui signifie qu’une baisse des émissions d’une tonne équivalent CO2 dans une région induirait une augmentation de 0,2 tonne équivalent CO2 dans le reste du monde. Néanmoins, ces études se fondent généralement sur un prix du carbone relativement faible (autour de 20 à 30 euros pour la tonne de CO2). Par ailleurs, il s’agit d’un chiffre global qui masque des disparités par secteurs, où certains produits exposés à la concurrence internationale et pour lesquels les procédés de production sont très émetteurs de gaz à effet de serre (GES), seraient particulièrement à risque.

Pour l’Union européenne, le problème des fuites de carbone est donc double. D’une part, il tend à faire pression pour ne pas augmenter sensiblement le prix du carbone. Cela est renforcé par l’attribution de quotas gratuits dans le marché européen du carbone à destination de secteurs exposés à ce type de fuite (comme le ciment et l’aluminium qui ont longtemps bénéficié d’importants montants de quotas gratuits). Le MACF va donc nécessairement de pair avec une disparition programmée de l’allocation de quotas gratuits. D’autre part, du point de vue de la souveraineté industrielle, l’existence de fuites de carbone reflète un traitement inégal des producteurs européens et extra-européens, qui accentue les problématiques de délocalisation et de désindustrialisation.

Source : ministère de la transition écologique, de l’énergie, du climat et de la prévention des risques

Par conséquent, le MACF s’appliquera dans un premier temps à un nombre limité de marchandises fortement exposées au risque de fuite de carbone, à savoir :

– fer et acier ;

– ciment ;

– aluminium ;

– engrais ;

– hydrogène ;

– électricité.

En pratique, le MACF reposera sur un calcul du contenu carbone des marchandises importées. Les émissions concernées, exprimées en tonne équivalent CO2, incluront les émissions directes comme indirectes (extraction des matières premières, transport, fabrication et transformation des produits, énergie consommée pour la production, etc.). Le dispositif prendra également en compte le prix carbone payé dans le pays tiers (que ce soit sous la forme d’un marché du carbone ou d’une taxe sur le carbone). Les informations demandées aux importateurs de marchandises MACF et les éléments de méthodologie pour le calcul des émissions importées ont été précisés dans un règlement d’exécution adopté le 17 août 2023 ([127]) ainsi qu’un ensemble de documents explicatifs, préparés par la Commission européenne[128].

Sur la base de ces informations, les importateurs devront acquérir des certificats carbone dont le prix devra refléter ce qu’ils auraient payé s’ils avaient acheté ces marchandises au sein de l’Union européenne. Plus les émissions seront élevées, plus l’importateur devra acheter de certificats carbone. Le MACF est donc une mesure non discriminatoire, puisqu’il y a une équivalence entre la tarification du carbone appliquée sur le marché intérieur de l’UE et la politique de tarification du carbone appliquée aux importations en provenance de pays tiers.

B. une entrée en vigueur progressive qui nécessite des ajustements du droit en vigueur

Le règlement (UE) 2023/956 du 10 mai 2023 prévoit que le MACF entrera pleinement en application en 2026, à la suite d’une période transitoire, qui a débuté le 1er octobre 2023 et qui se terminera le 31 décembre 2025. La période transitoire du MACF doit fonctionner comme une phase d’apprentissage permettant d’améliorer et de consolider le dispositif afin de le rendre pleinement opérationnel avant son entrée en vigueur effective.

Pendant cette période transitoire, les importateurs de produits concernés par le MACF doivent calculer et déclarer leurs émissions importées sur une base trimestrielle (du 1er octobre 2023 au 31 décembre 2025) puis annuelle (à partir du 1er janvier 2026). Pour cela, un « registre MACF » a été mis en place au niveau de l’Union européenne. Les entreprises françaises concernées peuvent y avoir accès grâce à leur compte en ligne auprès des douanes. À partir de 2026, ces déclarations devront faire l’objet d’une vérification par un organisme certifié.

Un des facteurs clés de succès, et une difficulté déjà réelle pour certaines entreprises, réside dans la capacité des importateurs à recueillir facilement des informations précises auprès de leurs fournisseurs (identification et transmission de données techniques concernant différents aspects de leurs procédés de production, application des méthodes de calcul de l’UE pour les émissions carbone) qui ne sont pas tous habitués à communiquer. La direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) a publié un guide pour aider les entreprises à remplir cette obligation. Cela pourrait également créer des tensions commerciales avec certains partenaires, ce qui fait que l’Union européenne se laisse la possibilité de négocier des accords bilatéraux avec d’autres États dans le monde pour appliquer et moduler au mieux la réglementation si cela s’avérait nécessaire.

À partir du 1er janvier 2026, seuls les importateurs disposant du statut de « déclarant MACF autorisé » seront autorisés à importer les marchandises relevant du MACF dans le territoire douanier de l’Union européenne. Ce statut aura valeur de licence d’importation et sera contrôlé par la douane. Il sera octroyé aux importateurs par l’autorité administrative compétente (en France, il s’agit de la direction générale de l’énergie et du climat du ministère chargé de l’écologie), sur demande justifiée et documents à l’appui, à partir du 1er janvier 2025.

Source : ministère de la transition écologique, de l’énergie, du climat et de la prévention des risques

En dehors du statut de déclarant MACF autorisé, les importateurs devront disposer des certificats carbone correspondant aux émissions générées par les produits qu’ils prévoient d’importer dans l’année qui suit. Le règlement relatif au MACF prévoit également une obligation pour les déclarants MACF autorisés de détenir, à la fin de chaque trimestre, un stock de certificats carbone correspondant à 80 % de leurs émissions importées à date. Enfin, les déclarants MACF autorisés devront déposer une « déclaration MACF » récapitulant les données relatives aux importations de l’année civile précédente au plus tard le 31 mai de chaque année. La première déclaration annuelle, décrivant les émissions importées sur l’année 2026, devra être déposée via la plateforme MACF avant le 31 mai 2027. En fonction de cette déclaration, les importateurs devront restituer plus ou moins de certificats MACF pour se conformer à la législation. Il y aura donc une obligation d’acquérir des certificats MACF a priori puis un contrôle a posteriori.

En cas de non-respect de ces différentes obligations, l’autorité administrative compétente doit appliquer des sanctions, en application de l’article 26 du règlement MACF. Le contrôle de l’ensemble des obligations non douanières relatives au MACF (achat des certificats, rapportage) relève de la responsabilité de la DGEC.

II. le dispositif proposÉ

L’article 36 du projet de loi propose plusieurs modifications de la section 10 du chapitre IX du titre II du livre II du code de l’environnement. Cette section intitulée « Dispositions relatives au mécanisme d’ajustement carbone aux frontières pendant la période transitoire » comprend les articles L. 229-70 à L. 229-76 du code.

La première modification proposée consiste à supprimer, dans le titre de la section, la référence à la période transitoire puisque l’article 36 introduit des dispositions, en particulier une nouvelle sous-section 3 (voir infra), qui serviront de supports juridiques permanents à l’application du MACF au-delà de la période transitoire. Il est également prévu, au cinquième alinéa de l’article, que les conditions d’application des dispositions communes, des définitions et des sanctions retenues dans le cadre du MACF, à travers l’ensemble de la section 10 (et non plus seulement les dispositions transitoires), seront précisées par décret en Conseil d’État (nouvel article L. 229-70-1).

Concernant les dispositions transitoires et les sanctions applicables au titre de cette période, il est prévu que les sanctions, d’un montant minimal de 10 euros et d’un montant maximal de 50 euros par tonne d’émissions non déclarées, seront désormais indexées sur l’indice des prix à la consommation harmonisé de l’Union européenne (huitième alinéa).

Enfin et surtout, concernant les mesures applicables de manière permanente à partir du 1er janvier 2026, l’article 36 crée une nouvelle sous-section 3, au sein de la section 10 relative au MACF, intitulée « Statut et obligations du déclarant MACF autorisé et sanctions applicables » et composée de cinq articles (L. 229-76 à L. 229-80).

Le premier article, L. 229-76, prévoit que lorsque l’autorité administrative (en l’occurrence la DGEC) révoque le statut de déclarant MACF autorisé, elle informe le déclarant de la date à laquelle la révocation prend effet (comprise entre deux semaines et trois mois après la notification de la décision de la révocation). Il convient de souligner que cet article sera vraisemblablement adopté avant même que la Commission européenne n’ait adopté la législation déléguée précisant les contours de l’obtention du statut de « déclarant MACF autorisé ». La DGEC a précisé à la rapporteure que, bien que responsable de la délivrance du statut pour les entreprises en faisant la demande, elle ne sera probablement pas en mesure de le faire en interne pour des raisons de limitation du plafond d’emplois. Il est ainsi prévu de recourir à un marché public pour externaliser la tâche de délivrer les statuts et autorisations.

Le deuxième article, L. 229-77, précise que le déclarant MACF, qui aurait fait l’objet d’une décision par l’autorité administrative concernant une absence de déclaration MACF ou une erreur sur le nombre de certificats à restituer, peut, durant la période d’un mois qui sépare la décision de l’obligation de restitution, présenter ses observations à l’autorité mentionnée, en l’occurrence la DGEC pour la France. Selon l’article 19 du règlement MACF, l’autorité compétente fixe alors le nombre de certificats MACF qui auraient dû être déclarés par le déclarant MACF autorisé, en tenant compte des informations communiquées par la Commission. C’est en effet la Commission qui gère le registre MACF européen.

Le troisième article, L. 229-78, prévoit que lorsque l’autorité administrative compétente constate, en application des paragraphes 1 et 4 de l’article 26 du règlement MACF, qu’un déclarant MACF n’a pas restitué suffisamment de certificats MACF par rapport au contenu de sa déclaration ou aux demandes qui lui ont été adressées par l’autorité compétente, elle le met en demeure de satisfaire à cette obligation dans un délai d’un mois en exposant les motifs de la mise en demeure. Le déclarant MACF dispose alors de la possibilité de présenter ses observations durant ce délai. Tant qu’il n’a pas satisfait à l’obligation de restitution des certificats MACF, il ne peut demander le rachat des certificats inscrits à son compte dans le registre MACF.

Le quatrième article, L. 229-79, prévoit que lorsqu’il n’a pas été déféré, dans le délai imparti, à la mise en demeure prévue aux deux articles précédents, l’autorité administrative prononce à l’encontre du déclarant MACF une amende proportionnelle au nombre de certificats non restitués, en application du paragraphe 1 de l’article 26 du même règlement. Le règlement MACF prévoit un alignement des sanctions avec celles prévues en cas d’insuffisances de restitution de quotas, lesquelles sont prévues à l’article L. 229-10 du code de l’environnement. Dans ce cadre, pour chaque tonne d’équivalent-dioxyde de carbone émise par une installation pour laquelle l’exploitant n’a pas restitué de quotas, l’amende sur les émissions excédentaires est de cent euros par tonne. Le paiement de l’amende sur les émissions excédentaires ne libère d’ailleurs pas l’exploitant de l’obligation de restituer un nombre de quotas égal à ces émissions excédentaires lors de la restitution des quotas correspondant à l’année civile suivante. Le dispositif sera identique en matière de restitution des certificats MACF. En outre, cet article prévoit que le nom du déclarant MACF est rendu public dès lors que la décision prononçant une amende à son encontre devient définitive.

Enfin, le cinquième et dernier article de cette nouvelle sous-section, numéroté L. 229-80, prévoit que le montant de l’amende prévue au paragraphe 2 de l’article 26 du règlement MACF est égal à trois à cinq fois le montant de l’amende mentionnée à l’article L. 229-79 mentionné ci-dessus. Cela concerne les situations dans lesquelles une personne physique ou morale autre qu’un déclarant MACF autorisé introduit des marchandises sur le territoire douanier de l’Union sans respecter les obligations prévues par le règlement MACF et par la loi. Cette amende peut être modulée en fonction de l’ampleur de l’infraction et de son caractère plus ou moins délibéré.

Il convient enfin de souligner que l’article 37 du présent projet de loi complète l’article 36 en permettant au Gouvernement de légiférer par ordonnance jusqu’à l’entrée en vigueur du mécanisme au 1er janvier 2026 car l’ensemble des actes d’exécution et des actes délégués au niveau de la Commission européenne n’ont pas encore été pris au moment de la discussion du présent projet de loi, notamment pour ce qui concerne les contours précis du statut de déclarant MACF autorisé et ses conditions d’octroi. Par conséquent, la sous-section 3 du présent article sera certainement amenée à évoluer au cours de l’année qui suivra l’adoption du projet de loi.

À ce stade, la DGEC estime qu’entre 2 500 et 5 000 entreprises pourraient être concernées par ce dispositif en France. La rapporteure souligne que le recueil des informations relatives aux émissions auprès des exportateurs est souvent difficile, en particulier pour les PME qui ne disposent souvent pas des outils de recueil et de calcul nécessaires à l’obtention de ces renseignements. La DGEC, consciente de ces difficultés, devrait faire des propositions pour réfléchir à un système de prestataires agréés pouvant valider les dossiers pour les PME moyennant une faible rémunération. Elle réfléchit également à un rehaussement du seuil de déclaration (aujourd’hui 150 euros) ou à un rapportage simplifié pour les importations de faible volume. De telles mesures n’entrent pas, à ce stade, dans le champ de l’article 36 et doivent d’abord être négociées avec la Commission européenne afin d’être intégrées dans les actes délégués de la Commission qui doivent préciser le dispositif tout au long de l’année 2025.

III. les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté cet article sans modification.

Votre rapporteure émet toutefois des réserves sur le montant des sanctions pour les petites entreprises, ainsi que sur le recours à un prestataire extérieur pour contrôler les déclarations MACF. Cette compétence devrait être exercée directement par la DGEC.

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Article 37 Habilitation à légiférer par ordonnance pour la transposition de dispositions techniques du MACF

I. la rÉglementation en vigueur

Le règlement 2023/956 du Parlement européen et du Conseil du 10 mai 2023 établissant un mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (MACF) prévoit, dans son article 28, la capacité pour la Commission européenne d’adopter des actes délégués pour la bonne application d’un certain nombre de mesures du règlement. Cela concerne avant tout la définition des conditions précises d’obtention et de validation du statut de déclarant MACF autorisé, qui devrait intervenir fin 2024 ou début 2025.

Cela concerne également l’article 2 du règlement, paragraphes 10 et 11, qui fixe la liste des pays et territoires tiers ne relevant pas du champ d’application du règlement MACF en ce qui concerne l’importation d’électricité, notamment en raison du couplage des marchés. Ces paragraphes prévoient également la possibilité de mettre en œuvre des mesures spécifiques si cette exclusion entrave l’efficacité du mécanisme.

La Commission européenne est également habilitée, sur le fondement de l’article 18 paragraphe 3, à prendre des actes délégués en matière de conditions d’octroi de l’accréditation, de contrôle et de supervision des vérificateurs accrédités. En effet, comme rappelé dans le commentaire de l’article 36, les déclarants MACF autorisés devront faire certifier leur déclaration par des organismes accrédités à partir du 1er janvier 2026. A priori, ces organismes seront réputés être compétents en matière de MACF dès lors qu’ils le sont en matière de marchés carbone, au sens du règlement d’exécution (UE) 2018/2067 de la Commission du 19 décembre 2018 concernant la vérification des données et l’accréditation des vérificateurs conformément à la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil.

La Commission pourra également adopter des actes délégués précisant le calendrier, l’administration et les autres aspects liés à la gestion de la vente et du rachat des certificats MACF, en s’efforçant d’assurer la cohérence avec les procédures prévues par le règlement (UE) 1031/2010 de la Commission relatif au système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre. Il s’agit d’aboutir à la plus grande coordination possible entre les deux mécanismes.

Enfin, la Commission pourra être amenée à adopter des actes délégués pour modifier la liste de marchandises entrant dans le champ du règlement MACF et figurant à son annexe I, dans l’hypothèse où il serait nécessaire de lutter contre des pratiques de contournement, telles que celles définies au paragraphe 2 de l’article 27 du règlement MACF.

II. le dispositif proposÉ

Le I du présent article prévoit que, dans les conditions prévues à l’article 38 de la Constitution, le Gouvernement est habilité à prendre par voie d’ordonnance, dans un délai de dix-huit mois à compter de la promulgation de la loi, toute mesure relevant du domaine de la loi afin de procéder aux adaptations rendues nécessaires par l’entrée en application des actes délégués, actes d’exécution et autres textes pris pour l’application du règlement (UE) 2023/956 du Parlement européen et du Conseil du 10 mai 2023 établissant un mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (MACF).

Les domaines concernés par cette habilitation à légiférer par ordonnance recouvrent une majeure partie des activités liées à l’exécution du MACF. L’habilitation est ainsi large et concerne à la fois la procédure de délivrance et de révocation des autorisations, le contenu et la procédure de vérification des déclarations MACF, le calcul de l’ajustement carbone redevable, les conditions et modalités d’achat, de restitution, de remboursement et d’annulation de certificats MACF, ainsi que les contrôles et sanctions applicables et les échanges d’information entre administrations.

Le II du présent article prévoit qu’un projet de loi de ratification devra être déposé devant le Parlement dans un délai de trois mois à compter de la publication de ou des ordonnances prises dans ce cadre.

III. les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a rejeté cet article.

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Article 38 Mécanisme de sanctions applicable aux infractions à la réglementation sur les gaz à effet de serre fluorés et les substances appauvrissant la couche d’ozone

I. les gaz À effet de serre fluorÉs et les substances appauvrissant la couche d’ozone

Les gaz fluorés sont une catégorie de gaz artificiels qui contiennent des atomes de fluor dans leur structure chimique. Le fluor, élément très réactif et électronégatif, confère à ces gaz une stabilité chimique élevée et des propriétés particulières, comme une forte capacité isolante et une résistance à la chaleur, ce qui les rend particulièrement utiles à de nombreux usages quotidiens ou processus industriels, comme les réfrigérateurs, climatiseurs, pompes à chaleur, mousses isolantes, médicaments ou l’électronique.

Les principaux gaz fluorés sont les hydrofluorocarbures (HFC), les perfluorocarbures (PFC) ou l’hexafluorure de soufre (SF6). Leurs propriétés en font également de puissants gaz à effet de serre, un kg de SF6 ayant, par exemple, l’effet de 23 500 kg de dioxyde de carbone (CO2) sur le réchauffement global. Les émissions de gaz à effet de serre fluorés représentent aujourd’hui entre 2 % et 3 % des émissions totales de gaz à effet de serre dans l’UE et ont progressé de 29 % en France entre 1990 et 2019, tandis que le reste des émissions de gaz à effet de serre a diminué d’un quart dans la même période.

Les substances appauvrissant la couche d’ozone (SAO), principalement des composés de chlore ou de brome, comme les chlorofluorocarbures (CFC), les halons ou le bromure de méthyle, interagissent avec l’ozone (O3) et détruisent la couche d’ozone stratosphérique, diminuant la qualité du filtrage des rayons ultraviolets. La plupart des SAO sont également de puissants gaz à effet de serre et sont parfois des gaz fluorés, comme les CFC.

II. Le droit en vigueur

A. Le droit international et europÉen

Les gaz fluorés ne font pas l’objet d’un traité international spécifique mais les HFC, les PFC et le SF6 sont inclus dans le protocole de Kyoto de 1997 parmi les gaz à effet de serre dont les émissions doivent être réduites ([129]). La Communauté européenne a approuvé le protocole de Kyoto par la décision 2002/358/CE du Conseil du 25 avril 2002 dont elle a transcrit les objectifs, pour ce qui concerne les gaz fluorés dans le règlement (CE) n° 842/2006 du 17 mai 2006 relatif à certains gaz à effet de serre fluorés.

S’y est substitué le règlement (UE) n° 517/2014 relatif aux gaz à effet de serre fluorés, dit règlement F-gas, avec l’objectif d’infléchir la hausse des émissions de gaz à effet de serre fluorés constatée depuis 30 ans. D’après les conclusions d’une évaluation réalisée par la Commission européenne, le règlement F-gas a notamment entraîné une diminution de l’offre de HFC de 47 % en tonnes équivalent CO2 entre 2015 et 2019.

Deux ans après la découverte du trou dans la couche d’ozone au-dessus de l’Antarctique et la conclusion de la convention de Vienne de 1985 sur la protection de la couche d’ozone, non contraignante, le protocole de Montréal relatif à des substances qui appauvrissent la couche d’ozone a été adopté le 16 septembre 1987 et est entré en vigueur le 1er janvier 1989. Il réglemente les utilisations et prévoit l’élimination progressive des SAO. Ce protocole est conçu de manière à ce que le calendrier d’élimination des SAO soit révisé en fonction des évolutions scientifiques et techniques. Les 197 États membres de l’Organisation des Nations unies (ONU) y sont aujourd’hui parties.

L’Union européenne est également partie au protocole de Montréal depuis la décision 88/540/CEE du Conseil. Divers règlements successifs ont élargi progressivement le champ des SAO interdites ainsi que celui des utilisations prohibées. Le règlement (CE) n° 1005/2009 du 16 septembre 2009 relatif à des substances qui appauvrissent la couche d’ozone a interdit la production et la mise sur le marché de SAO ou de produits et équipements contenant des SAO, pour presque toutes les utilisations.

L’amendement de Kigali au protocole de Montréal, adopté le 18 octobre 2016 et ratifié par 159 États, prévoit l’abandon progressif des HFC au cours des trente prochaines années, gaz fluorés utilisés en substitution des SAO mais à puissant effet de serre – entre 100 et 12 000 fois le potentiel de réchauffement planétaire du CO2. Il a été approuvé par l’UE par la décision (UE) 2017/1541 du Conseil du 17 juillet 2017. Selon les estimations, l’amendement de Kigali permettra à lui seul d’éviter jusqu’à 0,4 °C de réchauffement supplémentaire d’ici la fin du siècle. Les parties doivent respecter un calendrier de réduction de la consommation et de la production de HFC, prévoir un système d’octroi de licences pour les importations et les exportations et communiquer des informations sur les HFC.

L’Union européenne a révisé les règlements n° 517/2014 sur les gaz fluorés et n° 1005/2009 sur les SAO par deux règlements du 7 février 2024 pour les mettre en cohérence avec le pacte vert pour l’Europe et l’amendement de Kigali, au terme de plus de deux ans de négociations et de concertations avec les fédérations professionnelles qui soutiennent ces textes qui, en sanctionnant les acteurs en infraction, améliorent la compétitivité des entreprises vertueuses françaises et européennes.

Concernant les gaz fluorés, le règlement (UE) 2024/573 du 7 février 2024 vise à protéger l’environnement en limitant la production, l’importation, l’exportation, la mise sur le marché et l’utilisation de gaz à effet de serre fluorés et de certains produits et équipements qui en contiennent. Le texte prévoit ainsi une interdiction totale de la consommation de HFC d’ici 2050 et fixe des dates spécifiques pour l’interdiction de l’utilisation de gaz fluorés dans les équipements de climatisation, les pompes à chaleur et les appareils de commutation électrique. Les HFC doivent être remplacés par des solutions alternatives, principalement à base d’ammoniac, de CO2 ou – mais cette solution n’a pas encore atteint le stade industriel – de propane.

Quant aux SAO et aux produits et équipements contenant des SAO, le règlement (UE) 2024/590 du 7 février 2024 réglemente leur production, utilisation, importation, exportation et mise sur le marché. Les SAO déterminées en annexe du règlement sont ainsi interdites, sauf dérogations explicites énumérées dans le règlement comme les intermédiaires de synthèse en vue de la production d’autres substances. Le texte prévoit également des dispositions en matière de récupération, de recyclage, de régénération et de destruction des SAO ainsi que des mesures de prévention et de réduction des émissions.

En plus d’interdire la mise sur le marché, de restreindre les utilisations et de prescrire l’étiquetage de certains produits, les deux règlements établissent également un mécanisme de quotas, pour les HFC (articles 16 à 21 du règlement F-gas) et d’octroi de licences pour le commerce des SAO (article 16 du règlement sur les SAO).

Les dispositions des règlements relatifs aux gaz fluorés et aux SAO sont d’application directe dans le droit national, à l’exception des mesures relatives au contrôle et aux sanctions.

Contrairement aux règlements précédents qui laissaient les États membres entièrement souverains dans la détermination du régime des sanctions aux violations de la réglementation relative aux gaz fluorés et aux SAO, l’article 31 du règlement sur les gaz fluorés et l’article 27 du règlement sur les SAO précisent que ces sanctions doivent être « effectives, proportionnées et dissuasives » et comprendre « a) des sanctions administratives financières (…) et des sanctions pénales, b) la confiscation ou la saisie, ou le rappel ou le retrait du marché, ou la prise de possession, par les autorités compétentes des États membres, des marchandises obtenues illégalement et c) l’interdiction temporaire d’utiliser, de produire, d’importer, d’exporter ou de mettre sur le marché ces produits ». En plus d’énumérer les sanctions qu’encourent les auteurs des infractions, les règlements les alourdissent fortement, interdisant notamment les réexportations dans la plupart des cas.

B. le droit national

La loi n° 77-771 du 12 juillet 1977 relative au contrôle des produits chimiques a mis en place un mécanisme d’évaluation des dangers, revu au fil des évolutions scientifiques et techniques et codifié aux articles L. 521-1 à L. 521-16 du code de l’environnement, dans un chapitre consacré au « contrôle des produits chimiques ». L’ordonnance n° 2001-321 du 11 avril 2001 relative à la transposition de directives communautaires et à la mise en œuvre de certaines dispositions du droit communautaire dans le domaine de l’environnement a instauré des sanctions administratives et pénales en cas d’infraction aux dispositions de plusieurs règlements européens en la matière, notamment les règlements relatifs aux SAO.

À l’issue d’un contrôle par les inspecteurs de l’environnement constatant un manquement aux obligations issues du droit de l’UE en matière de produits chimiques, l’autorité administrative compétente peut, après mise en demeure, prendre toute une série de mesures que liste l’article L. 521-18 du code de l’environnement : paiement d’une amende et d’une astreinte, interdiction d’importation, de fabrication ou de mise sur le marché, injonction à procéder à l’élimination ou au retour hors UE du produit, consigne du montant nécessaire à l’établissement de tests et études. En pratique, l’amende est fixe, à 15 000 euros (soit le plafond prévu au 1° de l’article L. 521-18) quels que soient l’importance ou le nombre d’équipements en question, ce qui favorise les infractions les plus importantes.

L’article L. 521-18-1 du code de l’environnement prévoit, en outre, des amendes jusqu’à 75 euros par tonne équivalent carbone de dépassement des quotas de HFC prévus au règlement 517/2014 sur les gaz fluorés.

Cependant, aucune sanction n’a été prononcée depuis trois ans en France, l’ensemble des manquements ayant été régularisés à l’issue des mises en demeure prononcées par le préfet.

L’essentiel des dispositions nationales d’application du droit de l’UE en matière de produits chimiques et plus spécifiquement de gaz fluorés et de SAO relèvent toutefois du niveau réglementaire et figurent aux articles R. 521-1 à R. 521-71 du code de l’environnement et aux articles R. 543-75 à R. 543-123 pour ce qui concerne plus spécifiquement les fluides frigorigènes ainsi que dans l’arrêté du 29 février 2016 relatif à certains fluides frigorigènes et aux gaz à effet de serre fluorés.

III. le dispositif proposÉ

Le projet de loi prévoit d’adapter les dispositions législatives du code de l’environnement aux nouvelles modalités de sanction issues des deux nouveaux règlements, ce qui doit être fait avant le 1er janvier 2026.

Pour assurer l’effectivité de ces dispositions, les contrôles sont renforcés. Les moyens des douanes, notamment, montent en puissance, afin de pouvoir mieux détecter les infractions – grâce à des analyses technologiques au-delà de simples contrôles documentaires – et de pouvoir prononcer une mise en demeure à l’issue de contrôles douaniers.

Le 1° et le 8° de l’article 38 du présent projet de loi remplacent les références aux règlements antérieurs sur les gaz fluorés (n° 517/2014) et sur les SAO (n° 1005/2009) par la référence aux deux règlements du 7 février 2024 aux articles L. 521-1, L. 521-6, L. 521-1 et L. 521-24 du code de l’environnement.

Les 2° et 3° actualisent de la même manière les références au sein des articles L. 521-12 et L. 521-17 du code de l’environnement, permettant aux inspecteurs et autres agents habilités de mener des contrôles au titre des règlements du 7 février 2024.

Les 4°, 5° et 6° de l’article 38 adaptent le régime des sanctions administratives applicable en cas d’infraction aux réglementations relatives aux gaz fluorés et aux SAO, conformément aux articles 31 du règlement 2024/573 et 27 du règlement 2024/590 :

– L’article L. 521-18 du code de l’environnement énumère les sanctions administratives que peut prendre l’autorité administrative pour une infraction à l’un des huit règlements européens relatifs aux produits chimiques (dont les règlements de 2009 sur les SAO et 2014 sur les gaz fluorés) ou au chapitre du code de l’environnement relatif aux produits chimiques. Cette liste de sanctions est identique quelle que soit la disposition à laquelle une infraction est commise. Le 4° exclut les infractions aux deux règlements du 7 février 2024 du champ de cet article puisque ces deux règlements instaurent un régime de sanction légèrement différent du régime actuellement en vigueur ;

– Le 5° crée un nouvel article L. 521-18-1 dans le code de l’environnement énumérant les sanctions que l’autorité administrative compétente peut ordonner si l’intéressé n’a pas déféré à la mise en demeure. Les sanctions listées comprennent celles qui sont énoncées par les règlements F-gas et SAO mais aussi celles actuellement prévues par le droit interne, comme l’astreinte journalière de 1 500 euros. Le plafond de l’amende est relevé de 15 000 euros à cinq fois la valeur marchande de l’équipement, soit le même ordre de grandeur pour une installation de réfrigération d’une petite chambre froide ou de conditionnement d’air d’un petit local professionnel mais un montant beaucoup plus élevé pour une entreprise qui introduirait en masse sur le territoire français des produits illégaux. Les mesures d’injonction sont, en outre, élargies pour concerner non plus seulement l’importateur, mais aussi les metteurs sur le marché, distributeur, utilisateur et exportateur (selon le cas) ;