rapport sur la proposition de loi, adoptée par le Sénat, portant programmation nationale et simplification normative dans le secteur économique de l’énergie (n°463).

Article 15 (articles 7, 9, 12 et 13 de la loi n° 2023-491 du 22 juin 2023 relative à l’accélération des procédures liées à la construction de nouvelles installations nucléaires à proximité de sites nucléaires existants et au fonctionnement des installations existantes) Application au projet Iter de certaines mesures de simplification de la loi « accélération du nucléaire »

Supprimé par la commission

Cet article propose d’appliquer au projet de réacteur expérimental de fusion thermonucléaire Iter certaines des dispositions de la loi d’accélération du nucléaire de 2023, relatives à la dispense des formalités d’urbanisme, à l’absence de prise en compte de la consommation d’espaces naturels, agricoles et forestiers et artificialisés induite par ce projet dans l’atteinte des objectifs locaux et régionaux de réduction de l’artificialisation des sols, à l’octroi de la raison impérative d’intérêt public majeur et à la dérogation aux dispositions de la loi « Littoral ».

L’État du droit

A. Les dispositions de la loi d’accÉlÉration du nuclÉaire

Les dispositions de la loi d’accélération du nucléaire de 2023 ont déjà été présentées dans le cadre du commentaire de l’article 14 de la proposition de loi.

Ces dispositions d’accélération s’appliquent aux réacteurs électronucléaires, y compris les petits réacteurs modulaires. Elles peuvent également s’appliquer aux installations d’entreposage de combustible usé par arrêté interministériel.

B. le projet iter

Le projet de création d’un réacteur expérimental de fusion thermonucléaire, dénommé Iter (pour International Thermonuclear Experimental Reactor), est un projet dont les premières racines datent de 1985 ([121]). Son objectif est de parvenir à démontrer, à travers la construction puis le fonctionnement d’un réacteur expérimental – un tokamak – que la fusion peut être utilisée comme source d’énergie à grande échelle afin de produire de l’électricité. La fusion consiste à faire réagir des isotopes de l’hydrogène (deutérium et tritium), ce qui conduit à libérer de très importantes quantités d’énergie.

Les membres d’Iter sont la Chine, l’Inde, le Japon, la Corée, la Russie, les États-Unis et les États membres de l’Union européenne, soit 33 pays au total. Un accord constitutif a été signé entre les membres en 2006.

La construction du réacteur a débuté en 2012. L’autorisation de création associée a été délivrée en 2012. Le réacteur est implanté sur un site de 42 hectares dans le département des Bouches-du-Rhône, à Saint-Paul-lès-Durance. L’Europe assume 45,6 % du coût de construction du réacteur.

L’assemblage du tokamak proprement dit a commencé en 2020. En 2024, une nouvelle feuille de route pour la suite du chantier a été présentée. Le début de l’exploitation du réacteur est prévu pour 2034, l’intensité magnétique maximale devant être atteinte en 2036 et la phase d’exploitation deutérium-tritium en 2039.

Le projet a régulièrement fait l’objet d’interrogations, compte tenu des nombreux retards et surcoûts. Ainsi, à l’été 2024, un retard d’au moins huit ans était annoncé, de même qu’un surcoût minimal de 5 milliards d’euros (Md€). Le coût était auparavant déjà estimé entre 20 et 40 Md€ ([122]).

Il peut être relevé que le titre V de la loi n° 2006-450 du 18 avril 2006 de programme pour la recherche prévoit des dispositions visant à faciliter la réalisation du projet Iter. Certaines sont d’ailleurs similaires à celles de la loi d’accélération du nucléaire de 2023 : il en va ainsi de la faculté de recourir à la procédure d’expropriation avec prise de possession immédiate, prévue à l’article 39 de la loi de 2006 et à l’article 15 de la loi nucléaire de 2023.

II. Le dispositif proposÉ

A. les dispositions initiales de la proposition de loi

L’article 15 de la proposition de loi applique au projet Iter certaines des dispositions prévues par la loi d’accélération du nucléaire de 2023, à savoir :

– le I de l’article 9 de cette loi, qui permet de dispenser la réalisation de ce projet des autorisations d’urbanisme associées, la conformité à ces règles devant être vérifiée lors de l’instruction de l’autorisation environnementale ou de l’autorisation de création ;

– le premier alinéa du II du même article 9, qui dispose que, pour l’application des dispositions financières en matière d’aménagement, l’exploitant du réacteur doit être regardé comme titulaire d’une autorisation de construire ;

– le IV de cet article 9, qui dispose que l’artificialisation des sols ou la consommation d’espaces naturels, agricoles et forestiers (Enaf) résultant du projet n’est pas décomptée des objectifs locaux et régionaux du « zéro artificialisation nette » (ZAN). Le projet Iter est déjà inscrit à l’annexe II de l’arrêté ([123]) recensant les projets d’envergure nationale ou européenne (PENE) présentant un intérêt général majeur. Cette annexe dresse une liste indicative de projets qui pourraient bénéficier d’un décompte au niveau national, plutôt que local, de la consommation d’Enaf induite en application de la loi n° 2023-630 du 20 juillet 2023 visant à faciliter la mise en œuvre des objectifs de lutte contre l’artificialisation des sols et à renforcer l’accompagnement des élus locaux ;

– l’article 12 de cette loi, qui octroie aux projets de réacteurs électronucléaires une raison impérative d’intérêt public majeur (RIIPM). La RIIPM facilite l’octroi de la dérogation à l’interdiction de porter atteinte aux espèces protégées et à leur habitat ;

– et, enfin, son article 13, qui permet de déroger aux dispositions de la loi « Littoral », celle-ci restreignant les possibilités d’urbanisation dans de telles zones (construction obligatoirement en continuité de l’existant, interdiction de construction sur une bande littorale de cent mètres en dehors des espaces déjà urbanisés). Le projet Iter n’est cependant pas situé dans une zone soumise à la loi « Littoral ».

Ces dispositions s’appliqueraient donc à la réalisation du projet Iter, défini comme « l’ensemble des constructions, des aménagements, des équipements, des installations et des travaux liés à sa création ou à sa mise en service ainsi que ses ouvrages de raccordement au réseau de transport d’électricité ». Telles que rédigées, les dispositions s’appliqueraient sans limite de durée, alors que, pour les réacteurs électronucléaires et les installations d’entreposage de combustibles usés, elles sont limitées aux autorisations de créations déposées dans les vingt ans suivant la promulgation de la loi.

Selon le rapport du Sénat sur la proposition de loi, les dispositions de l’article 15 répondraient à des besoins formulés par l’organisation Iter elle-même.

B. les modifications apportÉes par le sÉnat

Lors des débats au Sénat, aucun amendement n’a été adopté par la commission des affaires économiques sur cet article.

En revanche, en séance, un amendement rédactionnel des rapporteurs a été adopté, malgré une demande de retrait du Gouvernement.

III. La position de la commission

La commission a adopté les amendements identiques de suppression CE611 du rapporteur, CE220 de Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC), CE275 de M. Maxime Laisney (LFI-NFP) et CE394 de Mme Julie Laernoes (EcoloS), par cohérence avec la suppression de l’ensemble des dispositions de simplification contenues dans le titre II de la présente proposition de loi.

En outre, les dispositions de la loi « Accélération du nucléaire » ont été essentiellement conçues pour faciliter les étapes administratives préalables à la délivrance de l’autorisation environnementale et de l’autorisation de création. L’autorisation de création du réacteur Iter ayant été délivrée dès 2012, l’application de certaines de ces dispositions n’apparaît donc pas critique pour sécuriser l’avancement du chantier d’un tel projet.

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Article 16 (articles L. 1333-13-12, L. 1333-13-13, L. 1333-13-14 et L. 1333-13-18 du code de la défense) Renforcement des sanctions applicables aux délits d’intrusion sur les sites nucléaires

Supprimé par la commission

Reprenant les dispositions d’un article adopté dans la loi d’accélération du nucléaire de 2023 mais censuré comme « cavalier législatif » par le Conseil constitutionnel, l’article 16 renforce les sanctions applicables en cas de délit d’intrusion sur un site nucléaire, tant pour les personnes physiques que morales.

Les dispositions de cet article reprennent les dispositions de l’article 26 de la loi n° 2023-491 du 22 juin 2023 relative à l’accélération des procédures liées à la construction de nouvelles installations nucléaires à proximité de sites nucléaires existants et au fonctionnement des installations existantes, dite « loi d’accélération du nucléaire », article qui avait été censuré par le Conseil constitutionnel. Les développements ci-après reprennent très largement ceux du rapport de notre collègue Maud Bregeon sur cette loi de 2023 ([124]).

I. l’État du droit

L’article L. 591-1 du code de l’environnement dispose que la sécurité nucléaire inclut, outre la sûreté nucléaire, la radioprotection et les actions de sécurité civile en cas d’incident, « la prévention et la lutte contre les actes de malveillance ». Dès lors, la lutte contre les intrusions sur les sites nucléaires est une composante à part entière de la sécurité nucléaire.

Les articles L. 1333-13-12 à L. 1333-13-18 du code de la défense détaillent les sanctions pénales applicables en cas d’intrusion sur des sites nucléaires, à la fois pour les installations nucléaires intéressant la dissuasion et pour les établissements et installations civiles abritant des matières nucléaires.

Les délits sanctionnés par ces articles du code de la défense sont les suivants, les peines correspondantes étant récapitulées dans un tableau présenté au II du présent commentaire d’article :

– article L. 1333-13-12 : s’introduire sans autorisation de l’autorité compétente à l’intérieur d’un site nucléaire ;

– article L. 1333-13-13 : encourager ou inciter quelqu’un à s’introduire sans autorisation de l’autorité compétente à l’intérieur d’un site nucléaire, lorsque cela est suivi d’effet ou lorsque cela n’est pas suivi d’effet – mais, dans ce dernier cas, « en raison de circonstances indépendantes de la volonté de leur auteur » ;

– article L. 1333-13-14 : aggravation des sanctions pénales applicables à l’intrusion sur un site nucléaire lorsqu’elle est commise en réunion, lorsque la personne prend indûment la qualité d’une personne dépositaire de l’autorité publique ou chargée d’une mission de service public ou lorsqu’elle est précédée ou accompagnée d’actes de destruction, de dégradation ou de détérioration. Une aggravation des sanctions est prévue lorsqu’il y a cumul de deux de ces circonstances ;

– article L. 1333-13-15 : aggravation des sanctions pénales applicables à l’intrusion sur un site nucléaire s’il y a usage ou menace d’une arme ou qu’elle est commise en bande organisée ;

– article L. 1333-13-16 : la tentative de commettre l’un des délits prévus aux articles L. 1333-13-12 à L. 1333-13-15 précédemment mentionnés est punie des mêmes peines ;

– article L. 1333-13-17 : peines complémentaires encourues par les personnes physiques coupables de l’une des infractions définies aux trois articles précédents ;

– article L. 1333-13-18 : lorsque les infractions définies aux articles L. 1333-13-12 à L. 1333-13-15 sont commises par une personne morale, celle-ci peut encourir des peines complémentaires de confiscation, d’une part, et d’affichage ou de diffusion de la peine prononcée, d’autre part.

À l’occasion des travaux sur le rapport de la loi d’accélération du nucléaire de 2023, les services ministériels avaient indiqué qu’en pratique, soit les peines n’étaient pas appliquées, le caractère non-malveillant des intrusions étant retenu par le juge, soit que les peines prononcées étaient très inférieures aux maxima encourus.

II. Le dispositif proposÉ

L’article 16 de la proposition de loi propose de renforcer les peines applicables en cas d’intrusion sur les sites nucléaires. Il reprend la rédaction de l’article 26 de la loi d’accélération du nucléaire de 2023, article introduit en première lecture par le Sénat ([125]).

L’Assemblée nationale avait également adopté cet article dans une version modifiée : un amendement de la rapporteure Maud Bregeon ([126]) avait en effet ajusté l’augmentation des amendes et des peines d’emprisonnement soutenues par le Sénat, certaines modifications proposées n’étant manifestement pas proportionnées à l’objectif poursuivi ([127]).

La rédaction de l’article 16 reprend le point d’équilibre trouvé en commission mixte paritaire sur la loi d’accélération du nucléaire de 2023, qui avait conservé la rédaction issue des travaux de l’Assemblée nationale à l’exception de la possibilité de dissolution de la personne morale concernée. Le tableau ci-dessous récapitule les sanctions pénales applicables en l’état actuel du droit et telles qu’elles seraient issues du présent article :

Cet article 26 avait été censuré par le Conseil constitutionnel au titre du premier alinéa de l’article 45 de la Constitution comme étant un « cavalier législatif », c’est-à-dire des dispositions ne présentant pas de lien, même indirect, avec le texte initial. Il ne s’agissait donc pas d’une censure portant sur le fond de ces dispositions.

Le Sénat a souhaité réintégrer cet article censuré dans le cadre de la présente proposition de loi. Les rapporteurs du Sénat soulignent qu’il avait déjà reçu l’aval du Parlement et que la relance du nucléaire « nécessite d’être portée par des normes de sécurité et de sûreté renforcées ».

Cet article n’a pas été modifié lors de son examen au Sénat.

III. La position de la commission

La commission a adopté les amendements identiques de suppression CE606 du rapporteur, CE248 de M. Karim Benbrahim (SOC), CE287 de Mme Anne Stambach-Terrenoir (LFI-NFP) et CE394 de Mme Julie Laernoes (EcoS), par cohérence avec la suppression de l’ensemble des articles du texte ne se rapportant pas à des enjeux programmatiques.

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Article 16 bis Possibilité de requalification par l’autorité administrative de matières radioactives en stocks stratégiques

I. L’État du droit

A. la classification des substances radioactives

1. L’autorité administrative classe les substances radioactives en fonction de leur valorisation potentielle

Aux termes de l’article L. 542-1-1 du code de l’environnement, il existe deux types de substances radioactives :

– les matières radioactives, pour lesquelles une utilisation ultérieure est prévue ou envisagée, le cas échéant, après traitement ;

– les déchets radioactifs, pour lesquels aucune utilisation ultérieure n’est prévue ou envisagée ou qui ont été requalifiés comme tels par l’autorité administrative.

Si une substance radioactive est classée comme déchet par l’autorité administrative, le propriétaire de la substance est responsable de sa gestion durable, dans le respect de la protection de la santé des personnes, de la sécurité et de l’environnement, en application de l’article L. 542-1 du code de l’environnement. En cas de défaillance de leurs producteurs ou de leurs détenteurs, l’État est responsable en dernier ressort des substances lorsqu’elles ont été produites sur le territoire national et peut charger l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs (Andra) d’en assurer la gestion.

Aux termes de l’article L. 542-13-2 du code de l’environnement, les propriétaires de matières radioactives, à l’exclusion des matières nucléaires nécessaires à la défense, informent les ministres chargés de l’énergie et de la sûreté nucléaire des procédés de valorisation qu’ils envisagent ou, s’ils ont déjà fourni ces éléments, des changements envisagés.

Des matières radioactives peuvent être requalifiées en déchets radioactifs si les perspectives de valorisation de ces matières « ne sont pas suffisamment établies » ([128]). Cette décision est prise par l’autorité administrative, après avis de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR). L’autorité administrative peut également annuler cette requalification dans les mêmes formes.

2. L’appréciation du critère de valorisation des matières radioactives dépend des caractéristiques techniques et du contexte économique

Comme l’affirme M. Jean-Luc Lachaume, ancien membre du collège des commissaires de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), lors d’une audition par l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (OPECST) le 3 décembre 2020, « la définition d’une matière valorisable n’est pas très précise, donc éminemment sujette à interprétation ». L’expertise de l’ASN, puis de l’ASNR, ainsi que les Plans nationaux de gestion des matières et déchets radioactifs (PNGMDR) successifs permettent d’affiner sa définition.

Ainsi, dans un avis du 8 octobre 2020 ([129]), l’ASN propose le cadre d’analyse suivant :

– la valorisation d’une matière radioactive peut être considérée comme plausible si l’existence d’une filière industrielle est réaliste à un horizon d’une trentaine d’années ;

– pour toute perspective plus lointaine, il est nécessaire d’anticiper, d’une part, les besoins d’entreposage sur les durées correspondantes, plus longues qu’une trentaine d’années, dans des conditions sûres, et, d’autre part, la gestion possible de la matière radioactive en tant que déchet ;

– en tout état de cause, l’absence de perspective d’utilisation à l’horizon d’une centaine d’années doit conduire à requalifier la substance en déchet.

Le cinquième Plan national de gestion des matières et déchets radioactifs (PNGMDR) comprend trois mesures visant à fournir un cadre d’évaluation au Gouvernement dans le cadre d’une éventuelle requalification d’une matière en déchet.

L’action MAT.1 prévoit que les producteurs de matières radioactives fournissent des plans qui détaillent les actions mises en œuvre et envisagées pour valoriser les matières radioactives produites. Ces documents doivent obligatoirement contenir des calendriers consolidés, des jalons décisionnels ainsi que des mesures de suivi qui sont annuellement actualisés. Ces documents sont communiqués au ministère chargé de l’énergie. Le plan dispose par ailleurs que ces actions doivent faire preuve de cohérence avec les orientations définies par la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Un rapport de mise en œuvre de ces plans est remis un an avant l’échéance du PNGMDR, dans le but d’éclairer la concertation du public dans le cadre du prochain PNGMDR. Ces plans ont vocation à être publiés, dans le respect du secret industriel et commercial. Cette action est une obligation réglementaire mentionnée à l’article D. 542-82 du code de l’environnement, en application de l’article L. 542-13-2 précité.

Le cinquième PNGMDR détaille les thèmes devant être traités par les plans relatifs à l’uranium appauvri (Uapp) :

– les conditions économiques de rentabilité du réenrichissement de l’uranium appauvri ;

– les conséquences énergétiques et environnementales du réenrichissement ;

– les volumes produits ;

– les débouchés envisageables ;

– les actions entreprises en vue de développer des voies de valorisation de l’uranium très appauvri ;

– les perspectives sur la disponibilité des capacités d’entreposage au regard des perspectives de croissance des stocks ;

– la part de matières issues de contrats avec des clients étrangers.

L’action MAT.2 prévoit que le Gouvernement soutient la recherche pour la valorisation des matières radioactives, par l’intermédiaire des programmes d’investissement d’avenir (PIA) et du Plan France Relance. La réutilisation de l’uranium appauvri est explicitement mentionnée par le PNGMDR comme l’un des objectifs de cette action.

Enfin, l’action MAT.3 prévoit que l’Andra poursuit l’étude des enjeux de gestion des matières en cas de requalification comme déchets. À ce titre, elle définit des scénarios de stockage adéquats. Les matières ciblées par l’Andra pour ces scénarios de stockage sont l’uranium appauvri, l’uranium de retraitement et les matières thorifères.

B. l’uranium appauvri est considÉRÉ comme une matiÈre radioactive

Aux termes de l’article 3 de l’arrêté du 23 février 2017, résultant du décret n° 2017-231 du 23 février 2017 pris pour application de l’article L. 542-1-2 du code de l’environnement et établissant les prescriptions du PNGMDR, l’uranium appauvri est considéré comme une matière radioactive.

L’ASNR définit l’uranium appauvri comme de « l’uranium dont la teneur en isotope 235, le seul fissile, est inférieure à son niveau naturel (0,72 % en masse). Il est principalement obtenu, d’une part en tant que co-produit d’une opération d’enrichissement (autour de 0,3 % de 235U), d’autre part en tant que sous-produit (1 % de 235U) d’un traitement de combustible usé après passage en réacteur ».

Selon la dernière mise à jour de l’Inventaire national des matières et déchets radioactifs établi par l’Andra ([130]) , la France compte 341 000 tonnes d’uranium appauvri sur son territoire à fin 2023, soit 10 000 tonnes de plus qu’en 2022. Les quantités d’uranium appauvri sont essentiellement détenues par société française du cycle du combustible nucléaire Orano.

Aujourd’hui, l’uranium appauvri peut être valorisé par deux procédés :

– l’emballage de protection radiologique de l’uranium de retraitement : actuellement, l’uranium appauvri est valorisé comme protection radiologique autour d’entreposage d’uranium de retraitement. L’uranium de retraitement est l’uranium récupéré dans l’usine de retraitement de La Hague après utilisation du combustible. L’uranium de retraitement est séparé du plutonium de retraitement et des déchets. L’uranium appauvri est utilisé pour protéger l’uranium de retraitement et le thorium (autre substance faiblement radioactive) ;

– la matrice des combustibles MOx : le combustible MOx est fabriqué à partir du plutonium retraité. Il est stabilisé dans une matrice d’uranium appauvri, ce qui permet d’avoir un combustible réutilisable. La fabrication de MOx utilise de l’ordre de 100 à 150 tonnes par an d’uranium appauvri.

Hormis ces perspectives de valorisation existantes, l’uranium appauvri pourrait être utilisé en étant réenrichi. L’uranium appauvri serait alors réintégré aux installations d’enrichissement, pour fabriquer de l’uranium réenrichi à la même teneur que l’uranium enrichi utilisé pour les réacteurs (de l’ordre de 5 % en uranium 235). À ce stade, l’industrialisation du procédé de réenrichissement n’est pas rentable au regard du coût de l’importation d’uranium naturel. En revanche, la dimension stratégique de l’uranium appauvri réside dans la possibilité de l’utiliser comme combustible en cas de crise d’approvisionnement en uranium naturel.

À plus long terme, l’uranium appauvri serait également utilisé en tant que support dans ces futurs combustibles et, à plus long terme, en support des combustibles des réacteurs à neutrons rapides (RNR). Le projet de PPE 3 soumis à concertation en novembre 2024 prévoit à ce titre le développement, à horizon de la fin du siècle au plus tard, d’un parc de RNR.

II. Le dispositif proposÉ

L’article 16 bis est issu d’un amendement portant article additionnel déposé par M. Stéphane Piednoir (LR) lors de l’examen en séance publique au Sénat. Il a reçu un avis favorable de la commission des affaires économiques et une demande de retrait du Gouvernement.

Cet amendement vise à créer une nouvelle catégorie de substance radioactive, intitulé « stock stratégique ». Aux termes de cet article, « l’autorité administrative peut également requalifier ces matières radioactives en stock stratégique quand existent des perspectives de valorisation dont l’opérabilité n’est pas encore établie ».

L’article vise à souligner la dimension stratégique de l’uranium appauvri pour asseoir son caractère de matière, en cohérence avec les dispositions du projet de la PPE 3. L’existence d’une catégorie de « stock stratégique » permettrait ainsi d’éviter la classification en déchet par l’autorité administrative en assouplissant la contrainte temporelle des perspectives de valorisation, ainsi qu’en reconnaissant l’intérêt stratégique de certaines matières.

Le rapporteur pour avis est défavorable au présent article, pour deux raisons.

D’une part, la portée juridique de la catégorie de « stocks stratégiques » n’est pas établie. La DGEC mentionne à ce titre que le régime juridique des substances radioactives – distinguant les matières et les déchets en fonction de leurs perspectives d’utilisation – en vigueur opère une séparation claire et suffisante. À ce titre, la dimension stratégique d’une matière pourrait être intégrée à l’appréciation des perspectives de valorisation mentionnées par l’article L. 542-12-3 du code de l’environnement. En outre, créer une nouvelle catégorie n’exonère pas les substances concernées d’être requalifiées en matières ou en déchets. Le ministre chargé de l’énergie, après consultation de l’ASNR, peut prononcer une telle requalification. Il paraît à ce titre peu probable que l’introduction de la notion de « stock stratégique » modifie sur le fond un avis que l’ASNR pourrait être amenée à donner sur un projet de décision de requalification. Comme l’écrit l’ASNR en réponse au questionnaire envoyé par le rapporteur pour avis, « les enjeux, notamment en termes de sûreté, seraient les mêmes pour des matières ou pour un stock stratégique, puisque leur gestion serait la même (un entreposage de long terme) et que c’est précisément le mode de gestion qui distingue matières et déchets, plus que leurs caractéristiques intrinsèques ».

D’autre part, les perspectives actuelles de valorisation de l’uranium appauvri, qui restent relativement réduites par rapport à l’augmentation continue du stock, invitent à la prudence. Dans son avis du 8 octobre 2020 ([131]) , l’ASN estimait « indispensable qu’une quantité substantielle d’uranium appauvri soit requalifiée, dès à présent, en déchet radioactif ». Cet avis était motivé d’une part par les efforts de recherche et de développement nécessaires à sa valorisation, ainsi que par le fait qu’à ce stade, aucune garantie sur les quantités potentiellement concernées n’avait été apportée. Dans les réponses au questionnaire envoyé par le rapporteur pour avis, l’ASNR considère aujourd’hui « qu’indépendamment de facteurs géostratégiques hors du champ de compétence de l’ASNR, les facteurs techniques ayant conduit au positionnement de l’ASNR dans son avis du 8 octobre 2020 n’ont pas évolué » :

– les perspectives d’augmentation du stock d’uranium appauvri sont durablement stables. Selon l’Inventaire national de l’Andra ([132]), ce stock s’établira à 471 000 tonnes en 2030 et 569 000 tonnes en 2040, pour un stock de 324 000 tonnes fin 2020 ;

– le statut de matière radioactive permet d’ores et déjà de remplir le critère de la perspective de valorisation économique par la production de combustible Mox ;

– le réenrichissement de l’uranium appauvri produirait d’autres stocks d’uranium appauvri, en quantités proches, et la réduction globale des volumes d’uranium appauvri qui résulterait du réenrichissement serait donc limitée ;

– les scénarii de multi-recyclage des matières radioactives permettant l’utilisation d’uranium montrent que le stock d’uranium appauvri croît jusqu’au déploiement d’un parc composé exclusivement de réacteurs à neutrons rapides (RNR), représentant alors l’équivalent de plusieurs millénaires de fonctionnement d’un tel parc.

– l’utilisation de l’uranium appauvri à d’autres fins que la production électronucléaire nécessite encore des efforts importants de recherche et développement et paraît largement incertaine à ce jour, a fortiori pour des quantités telles que celles qui existent présentement et dans le futur.

Par conséquent, le rapporteur pour avis souhaite conserver la rédaction actuelle de l’article L. 542-12-3 du code de l’environnement, et défend un amendement de suppression de l’article 16 bis de la proposition de loi.

III. Les travaux de la commission

La commission a adopté un amendement du rapporteur (CD88), ainsi que plusieurs amendements identiques, de suppression du présent article, dans la mesure où la catégorie de « stock stratégique » ne semble pas être pertinente, au regard de la faible proportion d’uranium appauvri faisant aujourd’hui l’objet d’une valorisation, en comparaison avec l’augmentation constante du stock actuel. En outre, la mise en fonctionnement des premiers réacteurs à neutrons rapides, dont l’uranium appauvri pourrait constituer un combustible, demeure prévue à moyen-long terme (« pour la fin du siècle au plus tard »), selon le projet de PPE 3 ([133]) . Dès lors, il semble inopportun de créer la catégorie de « stock stratégique » ; d’autant plus qu’elle n’exonèrerait pas l’uranium appauvri d’une possible requalification en déchet radioactif par l’autorité administrative, après avis de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR).

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Chapitre II Accroître la participation des collectivités territoriales à la transition énergétique

Article 17 (articles L. 2253-1, L. 3231-6 et L. 4211-1 du code général des collectivités territoriales) Renforcement des soutiens financiers des collectivités territoriales aux entreprises productrices d’énergie renouvelable ou d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone

I. Le droit en vigueur : des concours financiers aux entreprises productrices d’énergies renouvelables relativement encadrés

Depuis l’entrée en vigueur de la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019, dite loi « Énergie-climat » ([134]), les collectivités territoriales disposent de la faculté d’apporter un soutien financier aux sociétés anonymes (SA) et aux sociétés par actions simplifiée (SAS) dont l’objet social porte sur la production d’énergies renouvelables et d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone. Cette aide peut revêtir deux formes : le versement d’avances en compte courant et des prises de participation au capital social de ces entreprises.

Même si les lois du 22 août 2021, dite loi « Climat et résilience » ([135]) et du 21 février 2022, dite loi « 3 DS » ([136]), ont entendu faciliter le recours à de tels instruments, leur mise en œuvre effective n’en demeure pas moins suspendue à des exigences assez strictes et prêtant parfois à interprétation, du fait de leur caractère dérogatoire aux principes qui régissent les finances publiques locales.

A. des avances en compte courant conÇues comme des instruments d’intervention ponctuelle

Une « avance en compte courant » désigne des fonds apportés par un ou plusieurs associés afin de répondre à des besoins de trésorerie d’une société commerciale. Elle s’assimile à un prêt et confère à l’associé ou au dirigeant prêteur la qualité de créancier social. Les modalités de rémunération et de remboursement procèdent des statuts de l’entreprise ou d’une convention de compte courant conclue entre l’associé et l’entreprise.

Les collectivités territoriales peuvent apporter de tels fonds aux sociétés de production d’énergie renouvelable sur le fondement des articles L. 2253-1 (applicable aux communes et à leurs groupements), L. 3231-6 (pour les départements) et L. 4211-1 (relatif aux compétences des régions) du code général des collectivités territoriales (CGCT). Ces dispositions subordonnent l’octroi d’avances en compte courant à une participation directe au capital des sociétés, ainsi qu’au respect des principes de droit commun consacrés par l’article L. 1522-5 du CGCT, assortis de plusieurs dérogations.

La loi impose ainsi la signature d’une convention expresse entre la collectivité territoriale ou le groupement actionnaire, d'une part, et la société d'économie mixte locale, d’autre part. Le document doit prévoir, à peine de nullité :

1° La nature, l'objet et la durée de l'apport ;

2° Le montant et les conditions de remboursement, éventuellement de rémunération ou de transformation en augmentation de capital, dudit apport.

Au-delà d’un apport de fonds au prix du marché, le droit en vigueur encadre le recours aux avances en compte courant sur deux plans.

1. Un concours financier nécessairement temporaire

En vertu du quatrième alinéa de l’article L. 1522-5 du code général des collectivités territoriales, les avances en courant ne peuvent être consenties par des collectivités territoriales que pour une durée maximale de deux ans, renouvelable une fois. Le texte exige, à expiration de cette échéance, soit un remboursement des fonds apportés, soit leur transformation en augmentation de capital. Il interdit l’octroi de toute nouvelle avance par une même collectivité ou un même groupement avant le remboursement des fonds ou leur incorporation au capital. Il précise en outre qu’une avance ne peut avoir pour objet de rembourser une autre avance.

Dans le cas des sociétés productrices d’énergie renouvelable, les articles L. 2253-1, L. 3231-6 et L. 4211-1 du CGCT autorisent, par dérogation, des avances en compte courant d’une durée de sept ans, renouvelable une fois. La loi réserve toutefois cette mesure exorbitante du droit commun aux installations bénéficiant des mécanismes de soutien public destinés à pallier l’insuffisance des capacités de production au regard des objectifs fixés par la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) en ce qui concerne l’électricité d’origine renouvelable et le biogaz. Cette mesure s’applique ainsi à la production pouvant donner lieu :

– au versement d’un complément de rémunération pour toute ou partie de l’électricité produite, en exécution des contrats d’achat et des contrats conclus avec l’autorité administrative après mise en concurrence (sur le fondement de l’article L. 311-12 du code de l’énergie) ;

– à la mise en œuvre de l’obligation d’achat de l’électricité par Électricité de France (EDF) ou les entreprises locales de distribution (en application de l’article L. 314-1 du code de l’énergie) ;

– à la perception d’un complément de rémunération avec EDF pour les installations implantées sur le territoire métropolitain continental (article L. 314-18 du code de l’énergie) ;

– à la dispense d’une autorisation pour la vente de biogaz injecté dans le réseau de gaz naturel (article L. 446-2 du code de l’énergie) ;

– à la conclusion d’un contrat d’achat de biogaz, dans le cadre d’un appel d’offres organisé par l’autorité administrative (dans les conditions fixées par l’article L. 446-5 du code de l’énergie) ;

– à un complément de rémunération en exécution des contrats accordés aux lauréats des procédures d’appel à projets et d’appel d’offres organisés par l’autorité administrative (en application, respectivement, des articles L. 446-14 et L. 446-15 du code de l’énergie).

2. Un plafonnement des fonds apportés aux sociétés

● Par principe, l’article L. 1522-5 du code général des collectivités territoriales exclut toute avance en compte courant à une société :

– si le montant de l’ensemble des avances déjà consenties à d’autres entreprises excède, avec cette nouvelle avance, 5 % des recettes réelles de la section de fonctionnement du budget des collectivités ou des groupements ;

– si, du fait des pertes constatées dans les documents comptables, les capitaux propres de la société d'économie mixte sont devenus inférieurs à la moitié du capital social.

En outre, le texte dispose que la transformation d’une avance en augmentation de capital ne peut avoir pour effet de porter la participation des collectivités ou des groupements à plus de 15 % du capital social de l’entreprise.

● En ce qui concerne les sociétés commerciales productrices d’énergie renouvelable, les articles L. 2253-1, L. 3231-6 et L. 4211-1 du CGCT portent le plafond du montant global des avances pouvant être consenties à 15 % des recettes réelles de la section de fonctionnement du budget de chaque commune, de chaque département ou de leurs groupements attributaires ([137]). Cette disposition dérogatoire ne vaut que pour les SA et les SAS dont la production reçoit un soutien public dans le cadre des procédures destinées à atteindre les objectifs de la PPE et précédemment mentionnées.

La loi précise que les avances consenties postérieurement à toutes les sociétés dont les collectivités et leurs groupements sont actionnaires ne peuvent avoir pour effet de porter leur montant total au-delà du seuil de 15 %.

B. des participations tributaires de l’appréciation d’un interet à agir local

1. Une exception aux principes restreignant la participation publique locale au capital social d’entreprises

● La prise de participation des collectivités et de leurs groupements au capital de sociétés commerciales productrices d’énergie repose sur une dérogation établie par les articles L. 2253-1, L. 3231-6 et L. 4211-1 du CGCT (applicables respectivement aux communes et à leurs groupements, aux départements et aux régions).

Par principe, la loi exclut toute participation des communes et de leurs groupements au capital d’une société commerciale ou de tout autre organisme lucratif n’ayant pas objet d’exploiter les services communaux ou des activités d’intérêt général. La jurisprudence administrative donne à la notion « d’organisme à but lucratif » une acception assez large et englobante. Il ressort en effet de plusieurs jugements et arrêts que la prohibition s’applique à toutes les structures permettant de dégager des bénéfices ou des économies pour leurs membres ([138]).

En dehors d’autorisations prévues par décret en Conseil d’État, ce principe de non-intervention dans la marche de structures économiques privées connait pour seul tempérament la capacité reconnue aux collectivités :

– de créer et disposer d’une part significative du capital de sociétés d’économie mixte (SEM) ;

– de prendre des participations au sein d’entreprises qui, à raison de leur activité, contribuent à la réalisation d’un objectif d’intérêt général, dans des circonstances limitativement définies ([139]) ;

– de détenir des obligations de sociétés chargées d’exploiter des services publics industriels et commerciaux communaux (en application de l’alinéa 2 de l’article L. 2253-2 CGCT).

● S’agissant des sociétés de production d’énergie renouvelable ou d’hydrogène, l’implantation géographique de leurs installations constitue une condition sine qua non à la possibilité d’un investissement. Ainsi, le troisième alinéa de l’article L. 2253-1 du CGCT exige que ces dernières se trouvent :

– sur le territoire de la commune ou du groupement qui prend des parts au capital ;

– ou sur le territoire d’une commune limitrophe (pour la commune) ou d’un groupement limitrophe (pour le groupement) ;

En outre, cet alinéa précise que l’acquisition de ces actions peut être réalisée au moyen de la prise de participations au capital de sociétés commerciales ayant pour seul objet de détenir des actions de ces sociétés.

2. Une prise de participation des communes tributaire des conditions d’exercice de la compétence « Énergie »

a. Un possible morcellement entre les communes et les EPCI

Le droit en vigueur n’offre pas une définition d’ensemble des champs de politique publique que recouvre la compétence « Énergie » exercée par les collectivités ou leurs groupements. En cette matière, relèvent ainsi des communes :

– la concession des réseaux de distribution d’électricité et de gaz (article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales) ;

– l’aménagement et l’exploitation d’installations de production d’électricité (article L. 2224-32 du code général des collectivités territoriales) ;

– la création et l’entretien d’infrastructures de charge de véhicules électriques ou d’avitaillement en gaz ou en hydrogène de véhicules ou navires (article L. 2224-37 du code général des collectivités territoriales) ;

– la création et l’exploitation d’un réseau public de chaleur ou d’énergie (article L. 2224-38 du code général des collectivités territoriales).

À l’échelle intercommunale, la capacité d’intervention des établissements publics de coopération intercommunale dépend des compétences accordées par la loi et/ou des transferts consentis par les communes membres.

Ainsi, l’article L. 5216-5 du code général des collectivités territoriales reconnait aux communautés d’agglomération le droit à une compétence facultative en matière de soutien aux actions de maîtrise de la demande d’énergie.

L’article L. 5215-20 du même code attribue aux communautés urbaines la compétence de plein droit en matière de gestion des services d’intérêt collectif ayant pour objet : la contribution à la transition énergétique ; la création, l’aménagement, l’entretien et la gestion de réseaux de chaleur ou de froid urbains ; les concessions de la distribution publique d’électricité et de gaz ; la création et l’entretien des infrastructures de charge de véhicules électriques.

En outre, l’article L. 5211-17 du code général des collectivités territoriales autorise, à tout moment, les communes membres d’un établissement public de coopération intercommunale à lui confier tout ou partie des compétences dont le transfert n’est pas prévu par la loi ou par la décision institutive de l’établissement.

Ainsi que le montre cette énumération, la compétence « Énergie » revêt un caractère « sécable » : les compétences que les établissements publics de coopération intercommunale peuvent exercer en application de la loi ne portent que sur des domaines circonscrits et où les communes peuvent conserver un champ d’intervention, dont l’étendue procède des transferts consentis par délibération.

b. Des principes généraux du droit de nature à restreindre les interventions conjointes entre collectivités et groupements

Les rapports entre communes et établissements publics de coopération intercommunale sont régis par deux principes qui, fondamentalement, visent à prévenir une concurrence dans l’exercice des compétences.

● En premier lieu, le principe de spécialité impose que les personnes publiques autres que l’État ne peuvent assumer que les responsabilités et activités pour lesquelles elles ont été créées.

Il fait obstacle à ce que les établissements publics de coopération intercommunale – à l’instar d’autres établissements publics – exercent d’autres compétences que celles explicitement transférées par la loi ou par les communes membres et qui figurent dans leurs statuts, suivant un principe de spécialité fonctionnelle. Le principe de spécialité territoriale implique que l’établissement ne puisse intervenir qu’à l’intérieur de son périmètre géographique.

Il convient ici de rappeler que, d’une part, les transferts de compétence d’une commune à un établissement public de coopération intercommunale ne peuvent être réalisés que sur le fondement d’une décision expresse de la commune, intervenue dans les formes et suivant les procédures fixées par la loi : ces transferts ne peuvent, en aucun cas, résulter d’une simple pratique ou d’une décision implicite. D’autre part, les compétences concernées doivent faire l’objet d’une définition précise dans les statuts de l’établissement public de coopération intercommunale : à défaut, l’arrêté préfectoral prononçant le transfert de compétences risque l’annulation par le juge administratif ([140]).

Les juridictions administratives semblent se référer volontiers aux statuts des établissements publics de coopération intercommunale concernés et se livrent à une interprétation stricte de la définition des compétences transférées ([141]).

● En second lieu, le principe d’exclusivité interdit à une commune d’exercer tout ou partie de la compétence transférée à un établissement public de coopération intercommunale. Le respect de ce principe conduit à exclure concrètement toute intervention juridique, opérationnelle ou financière dans les matières expressément confiées à l’établissement : seul ce dernier possède la qualité pour agir en ces domaines. La création de l’établissement public de coopération intercommunale emporte donc un dessaisissement immédiat et total des communes pour ce qui concerne les compétences transférées.

Il s’agit là d’une solution établie par la jurisprudence administrative ([142]) qui, désormais, trouve un fondement supplémentaire dans les dispositions du code général des collectivités territoriales qui définissent les compétences des établissements.

Les articles L. 5214-16, L. 5216-5 et L. 5215-20 du même code habilitent ainsi, respectivement, les communautés de communes, les communautés d’agglomération et les communautés urbaines à exercer les attributions qu’ils énumèrent « au lieu et place des communes membres ».

II. Le dispositif proposÉ par le SÉnat

Adopté par le Sénat sans modification par rapport à la rédaction initiale de la proposition de loi, l’article 17 vise à étayer la capacité reconnue aux collectivités territoriales et à leurs groupements de participer, à titre subsidiaire, au capital de sociétés commerciales productrices d’énergie renouvelable.

1. Un élargissement du champ des énergies pouvant donner lieu au versement d’une avance en compte courant d’une durée prolongée

L’alinéa 2 de l’article 17 étend à la production d’hydrogène renouvelable ou d’hydrogène bas-carbone par électrolyse de l’eau les dispositions autorisant l’octroi d’une avance en compte courant, renouvelable une fois. À cet effet, il inclut l’article L. 812-1 du code de l’énergie parmi les références aux énergies pouvant prétendre au bénéfice de la dérogation établie au troisième alinéa de l’article L. 2253-1, à la cinquième phrase de l’article L. 3231-6 et à la dernière phrase du 14° de l’article L. 4211-1 du code général des collectivités territoriales.

L’extension de la faculté accordée aux communes, à leurs groupements, aux départements et aux régions ne vaut que pour les productions d’hydrogène :

– dont les caractéristiques répondent aux définitions formalisées par l’article L. 811-1 du code de l’énergie ;

– qui reçoivent un soutien public dans le cadre des procédures visant à assurer la réalisation de l’objectif relatif au développement de l’hydrogène bas-carbone et de ses usages dans les domaines industriel, énergétique et de la mobilité (10° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie) : organisé par les articles L. 812-2 à L. 812-10 du même code, ce soutien peut prendre la forme soit d’une aide au fonctionnement, soit de la combinaison d’une aide financière à l’investissement et d’une aide au fonctionnement, après mise en concurrence et signature d’un contrat avec l’autorité administrative.

En l’absence de toute précision contraire, les communes, les départements et leurs groupements demeurent soumis aux conditions relatives au plafonnement des avances en courant à 15 % des recettes réelles de la section de fonctionnement. La proposition de loi ne remet pas davantage en cause les prescriptions de l’article L. 1522-1 du code de l’énergie que le droit en vigueur n’écarte pas expressément.

2. L’affirmation de la possibilité, pour les communes et leurs groupements, d’être présents au sein d’une même société productrice d’ENR

L’alinéa 3 de l’article 17 consacre la capacité des communes et des établissements publics de coopération intercommunale de souscrire et de détenir simultanément des parts du capital social d’une même société productrice d’énergie renouvelable. À cet effet, le texte complète le troisième alinéa de l’article L. 2253-1 du code général des collectivités territoriales, qui définit les conditions de cette dérogation en y insérant une phrase établissant la licéité de cette participation conjointe.

Ce faisant, il tend à écarter l’application les principes de spécialité et d’exclusivité.

La présence des communes et de leurs groupements au capital de sociétés demeure conditionnée au respect des exigences portant sur la localisation des installations. En l’occurrence, le troisième alinéa de l’article L. 2253-1 du CGCT réserve la possibilité d’un tel investissement aux entreprises implantées sur le territoire de la commune ou du groupement, sur le territoire d’une commune limitrophe de la commune participant au capital ou, pour le groupement, sur le territoire d’un groupement limitrophe.

Ainsi qu’il ressort des travaux des rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet ([143]), l’article 17 participe d’une position constante du Sénat, réitérée en dernier lieu lors de l’examen de la loi du 10 mars 2023, dite loi « Aper » ([144]). Pour autant, l’intervention conjointe des communes et des établissements publics de coopération intercommunale auxquels elles appartiennent au capital de sociétés commerciales ne va pas de soi.

D’une part, en l’absence de tout aménagement de la répartition des compétences entre EPCI et communes, la mesure met en cause l’application de principes conçus afin de prévenir une concurrence dans l’exercice des compétences. Comme précédemment indiqué, il s’agit, en premier lieu, du principe de spécialité qui interdit aux EPCI d’exercer d’autres compétences que celles explicitement transférées par la loi ou par les communes membres. En second lieu, le principe d’exclusivité interdit à une commune d’exercer tout ou partie de la compétence transférée à un établissement public de coopération intercommunale : le respect de ce principe conduit à exclure concrètement toute intervention juridique, opérationnelle ou financière dans les matières expressément confiées à l’établissement.

D'autre part, l'intérêt de soutenir le développement de la production d'énergie renouvelable ne doit pas conduire à sous-estimer un risque : celui d'exposer les collectivités aux aléas qui entourent une prise de participation dans une activité industrielle et commerciale. Une intervention conjointe augmenterait les immobilisations financières, alors que les communes peuvent parfaitement accroitre leur effort par l'intermédiaire de l'établissement public de coopération intercommunale.

III. la position de la commission

Par l’adoption de trois amendements identiques (CE609 de votre rapporteur, CE237 de Mme Marie-Noëlle Battistel et des membres du groupe socialistes et apparentés et CE396 de Mme Julie Laernoes et des membres du groupe écologiste et social), la commission a supprimé l’article 17 de la proposition de loi.

Au soutien de leurs initiatives, les auteurs des amendements ont mis en avant deux raisons principales :

– de la part du groupe écologiste et social, une opposition à la participation des collectivités territoriales et de leurs groupements à des sociétés productrices d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone, fondée sur la crainte d’un détournement des dispositifs publics et des dynamiques locales au profit de technologies jugées peu vertueuses sur le plan climatique, peu matures, extrêmement coûteuse et à faible pertinence territoriale ;

– de la part de votre rapporteur et du groupe Socialistes et apparentés, la volonté de n’établir, dans le cadre de la proposition de loi, que des dispositions relatives à la programmation de l’énergie.

*

Article 17 bis (article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales) Délégation aux autorités organisatrices de la distribution d’électricité de compétences relatives au développement des énergies renouvelables et rôle de coordination de ces autorités

I. Le droit en vigueur : un rôle central des collectivitÉs territoriales dans la gestion des réseaux d’ÉlectricitÉ et des compétences croissantes dans la transition ÉnergÉtique

En dépit des transformations induites par la loi n° 46-628 du 8 avril 1946 ([145]) dans la gestion effective des infrastructures de production et de distribution, les collectivités territoriales et leurs groupements conservent des prérogatives essentielles dans le développement et la maintenance des réseaux publics d’électricité et de gaz. Conformément aux dispositions de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 ([146]), renforcées par les lois du 8 novembre 2019, dite loi « Énergie-climat » ([147]), et du 22 août 2021, dite loi « Climat et résilience » ([148]), ce domaine de compétences comporte désormais, à titre subsidiaire, le soutien au développement d’installations de production d’énergie renouvelable (EnR) et de maitrise de l’énergie.

A. DES RESPOnsabilitÉs Éminentes dans la dÉsignation des gestionnaires et le contrôle des réseaux

1. Des autorités concédantes de la gestion des réseaux d’électricité

● Ce statut découle des dispositions du I de l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales (auquel renvoie l’article L. 432-1 du code de l’énergie). Il accorde aux communes et aux départements, ainsi qu’aux établissements publics de coopération intercommunale (EPCI), la compétence :

– de négocier et de conclure des contrats de concession de la distribution publique d’électricité ;

– d’exercer le contrôle du bon accomplissement des missions de service public, telles que définies par les cahiers des charges des concessions.

Le troisième alinéa de l’article L. 2224-31 du code de l’énergie fait obligation aux organismes de distribution d’électricité et de gaz de tenir à la disposition de chacune des autorités concédantes les informations d’ordre économique, commercial, industriel, financier ou technique utiles à l’exercice de leurs compétences.

● Possèdent la qualité d’autorités concédantes les communes, les établissements publics de coopération intercommunale (EPCI), la Métropole de Lyon ainsi que les départements.

En application de la loi du 27 janvier 2014, dite loi « Maptam » ([149]), la concession de la distribution publique d’électricité et de gaz relève des compétences transférées aux métropoles, ainsi qu’aux métropoles de Lyon, d’Aix-Marseille-Provence et aux communautés urbaines.

2. Des autorités organisatrices des réseaux publics de distribution d’électricité

Les « autorités organisatrices des réseaux publics de distribution d’énergie » (Aode) désignent les collectivités territoriales ou groupements de collectivités propriétaires des réseaux de distribution d’électricité, de gaz et de froid et responsables, de par la loi, de la structuration des réseaux publics, de la distribution et de la fourniture d’énergie.

S’agissant de la distribution d’électricité, le IV de l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales (CGCT) confère ce statut :

– à la commune ou à l’établissement public de coopération auquel elle a transféré cette compétence ;

– au département, s’il exerçait cette compétence à la date de promulgation de la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 ([150]) ;

– éventuellement, à un syndicat de communes ou un syndicat mixte : dans cette hypothèse, celui-ci exerce la fonction d’autorité organisatrice sur l’ensemble du territoire départemental ou sur un ensemble de territoires départementaux contigus.

En application de l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales, les compétences reconnues aux autorités organisatrices de réseaux de distribution d’électricité comportent, principalement :

– la maîtrise d’ouvrage des travaux de développement des réseaux publics de distribution d’électricité : sur le fondement des articles L. 322-6 et L. 432-5 du code de l’énergie, les Aode peuvent faire exécuter à leur charge, en tout ou en partie, les travaux de premier établissement, d’extension, de renforcement et de perfectionnement des ouvrages de distribution ; l’article L. 2224-31 du CGCT leur donne le droit de percevoir des aides pour le financement de certains travaux ;

– la maîtrise d’ouvrage de travaux sur les ouvrages ruraux du réseau public de distribution de l’électricité visant à l’insertion des énergies renouvelables sur le réseau et le développement de services de flexibilité : à ce titre, elles peuvent percevoir une aide pour le financement d’une partie des travaux ;

– la réalisation ou la délégation d’actions relatives aux économies d’énergie des consommateurs finals d’électricité (ou de gaz), ayant pour objet ou pour effet d’éviter et de différer l’extension ou le renforcement des réseaux publics de distribution relevant de leur compétence : à ce titre, les Aode peuvent prétendre à des aides ;

– la réalisation d’opérations exceptionnelles en lien avec le réseau public d’électricité, qui concourent à la transition énergétique, qui présentent un caractère innovant et qui répondent à un besoin local spécifique ;

– la conduite, dans les communes rurales, d’opérations de maîtrise de la demande d’électricité, de production d’électricité par les énergies renouvelables, ainsi que d’actions concourant à l’atteinte des objectifs généraux de la politique énergétique (fixés par les articles L. 100-1 à L. 100-4 du code de l’énergie) ;

– le concours au déploiement des installations de production d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone (au sens de l’article L. 811-1 du code de l’énergie) implantées sur leur territoire.

B. une capacitÉ d’action croissante en matière de transition énergétique

En conséquence d’un élargissement progressif de leur champ de compétences, le droit en vigueur habilite les collectivités territoriales et leurs groupements, indépendamment de leur statut d’autorité organisatrice, à mener des actions ayant pour objet le développement de la production d’énergies renouvelables et la sobriété énergétique. En l’état du droit, leur champ d’intervention résulte, pour l’essentiel, des modifications apportées par la loi pour la croissance verte du 17 août 2015 ([151]), la loi Énergie-climat et la loi Climat et résilience et il porte sur deux domaines.

1. En matière de soutien aux installations productrices d’énergies

L’article L. 2224-32 du code général des collectivités territoriales confère aux communes et aux établissements publics de coopération intercommunale la faculté d’aménager, d’exploiter ainsi que de faire aménager ou de faire exploiter des infrastructures limitativement énumérées et produisant des énergies dont l’usage concourt à la transition énergétique. La loi autorise ainsi les collectivités et leurs groupements à soutenir la construction :

– d’installations hydroélectriques ;

– d’installations utilisant les autres énergies renouvelables au sens de l’article L. 211-2 du code de l’énergie (à savoir l’énergie éolienne, l’énergie solaire thermique ou photovoltaïque, l’énergie géothermique, l’énergie ambiante, l’énergie marémotrice, houlomotrice ou osmotique et les autres énergies marines, l’énergie hydroélectrique, la biomasse, les gaz de décharge, les gaz des stations d'épuration d'eaux usées et le biogaz) ;

– d’installations de valorisation énergétique des déchets ménagers ou assimilés (mentionnés aux articles L. 2224-13 et L. 2224-14 du CGCT ([152])) ;

– d’installations de production d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone (au sens de l’article L. 811-1 du code de l’énergie) ;

– d’installations de cogénération ou de récupération d’énergie provenant d’installations visant l’alimentation d’un réseau de chaleur ([153]).

Cette compétence ne peut être exercée par les communes que sur leur territoire et par les EPCI sur le territoire des communes membres. Aux termes de l’article L. 2224-32 du CGCT, l’intervention des collectivités territoriales et des EPCI suppose que les nouvelles installations se traduisent par une économie d’énergie et une réduction des pollutions atmosphériques.

2. En matière de maîtrise de la consommation d’énergie

● En premier lieu, l’article L. 2224-34 du code général des collectivités territoriales permet aux EPCI et à la métropole de Lyon de jouer le rôle de « coordinateurs de la transition énergétique », sous réserve de l’adoption du plan climat-air-énergie territorial (PCAET) ([154]). Cette fonction formalisée par la loi consiste à animer et à coordonner, sur leur territoire, des actions dans le domaine de l’énergie, en cohérence avec les objectifs du PCAET et avec le schéma régional du climat, de l’air et de l’énergie (ou le schéma régional en tenant lieu).

● En second lieu, cet article accorde aux collectivités et à leurs groupements le droit de réaliser des actions aux fins d’économie d’énergie et ayant pour objets :

– la maîtrise de la demande d’énergie des consommateurs finals desservis en gaz, en chaleur ou en basse tension pour l’électricité ;

– la maîtrise de la demande d’énergie des consommateurs en situation de précarité énergétique : cette action peut comporter la prise en charge, en tout ou partie, de travaux d’isolation, de régulation thermique ou de régulation de la consommation d’énergie ou l’acquisition d’équipements domestiques à faible consommation (par le biais de conventions avec les consommateurs concernés) ;

– la prise en charge des études et de tout ou partie des travaux nécessaires à l’amélioration de la performance énergétique des bâtiments qui sont la propriété des personnes publiques pouvant réaliser les actions mentionnées par ce même article L. 2224-34 (par le biais d’une convention).

Les personnes publiques compétentes désignées par le texte sont :

– les EPCI et la métropole de Lyon, sous réserve de l’adoption du PCAET précité ;

– les autre EPCI ayant adopté un PCAET à titre facultatif et les syndicats exerçant la compétence d’autorité organisatrice d’un réseau public de distribution (pour l’ensemble d’un territoire départemental ou sur des territoires départementaux contigus).

II. Le dispositif proposÉ par le SÉnat : un élargissement du champ d’intervention des autorités organisatrices des réseaux publics de distribution d’électricitÉ

L’article 17 bis de la présente proposition de loi trouve son origine dans l’adoption, par la commission des affaires économiques du Sénat, de l’amendement COM-22 de notre collègue Patrick Chaize – avec l’avis favorable des rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet.

Il vise à faciliter l’exercice, par les autorités organisatrices de la distribution d’électricité (Aode) autres que les communes et leurs groupements, des compétences attribuées aux collectivités territoriales aux fins de soutien à la production des énergies renouvelables et à la maîtrise de l’énergie.

À cet effet et par l’ajout d’un alinéa à l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales, il reconnait expressément aux collectivités territoriales la faculté de déléguer aux Aode la réalisation d’actions dans deux domaines : en premier lieu, le développement des installations de production des énergies renouvelables, de récupération ou d’hydrogène ; en second lieu, la maîtrise de l’énergie.

A. de nouvelles actions pouvant être confiÉes aux aode dans les domaines touchant À LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

● Par la mention de l’article L. 2224-32 du code général des collectivités territoriales, l’article 17 bis de la proposition de loi formalise le droit des autorités organisatrices, par délégation, d’aménager et d’exploiter ou de faire aménager et d’exploiter :

– des installations produisant de l’hydroélectricité ;

– des installations utilisant les autres énergies renouvelables définies à l’article L. 211-2 du code de l’énergie ;

– des installations de valorisation énergétique des déchets ménagers et assimilées (mentionnées aux articles L. 2224-13 et L. 2224-14 du code de l’énergie) ;

– des installations de production d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone (défini par l’article L. 811-1 du code de l’énergie) ;

– des installations de cogénération ou de récupération d’énergie provenant d’installations visant l’alimentation d’un réseau de chaleur.

À l’aménagement et à l’exploitation de ces catégories d’infrastructures, peut s’ajouter l’exploitation des installations conservées par les collectivités territoriales après l’entrée en vigueur de la loi n° 46-628 du 8 avril 1946 sur la nationalisation de l’électricité et du gaz.

● Par la référence à l’article L. 2224-34 du code général des collectivités territoriales, l’article 17 bis autorise à déléguer aux Aode :

– la qualité de coordinateurs de la transition énergétique par les EPCI et la métropole de Lyon ;

– la réalisation d’actions ayant pour objet la maîtrise de la demande d’énergie des consommateurs finals desservis en gaz, en chaleur ou en basse tension pour l’électricité et l’accompagnement des actions tendant à la maitrise de l’énergie sur leur territoire, actions relevant des EPCI, de la Métropole de Lyon et des syndicats exerçant la compétence d’autorité organisatrice de la distribution d’électricité.

En l’absence de toute autre modification des dispositions en vigueur, la délégation des actions pouvant être réalisées par les coordinateurs de la transition énergétique ne peut être toutefois valablement réalisée que sous réserve du respect par la collectivité délégante des conditions exigées par la loi, à savoir l’adoption d’un plan climat-air-énergie territorial et le respect de leur champ de compétence territoriale.

B. une sécurisation nécessaire des délégations entre collectivitÉs territoriales et autoritÉs organisatrices ?

Ainsi que le révèle l’exposé des motifs de l’amendement à l’origine de la disposition, l’objectif véritable de l’article 17 bis de la proposition de loi consiste à « permettre aux syndicats d’énergie d’intervenir pour le compte de leurs communes en toute sécurité juridique, tout en laissant à celles-ci la possibilité de réaliser elles-mêmes certaines actions de maîtrise de l’énergie et de production d’énergies renouvelables. »

De fait, l’expression « autorité organisatrice d’un réseau public de distribution » insérée à l’article L. 2224-31 du CGCT revêt un caractère général de nature à permettre une délégation de compétences à l’ensemble des structures pouvant prétendre à cette qualification aux termes de la loi. En outre, la dérogation expresse à l’article L. 1111-8 du CGCT, qui autorise des délégations de compétence entre collectivités territoriales d’un même échelon ou à un EPCI à fiscalité propre, donne la possibilité de s’affranchir des limites inhérentes aux exigences relatives à l’appartenance à une même catégorie de collectivité ou au statut des établissements publics intercommunaux. En effet, les syndicats de communes ou les syndicats mixtes ne relèvent ni d’un échelon territorial, ni d’une structure de l’intercommunalité.

Néanmoins, la question de la portée exacte de l’article 17 bis de la proposition de loi peut être posée.

D’une part, ni les travaux du Sénat, ni les éléments recueillis par votre rapporteur ne permettent de caractériser la généralité de situations dans lesquelles les syndicats d’énergie se trouveraient dans l’impossibilité de réaliser, par délégation des collectivités territoriales, des actions portant sur le développement des énergies renouvelables et la maitrise de la consommation d’énergie.

D’autre part, le libellé de l’article 17 bis n’apporte pas de précisions quant à la capacité propre des syndicats d’énergie à assumer un rôle dans ces deux domaines. Dès lors que l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales accorde le statut d’Aode aux communes et aux établissements publics de coopération intercommunale, dès lors que les articles L. 2224-32 et L. 2224-34 du même code leur attribuent la responsabilité des actions de soutien aux énergies renouvelables et de maîtrise de l’énergie, on ne comprend pas en quoi consisterait la délégation, ni quelle structure locale pourrait en bénéficier. À défaut de dispositions explicites, le texte pourrait introduire une confusion dans la notion même d’autorité organisatrice.

Dans ces conditions, le dispositif proposé par le Sénat mériterait, à tout le moins, des précisions.

III. la position de la commission

Par l’adoption de deux amendements identiques, dont celui de votre rapporteur, la commission a supprimé l’article 17 bis de la proposition de loi.

Ainsi que l’y invitait votre rapporteur et suivant une analyse appliquée à l’ensemble des dispositions du titre II de la proposition de loi, elle a considéré que la délégation aux Aode de compétences relatives au développement des énergies renouvelables et à la maitrise de l’énergie ne constituait ni une mesure de simplification, ni une disposition d’ordre programmatique. Dès lors et indépendamment du bien-fondé des mesures proposées, cette disposition ne trouve pas sa place dans un texte qui doit être prioritairement consacré à la fixation de lignes directrices et d’objectifs pour la politique énergétique.

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Article 18 (articles L. 314-41 et L. 812-3-1 [nouveau] du code de l’énergie) Élargissement aux projets d’éoliennes en mer et d’hydrogène du dispositif de partage territorial de la valeur

Supprimé par la commission

Cet article élargit le dispositif de partage territorial de la valeur, défini à l’article L. 314-41 du code de l’énergie, aux projets d’éolienne en mer.

Il crée ensuite un dispositif similaire, à l’article L. 812-3-1 du même code, pour les projets d’hydrogène.

I. L’État du droit

Le partage des bénéfices engendrés par les infrastructures de production d’énergie renouvelable avec les territoires qui les accueillent est l’un des moyens les plus efficaces pour favoriser l’adhésion des populations locales et des communes aux projets.

Les entreprises du secteur énergétique participent déjà au financement des collectivités territoriales, notamment par le biais de l’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER) — une taxe instaurée par la loi de finances de 2010 au bénéfice des collectivités locales — en plus des impôts locaux habituels, à l’instar des entreprises des secteurs ferroviaires et des télécommunications.

Les recettes sont, en règle générale, partagées à parts égales entre la commune d’implantation et le département dans lequel elle se situe. Toutefois, à partir du 1er janvier 2023, pour les implantations réalisées à compter de cette date, cette répartition se fait selon les quotités suivantes : 20 % en faveur des communes, 50 % en faveur des établissements publics de coopération intercommunale (EPCI) d’implantation et 30 % pour les départements.

Afin de favoriser l’acceptation locale des projets d’installations d’énergie renouvelable, l’article 93 de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023, relative à la production d’énergies renouvelables (connue sous le nom de loi Aper), désormais inscrit à l’article L. 314-41 du code de l’énergie pour l’électricité, a instauré un mécanisme supplémentaire de partage territorial de la valeur. Ce dispositif s’applique aux projets sélectionnés soit dans le cadre d’une procédure de mise en concurrence organisée par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), dans le but d’atteindre les objectifs fixés par la programmation pluriannuelle de l’énergie (voir l’article L. 311-10 du même code), soit par le biais d’appels à projets portant sur des installations de production d’électricité à partir de sources renouvelables innovantes (voir l’article L. 314-29 du même code).

L’essentiel de ces contributions s’ajoutera aux recettes de l’IFER, mais ne sera plus simplement versé aux budgets des collectivités concernées, qui en disposent à leur gré. Elles devront être affectées au financement de projets traitant de problématiques énergétiques ou environnementales, à savoir :

– des projets portés par la commune ou par l’établissement public de coopération intercommunale à fiscalité propre (EPCI) d’implantation de l’installation en faveur de la transition énergétique, de la sauvegarde ou de la protection de la biodiversité ou de l’adaptation au changement climatique, tels que la rénovation énergétique, l’efficacité énergétique, la mobilité la moins consommatrice et la moins polluante ou des mesures en faveur des ménages afin de lutter contre la précarité énergétique ;

– des projets de protection ou de sauvegarde de la biodiversité.

L’article L. 314-41 du code de l’énergie précise également les modalités de répartition des contributions entre les types de projets et les collectivités bénéficiaires : 85 % des sommes versées par le porteur de projet doivent être alloués à des initiatives portées par la commune accueillant l’installation, tandis que les 15 % restants doivent obligatoirement financer des actions en faveur de la préservation ou de la protection de la biodiversité.

La commune a la possibilité de transférer une part de cette contribution à son EPCI, mais elle doit en conserver au moins 80 %.

Les modalités d’application de cet article devaient être précisées par un décret pris après consultation de la CRE. À ce jour, aucun décret n’a pas encore été publié.

II. Le dispositif proposÉ

A. les dispositions initiales de la proposition de loi

L’article 18 vise à élargir le champ d’application de la contribution au partage territorial de la valeur à deux types de sources ou vecteurs énergétiques actuellement exclus : l’éolien en mer, d’une part, et les productions d’énergie à base d’hydrogène, d’autre part.

Premièrement, cet article propose d’inclure de manière explicite les projets d’éolien en mer dans le champ de l’article L. 314-41 du code de l’énergie. Il ne sera donc plus possible pour le Gouvernement de les écarter par voie réglementaire comme le proposait le projet de décret soumis à consultation. La redistribution s’appliquerait aux installations situées dans les eaux intérieures ou la mer territoriale, au bénéfice des communes ou groupements de communes depuis lesquels ces infrastructures sont visibles.

Deuxièmement, l’article prévoit d’intégrer les projets liés à la production d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone — qui n’étaient pas encore concernés au moment de la mise en place du mécanisme — à travers un nouvel article L. 812-3-1 du code de l’énergie. Ce dernier reprendrait les mêmes règles que celles en vigueur pour les projets d’électricité et de gaz renouvelables, définies respectivement aux articles L. 314-41 et L. 446-59 du même code. En particulier, l’application du mécanisme est conditionnée à une notification préalable auprès de la Commission européenne, ce qui permet d’éviter tout conflit avec le droit européen et toute application rétroactive aux projets déjà en cours.

B. les modifications apportÉes par le sÉnat

Lors de l’examen du texte au Sénat, celui-ci a adopté un amendement du Gouvernement visant à transformer en simple possibilité l’obligation de financement prévue à cet article, au titre du dispositif de partage de la valeur, pour l’éolien en mer territoriale et pour l’hydrogène bas-carbone.

Cet amendement était motivé, en ce qui concerne l’éolien en mer territoriale, par l’existence de la taxe sur les éoliennes maritimes, qui permet déjà des retombées fiscales (article 1519 C du code général des impôts). À cet égard, le dispositif proposé à cet article créerait donc potentiellement un doublon.

Quant aux projets de production d’hydrogène décarboné, ils ne semblent pas se prêter de manière simple et pertinente au partage territorial de la valeur. En effet, ces projets sont avant tout des projets de production industrielle d’une molécule, l’hydrogène, qui sert de nombreux usages, industriels ou de mobilité lourde. Par rapport aux cas des éoliennes ou panneaux photovoltaïques, l’ancrage territorial de tels projets de production d’hydrogène paraît moins aisé. Par ailleurs, les questions de concurrence des usages sur un espace territorial donné (à l’instar des terres agricoles ou de la mer), ou d’implantation paysagère, sont a priori posées avec moins d’acuité. Ces constats expliquent sans doute l’avis relativement réservé donné par le Gouvernement lors de la discussion de cette disposition.

III. LA position de la commission

La commission a adopté l’amendement de suppression CE612 du rapporteur, par cohérence avec la suppression de l’ensemble des articles du texte ne se rapportant pas à des enjeux programmatiques.

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Article 18 bis (articles L. 332-6, L. 332-15 et L. 332-17 [nouveau] du code de l’urbanisme) Mise en cohérence du code de l’urbanisme avec le code de l’énergie au sujet du coût du raccordement au réseau public de transport de l’électricité

Supprimé par la commission

Cet article vise à mettre en cohérence le code de l’urbanisme avec le code de l’énergie au regard du coût du raccordement au réseau public de transport de l’électricité.

I. L’État du droit

A. Une clarification LONGTEMPS ATTENDUE du partage des coÛTS DE RACCORDEMENT

Pour encourager les collectivités territoriales à accompagner le développement des énergies renouvelables, l’article 29 de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023, dite loi « Aper » ([155]), a modifié les règles de financement du raccordement électrique. Il a supprimé la participation financière de la collectivité compétente en matière d’urbanisme pour l’extension du réseau située en dehors du terrain concerné par le projet.

Désormais, cette charge financière est transférée au porteur du projet, conformément à l’article L. 342-21 du code de l’énergie, qui prévoit que le demandeur assume l’intégralité des coûts dus au gestionnaire de réseau.

Par ailleurs, l’article 26 de la même loi autorise le Gouvernement à prendre des ordonnances pour préciser les modalités de répartition des frais de raccordement, que ce soit entre les bénéficiaires de la contribution ou via le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe).

Une ordonnance en date du 23 août 2023 ([156]) a permis d’apporter ces clarifications. Toutefois, cette habilitation était limitée au code de l’énergie, à la suite d’un amendement du Sénat, et n’autorisait pas les ajustements nécessaires dans le code de l’urbanisme. Cette absence de coordination entre les deux codes risquait de créer des incohérences juridiques, comme l’a souligné la Commission de régulation de l’énergie ([157]), et pouvait donner lieu à des litiges.

B. UNE CLARIFICATION APPORTÉE PAR la loi du 30 avril 2025

La loi n° 2025-391 du 30 avril 2025, relative à l’adaptation du droit français au droit de l’Union européenne dans divers domaines, dite loi « Ddadue », clarifie les règles liées au financement du raccordement des installations d’énergie renouvelable.

Son article 24 apporte des modifications au code de l’urbanisme afin de l’harmoniser avec les dispositions introduites dans le code de l’énergie par la loi Aper de 2023 :

– il complète l’article L. 332-6 en y ajoutant l’obligation, pour les bénéficiaires d’autorisation de construire, de verser une contribution aux frais de raccordement au réseau public d’électricité ;

– il supprime, à l’article L. 332-15, toute mention d’une participation financière de la collectivité chargée de l’urbanisme au raccordement électrique des projets ;

– il introduit une nouvelle section, qui formalise l’assujettissement à cette contribution financière de la personne titulaire de l’autorisation d’urbanisme (article L. 332-17).

II. LE DISPOSITIF PROPOSÉ par le SÉnat

L’article 18 bis a été créé par l’adoption par le Sénat, en séance publique, de l’amendement de nos collègues Patrick Chaize, Didier Mandelli et Daniel Gremillet. Cet amendement, soutenu par la commission et le Gouvernement, proposait un dispositif similaire à celui de la loi Ddadue et il a été adopté avant que ne commencent les discussions sur cette loi.

Compte tenu de l’absence de différences, autres que légistiques et formelles, entre les deux dispositifs, votre rapporteur proposera la suppression de l’article 18 bis, dont les dispositions ont déjà été adoptées.

III. LA position de la commission

La commission a adopté l’amendement de suppression CE613 du rapporteur, par cohérence avec la suppression de l’ensemble des articles du texte ne se rapportant pas à des enjeux programmatiques.

Par ailleurs, des dispositions similaires avaient déjà été adoptées dans la loi Ddadue du 30 avril 2025.

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Chapitre III Simplifier les normes applicables aux projets d’énergies renouvelables

Article 19 (article L. 314 A du code de l’énergie) Prise en compte du bilan carbone des projets d’installations hydroélectriques souhaitant bénéficier d’une obligation d’achat dans le cadre d’un guichet ouvert

Supprimé par la commission

Cet article prévoit la prise en compte du bilan carbone d’un projet d’installation hydroélectrique sous régime d’autorisation s’il souhaite bénéficier d’une obligation d’achat dans le cadre d’un guichet ouvert.

I. L’état du droit

A. le régime de soutien à la petite hydroélectricité

Plusieurs dispositifs de soutien financier à la production d’énergie à partir de sources renouvelables existent. Leurs modalités d’octroi varient selon deux aspects principaux :

– les soutiens peuvent être attribués sous la forme d’un guichet ouvert (article L. 311-10 du code de l’énergie) – c’est-à-dire qu’ils sont octroyés à tout producteur qui en fait la demande – ou à l’issue d’une procédure de mise en concurrence (article L. 314-1 du même code) ;

– ils peuvent prendre la forme d’une obligation d’achat – c’est-à-dire que l’énergie produite est rachetée par l’État, via EDF, à un tarif fixé à l’avance – ou celle d’un complément de rémunération. Dans ce dernier cas, un prix-cible de vente est fixé : si le prix de marché est inférieur à celui-ci, l’État verse un soutien complémentaire au producteur pour atteindre ce prix. À l’inverse, si le prix de marché est plus élevé que ce prix-cible, le producteur doit reverser la différence à l’État.

Les installations hydroélectriques sous régime d’autorisation, c’est-à-dire celles disposant d’une puissance installée inférieure ou égale à 4,5 MW (les autres étant exploitées sous le régime de la concession), sont éligibles à de tels dispositifs de soutien, ces derniers variant selon la puissance de l’installation considérée.

Pour les installations de plus de 1 MW, il existe des procédures de mise en concurrence organisées par la Commission de régulation de l’énergie (CRE), permettant ensuite de disposer d’une obligation d’achat ou d’un complément de rémunération.

Pour les installations de moins de 1 MW, c’est un mécanisme de guichet ouvert qui s’applique. Pour les projets neufs, l’obligation d’achat est possible pour les installations d’une puissance inférieure à 500 kW, le complément de rémunération pour les installations d’une puissance de moins de 1 MW ([158]). Pour les installations existantes, seul le complément de rémunération est accessible, sous réserve de l’engagement du producteur à réaliser un programme d’investissements.

Un arrêté tarifaire de 2016, récemment modifié en 2024, détaille ces dispositions. Le caractère nouveau ou non de l’installation est notamment pris en compte pour l’octroi des différents mécanismes de soutien ([159]).

B. la prise en compte du bilan carbone de l’installation dans l’attribution des soutiens publics aux enr

L’article 30 de la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019, dite loi « Énergie-climat », prévoit la prise en compte du bilan carbone dans l’octroi des dispositifs de soutien financier dans le cadre des procédures de mise en concurrence, tant pour l’électricité renouvelable (article L. 314-1 A du code de l’énergie) que pour le gaz renouvelable (article L. 446-1 A du même code, recodifié depuis à l’article L. 446-1).

Ce bilan carbone doit au moins inclure l’analyse de l’étape du cycle de vie jugée la plus pertinente. La prise en compte du bilan carbone peut prendre la forme d’une bonification attribuée aux projets les plus performants.

L’article 89 de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023, dite loi « Aper », a ajouté l’étape de l’extraction à la liste des étapes du cycle de vie pouvant être prises en compte et a précisé, pour chaque étape (extraction, fabrication, transport, utilisation, fin de vie), les critères pouvant être appréciés. L’article 81 de la même loi a étendu la prise en compte du bilan carbone aux procédures de mise en concurrence applicables aux projets d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone.

II. Le dispositif proposé

A. les dispositions initiales de la proposition de loi

L’article 19 propose d’étendre le critère du bilan carbone aux projets d’installations hydroélectriques souhaitant bénéficier d’une obligation d’achat et qui ne font pas l’objet d’une procédure concurrentielle, mais peuvent bénéficier d’un guichet ouvert. Les installations bénéficiant d’un complément de rémunération via un mécanisme de guichet ouvert ne sont pas incluses dans le périmètre de l’article.

Les rapporteurs de la commission des affaires économiques du Sénat se sont appuyés notamment sur les conclusions d’un rapport remis par le Gouvernement au Parlement, en application de l’article 90 de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021, dite loi « Climat et résilience », portant sur l’opportunité d’étendre le critère du bilan carbone aux dispositifs de soutien à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables attribués en guichet ouvert.

Ce rapport souligne qu’aujourd’hui, aucun critère sur le bilan carbone n’est défini dans l’arrêté tarifaire pour les installations nouvelles ou rénovées d’une puissance inférieure à 1 MW – soit celles éligibles à un soutien en guichet ouvert.

Il rappelle également que la filière hydraulique émet peu de gaz à effet de serre (GES) lors de la production.

Le rapport indique que la demande d’un bilan carbone pourrait permettre de disposer de données plus précises sur les émissions indirectes et conduire les producteurs « à s’interroger sur l’impact carbone des différentes composantes de leur projet ».

Les rapporteurs du Sénat font ainsi valoir que l’article 19 permettra de s’assurer que les projets sont peu émetteurs de gaz à effet de serre et de ne pas les déavantager par rapport à des concurrents extra-européens.

B. les modifications apportées par le sénat

1. En commission

Aucun amendement n’a été adopté par la commission des affaires économiques sur cet article.

2. En séance publique

En séance, un amendement des rapporteurs a été adopté, avec avis de sagesse du Gouvernement. Il précise que les dispositions ne s’appliquent qu’aux installations d’une puissance supérieure à 150 kW sous obligation d’achat, à compter du 1er janvier 2025.

III. La position de la commission

La commission a adopté les amendements identiques de suppression CE530 du rapporteur et CE239 de Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC), par cohérence avec la suppression de l’ensemble des dispositions qui ne sont pas d’ordre programmatique.

Il peut être également relevé que l’application d’un tel bilan carbone pour des installations très peu émettrices de gaz à effet de serre apparaît à rebours de l’objectif de simplification poursuivi par le titre II de la proposition de loi. De plus, la nouvelle réglementation européenne sur les aides d’État, applicable à compter de 2026, autorisera les obligations d’achat uniquement pour les installations d’une puissance installée de moins de 200 kW. Cela conduirait donc à ce que les dispositions de cet article s’appliquent uniquement aux installations d’une puissance comprise entre 150 kW et 200 kW, soit un très faible nombre.

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Article 20 (articles L. 511-6-2 du code de l’énergie et L. 214-18 du code de l’environnement) Faciliter les augmentations temporaires de puissance et les dérogations temporaires aux débits minimaux pour les ouvrages hydroélectriques

Supprimé par la commission

Cet article assouplit les dérogations au droit commun accordées aux exploitants d’ouvrages hydroélectriques en cas de menace sur la sécurité d’approvisionnement :

– pour les augmentations de puissance temporaire des ouvrages hydroélectriques concédés, une menace simple sur la sécurité d’approvisionnement suffirait à déclencher la mesure. De plus, le suivi actuellement prescrit par l’autorité administrative pour constater les répercussions sur l’environnement aquatique dans ce cadre est supprimé ;

– pour la dérogation aux débits minimaux à laisser à l’aval de l’ouvrage, seule une menace simple serait également requise. L’affectation obligatoire de 80 % des bénéfices nets tirés du surplus généré par cette dérogation à des opérations de compensation écologique est supprimée.

I. L’état du droit

A. Le régime encadrant les augmentations de puissance des installations concédées

Les ouvrages hydroélectriques d’une puissance installée supérieure à 4,5 MW sont exploités sous le régime de la concession et ceux d’une puissance inférieure ou égale à ce seuil sous le régime de l’autorisation.

Les contrats de concession hydroélectrique sont soumis à l’obligation de mise en concurrence prévue par la directive du 26 février 2014, dite directive « Concessions » ([160]), transposée en droit français dans le code de la commande publique. La France refuse cependant de mettre en concurrence ses concessions arrivant à échéance (voir le commentaire de l’article 21 de la présente proposition de loi).

Il n’en demeure pas moins qu’en l’état actuel du droit, les modifications à un contrat de concession sans remise en concurrence sont très strictement encadrées, en application de l’article 43 de la directive précitée, repris à l’article L. 3135-1 du code de la commande publique. En particulier, aucune modification substantielle d’un tel contrat n’est admise sans mise en concurrence.

Deux articles du code de l’énergie encadrent les augmentations de puissance des ouvrages hydroélectriques qu’il est possible d’effectuer sans procédure de mise en concurrence.

L’article L. 511-6-1 autorise des augmentations de puissance uniquement lorsqu’elles ne sont pas substantielles ou qu’elles sont de faible montant, cette dernière faculté sur le montant ayant été ajoutée par l’article 74 de la loi Aper.

L’article L. 511-6-2 autorise de telles augmentations de puissance à titre temporaire. Il a été créé par le même article 74 de la loi Aper. Cette disposition peut être mobilisée lorsqu’il existe une menace grave sur la sécurité d’approvisionnement et elle permet à l’autorité administrative de faire droit à une demande d’augmentation de puissance dès lors qu’un dossier de déclaration a été déposé auprès d’elle. Des mesures d’information et de suivi de cette augmentation de puissance temporaire sont prévues :

– le comité de suivi de l’exécution de la concession (ou, le cas échéant, la commission locale de l’eau) doit en être informé ;

– un suivi des conséquences sur l’environnement aquatique de l’augmentation de puissance est prescrit par l’autorité administrative au concessionnaire.

B. Le régime encadrant les débits réservés

L’article L. 214-18 du code de l’environnement, issu de la loi n° 2006-1772 du 30 décembre 2006 sur l’eau et les milieux aquatiques, dite loi « Lema », prévoit que toute exploitation d’un ouvrage hydroélectrique doit garantir le maintien d’un débit d’eau suffisant à l’aval de celui-ci. Cela permet de concilier production électrique et maintien de la continuité écologique. En règle générale, ce débit minimal ne doit pas être inférieur à un dixième du module du cours d’eau.

Ce même article L. 214-18 prévoit toutefois plusieurs dérogations à cette règle, en particulier pour les cours d’eau présentant un fonctionnement atypique, pour moduler le débit minimal en fonction de la période de l’année ou encore pour fixer temporairement des débits minimaux inférieurs à la norme pour les cours d’eau soumis à un étiage naturel exceptionnel.

À l’initiative du Sénat, l’article 72 de la loi Aper a ajouté une autre possibilité de déroger exceptionnellement et temporairement à ces débits minimaux lorsqu’il existe une menace grave sur la sécurité d’approvisionnement en électricité. Ces dérogations doivent faire l’objet d’un suivi systématique des impacts environnementaux associés. De plus, au moins 80 % des bénéfices nets tirés de la production électrique supplémentaire générée par l’augmentation de débit doit être affectée à des opérations de compensation écologique.

II. Le dispositif proposé

A. les dispositions initiales de la proposition de loi

L’article 20 de la proposition de loi propose d’assouplir les conditions à remplir par les exploitants d’ouvrages hydroélectriques pour réaliser une augmentation de puissance temporaire d’un ouvrage concédé, d’une part, et pour déroger temporairement aux débits minimaux des cours d’eau, d’autre part.

Concernant les augmentations temporaires de puissance (I de l’article), il est proposé que celles-ci puissent être déclenchées en cas de simple menace pesant sur la sécurité d’approvisionnement en électricité, et non en cas de menace grave. L’obligation de mise en place de mesures de suivi des conséquences de cette augmentation sur l’environnement aquatique est supprimée.

Concernant la dérogation temporaire aux débits minimaux (II de l’article), de la même manière, l’article 20 prévoit qu’elle puisse être déclenchée en cas de simple menace sur la sécurité d’approvisionnement, et non en cas de menace grave. L’obligation d’affecter au moins 80 % des bénéfices nets générés par cette augmentation de puissance à des opérations de compensation écologique est également supprimée.

Les rapporteurs du Sénat soulignent qu’à leur sens, la suppression du caractère « grave » de la menace sur la sécurité d’approvisionnement pour déclencher l’une ou l’autre de ces deux mesures permettra une plus grande réactivité. Ils relèvent également qu’un contrôle de l’autorité administrative demeure, ce qui permettra de garantir la compatibilité de ces mesures dérogatoires avec les enjeux environnementaux.

Ils soulignent enfin que la suppression des autres dispositions (mesures de suivi, fléchage des revenus supplémentaires) permet de réduire la charge administrative, tant pour les exploitants que pour les services déconcentrés concernés.

B. les modifications apportées par le sénat

Aucun amendement n’a été adopté par le Sénat sur cet article, ni en commission, ni en séance.

III. La position de la commission

La commission a adopté les amendements identiques de suppression CE529 du rapporteur, CE240 de Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC), CE317 de M. Matthias Tavel (LFI-NFP), CE397 de Mme Julie Laernoes (EcoS) et CE431 de M. Brugerolles (GDR), par cohérence avec la suppression de l’ensemble des dispositions qui ne sont pas d’ordre programmatique.

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Article 21 Expérimentation du passage en régime d’autorisation pour les concessions hydroélectriques prorogées sous le régime des délais glissants

Supprimé par la commission

Cet article instaure une expérimentation de trois ans durant laquelle les ouvrages hydroélectriques concédés et actuellement exploités sous le régime des « délais glissants », pourraient être exploités sous le régime de l’autorisation. Le régime des délais glissants est utilisé pour les ouvrages concédés dont l’exploitation a été prorogée au-delà de la durée initiale du contrat de concession, en attendant la désignation d’un nouvel exploitant.

I. L’état du droit

A. La mise en concurrence des concessions hydroélectriques : une obligation imposée par l’union européenne mais unanimement rejetée en France

1. Les principales caractéristiques du régime de concession des ouvrages hydroélectriques

Comme cela a été rappelé dans les commentaires des articles 19 et 20 de la présente proposition de loi, les installations hydroélectriques d’une puissance installée supérieure à 4,5 MW sont exploitées sous le régime de la concession, en application de l’article L. 511-5 du code de l’énergie. Celles d’une puissance inférieure ou égale à ce seuil relèvent du régime de l’autorisation.

Le régime de l’autorisation applicable est fondé sur des dispositions relevant du code de l’environnement et qui encadrent les installations, ouvrages, travaux et activités ayant un impact sur l’eau (Iota). Les installations sont soumises à un certain nombre de prescriptions prévues par l’acte d’autorisation. L’article L. 531-4 du code de l’énergie dispose par ailleurs que des redevances domaniales trouvent à s’appliquer, pour les installations établies sur les cours d’eau du domaine public. Les autorisations d’exploiter sont délivrées pour une durée qui ne peut excéder 75 ans ([161]).

Le régime de la concession soumet l’exploitant au respect d’un cahier des charges. La durée de la concession ne peut pas non plus dépasser 75 ans ([162]). Par ailleurs, les articles L. 523-1 à L. 523-3 du code de l’énergie fixent les principales modalités de calcul et de répartition du produit de la redevance proportionnelle à laquelle l’exploitant est assujetti. Ces modalités varient selon que la concession hydroélectrique est ancienne, nouvelle ou renouvelée. Une fraction du produit de la redevance est répartie entre les collectivités territoriales.

Le parc hydroélectrique français regroupe environ 340 installations concédées, représentant 25,9 GW de puissance installée. Elles sont exploitées pour l’essentiel par EDF (70 % de la production hydroélectrique nationale), par la Compagnie nationale du Rhône (CNR, 25 %) et par la Société hydro-électrique du Midi (SHEM), filiale du groupe Engie (3 %).

Les contrats de concession ont été mis en place au fur et à mesure de la construction des grands ouvrages hydroélectriques français au sortir de la Seconde Guerre mondiale. Ils arrivent donc progressivement à échéance : 61 concessions devraient être échues d’ici au 31 décembre 2025 et la moitié des concessions devraient être échues entre 2035 et 2039 ([163]).

La concession d’aménagement du Rhône, détenue par la CNR, dispose d’un statut particulier, du fait de la triple mission qui lui a été confiée par la loi ([164]) : utilisation de la puissance hydraulique, navigation et enfin irrigation, assainissement et autres emplois agricoles. Elle a pu être prolongée jusqu’en 2041 grâce au vote de la loi n° 2022-271 du 28 février 2022 relative à l'aménagement du Rhône.

2. Refusant la mise en concurrence de ses concessions hydroélectriques à leur échéance, la France est visée par deux procédures précontentieuses lancées par la Commission européenne

La question des modalités de renouvellement des concessions hydroélectriques fait l’objet, depuis plus de vingt ans, d’un différend entre la France et l’Union européenne.

Le droit de l’Union européenne, transposé dans le code de la commande publique, impose la mise en concurrence des contrats de concession lorsqu’ils arrivent à échéance. Cette obligation découle en particulier de la directive « Concessions » de 2014 ([165]).

Cependant, la France ne souhaite pas mettre en concurrence ses concessions hydroélectriques. Ce refus fait aujourd’hui l’objet d’une rare unanimité au sein de la classe politique française (voir B du présent I sur les raisons justifiant ce refus).

À défaut de mise en concurrence, la France proroge ses concessions hydroélectriques arrivées à échéance dans le cadre du régime dit des « délais glissants ». Ce régime est prévu à la deuxième phrase du troisième alinéa de l’article L. 521-16 du code de l’énergie. Il permet de proroger l’exploitation de l’ouvrage concédé à défaut de mise en place d’une nouvelle concession et jusqu’à la date à laquelle celle-ci est mise en place. En application de l’article L. 523-3 du code de l’énergie, ces concessions exploitées sous le régime des délais glissants sont par ailleurs assujetties à une redevance spécifique.

L’absence de mise en concurrence des ouvrages hydroélectriques français a conduit la Commission européenne à ouvrir deux procédures précontentieuses à l’encontre de notre pays :

– une procédure de la direction générale de concurrence (DG COMP) datant de 2015, portant sur l’octroi et le maintien d’une position dominante à EDF en matière d’exploitation des ouvrages hydroélectriques ;

– une procédure de la direction générale du marché intérieur, de l’industrie, de l’entrepreneuriat et des PME (DG GROW), en date de 2019, qui porte sur le non-respect tant du droit primaire de l’Union (articles 49 et 56 du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, relatifs à la liberté d’établissement) que de la directive Concessions.

Cette situation est source d’insécurité juridique pour les exploitants. Elle ne permet pas de réaliser des investissements cruciaux pour la réussite de la transition énergétique, par exemple la construction de stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) adossées à des ouvrages existants. Celles-ci sont pourtant le principal instrument de stockage de l’électricité à grande échelle à ce jour. Plus généralement, l’hydroélectricité est un actif flexible, pilotable et décarboné : il présente donc des atouts cruciaux pour la souveraineté énergétique française.

B. une récente mission d’information parlementaire vient de proposer plusieurs pistes pour lever les précontentieux avec la commission européenne

Pour tenter de lever ces deux procédures précontentieuses et sécuriser l’avenir des ouvrages hydroélectriques français, tout en évitant la mise en concurrence, la commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale a créé – brièvement avant la dissolution, puis à l’automne 2024 – une mission d’information consacrée aux modes de gestion et d’exploitation des installations hydroélectriques. Celle-ci était conduite par nos collègues rapporteurs Marie-Noëlle Battistel et Philippe Bolo et disposait d’une composition transpartisane.

Après sept mois de travaux, les rapporteurs ont présenté leurs conclusions à la commission, le mardi 13 mai 2025 ([166]).

Le rapport souligne l’impérieux besoin de mettre fin aux procédures précontentieuses pour effectuer les investissements attendus dans le secteur hydroélectrique et sortir de l’incertitude. De nombreux arguments sont évoqués à l’appui du refus de la mise en concurrence : la nécessité de préserver un fonctionnement par vallée et par bassin versant, impliquant un nombre réduit d’exploitants, pour optimiser la gestion de la ressource en eau ; la nécessité de préserver le dialogue de qualité construit entre les exploitations et les collectivités concernant cette gestion ; la sécurité d’approvisionnement ; l’expertise technique et le savoir-faire des équipes ou encore la maîtrise des coûts de production et de fourniture.

Les rapporteurs analysent ensuite les avantages et les inconvénients des trois solutions qui pourraient permettre de mettre fin aux procédures précontentieuses lancées par la Commission européenne :

– le passage au régime de la « quasi-régie ». Explicitement prévue à l’article 17 de la directive Concessions, la quasi-régie offre des garanties juridiques. Mais les exploitants historiques et les organisations syndicales représentatives du personnel y sont opposées, notamment compte tenu de l’étanchéité qu’elle impliquerait avec le reste des activités d’EDF. De plus, le modèle économique de la quasi-régie, qui repose sur une activité unique par ailleurs fortement tributaire du réchauffement climatique, pourrait être insuffisamment solide. La majorité des membres de la mission d’information ont donc choisi d’écarter cette option ;

– le passage d’un régime de concession à un régime d’autorisation. Celui-ci permettrait d’écarter l’application de la directive Concessions et il correspond au mode d’exploitation des autres installations de production d’électricité. Il pose cependant la question centrale de la nécessité de céder les ouvrages à l’exploitant. Si les ouvrages étaient cédés, des garanties fortes devraient être apportées sur la possibilité de les céder ultérieurement à un tiers, en leur appliquant un régime de quasi-domanialité publique ;

– enfin, la révision de la directive Concessions elle-même, fortement soutenue par les rapporteurs. Réviser cette directive pour exclure l’hydroélectricité de son champ d’application se justifie pleinement par tous les arguments invoqués à l’appui du refus de la mise en concurrence. L’hydroélectricité ne peut être considérée comme un bien marchand comme les autres. Présentée comme une solution « sans regret », les rapporteurs soulignent toutefois que son issue est incertaine, car elle dépend de la décision finale de la Commission européenne de réviser la directive et nécessite de rallier à la cause de la France d’autres États membres de l’Union européenne.

Au total, la quasi-régie étant exclue, les rapporteurs souhaitent approfondir en parallèle les deux dernières solutions, à savoir le passage à un régime d’autorisation et la révision de la directive Concessions. Ils relèvent également que l’une comme l’autre de ces solutions pourrait ne pas être suffisante pour lever le précontentieux de 2015, qui porte sur la position dominante d’EDF. Si cela s’avérait nécessaire et à des conditions strictement encadrées, les rapporteurs proposent donc qu’un mécanisme de contreparties soit étudié : il consisterait à mettre une partie du productible issu de l’exploitation des ouvrages hydroélectriques à disposition d’opérateurs tiers, selon des modalités qui restent à préciser.

II. Le dispositif proposé

A. les dispositions initiales de la proposition de loi

L’article 21 de la proposition de loi crée une expérimentation, comme le permet l’article 37-1 de la Constitution.

Cette expérimentation offrirait la faculté d’exploiter sous le régime de l’autorisation les concessions hydroélectriques échues et prorogées en délais glissants (I de l’article). Celles-ci seraient assujetties au même régime que celui actuellement applicable aux installations hydroélectriques de moins de 4,5 MW. Le passage au régime d’autorisation serait soumis à un accord entre l’État et le concessionnaire.

Ces concessions basculées en régime d’autorisation seraient assujetties au régime de redevance prévu à l’article L. 523-2 du code de l’énergie, qui s’applique aux nouvelles concessions ou aux concessions renouvelées.

L’expérimentation serait conduite par le ministre chargé de l’énergie (II de l’article).

Un décret en Conseil d’État doit préciser les contours de l’expérimentation (III de l’article), en particulier concernant les modalités de gestion de la ressource en eau et celles du transfert éventuel des ouvrages aux exploitants. La date d’entrée en vigueur doit être fixée par décret et ne peut intervenir plus d’un mois après que la Commission européenne aura jugé l’expérimentation conforme au droit de l’Union européenne (IV et VI de l’article).

Un bilan de l’expérimentation devra être remis au Parlement six mois avant la fin de celle-ci (V).

Les rapporteurs du Sénat relèvent, en tout état de cause, que « le caractère expérimental du dispositif n’offre pas de solution définitive à ce contentieux », mais ils voient dans cet article une « accroche législative » permettant à la représentation nationale de s’emparer du débat, d’accélérer le dialogue sur le sujet et d’obtenir de plus amples informations sur les intentions du Gouvernement.

B. les modifications apportées par le sénat

Aucun amendement n’a été adopté par le Sénat sur cet article, ni en commission, ni en séance.

III. La position de la commission

La commission a adopté les amendements identiques de suppression CE528 du rapporteur, CE82 de Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC), CE331 de Mme Anne Stambach-Terrenoir (LFI-NFP) et CE449 de M. Philippe Bolo (Dem).

Ces amendements ont été notamment justifiés par une volonté de supprimer l’ensemble des dispositions ne revêtant pas un caractère programmatique. Il a, par ailleurs, a été rappelé la nécessité d’approfondir les conclusions du rapport d’information de nos collègues Marie-Noëlle Battistel et Philippe Bolo et de traiter l’enjeu du régime juridique des concessions hydroélectriques dans un vecteur législatif ad hoc. De plus, le passage éventuel au régime d’autorisation entraîne des changements structurants pour les exploitants, qui ne peuvent s’envisager que dans le temps long : une expérimentation ne leur apporterait pas la sécurité juridique qu’ils sont en droit d’attendre et serait manifestement impraticable.

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Article 22 (article L. 461-1 du code de l’urbanisme) Extension du droit de visite des installations photovoltaïques sur terres agricoles

Supprimé par la commission

I. Le droit en vigueur : le contrôle des implantations photovoltaïques dans les espaces agricoles

A. Des installations trÈs encadrÉes

Les articles L. 111-27 à L. 111-29 du code de l’urbanisme énumèrent les différents types d’installations de production d’énergie photovoltaïque pouvant être implantés dans des zones agricoles, naturelles ou forestières, à savoir :

– les ouvrages qui remplissent les conditions de l’agrivoltaïsme définies à l’article L. 314-36 du code de l’énergie, et notamment celle de contribuer « durablement à l’installation, au maintien ou au développement d’une production agricole » (article L. 111-27) ;

– les serres, hangars et ombrières équipés en panneaux solaires, dont l’installation n’est admise que si elle répond à « une nécessité liée à l’exercice effectif d’une activité agricole, pastorale ou forestière significative » (article L. 111-28) ;

– les installations photovoltaïques au sol reconnues comme « compatibles avec l’exercice d’une activité agricole, pastorale ou forestière » (article L. 111-29).

Dans le premier cas, l’exploitation agricole doit rester l’activité principale sur le terrain d’implantation. Dans le troisième cas, les terrains pourraient faire l’objet d’une activité agricole, pastorale ou forestière, mais ils sont réputés incultes ou n’ont pas été exploités pendant un certain nombre d’années ; des implantations photovoltaïques au sol sont alors possibles à condition qu’elles restent compatibles avec l’exercice ultérieur d’une de ces activités.

Ces installations doivent répondre à un certain nombre de critères inscrits dans les codes de l’urbanisme et de l’énergie par l’article 54 de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l'accélération de la production d'énergies renouvelables, afin de concilier le développement de ces capacités de production d’énergie renouvelable avec la priorité donnée à la production alimentaire et forestière.

B. Un droit de visite récemment renforcÉ

Les enjeux tenant au maintien d’une véritable exploitation agricole ou forestière ou à la préservation du potentiel exploitable des terrains où les panneaux solaires sont implantés justifient de contrôler, dans la durée, le respect des critères d’admissibilité de ces installations.

Celles-ci sont en effet autorisées pour une durée pouvant atteindre quarante ans ; et il est possible de proroger l’autorisation de dix ans renouvelables si elles présentent encore un rendement significatif (article R. 111-58 du code de l’urbanisme).

Plusieurs modalités de contrôle sont prévues :

– le contrôle de l’installation agrivoltaïque intervient ex ante, lors de la demande d’autorisation du projet, et ex post, à l’occasion des contrôles de suivi du respect des critères d’admissibilité, prévus 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 de la parcelle d’implantation est inférieur à 40 %, ou sinon tous les ans ;

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

– l’article L. 461-1 du code de l’urbanisme 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.

L’article 24 de la loi n° 2025-391 du 30 avril 2025 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, dite loi « Ddadue », a étendu ce droit de visite et de communication à « toute la durée de [l’]exploitation [des ouvrages mentionnés aux articles L. 111-27 à L. 111-29], dans la limite d'une durée de six ans après la fin de celle-ci ou jusqu'à l'échéance de leur autorisation ».

Cela permet notamment de vérifier l’aboutissement des travaux de démantèlement des installations et de remise en état du terrain.

II. Le droit proposÉ par le SÉnat : Une extension similaire du droit de visite

Adopté par le Sénat avant que ne soit promulguée la loi Ddadue, le présent article 22 propose également d’étendre le droit de visite et de communication, conféré à l’administration par l’article L. 461-1 du code de l’urbanisme, à toute la durée de l’autorisation (d’implanter et d’exploiter) mentionnée à l’article L. 111-32 du même code, qui a été délivrée aux installations photovoltaïques mentionnées aux articles L. 111-27 à L. 111-29.

La version initiale de l’article 22 se limitait aux installations mentionnées aux articles L. 111-27 à L. 111-28. Mais le Sénat a adopté en séance publique, avec l’avis favorable du Gouvernement, l’amendement des rapporteurs de sa commission des affaires économiques, nos collègues Alain Cadec et Patrick Chauvet, qui a élargi sa portée aux installations « compatibles avec l’exercice d’une activité agricole, pastorale ou forestière » mentionnées à l’article L. 111-29.

Le dispositif de l’article L. 461-1 du code de l’urbanisme issu de la loi Ddadue permet aussi d’exercer ces contrôles pendant toute la durée de l’autorisation accordée à ces installations photovoltaïques, à moins que leur exploitation n’ait pris fin avant ; les contrôles sont alors maintenus jusqu’à six ans après.

L’Assemblée nationale et le Sénat ont, chacun, validé ces dispositions, qui n’ont pas davantage suscité de discussion en commission mixte paritaire. Il n’y a aucune raison de revenir dessus. Votre rapporteur proposera donc la suppression de cet article 22.

III. la position de la commission

La commission a adopté les amendements identiques de suppression CE561 du rapporteur et CE266 de M. Karim Benbrahim et ses collègues (SOC), par cohérence avec la suppression de l’ensemble des articles du texte ne se rapportant pas à des enjeux programmatiques.

Par ailleurs, des dispositions similaires avaient déjà été adoptées dans la loi Ddadue du 30 avril 2025.

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Article 22 bis (article L. 321-13 du code de l’énergie) Élargissement du périmètre des obligés du mécanisme d’ajustement

Supprimé par la commission

Cet article vise à étendre l’obligation de participer au mécanisme d’ajustement du système électrique aux installations de production d’électricité raccordées aux réseaux publics de distribution, et à ouvrir leur participation aux ajustements à la baisse comme à la hausse – à l’instar de la réforme actée par la loi Ddadue.

I. Le droit en vigueur : le pÉrimÈtre des obligÉs du mÉcanisme d’ajustement a ÉtÉ Élargi par la loi Ddadue

Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité, Réseau de transport d’électricité (RTE), a pour mission, notamment, d’assurer l’équilibre des flux sur les réseaux publics, entre les volumes injectés et les volumes prélevés.

Le mécanisme d’ajustement, prévu à l’article L. 321-10 du code de l’énergie, est l’un des principaux outils à sa disposition. 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), que RTE peut activer lorsqu’il l’estime nécessaire.

L’article L. 321-13 du code de l’énergie oblige certains acteurs à participer à ce mécanisme. Longtemps, seules les installations de production raccordées au réseau de transport d’électricité étaient tenues de mettre à disposition leur puissance non utilisée et techniquement disponible et ce, uniquement pour un ajustement à la hausse de leurs injections.

Mais le développement des énergies renouvelables augmentant l’irrégularité des injections, il est apparu nécessaire de renforcer les moyens d’action de RTE et d’impliquer davantage les producteurs d’énergie renouvelable, qui se raccordent en majorité au réseau public de distribution.

L’article 18 de la loi n° 2025-391 du 30 avril 2025 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, dite loi Ddadue, a ainsi élargi le périmètre des obligés aux installations de production d’électricité raccordées aux réseaux publics de distribution, d’une part, et rendu obligatoire leur participation à un ajustement à la baisse (en réduisant leur production en cas de surproduction générale) comme à la hausse.

II. Le droit proposÉ par le SÉnat : Un Élargissement trÈs semblable

Le présent article 22 bis, introduit au Sénat en séance publique par un amendement de M. Daniel Gremillet (Les Républicains), vise également à étendre l’obligation de participer au mécanisme d’ajustement aux installations de production d’électricité raccordées aux réseaux publics de distribution et à prévoir que cette participation puisse se faire à la baisse autant qu’à la hausse.

La version de l’article L. 321-13 issue de la loi Ddadue, adoptée ultérieurement, ne diffère de l’article 22 bis que sur la définition du seuil de puissance rendant cette participation obligatoire :

– le présent article 22 bis prévoit que ce seuil ne peut être inférieur à 12 MW de puissance installée (derrière le point de raccordement au réseau), quand les nouvelles dispositions en vigueur précisent qu’il « ne peut être inférieur à dix mégawatts et peut dépendre du type d'énergie utilisée » (pour produire de l’électricité) ;

– et si l’article 22 bis renvoie la fixation du seuil à un décret, la version de l’article L. 321-13 issue de la loi du 30 avril 2025 ne mentionne aucun texte réglementaire précis, mais prévoit que le seuil est fixé « selon les règles mentionnées au dernier alinéa de l’article L. 321-10 », ce qui suppose son approbation par la Commission de régulation de l’énergie.

La version adoptée dans le cadre de la loi Ddadue résultait d’une évolution apportée par le Sénat lui-même, qui a été acceptée sans réserve par l’Assemblée nationale en commission mixte paritaire. Il n’y a aucune raison de revenir dessus. Votre rapporteur proposera donc la suppression de l’article 22 bis.

III. la position de la commission

La commission a adopté les amendements identiques de suppression CE561 du rapporteur et CE266 de M. Karim Benbrahim et ses collègues (SOC), par cohérence avec la suppression de l’ensemble des articles du texte ne se rapportant pas à des enjeux programmatiques.

Par ailleurs, des dispositions similaires avaient déjà été adoptées dans la loi Ddadue du 30 avril 2025.

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Article 22 ter Exemption du décompte de l’artificialisation des sols des installations de stockage d’énergie solaire et de production de solaire thermique

I. L’État du droit

A. La lutte contre l’artificialisation des sols

● Le constat de l’artificialisation des sols en France métropolitaine est posé en des termes simples : entre début 2012 et fin 2021, plus de 227 000 hectares (0,4 % du territoire national) d’espaces naturels, agricoles ou forestiers (ENAF) ont été consommés en France hors Mayotte ; l’espace urbanisé a ainsi augmenté de 6,3 %. Le développement de l’habitat représente à lui seul 63 % de ces changements d’usage, et l’activité économique 23 %. Les infrastructures (routes et chemin de fer) représentent quant à elles 7 % de la consommation d’espace. Enfin, l’usage de 5 % de la surface consommée entre début 2012 et fin 2021 n’est pas connu ([167]).

Dans ce contexte, l’article 191 de la loi du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets, dite loi « Climat et résilience » ([168]), issue des recommandations de la Convention citoyenne pour le climat, a fixé deux objectifs :

– un objectif d’absence de toute artificialisation nette des sols en 2050, c’est-à-dire qu’à compter de cette date, toute artificialisation devra faire l’objet d’une renaturation d’une surface équivalente ;

– un objectif intermédiaire de réduction de la moitié du rythme de la consommation d’ENAF pour la période 2021-2031, par rapport à la période de référence fixée à 2011-2021.

L’article 192 de la loi « Climat et résilience », codifiée à l’article L. 101-2-1 du code de l’urbanisme, définit l’artificialisation comme « l’altération durable de tout ou partie des fonctions écologiques d’un sol, en particulier de ses fonctions biologiques, hydriques et climatiques, ainsi que de son potentiel agronomique par son occupation ou son usage » et la renaturation comme « des actions ou des opérations de restauration ou d’amélioration de la fonctionnalité d’un sol, ayant pour effet de transformer un sol artificialisé en un sol non artificialisé ». L’artificialisation nette des sols est ainsi définie comme le solde entre ces deux notions sur un périmètre et une période donnée. Cette définition ne trouvera toutefois une application concrète qu’à compter de 2031, dans la mesure où l’objectif intermédiaire applicable pour la première décennie ne fixe pas un rythme d’artificialisation mais de réduction de la consommation d’ENAF.

Pour permettre la mise en œuvre de ces objectifs sur le terrain, l’article 194 de la loi « Climat et résilience » précise que ces objectifs sont appliqués de manière différenciée et territorialisée par le biais des différents documents de planification et d’urbanisme. En effet, pour mettre en œuvre les objectifs de lutte contre l’artificialisation des sols, la loi a retenu une application par le biais des outils de planification urbaine, à savoir les schémas régionaux (SRADDET), les schémas de cohérence territoriale (SCoT), les plans locaux d’urbanisme communaux ou intercommunaux (PLU (i)) et les cartes communales.

● Pour faciliter la mise en œuvre du zéro artificialisation nette (ZAN), la loi a également prévu plusieurs mesures d’assouplissement, sans revenir pour autant sur les objectifs initiaux :

– la comptabilisation au niveau national de la consommation d’ENAF par les projets d’envergure nationale ou européenne (PENE) qui présentent un intérêt national majeur, dont la liste, définie par arrêté après avis des régions, peut être mise à jour à tout moment en fonction des besoins identifiés sur le territoire. Il s’agit ainsi de permettre que la consommation de ces projets ne pèse pas sur les trajectoires de réduction de l’artificialisation des sols fixées par les documents de planification et d’urbanisme locaux. Cette consommation est ainsi prise en compte, pour la première tranche de dix années, dans le cadre d’un forfait national fixé à hauteur de 12 500 hectares pour l’ensemble du pays, dont 10 000 hectares sont mutualisés entre les régions couvertes par un SRADDET. En cas de dépassement du forfait, le surcroît de consommation ne pourra pas être imputé sur l’enveloppe des collectivités territoriales ou de leurs groupements ;

– la possibilité de qualifier de projets d’envergure régionale (PER) ou de projets d’intérêt intercommunal les aménagements, les équipements et les logements directement liés à la réalisation d’un PENE qui présente un intérêt général majeur, auxquels cas l’artificialisation des sols ou la consommation d’ENAF qui en résulte est prise en compte de manière mutualisée à l’échelle régionale ou intercommunale ;

– la mise en place, au bénéfice des petites communes et des communes rurales, d’une garantie de surface minimale appelée « garantie communale ». Ce dispositif prévoit que toute commune qui est, soit couverte par un PLU, par un document en tenant lieu ou par une carte communale, soit qui a entamé les démarches pour s’en doter avant le 22 août 2026, ne peut être privée, en raison de la déclinaison des objectifs du ZAN dans les documents de planification et d’urbanisme, d’une surface minimale de consommation d’ENAF. Cette surface minimale a été fixée à 1 hectare pour la période 2021-2031. Les communes nouvelles dont l’arrêté de création a été pris après le 1er janvier 2011 peuvent bénéficier d’une majoration de surface de 0,5 hectare pour chaque commune déléguée, dans une limite de 2 hectares. Cette surface peut être mutualisée à l’échelle intercommunale à la demande du maire, après avis de la conférence des maires de l’EPCI ou, à défaut, du bureau de l’EPCI concerné si l’ensemble des maires des communes membres en fait partie.

Par ailleurs, il doit être précisé que l’article 15 adopté en séance publique en première lecture à l’Assemblée nationale dans le cadre du projet de loi simplification de la vie économique prévoit à ce jour d’une nouvelle exemption du décompte de l’artificialisation des sols pour toutes les implantations industrielles et les projets d’intérêt national ou local majeur. Il prévoit également la création d’une nouvelle enveloppe nationale de 10 000 hectares pour les projets industriels ainsi que les besoins en aménagements et en logements connexes ([169]).

Définition des projets d’envergure nationale ou européenne à

l’article 194 de la loi « Climat et résilience »

Peuvent être considérés comme des projets d’envergure nationale ou européenne :

a) Les travaux ou les opérations qui sont ou peuvent être, en raison de leur nature ou de leur importance, déclarés d’utilité publique par décret en Conseil d’État ou par arrêté ministériel. Pour les infrastructures fluviales sont concernés les travaux ou les opérations qui sont réalisés sur le domaine public de l’État ou de ses opérateurs ;

b) Les travaux ou les opérations de construction de lignes ferroviaires à grande vitesse et leurs débranchements ;

c) Les projets industriels d’intérêt majeur pour la souveraineté nationale ou la transition écologique ainsi que ceux qui participent directement aux chaînes de valeur des activités dans les secteurs des technologies favorables au développement durable ;

d) Les actions ou les opérations d’aménagement qui sont réalisées par un grand port maritime ou fluviomaritime de l’État ou pour son compte, et qui sont conformes aux orientations prévues dans son projet stratégique pour sa circonscription ainsi que celles réalisées par le port autonome de Strasbourg ;

e) Les opérations intéressant la défense ou la sécurité nationales ;

f) Les opérations de construction ou de réhabilitation d’un établissement pénitentiaire qui sont réalisées par l’Agence publique pour l’immobilier de la justice ;

g) Les actions ou les opérations de construction ou d’aménagement réalisées par l’État ou, pour son compte, par l’un de ses établissements publics ou, le cas échéant, par un concessionnaire, dans le périmètre d’une opération d’intérêt national ;

h) La réalisation d’un réacteur électronucléaire ;

i) Les opérations de construction ou d’aménagement de postes électriques de tension supérieure ou égale à 220 kilovolts.

Source : article 194 de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets.

B. Les exemptions en faveur de la production d’Énergie photovoltaïque

L’article 194 précité dispose, pour la première tranche de réduction de consommation d’ENAF pour 2021-2031, qu’un « espace naturel ou agricole occupé par une installation de production d’énergie photovoltaïque n’est pas comptabilisé dans la consommation d’espaces naturels, agricoles et forestiers dès lors que les modalités de cette installation permettent qu’elle n’affecte pas durablement les fonctions écologiques du sol, en particulier ses fonctions biologiques, hydriques et climatiques ainsi que son potentiel agronomique et, le cas échéant, que l’installation n’est pas incompatible avec l’exercice d’une activité agricole ou pastorale sur le terrain sur lequel elle est implantée ».

En effet, lors de l’examen au Sénat de la loi dite « Climat et résilience », plusieurs amendements identiques ont été adoptés, avec un avis favorable du Gouvernement et du rapporteur, afin de « permettre de ne pas comptabiliser les installations d’énergie renouvelable qui ont une incidence marginale sur les fonctions écologiques des sols agricoles ou naturels » ([170]) dans la mise en œuvre des dispositions de lutte contre l’artificialisation des sols.

Il s’agissait, selon les auteurs des amendements, de prendre en compte les spécificités de « certaines installations de production d’énergie renouvelable » qui « n’ont qu’une incidence marginale sur les fonctions écologiques du sol, par exemple dans le cas de panneaux photovoltaïques reposant sur des piquets directement plantés dans le sol naturel ». De plus, dans cet exemple, les auteurs des amendements estimaient que « l’installation photovoltaïque est complètement réversible à l’issue de son exploitation ». L’objectif était ainsi de concilier les objectifs de lutte contre l’artificialisation des sols et de développement des énergies renouvelables, en s’assurant, d’une part, « de prendre en compte l’impact sur les sols des installations d’énergies renouvelables » et, d’autre part, « de ne pas retarder le développement des énergies renouvelables alors que les difficultés d’accès au foncier représentent aujourd’hui l’un des principaux freins à leur développement ».

● Le décret du 29 décembre 2023 est venu préciser les modalités d’application de cette exemption en définissant les critères que doivent respecter les installations de production d’énergie photovoltaïque pour ne pas être comptabilisées dans le calcul de la consommation d’espace ([171]). Ainsi, les modalités de cette installation doivent permettre de garantir :

– la réversibilité de l’installation ;

– le maintien, sur le lieu de l’installation, du couvert végétal correspondant à la nature du sol et, le cas échéant, des habitats naturels préexistants sur le site d’implantation, sur toute la durée de l’exploitation, ainsi que de la perméabilité du sol au niveau des voies d’accès ;

– sur les espaces à vocation agricole, le maintien d’une activité agricole ou pastorale significative sur le terrain sur lequel elle est implantée, en tenant compte de l’impact du projet sur les activités qui y sont effectivement exercées ou, en l’absence d’activité agricole ou pastorale effective, qui auraient vocation à s’y développer.

Un arrêté du 29 décembre 2023 ([172]) des ministres chargés de l’urbanisme, de l’énergie et de l’agriculture précise les modalités d’implantation et les caractéristiques techniques, notamment l’espacement entre les panneaux et la hauteur de ceux-ci, qui permettent de garantir que les conditions prévues par la loi sont satisfaites.

CaractÉristiques techniques des installations de production

d’Énergie photovoltaïque Éligibles

Source : arrêté du 29 décembre 2023 définissant les caractéristiques techniques des installations de production d’énergie photovoltaïque exemptées de prise en compte dans le calcul de la consommation d’espaces naturels, agricoles et forestiers.

Enfin, ce principe dérogatoire a été étendu au calcul de l’artificialisation des sols applicable à compter de 2031 par le décret n° 2023-1096 du 27 novembre 2023 relatif à l’évaluation et au suivi de l’artificialisation des sols, en précisant que peuvent être considérées comme des surfaces non artificialisées, les surfaces sur lesquelles sont implantées des installations de production d’énergie solaire photovoltaïque qui respectent les critères fixés par le décret du 29 décembre 2023.

À ce jour, la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) indique que 62 dossiers ont été déposés pour un total de 267 hectares de surface d’installations déclarées, parmi lesquelles 263 hectares bénéficient de l’exemption. Parmi les 62 dossiers, 41 dossiers ont une date d’installation effective située entre 2021 et 2023, les 21 restants ont une date d’installation déclarée entre 2024 et 2027.

II. Le dispositif proposÉ

Le développement de la chaleur renouvelable est un volet majeur de la stratégie nationale bas carbone (SNBC). En France, la chaleur représente près de la moitié de la consommation finale énergétique et reste majoritairement produite par des énergies fossiles fortement émettrices de gaz à effet de serre. L’atteinte des objectifs nationaux de développement de la chaleur renouvelable nécessite d’examiner attentivement les contraintes au déploiement des installations de production de chaleur issue d’énergies renouvelables, dès lors que ces installations n’affectent pas durablement les fonctions écologiques du sol. L’objectif fixé dans le cadre de la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3) de 10 térawattheures de chaleur solaire thermique à l’horizon 2035 s’appuie ainsi sur une cible d’environ 5 térawattheures pour de grandes installations solaires thermiques (GIST), contre environ 0,03 térawattheure aujourd’hui.

À cette fin, le Sénat a adopté, lors de l’examen de la proposition de loi en séance publique, un amendement ([173]) portant article additionnel visant à modifier l’article 194 de la loi dite « Climat et résilience », afin d’élargir « l’exemption dont bénéficie le solaire photovoltaïque en matière d’artificialisation des sols à l’énergie solaire thermique ». Il s’agit, selon les auteurs de l’amendement « d’une mesure de simplification – en ce qu’elle permettra de ne plus distinguer les différents usages de l’énergie solaire – appelée de ses vœux par tous les acteurs de la filière, au premier rang desquelles les collectivités ».

Cette mesure semble d’autant plus justifiée, comme le souligne le Syndicat des énergies renouvelables (SER) dans sa réponse écrite au rapporteur pour avis, que « techniquement, les structures et les ancrages permettant de poser les capteurs solaires thermiques sont absolument similaires à celles permettant de poser les capteurs solaires photovoltaïques. Il est donc tout à fait possible pour les porteurs de projets solaires thermiques de respecter les critères techniques d’exemptions, notamment les exigences d’espacement et de hauteur prévus par la réglementation pour les panneaux photovoltaïques ».

La différence de traitement entre solaire thermique et solaire photovoltaïque semble donc uniquement juridique et largement discutable. Le SER estime ainsi que « l’exemption des installations solaires thermiques de la comptabilisation d’espaces naturels et agricoles permettrait d’accélérer le développement des réseaux urbains de chaleur solaire et de garantir une trajectoire de réduction des émissions compatibles avec les engagements climatiques de la France ».

En revanche, la mesure adoptée par le Sénat va au-delà de l’exposé des motifs de l’amendement et de l’intention exprimés lors des débats, dans la mesure où le dispositif proposé étend également l’exemption aux installations de stockage d’énergie solaire photovoltaïque et solaire thermique, et non seulement aux installations de production de ces deux énergies.

Cet amendement a été adopté en dépit d’un avis défavorable du Gouvernement, qui estimait :

– que la grande majorité des grandes installations solaires thermiques (GIST) sont alimentées par des centrales à capteurs plans (jusqu’à 100 degrés Celsius) ou à concentration (jusqu’à 300 degrés Celsius) et couvrent principalement les besoins en chaleur basse ou moyenne température de réseaux de chaleur urbains ou de sites industriels. La chaleur se transportant plus difficilement que l’électricité, ces grands parcs solaires thermiques doivent nécessairement être placés proche des sources de consommation : la plupart des sites sont ainsi situés sur des sites dégradés, non agricoles, situés à proximité des agglomérations (friche, ancienne carrière, etc.) ;

– que les installations de stockage de ces énergies ne peuvent être comprises dans l’exemption, dans la mesure où les caractéristiques techniques de ces constructions artificialisent par nature les sols et ne permettent pas de répondre aux critères de la loi de non-atteinte durable aux fonctions écologiques du sol, en particulier ses fonctions biologiques, hydriques et climatiques, et de maintien d’une activité agricole.

En considérant les objectifs très ambitieux du projet de PPE 3 pour les GIST, la DGEC estime qu’il est possible d’estimer la surface totale considérée par la nouvelle exemption entre 700 et 1 000 hectares au total à l’horizon 2035 pour l’énergie solaire thermique.

III. Les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté un amendement du rapporteur pour avis (CD87) afin de limiter l’exemption en matière d’artificialisation des sols, dont bénéficient aujourd’hui les installations de production d’énergie solaire photovoltaïque, aux seules installations de production d’énergie solaire thermique, et non pas aux installations de stockage de ces deux énergies renouvelables.

La commission a en effet estimé que les installations de stockage de l’énergie solaire conduisent par nature à artificialiser les sols et ne permettent pas de répondre aux critères de la loi de non-atteinte durable aux fonctions écologiques du sol, en particulier ses fonctions biologiques, hydriques et climatiques, et de maintien d’une activité agricole.

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Article 22 quater (article L. 181-9 du code de l’environnement) Encadrement de la durée d’instruction des autorisations environnementales pour les projets d’installations d’énergies renouvelables

I. L’État du droit

A. L’instruction des autorisations environnementales depuis la loi « industrie verte » de 2023

● Le régime de l’autorisation environnementale est défini par le chapitre unique Autorisation environnementale du titre VIII Procédures administratives du livre Ier du code de l’environnement, composé des articles L. 181-1 à L. 181-32. Il s’agit d’un outil de simplification permettant de rassembler, en une seule procédure d’autorisation, pour un même projet, plusieurs procédures relevant de législations distinctes et liées à des enjeux environnementaux.

L’article L. 181-1 du code de l’environnement définit le champ d’application de ce régime, qui concerne les installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE) et les installations, ouvrages, travaux et activités (IOTA) susceptibles de présenter des dangers pour l’environnement et la santé. Les porteurs de projets d’installation de production d’énergies renouvelables doivent ainsi effectuer une demande d’autorisation environnementale lorsque ces derniers présentent un danger pour l’environnement ou pour la santé, ce qui est généralement le cas pour les projets éoliens et les projets de méthaniseurs. En revanche, la demande d’autorisation environnementale s’applique uniquement aux installations au sol d’une puissance égale ou supérieure à 1 mégawatt crête, excluant de fait la plupart des projets concernés.

NomeNclature des projets d’Énergie renouvelable

soumis à une évaluation environnementale

Source : tableau annexé à l’article R. 122-2 du code de l’environnement.

● Avant la loi n° 2023-973 du 23 octobre 2023 relative à l’industrie verte, la procédure de délivrance des autorisations environnementales comportait trois phases : une phase d’examen de la demande, comprenant le recueil des avis obligatoires, notamment celui de l’autorité environnementale, ainsi que la réponse du pétitionnaire, puis une phase d’enquête publique sur un dossier comprenant ces avis et réponse et, enfin, une phase de décision. L’ensemble de ces trois phases composait le délai théorique de la procédure d’autorisation environnementale qui était de neuf mois.

Depuis la loi relative à l’industrie verte, l’article L. 181-9 du code de l’environnement dispose que l’instruction d’une demande d’autorisation environnementale comporte désormais deux phases distinctes :

– une phase d’examen et de consultation, au cours de laquelle les services de l’État procèdent à l’instruction du dossier complet de demande de l’autorisation environnementale, parallèlement à la réalisation des consultations obligatoires des différentes instances (par exemple les communes, l’autorité environnementale, le comité scientifique régional de protection de la nature, etc.) et à la participation du public ;

– une phase de décision, où un arrêté préfectoral octroie ou non l’autorisation environnementale.

Ainsi, depuis la loi relative à l’industrie verte, l’instruction du dossier de demande d’autorisation environnementale par les services de l’État s’effectue parallèlement aux consultations obligatoires des différents organismes et instances compétents, aux consultations des conseils municipaux et autres collectivités locales intéressées et à la participation du public. Il s’agit ainsi de réduire les délais d’instruction des demandes d’autorisation environnementale en parallélisant la phrase d’examen et la phase de consultation.

B. L’encadrement des dÉlais d’instruction dans le domaine des Énergies renouvelables

1. La directive dite « RED III » encadre la durée totale d’octroi de permis dans le domaine des énergies renouvelables

La directive dite « RED III » a inséré en octobre 2023 trois nouveaux articles 16, 16 bis et 16 ter au sein de la directive 2018/2001 qui encadre désormais au niveau européen les délais d’octroi de permis administratifs pertinents pour la construction, le rééquipement et le fonctionnement des installations d’énergie renouvelable ([174]).

● La directive prévoit pour les installations d’énergie renouvelable situées dans des zones d’accélération des énergies renouvelables :

– un délai de 30 jours suivant la réception d’une demande d’un permis pour constater le caractère complet de la demande ou, si le demandeur n’a pas envoyé toutes les informations nécessaires au traitement de la demande, inviter ce dernier à présenter une demande complète. La date à laquelle l’autorité compétente constate le caractère complet de la demande constitue la date de début de la procédure d’octroi de permis ;

– un délai de 12 mois pour la procédure d’octroi de permis pour les projets d’énergie renouvelable terrestre ;

– un délai de 24 mois pour la procédure d’octroi de permis pour les projets d’énergie renouvelable en mer ;

– un délai de 6 mois pour la procédure d’octroi de permis pour les projets de rééquipement des centrales électriques utilisant des sources d’énergie renouvelable terrestre, pour les nouvelles installations d’une puissance électrique inférieure à 150 kilowatts, pour le stockage sur place de l’énergie, y compris les installations électriques et thermiques, ainsi que pour leur raccordement au réseau.

Dans des circonstances extraordinaires dûment justifiées, les États membres peuvent prolonger le délai de 6 mois de 3 mois au maximum, et les délais de 12 mois et 24 mois de 6 mois au maximum.

● En revanche, pour les installations d’énergie renouvelable situées en dehors des zones d’accélération des énergies renouvelables, la directive prévoit :

– un délai de 45 jours suivant la réception d’une demande d’un permis pour constater le caractère complet de la demande ;

– un délai de 24 mois pour la procédure d’octroi de permis pour les projets d’énergie renouvelable terrestre ;

– un délai de 36 mois pour la procédure d’octroi de permis pour les projets d’énergie renouvelable en mer ;

– un délai de 12 mois pour la procédure d’octroi de permis pour les projets de rééquipement des centrales électriques utilisant des sources d’énergie renouvelable terrestre, pour les nouvelles installations d’une puissance électrique inférieure à 150 kilowatts, pour le stockage sur place de l’énergie, y compris les installations électriques et thermiques, ainsi que pour leur raccordement au réseau.

Dans des circonstances extraordinaires dûment justifiées, les États membres peuvent prolonger le délai de 12 mois de 3 mois au maximum, et les délais de 24 mois et 36 mois de 6 mois au maximum.

La France avait jusqu’au 21 mai 2025 pour mettre en vigueur les dispositions législatives, réglementaires et administratives permettant de transposer le contenu de cette directive.

2. Le droit français encadre la durée des différentes phases d’instruction de l’autorisation environnementale

Dans ce contexte, la durée globale de l’instruction d’une autorisation environnementale ne fait pas l’objet en France d’un encadrement particulier pour les projets d’installations d’énergie renouvelable. En revanche, les durées des différentes phases d’instruction de la demande d’autorisation environnementale font l’objet d’un encadrement, le plus souvent de nature réglementaire :

– pour la phase d’examen, il est prévu que l’ensemble des autorités, organismes et services de l’État dont l’avis ou la contribution sont requis doivent transmettre ces derniers dans un délai de 45 jours à compter de la saisine de ces instances par le préfet (article R. 181-33 du code de l’environnement). Les avis sont réputés favorables au-delà du délai dans lequel ils auraient dû être rendus. Ce délai est toutefois porté à 2 mois pour certaines consultations obligatoires (collectivités territoriales, conseil scientifique régional du patrimoine naturel, etc.) ;

– pour la phase de consultation, la loi relative à l’industrie verte a mis en place une nouvelle procédure de consultation du public, hybride entre l’enquête publique et la participation du public par voie électronique (PPVE), d’une durée de 3 mois (article L. 180-10-1 du code de l’environnement), à laquelle il convient d’ajouter 3 semaines pour la remise des conclusions et du rapport du commissaire enquêteur. Dès réception du dossier de demande d’autorisation environnementale, donc avant même le début de l’examen de cette demande, l’autorité administrative doit saisir le président du tribunal administratif compétent en vue de la désignation d’un commissaire enquêteur chargé de la consultation du public. La durée de la consultation du public dure ensuite 3 mois au maximum, le dossier est mis à disposition du public et les contributions sont réceptionnées par voie postale ou électronique. Le commissaire enquêteur doit toutefois organiser deux réunions publiques au début et à la fin de la période de consultation, en présence du porteur de projet, et remettre son rapport et ses conclusions motivées à l’autorité administrative, dans un délai de 3 semaines après la clôture de la consultation du public ;

– pour la phase de décision, le préfet statue sur la demande d’autorisation environnementale dans les 2 mois à compter du jour de l’envoi par le préfet au pétitionnaire du rapport et des conclusions du commissaire enquêteur (article R. 181-41 du code de l’environnement). Le silence gardé par le préfet à l’issue de ce délai pour statuer sur la demande d’autorisation environnementale vaut décision implicite de rejet (article R. 181-42 du même code).

Au total, avec le parallélisme des phases d’examen et de consultation, la durée d’instruction théorique des demandes d’autorisation environnementale est entre 6 et 9 mois une fois le dossier reconnu complet et régulier. Il doit être toutefois noté que lorsque l’instruction fait apparaître que le dossier n’est pas complet ou régulier, ou ne comporte pas les éléments suffisants pour en commencer ou en poursuivre l’examen, le préfet invite le demandeur à le compléter dans un délai qu’il fixe (les délais d’instruction sont alors suspendus).

Par ailleurs, il existe des délais intercalaires entre les différentes phases de la procédure d’instruction, également responsables d’écarts parfois importants entre le délai théorique et le délai réel. Ainsi, au cours de son audition par le rapporteur pour avis, le SER a indiqué qu’en pratique, pour les nouveaux projets éoliens, et selon les derniers retours d’expérience, « il faut en réalité compter une durée moyenne d’instruction des projets de 2,5 ans, la durée totale oscillant entre 1,5 et 4 ans ». De même, pour les centrales solaires au sol, le délai d’instruction global des projets complexes est « entre 8 et 12 mois ». Le syndicat estime ainsi que « la durée de ces procédures affecte considérablement la compétitivité des projets » dans le domaine des énergies renouvelables, « dans la mesure où la mobilisation de capital humain pendant une longue durée d’instruction augmente les coûts pour les développeurs ».

La DGEC indique de son côté que les délais moyens d’instruction pour les éoliennes terrestres constatés fin 2024 sont de 22 mois hors délais de suspensions (demandes de compléments ou recours). En ce qui concerne les installations de méthanisation, les délais d’instruction (hors délais de suspension) sont de 19 mois pour les projets relevant de l’autorisation environnementale.

Pour cette raison, l’article 7 de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables avait mis en place des délais plus brefs dans les zones d’accélération pour l’implantation d’installations terrestres de production d’énergies renouvelables. L’article L. 181-9 du code de l’environnement disposait ainsi que, pour les projets d’installations de production d’énergies renouvelables et dans la stricte limite de ces zones d’accélération, la durée maximale de la phase d’examen était de 3 mois à compter de la date d’accusé de réception du dossier. Elle pouvait être portée à quatre mois sur décision motivée de l’autorité compétente. Ces délais ont toutefois été supprimés par l’article 4 de la loi relative à l’industrie verte qui a procédé au parallélisme des phases d’examen et de consultation.

II. Le dispositif proposÉ par le SÉnat

Le Sénat a adopté, lors de l’examen de la proposition de loi en séance publique, un amendement ([175]) portant article additionnel visant à modifier l’article L. 181-9 du code de l’environnement relatif à la procédure d’instruction de l’autorisation environnementale, afin d’encadrer le délai d’instruction maximal de cette dernière pour les installations de production d’énergies renouvelables.

Il s’agit, selon l’auteur de l’amendement, de transposer strictement en droit français les articles 16 bis et 16 ter de la directive « RED III » en prévoyant que la durée maximale d’instruction de l’autorisation environnementale des projets d’énergie renouvelable est de 12 mois à compter de la réception d’un dossier complet pour les projets situés en zones d’accélération et de 24 mois pour les projets situés à l’extérieur de ces zones. Les zones retenues pour l’application de la mesure sont les zones d’accélération pour implantation d’installations terrestres de production d’énergie renouvelable, définies par l’article L. 141-5-3 du code de l’énergie et créées par la loi relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables.

Il est également prévu, conformément à la directive « RED III », la possibilité de prolonger de 6 mois la durée d’instruction des projets en cas de circonstances exceptionnelles dûment justifiées pour les projets situés à l’intérieur ou à l’extérieur de ces zones.

Cet amendement a été adopté en dépit d’un avis défavorable du Gouvernement qui estimait que :

– la rigidité de la rédaction conduirait l’administration à rejeter les projets même pour quelques jours de retard, ce qui mettrait en difficulté un grand nombre de dossiers potentiellement viables. En particulier, la mesure conduirait l’administration à ne plus pouvoir demander des compléments utiles durant la phase d’examen, conduisant à rejeter un grand nombre de dossiers incomplets ou irréguliers, et entraînant une perte de temps pour les porteurs de projets, un renforcement des risques de contentieux et une obligation de redéposer des dossiers complets ;

– les zones d’accélération au sens la directive « RED III » n’ont pas encore fait l’objet de transposition : en effet, le zonage introduit par le législateur au travers de la loi Aper prévoit un mécanisme de planification ascendante des énergies renouvelables sur le territoire et permet aux communes, si elles le souhaitent, d’identifier des zones d’accélération des énergies renouvelables sur leur territoire communal. Il s’agit de zones préférentielles pour voir des projets d’énergies renouvelables se développer, qui résultent d’une intention politique de la commune et sont sans incidence directe sur l’instruction du dossier d’autorisation d’urbanisme ou environnementale par les services de l’État. Elles concernent toutes les énergies renouvelables terrestres sur l’ensemble du territoire. À l’inverse, les zones introduites par la directive « RED III » prennent la forme d’un plan et programme, et sont donc soumises à une évaluation environnementale stratégique, ce qui permet ensuite aux projets de développement sur ces zones de bénéficier, sous certaines conditions, d’une exemption d’évaluation environnementale et d’un délai réduit d’instruction ;

– la création d’une sous-catégorie d’autorisation environnementale pour les seules installations de production d’énergie renouvelable complexifie le droit applicable, à rebours des objectifs de simplification recherchés par ailleurs par la proposition de loi ;

– la loi industrie verte encadre déjà suffisamment la durée de la procédure d’instruction des autorisations environnementales pour satisfaire aux exigences de la directive « RED III » : la durée théorique totale est désormais entre 6 et 9 mois pour les autorisations environnementales. Les délais imposés par cet article ne tiennent ainsi pas compte des bénéfices associés à la nouvelle procédure « industrie verte », applicable aux dossiers déposés depuis le 23 octobre 2024, qui permettra notamment de raccourcir les délais en engageant la phase de consultation en parallèle de l’instruction, que le projet relève ou non des énergies renouvelables et qu’il soit ou non situé dans ou en dehors des zones d’accélérations.

Sur ce dernier point, le SER relève dans sa réponse écrite au rapporteur pour avis que « prévoir une durée de 24 mois en dehors des zones d’accélération, telle que prévue actuellement par l’article 22 quater, a peu de sens dans la mesure où c’est à peu près la réalité moyenne des projets aujourd’hui ». Il préconise ainsi plutôt « de mettre en cohérence l’article 22 quater avec le délai théorique prévu dans le cadre de la réforme de la loi industrie verte, entrée en vigueur en octobre 2024, et qui pose une durée théorique d’instruction de 9 mois, que le projet soit à l’intérieur ou à l’extérieur d’une zone d’accélération ». Cette durée est « plus ambitieuse que ce que propose le droit européen, et la transposition de la directive ne doit pas brider cette ambition ».

De la même manière, la DGEC indique dans sa réponse écrite qu’une « transposition littérale des articles 16 bis et 16 ter de RED III n’est pas nécessaire dans la mesure où la nouvelle procédure “industrie verte” permet déjà d’instruire (…) les demandes d’autorisations environnementales dans les délais requis par la directive RED III, que le projet relève ou non des énergies renouvelables et qu’il soit ou non situé dans ou en dehors des zones d’accélérations ».

Cet amendement avait par ailleurs déjà fait l’objet d’une adoption au Sénat lors de l’examen en séance de la loi n° 2025-391 du 30 avril 2025 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. Il a toutefois été supprimé, d’un commun accord entre le Sénat et l’Assemblée nationale, lors de l’élaboration du texte de la commission mixte paritaire sur les dispositions restant en discussion (article 26 ter).

III. Les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté un amendement du rapporteur pour avis (CD89) de suppression du présent article, en estimant qu’il introduisait un encadrement rigide des délais d’instruction des demandes d’autorisation environnementale pour les projets d’énergies renouvelables et que les dispositions issues de la loi dite « industrie verte » permettent déjà de satisfaire aux exigences de durée d’instruction posées par la directive « RED III ».

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Article 22 quinquies (article L. 181-14 du code de l’environnement) Encadrement de la durée d’instruction des autorisations environnementales pour les projets de rééquipement des installations d’énergies renouvelables

I. L’État du droit

● Le régime de l’autorisation environnementale est défini par le chapitre unique Autorisation environnementale du titre VIII Procédures administratives du livre Ier du code de l’environnement, composé des articles L. 181-1 à L. 181-32. Il s’agit d’un outil de simplification permettant de rassembler, en une seule procédure d’autorisation, pour un même projet, plusieurs procédures relevant de législations distinctes et liées à des enjeux environnementaux.

L’article L. 181-1 du code de l’environnement définit le champ d’application de ce régime, qui concerne les installations classées pour la protection de l’environnement (ICPE) et les installations, ouvrages, travaux et activités (IOTA) susceptibles de présenter des dangers pour l’environnement et la santé. Les porteurs de projets d’installation de production d’énergies renouvelables doivent ainsi effectuer une demande d’autorisation environnementale. L’article L. 181-14 du code de l’environnement précise qu’il en est de même pour « toute modification substantielle des activités, installations, ouvrages ou travaux qui relèvent de l’autorisation environnementale ». Ainsi, si la modification envisagée apparaît comme étant substantielle, l’exploitant est tenu d’obtenir une nouvelle autorisation. Inversement, si la modification envisagée de l’installation est de nature à entraîner un changement notable, l’exploitant est tenu uniquement d’en informer le préfet, afin que ce dernier puisse prendre éventuellement des prescriptions complémentaires après analyse des dangers présentés par la modification.

L’article R. 181-46 du code de l’environnement précise qu’est regardée comme substantielle la modification apportée à des activités, installations, ouvrages et travaux soumis à autorisation environnementale qui « en constitue une extension devant faire l’objet d’une nouvelle évaluation environnementale », qui « atteint des seuils quantitatifs et des critères fixés par arrêté » ou qui « est de nature à entraîner des dangers et inconvénients significatifs pour les intérêts » environnementaux.

Ces dispositions s’appliquent tout particulièrement aux projets de rééquipement d’une installation d’énergie renouvelable. Cette notion de rééquipement est définie par l’article 2 de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables comme « la rénovation des centrales électriques produisant de l’énergie renouvelable, notamment le remplacement total ou partiel des installations ou des systèmes et des équipements d’exploitation, dans le but d’en modifier la capacité ou d’augmenter l’efficacité ou la capacité de l’installation ».

Dans ce contexte, l’instruction du 25 juillet 2018 relative à l’appréciation des projets de renouvellement des parcs éoliens terrestres ([176]) fournit ainsi des éléments d’appréciation du caractère substantiel de la modification d’un projet dans le cas particulier du renouvellement d’un parc éolien. Ainsi, un projet de rééquipement nécessitera systématiquement une nouvelle autorisation environnementale lorsqu’une « augmentation de plus de 50 % de la hauteur d’une des éoliennes » est envisagée et, au cas par cas, « sur une augmentation de la hauteur des éoliennes comprise entre 10 % et 50 % ». En revanche, un renouvellement d’éoliennes par d’autres éoliennes de dimension identique et au même emplacement ne nécessite pas de nouvelle autorisation environnementale, mais un simple porter à connaissance du préfet. La DGEC a indiqué au rapporteur pour avis que cette instruction fait actuellement l’objet de travaux de révision afin de faire évoluer les seuils d’appréciation permettant de juger du caractère substantiel de la modification du parc éolien.

● La directive dite « RED III » a inséré en octobre 2023 trois nouveaux articles 16, 16 bis et 16 ter au sein de la directive (UE) 2018/2001 du 11 décembre 2018 qui encadre désormais au niveau européen les délais d’octroi de permis administratifs pertinents pour la construction, le rééquipement et le fonctionnement des installations d’énergie renouvelable ([177]). La directive ainsi modifiée prévoit :

– pour les installations d’énergie renouvelable situées dans des zones d’accélération des énergies renouvelables, un délai de 6 mois pour la procédure d’octroi de permis pour les projets de rééquipement des centrales électriques utilisant des sources d’énergie renouvelable terrestre ;

– pour les installations d’énergie renouvelable situées en dehors des zones d’accélération des énergies renouvelables, un délai de 12 mois pour la procédure d’octroi de permis pour les projets de rééquipement des centrales électriques utilisant des sources d’énergie renouvelable terrestre.

Par ailleurs, la directive dite « RED III » insère un nouvel article 16 quater au sein de la directive (UE) 2018/2001 du 11 décembre 2018 qui introduit des mesures d’accélération de la procédure d’octroi de permis pour le rééquipement des installations d’énergies renouvelables :

– lorsque le rééquipement d’une centrale électrique basée sur une énergie renouvelable n’entraîne pas un accroissement de la capacité de plus de 15 %, les États membres veillent à ce que les procédures d’octroi de permis relatives au raccordement au réseau de transport ou de distribution ne dépassent pas 3 mois à compter de la demande adressée à l’entité concernée ;

– lorsque le rééquipement d’une centrale électrique basée sur une énergie renouvelable est soumis à une évaluation de ses incidences sur l’environnement, cette évaluation se limite aux incidences potentielles découlant d’une modification ou d’une extension par rapport au projet initial ;

– lorsque le rééquipement d’installations solaires n’implique pas l’utilisation d’espace supplémentaire et est conforme aux mesures d’atténuation des incidences sur l’environnement applicables, établies pour l’installation solaire d’origine, le projet est exempté de toute obligation d’évaluation de ses incidences sur l’environnement.

En la matière, il doit être noté que l’article 9 de la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables disposait qu’en « cas de rééquipement d’une installation de production d’énergies renouvelables, les incidences que le projet est susceptible d’avoir sur l’environnement sont appréciées au regard des incidences notables potentielles résultant de la modification ou de l’extension par rapport au projet initial ». Cette mesure a toutefois cessé de s’appliquer depuis le 10 septembre 2024.

II. Le dispositif proposÉ

Le Sénat a adopté, lors de l’examen de la proposition de loi en séance publique, un amendement ([178]) portant article additionnel visant à modifier l’article L. 181-14 du code de l’environnement relatif à la procédure d’instruction pour le renouvellement d’une autorisation environnementale, afin d’encadrer le délai d’instruction maximal de cette dernière pour les projets de rééquipement des installations de production d’énergies renouvelables.

Il s’agit, selon l’auteur de l’amendement, de transposer strictement en droit français les articles 16 bis et 16 ter de la directive « RED III » en prévoyant que la durée maximale d’instruction de l’autorisation environnementale des projets de rééquipement des installations d’énergie renouvelable est de 6 mois à compter de la réception d’un dossier complet pour les projets situés en zones d’accélération et de 12 mois pour les projets situés à l’extérieur de ces zones.

Les zones retenues pour l’application de la mesure sont les zones d’accélération pour implantation d’installations terrestres de production d’énergie renouvelable, définies par l’article L. 141-5-3 du code de l’énergie et créées par la loi relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables.

Il est également prévu, conformément à la directive « RED III », la possibilité de prolonger de 3 mois la durée d’instruction des projets en cas de circonstances exceptionnelles dûment justifiées pour les projets situés à l’intérieur ou à l’extérieur de ces zones.

Cet amendement a été adopté en dépit d’un avis défavorable du Gouvernement, pour des raisons similaires à celles évoquées lors de l’examen de l’article 22 quater. Il peut toutefois être ajouté que très peu de projets de renouvellement de parcs éoliens terrestres ont nécessité l’obtention d’une nouvelle autorisation environnementale depuis 2020. Selon les informations transmises par la DGEC, « 85 % des projets de renouvellement sont autorisés au travers d’un porter à connaissance » (modification notable ne nécessitant pas l’obtention d’une nouvelle autorisation environnementale) et « 91 % des projets de renouvellement présentant une augmentation de la hauteur des éoliennes comprise entre 10 % et 50 %, pour lesquels le caractère substantiel ou notable de la modification est apprécié au cas par cas sur la base des éléments d’appréciation transmis dans le cadre du dossier de modification, font in fine l’objet d’un simple porter à connaissance ».

Cet amendement avait par ailleurs déjà fait l’objet d’une adoption au Sénat lors de l’examen en séance de la loi n° 2025-391 du 30 avril 2025 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. Il a toutefois été supprimé, d’un commun accord entre le Sénat et l’Assemblée nationale, lors de l’élaboration du texte de la commission mixte paritaire sur les dispositions restant en discussion (article 26 quater).

III. Les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté un amendement de suppression du rapporteur pour avis (CD90) (amendement identique CD16 de M. Sébastien Humbert, RN), dans la mesure où cet article présente des fragilités similaires à celles soulevées à l’article 22 quater, en introduisant un encadrement rigide des délais d’instruction des demandes d’autorisation environnementale dans le cadre des opérations de rééquipement des installations de production d’énergie renouvelable.

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Chapitre IV Accroître la protection des consommateurs dans la transition énergétique

Article 23 (articles L. 111-3, L. 131-1, L. 131-2, L. 131-2-1, L. 131-2-2 [nouveau], L. 134-2, L. 134-19, L. 134-25, L. 134-28, L. 134-29 et L. 134-30 du code de l’énergie) Attribution à la Commission de régulation de l’énergie de compétences en matière de régulation et développement de l’offre d’hydrogène et de transport et stockage du dioxyde de carbone

I. L’État du droit : un rôle de la cre appelÉ À Évoluer face aux nouveaux besoins de régulation des secteurs de l’HYDROGÈNE et du captage et stockage du co2

A. UN champ de compÉtences ne permettant pas d’encadrer la marche de ces secteurs

1. Des capacités d’intervention portant sur l’électricité et le gaz

● Autorité administrative indépendante instituée par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 ([179]), la Commission de régulation de l’énergie (CRE) exerce des missions de régulation visant à contribuer au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz.

En vertu de l’article L. 132-1 du code de l’énergie, le fonctionnement de la CRE repose sur deux instances :

– le collège de la CRE (article L. 132-2 du code de l’énergie) ;

– le comité de règlement des différends et des sanctions (Cordis) (article L. 132-3 du code de l’énergie).

● Les missions assumées par la CRE ont pour objet d’assurer ([180]) :

– l’application des principes généraux régissant le secteur de l’énergie et, en particulier, les conditions d’accès aux réseaux de transport et de distribution d’électricité et de gaz naturel, ainsi qu’aux installations de gaz naturel liquéfié et de stockage souterrain de gaz naturel ;

– l’application des normes du droit européen ;

– le respect des obligations s’imposant aux gestionnaires et propriétaires de réseaux de transport et de distribution d’électricité et de gaz naturel, aux propriétaires et gestionnaires d’installations de gaz naturel liquéfié ou de stockage souterrain de gaz naturel, ainsi qu’aux entreprises opérant dans les secteurs de l’électricité et du gaz ;

– l’effectivité des mesures de protection des consommateurs.

2. Un pouvoir de sanction presque inexistant sur les opérateurs de ces domaines d’activité

Dans l’accomplissement de ses missions et outre l’exercice de fonctions consultatives ([181]), la CRE dispose de prérogatives et de pouvoirs correspondant à deux grands champs de compétences attribués par le législateur :

– le règlement des différends, sur le fondement des articles L. 134-19 à L. 134-24 du code de l’énergie ([182]), entre les gestionnaires et les utilisateurs des réseaux publics de transport ou de distribution d'électricité ou de réseaux fermés de distribution d'électricité, entre les opérateurs et les utilisateurs des ouvrages de transport et de distribution de gaz naturel, entre les exploitants et les utilisateurs des installations de stockage de gaz naturel ou entre les exploitants et les utilisateurs des installations de gaz naturel liquéfié, ainsi qu’entre les exploitants et les utilisateurs des installations de transport et de stockage géologique de dioxyde de carbone.

– l’exercice du pouvoir de sanction en cas de manquements, dans le cadre des procédures établies par les articles L. 134-25 à L. 134-34 du code de l’énergie ([183]).

Les propriétaires, exploitants, gestionnaires et utilisateurs de réseaux de transport et de distribution, de terminaux ou d’installations d’hydrogène ne figurent donc pas parmi les acteurs dont les différends peuvent être portés devant la CRE. Le droit en vigueur ne lui reconnait pas davantage de compétences pour la régulation des marchés et le contrôle des infrastructures de captage, de transport et de stockage de dioxyde de carbone, même si ces acteurs peuvent faire l’objet de sanction par le Coredis pour certains manquements touchant aux principes généraux du droit de l’énergie.

B. des enjeux et obligations nouveaux pour la politique Énergétique

1. Un nouveau soutien des collectivités publiques au développement de l’hydrogène et au captage du CO2

L’hydrogène et les activités du secteur du captage, de la séquestration ou de l’utilisation du carbone (CSUC) se voient accorder une importance croissance dans la redéfinition du mix énergétique. L’intérêt porté par les pouvoirs publics nationaux et l’Union européenne se traduit par l’établissement de mécanismes financiers ou de cadres normatifs destinés au développement de la production et de l’exploitation de l’hydrogène bas-carbone et de l’hydrogène renouvelable et au déploiement des infrastructures de captage et de stockage du CO2 ([184]).

2. L’affirmation de nouvelles exigences en termes de régulation

En dehors des mesures tendant à la stimulation des activités nécessaires au développement de la production et l’exploitation de l’hydrogène et au déploiement de la captation de CO2, l’Union européenne et les États membres tendent à affermir le cadre juridique applicable à la gestion des réseaux.

● Cette volonté transparait notamment dans le secteur de l’hydrogène, avec l’adoption du quatrième paquet « Gaz naturel et hydrogène ».

Formé d’une directive ([185]) d’un règlement ([186]) en date du 13 juin 2024, ce corpus normatif organise la régulation du secteur de l’hydrogène, qui repose notamment sur le principe d’une séparation effective entre la gestion des réseaux d’hydrogène et les activités de production et de fourniture d’hydrogène. Par cette mesure, l’Union européenne vise à prévenir le risque de discrimination de la part des entreprises verticalement intégrées à l’encontre de leurs concurrents en matière d’accès au réseau et d’investissements. De fait, les caractéristiques de tels réseaux créent assez naturellement les conditions d’un monopole.

En outre, le quatrième paquet « Gaz naturel et hydrogène » impose aux États membres de désigner une autorité de régulation afin d’exercer la compétence de certification des gestionnaires de réseaux de transport d’hydrogène.

S’agissant du secteur CSUC, la transparence et le libre accès aux infrastructures de transport et de stockage du dioxyde de carbone demeurent des principes qui prévalent en droit européen, notamment sur le fondement de la directive 2009/31/CE du 5 juin 2009 ([187]).

II. Le dispositif proposÉ par le sÉnat : une EXTENSION des missions de la commission de rÉgulation de l’Énergie aux secteurs de l’hydrogène et DU CSUC

L’article 23 de la proposition de loi vise à permettre à la Commission de régulation de l’énergie d’exercer ses missions de régulation sur les activités de transport et de distribution d’hydrogène, ainsi que sur celles de captage, transport et stockage du dioxyde de carbone. À cet effet, le texte octroie à la Commission des compétences à l’égard des fournisseurs, des gestionnaires et des exploitants de ces secteurs en les mentionnant parmi les opérateurs assujettis à ses pouvoirs de contrôle et de sanction.

A. les dispositions initiales de la proposition de loi

1. Une compétence de la CRE confortée dans la surveillance des contrats de fourniture d’énergie

Le 1° AA de l’article 23 de la présente proposition de loi confère à la surveillance des contrats de fourniture d’énergie le caractère d’une compétence de plein droit de la CRE, dont l’exercice n’est pas subordonné à l’existence de l’une des procédures instituées par la loi afin de pallier l’insuffisance des capacités de production d’énergie au regard des objectifs de la PPE ([188]). En conséquence de la modification réalisée au second alinéa de l’article L. 131-2 du code de l’énergie, la mise en œuvre des procédures de mise en concurrence auxquelles l’autorité administrative peut recourir ne constitue plus une condition nécessaire mais devient une circonstance particulière.

Ainsi, dans les secteurs de l’électricité renouvelable, du biogaz, du gaz renouvelable et du gaz bas-carbone, le texte autorise la CRE à surveiller les transactions effectuées en exécution de deux types de contrats :

– les contrats de revente aux consommateurs finals ou aux gestionnaires de réseaux pour leurs pertes par les fournisseurs d’électricité (mentionnés au 2° du I de l’article L. 333-1 du code de l’énergie) ;

– les contrats de vente directe à long terme de biogaz, de gaz renouvelable ou de gaz bas-carbone au sens des articles L. 445-1 ou L. 447-1 du code de l’énergie (mentionnés au deuxième alinéa de l’article L. 443-1 du même code).

Une telle disposition présente l’intérêt de renforcer le pouvoir de régulation de la Commission de régulation de l'énergie, même si elle ne répond pas directement à l’objectif premier de l’article 23, à savoir l’affermissement d’une capacité d’intervention dans le secteur de l’hydrogène et dans celui du captage et du stockage du CO2.

2. Un rôle nouveau dans le développement des infrastructures d’hydrogène et de captage et du stockage de CO2

● Le 2° de l’article 23 de la proposition de loi intègre la participation au développement de l’ensemble des infrastructures de production d’hydrogène parmi les missions de plein exercice de la CRE. En effet, dans la modification du libellé de l’article L. 131-2-1 du code de l’énergie, le a) retire le caractère facultatif du concours que le CRE peut apporter ; le b) accole une mention qui renvoie à l’ensemble des catégories d’hydrogène définies à l’article L. 811-1 du code de l’énergie, ce qui inclut l’hydrogène carboné et l’hydrogène coproduit lors d’un processus industriel et autoconsommé.

● Le 3° de l’article 23 établit le principe d’un concours de la CRE au développement des installations de captage, de transport et de stockage du dioxyde de carbone. À cet effet, il insère dans le code de l’énergie un nouvel article L. 131-2-2, reprenant la définition de la mission de la commission en ce qui concerne les infrastructures d’hydrogène.

● La rédaction de l’article 23, pas plus que les travaux du Sénat, ne permettent d’établir la portée exacte de ces dispositions. Si leur formulation revêt un caractère impératif, il peut être considéré que le texte ne crée pas une obligation de moyen ou de résultat, mais qu’il offre un fondement légal à une intervention de la CRE dans la limite de ses compétences. Au cours de ses travaux, la commission des affaires économiques du Sénat n’a pas exprimé d’appréciation quant aux inconvénients éventuels d’une telle mission.

B. les modifications apportÉes par le sÉnat

Dans l’ensemble, les amendements adoptés en commission et en séance publique ont visé à étendre la capacité d’intervention de la CRE à l’égard des opérateurs et des infrastructures des secteurs de l’hydrogène, de la captation et du stockage du dioxyde de carbone, en les intégrant dans le champ d’application de l’ensemble des compétences que la loi accorde à la CRE.

1. En commission

Les modifications apportées au dispositif de l’article 23 résultent de l’adoption par la commission des affaires économiques d’un amendement présenté par les rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet.

a. La formalisation d’une mission de régulation des marchés et de contrôle du respect des obligations du droit de l’énergie

● Le 1°A inséré à l’article 23 propose d’inclure les activités de fourniture d’hydrogène et celles portant sur le captage, le transport et le stockage géologique du dioxyde de carbone dans le champ des marchés au bon fonctionnement desquels la CRE doit concourir. À cette effet, le a) insère la mention de ces secteurs dans le champ de la mission générale de régulation des marchés de l’énergie définie au premier alinéa de l’article L. 131-1 du code de l’énergie.

Par un même procédé, le b) du 1°A établit la compétence de la CRE à l’égard des opérateurs pour assurer l’application des principes encadrant le marché et leurs activités.

D’une part, il accorde à la Commission la capacité juridique de prévenir des entraves au développement de la concurrence que pourraient provoquer les conditions d’accès aux réseaux de transport et de distribution, compte tenu des caractéristiques des énergies et des activités (en complétant le deuxième alinéa de l’article L. 131-1 du code de l’énergie)

D’autre part, il assujettit les opérateurs du secteur de l’hydrogène, ainsi que du secteur de la captation et du stockage du CO2, aux obligations qui incombent aux gestionnaires et propriétaires de réseaux de transport et de distribution, ainsi qu’aux entreprises des secteurs de l’énergie, et dont la CRE doit assurer le respect. Le contrôle de la commission peut donc porter sur l’application :

– des principes généraux régissant les secteurs de l’énergie et fixés par le titre Ier du livre Ier du code de l’énergie, tels que la distinction des activités, l’organisation des activités de transport ou les principes relatifs aux réseaux ;

– les règles définissant des obligations de service public et les garanties destinées à la protection des consommateurs (titre II du livre Ier du code de l’énergie) ;

– les dispositions relatives à la production d’électricité et à la production de gaz (livres III et IV du même code).

● Ces mesures peuvent être considérées comme un approfondissement des missions existantes de la CRE. Elles apparaissent en ligne avec l’affirmation de nouvelles exigences de régulation en droit européen, notamment sur le fondement de la mise en œuvre du quatrième paquet « Gaz naturel et hydrogène » adopté en 2024.

Même si le captage, le transport et le stockage géologique de dioxyde de carbone possèdent des caractéristiques similaires à celles de l’exploitation du gaz et l’électricité, il conviendrait toutefois de s’assurer que les principes et règles dont la CRE doit assurer le respect ne nécessitent pas la formalisation de dispositions qui soient propres à ce secteur.

b. L’attribution d’une fonction normative en matière de gestion des réseaux et des installations des secteurs de l’hydrogène et du CCUS

Le 4° de l’article 23 de la proposition de loi accorde à la CRE la compétence de préciser, par décision publiée au Journal officiel, les règles concernant les missions des gestionnaires et exploitants des infrastructures, selon le cas, de transport et de distribution d’hydrogène, de captage et de stockage du dioxyde de carbone.

Du fait des compléments apportés aux dispositions de l’article L. 134-2 du code de l’énergie, le pouvoir normatif de la commission s’appliquerait désormais aux missions :

– des gestionnaires des réseaux de transport et de distribution d’hydrogène en matière d’exploitation et de développement de ces réseaux (a) du 4° complétant le 1° de l’article L. 134-2 précité) ;

– des opérateurs de terminaux d’hydrogène et des opérateurs de stockage souterrain d’hydrogène (b) du 4° complétant le 2° de l’article L. 134-2) ;

– des exploitants de réseaux de transport géologique de dioxyde de carbone, en matière d’exploitation et de développement de ces installations (c) du 4° ajoutant un 7° à l’article L. 134-2 précité) ;

– des exploitants d’installations de stockage géologique de dioxyde de carbone (c) du 4° ajoutant un 7° à l’article L. 134-2 précité).

c. L’intégration des questions touchant aux secteurs de l’hydrogène et de la CCUS dans le champ des fonctions consultatives de la CRE

Le 5° inséré à l’article 23 de la proposition de loi soumet à la consultation préalable de la CRE les projets de dispositions à caractère réglementaire portant sur :

– l’accès aux réseaux publics de transport et de distribution d’hydrogène, ainsi qu’aux terminaux d’hydrogène ;

– l’utilisation des installations de stockage souterrain d’hydrogène ;

– l’accès aux réseaux de transport et aux installations de stockage géologique de dioxyde de carbone.

Cette extension de la fonction consultative de la commission procède des mentions relatives à ces secteurs introduites à la première phrase du premier alinéa de l’article L. 134-10 du code de l’énergie. En dehors des questions traitées, la mesure n’affecte en rien les modalités déterminant actuellement cette procédure : elle ne fait que tirer les conséquences, dans le domaine consultatif, de l’évolution de l’office de la CRE.

Accessoirement, on remarquera que, de fait, la réécriture globale du premier alinéa de l’article L. 134-10 du code de l’énergie aboutit à la suppression de la base légale du décret en Conseil d’État qui définissait les obligations respectives d’Électricité de France (EDF) et des opérateurs bénéficiaires dans le cadre de la mise en œuvre de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique. Cette modification ne porte pas à conséquence, dans la mesure où elle anticipe l’extinction de ce mécanisme.

d. L’institution d’un droit à l’information et de contrôle à l’égard des opérateurs d’hydrogène

● Le 6° de l’article 23 de la proposition de loi reconnait à la Commission de régulation de l'énergie la capacité juridique de recueillir toutes les informations nécessaires à l’accomplissement de ses missions auprès des opérateurs du secteur de l’hydrogène. En conséquence des mentions introduites à la première phrase du premier alinéa de l’article L. 134-18 du code de l’énergie, ce droit peut être exercé à l’égard :

– des opérateurs des ouvrages de transport ou de distribution d’hydrogène (a) du 6° de l’article 23) ;

– des opérateurs de stockage souterrain d’hydrogène, ainsi que des exploitants de terminaux d’hydrogène (b) du 6° de l’article 23).

En l’absence de toute disposition contraire relative à l’application du second alinéa de l’article L. 134-18 du code de l’énergie, il peut être estimé que la CRE dispose également de la faculté de faire contrôler, aux frais des entreprises et dans une mesure proportionnée à l'objectif poursuivi et à la taille de l'entreprise concernée, les informations qu'elle recueille dans le cadre de ses missions.

● Cette mesure participe de l’extension des missions de régulation de la commission dans le champ des activités de transport et de distribution d’hydrogène. En revanche, les travaux des rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet et les débats au Sénat ne permettent pas d’établir si l’absence de mention relative au CSUS procède d’un choix délibéré.

e. L’application des procédures de règlement des différends et de sanction

● le 7° de l’article 23 de la proposition de loi établit la compétence du Comité de règlement des différends et des sanctions (Cordis) de la CRE pour examiner et statuer sur les litiges pouvant opposer les acteurs du secteur du transport et de la distribution d’hydrogène. À cet effet, il complète les dispositions de l’article L. 134-19 du code de l’énergie qui établit la liste des gestionnaires, des exploitants et des utilisateurs habilités à saisir le comité. Pourraient ainsi porter leurs différends devant le Cordis :

– les opérateurs et les utilisateurs des ouvrages de transport et de distribution d’hydrogène (a) du 7°, introduisant un 2° bis à l’article L. 134-19 du code de l’énergie) ;

– les exploitants et les utilisateurs des terminaux d’hydrogène (b) du 7°, complétant le 3° de l’article L. 134-19 du code de l’énergie) ;

– les exploitants et les utilisateurs des installations de stockage d’hydrogène (c) du 7° insérant un 3° bis à l’article L. 134-19 du code de l’énergie).

En l’absence de toute mention supplémentaire, l’objet des différends pouvant relever du Cordis correspond à ceux pouvant opposer les acteurs des autres secteurs de l’énergie relevant de sa compétence (définis au second alinéa de l’article).

Le d) du 7° de l’article 23 de la proposition de loi permet la saisine du comité à propos de différends portant sur le respect des règles d’indépendance fixées à la section 2 du chapitre Ier du titre Ier du livre premier du code de l’énergie.

La proposition de loi ne mentionne pas les acteurs du secteur du CSUC, puisqu’ils figurent déjà au 4° de l’article L. 134-19 du code de l’énergie.

● Le 8° de l’article 23 de la proposition de loi ouvre une saisine du Cordis destinée à la mise en œuvre de la procédure de sanction en cas de manquement aux principes et obligations fixés par les titres Ier et II du livre Ier, ainsi que les livres III et IV du code de l’énergie. En conséquence des ajouts opérés au premier alinéa de l’article L. 134-25 du code de l’énergie par le a), l’action devant le comité peut être engagée par les mêmes acteurs qui peuvent le saisir dans le cadre d’une procédure de règlement des différends.

Le b) du 8° de l’article 23 donne au Cordis la faculté de sanctionner les manquements répétés qu’il pourrait constater de la part d’un gestionnaire du réseau public de transport d’hydrogène. Aux termes du second alinéa de l’article L. 134-25 du code de l’énergie, les manquements passibles de sanctions peuvent tenir à la méconnaissance ou à la violation des règles d’indépendance mentionnées aux sections 1 et 2 du chapitre Ier du titre Ier du livre Ier du code de l’énergie, à l'obligation annuelle d'actualisation du schéma décennal de développement du réseau mentionné à l'article L. 321-6 du même code ou du plan décennal de développement du réseau mentionné à l'article L. 431-6 ou encore au refus de réaliser un investissement prévu dans ce schéma ou dans ce plan.

● Les 9° à 11° de l’article 23 de la proposition de loi habilitent le Cordis à prononcer les sanctions prévues en cas :

– de non-application dans les délais requis d’une décision prise par le comité dans le cadre d’une procédure de règlement des différends ou d’une décision ordonnant des mesures conservatoires (nécessaires face à une atteinte grave et immédiate aux règles régissant l'accès aux réseaux, ouvrages et installations mentionnés à l'article L. 134-19 ou à leur utilisation) [en complétant l’article L. 134-28 du code de l’énergie] ;

– de manquement à l’obligation de communication de documents et d’informations, à celle de donner accès à la comptabilité et aux informations économiques, financières et sociales ou encore à celle de répondre à une demande d’information de l’Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (en complétant l’article L. 134-29 du code de l’énergie) ;

– de manquement persistant d’un gestionnaire de réseau de transport aux règles d’indépendance et, plus particulièrement, en cas de comportement discriminatoire répété au bénéfice de l’entreprise verticalement intégrée à laquelle il appartient (en complétant l’article L. 134-30 du code de l’énergie).

2. En séance publique

Le Sénat a institué une procédure de certification qui conditionne l’obtention d’un agrément permettant l’exercice des fonctions de gestionnaire de réseau de transport d’hydrogène. Cette mesure résulte de l’adoption d’un amendement présenté par les rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet et ayant recueilli l’avis favorable du Gouvernement.

Objet du nouveau 1°AA de l’article 23 qui complète l’article L. 111-23, la mesure établit une obligation similaire à celle dont le respect s’impose pour l’obtention de l’agrément en tant que gestionnaire d’un réseau de transport d’électricité ou de gaz.

En l’absence de mention contraire, la CRE dispose de la faculté de demander à une société gestionnaire du réseau de transport d’hydrogène de prendre, dans le délai qu’elle fixe, des mesures d’ordre organisationnel et destinées à garantir son indépendance.

● La nouvelle compétence accordée à la CRE contribue à la mise en œuvre des dispositifs de régulation prévus par le quatrième paquet « Gaz naturel et hydrogène » adopté en 2024 : elle constitue donc une extension de la procédure applicable aux autres secteurs de l’énergie.

III. la position de la commission

Par l’adoption de deux amendements identiques, dont celui de votre rapporteur ([189]), la commission a supprimé l’article 23 de la proposition de loi.

Ainsi que l’y invitait votre rapporteur et suivant une analyse appliquée à l’ensemble des dispositions du titre II de la proposition de loi –, elle a considéré que l’attribution à la CRE de compétences en matière de régulation et développement de l’offre d’hydrogène, ainsi que de transport et stockage du dioxyde de carbone, ne constituait ni une mesure de simplification, ni une disposition d’ordre programmatique. Dès lors – et indépendamment du bien-fondé des mesures qu’elle contient –, cette disposition ne trouve pas sa place dans un texte qui doit être prioritairement consacré à la fixation de lignes directrices et d’objectifs pour la politique énergétique.

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Article 24 (articles L. 122-3, L. 131-1, L. 134-9-1 [nouveau], L. 332-5, L. 332-8 [nouveau] du code de l’énergie et articles L. 224-2-1, L. 224-3, L. 224-10 et L. 224-12 du code de la consommation) Renforcement de la protection des consommateurs d’électricité et de gaz naturel par la comparaison des offres et l’approfondissement des obligations des fournisseurs en matière d’informations précontractuelles

I. L’État du droit : unE PROTECTION DES CONSOMMATEURS PERFECTIBLE DANS LEs SECTEURs DE L’ÉLECTRICITÉ et du gaz ?

A. UN DISPOSITif de rÉgulation déjà dÉveloppÉ

1. Des capacités d’intervention de la CRE portant sur l’électricité et le gaz

● Autorité administrative indépendante instituée par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 ([190]), la Commission de régulation de l’énergie (CRE) exerce des missions de régulation visant à contribuer au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz.

● Les missions assumées par la CRE ont pour objet d’assurer ([191]) :

– l’application des principes généraux régissant le secteur de l’énergie et, en particulier, les conditions d’accès aux réseaux de transport et de distribution d’électricité et de gaz naturel, ainsi qu’aux installations de gaz naturel liquéfié et de stockage souterrain de gaz naturel ;

– l’application des normes du droit européen ;

– le respect des obligations s’imposant aux gestionnaires et propriétaires de réseaux de transport et de distribution d’électricité et de gaz naturel, aux propriétaires et gestionnaires d’installations de gaz naturel liquéfié ou de stockage souterrain de gaz naturel, ainsi qu’aux entreprises opérant dans les secteurs de l’électricité et du gaz ;

– l’effectivité des mesures de protection des consommateurs.

La Commission de régulation de l'énergie dispose ainsi de compétences destinées à lui permettre :

– d’assurer la surveillance du bon fonctionnement des marchés de l’énergie (article L. 131-1 du code de l’énergie) : il lui incombe notamment de veiller à ce que les conditions d’accès aux réseaux de transport et de distribution d’électricité et de gaz naturel n’entravent pas le développement de la concurrence ;

– de préciser les conditions d’exercice des missions des propriétaires, des gestionnaires et des exploitants de réseaux et d’installations, ainsi que les conditions d’utilisation des réseaux (article L. 134-2 du code de l’énergie) ;

– d’exercer une fonction consultative sur les textes de portée réglementaire touchant aux réseaux de transport et de distribution (article L. 134-10 du code de l’énergie).

● La CRE dispose de pouvoirs de conciliation et de sanction en rapport avec les missions confiées par le législateur :

– le règlement des différends, sur le fondement des articles L. 134-19 à L. 134-24 du code de l’énergie ([192]).

– la répression des manquements, dans le cadre des procédures établies par les articles L. 134-25 à L. 134-34 du code de l’énergie ([193]).

2. L’office du médiateur national de l’énergie

Autorité publique indépendante, dotée de la personnalité morale et de l’autonomie financière ([194]), le médiateur national de l’énergie a pour mission de recommander des solutions aux litiges entre les personnes physiques ou morales et les entreprises du secteur de l'énergie et de participer à l'information des consommateurs d'énergie sur leurs droits.

Sa mission de médiation porte sur l’exécution des contrats conclus par un consommateur non professionnel ou par un consommateur professionnel appartenant à la catégorie des microentreprises mentionnée à l'article 51 de la loi n° 2008-776 du 4 août 2008 de modernisation de l'économie, y compris les contrats comportant des stipulations afférentes à des opérations d'autoconsommation individuelle.

En application de l’article L. 122-3 du code de l’énergie, il entre dans les compétences du médiateur de proposer gratuitement au public un accès en ligne à un comparateur des offres de fourniture de gaz naturel et d'électricité destinées aux clients domestiques et non domestiques dont la consommation annuelle de référence de gaz naturel est inférieure à 300 000 kilowattheures ou qui souscrivent une puissance électrique inférieure ou égale à 36 kilovoltampères.

3. Un cadre juridique destiné à assurer la protection du consommateur

● En dehors des principes établis afin d’assurer le bon fonctionnement du marché et la continuité de la fourniture en énergie, la protection des clients des fournisseurs d’énergie repose sur un corpus juridique encadrant leurs rapports avec les fournisseurs, notamment dans les secteurs du gaz et de l’électricité. Il procède notamment de l’application des règles et exigences consacrées au sein du code de la consommation.

Celui-ci régit en particulier les conditions de formation et d’exécution des contrats entre fournisseurs et consommateurs, avec des prescriptions assez exigeantes au titre :

– des informations précontractuelles et de la définition des offres, en particulier en ce qui concerne la fixation des prix ;

– des conditions pré-requises à la modification des stipulations contractuelles des offres, la loi fixant une obligation d’accessibilité et d’intelligibilité des documents ;

– de l’établissement des factures portant sur la consommation d’énergie ;

– des modalités et délais de résiliation.

De ce point de vue, la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021, dite loi « Climat et résilience » ([195]) et celle du 16 août 2022, dite loi « Pouvoir d’achat » ([196]) ont encore renforcé les garanties apportées aux consommateurs dans l’exécution des contrats de fourniture d’énergie.

B. DES PRATIQUES POUVANT AMOINDRIR LA PORTÉE DES DISPOSITIFS NORMATIFS ET DE RÉGULATION

Ainsi que le montrent les éléments recueillis par votre rapporteur, le fonctionnement et les évolutions des offres d’énergie soulèvent deux enjeux au regard des objectifs qui sous-tendent la protection des consommateurs.

1. L’accessibilité et la lisibilité des offres de fourniture d’énergie

Suivant les analyses convergentes de la commission de régulation de l’énergie et du médiateur national de l’énergie, la diversité des offres énergétiques et des pratiques commerciales contribue à une certaine complexité. Pour les consommateurs, il en résulte souvent une difficulté à appréhender la consistance des services auxquels ils souscrivent et la portée de leurs engagements à l’égard de leurs fournisseurs. Le problème se pose tout particulièrement sur trois plans :

– les conditions de fixation et d’indexation des prix ;

– les modalités de renouvellement des contrats ;

– les conséquences de la résiliation des contrats.

Les efforts de standardisation des offres présentent des limites du fait d’une mise en œuvre assez inégale, par les fournisseurs, des lignes directrices non-contraignantes édictées par les autorités de régulation.

2. Les conditions d’exécution des contrats de fourniture d’énergie

Le premier enjeu porte sur l’application des stipulations contractuelles relatives au prix.

Suivant les réponses apportées à votre rapporteur, le médiateur national de l’énergie a pu constater, pendant la crise des prix de l’énergie, que plusieurs offres qui étaient proposées par les fournisseurs de gaz et d’électricité ne permettaient pas au consommateur de connaître, au moment où il la consomme, le prix de l’énergie qui allait lui être facturé. Certaines offres étaient, en effet, indexées sur un prix de marché qui n’était connu qu’a posteriori, car l’indice retenu pour la facturation était celui du mois au cours duquel la consommation avait lieu (ou n’était pas communiqué au consommateur, lorsque l’indice, par ailleurs inaccessible pour un consommateur, était connu en début de mois).

Le second enjeu concerne le respect des engagements pris par les fournisseurs d’énergie auprès des consommateurs. Ainsi que le montre la faillite du fournisseur d’électricité Hydroption à la fin de l’année 2021, le risque qu’un opérateur fasse défaut existe bien. Cette éventualité a d’ailleurs conduit les autorités de régulation à s’interroger sur l’opportunité de mettre à la charge des fournisseurs des obligations à caractère prudentiel, avec pour objectifs un bon fonctionnement des marchés et la continuité de l’approvisionnement des consommateurs.

II. Le dispositif proposÉ par le sÉnat : un approfondissement des dispositions de protection des consommateurs d’Électricité et de gaz naturel

L’article 24 de la proposition de loi vise à renforcer la protection des consommateurs d’électricité et de gaz naturel en renforçant la lisibilité des offres proposées par les opérateurs de marché et en étayant les obligations des fournisseurs d’énergie dans l’exécution des contrats, avec notamment pour objectif d’assurer une certaine prévisibilité des prix. À cet effet, il complète et étoffe les principes et les règles établis par le code de l’énergie et le code de la consommation.

A. les dispositions initiales de la proposition de loi

1. L’introduction du critère de prix dans la présentation assurée par le comparateur des offres du médiateur de l’énergie

● Le 1° du I de l’article 24 de la proposition de loi fait obligation au médiateur de l’Énergie de permettre aux consommateurs de distinguer les offres selon les conditions d’indexation des prix de fourniture. À cet effet, il modifie le libellé de la dernière phrase du premier alinéa de l’article L. 122-3 du code de l’énergie.

● La modification apportée à cette disposition fait de l’indexation des prix l’un des deux critères de présentation des offres de fourniture de gaz naturel et d’électricité, avec celui de la part d’énergie renouvelable certifiée. En conséquence du nouveau libellé du premier alinéa, la distinction des offres à caractère dynamique participe au respect de cette obligation mais n’en constitue pas l’objet principal.

Sur un plan pratique, la mesure proposée par le Sénat ne semble toutefois pas induire une évolution sensible du comparateur des offres. D’après les éléments fournis au rapporteur par le médiateur de l’énergie, le service permettrait, depuis sa mise en place, de distinguer les offres en fonction des règles d’évolution des prix.

2. L’exclusion des offres fondées sur l’écrêtement de l’Arenh du champ d’application des règles encadrant la formation et l’exécution des contrats de fourniture d’électricité

Le 2° de l’article 24 de la proposition de loi écarte formellement l’application des règles du droit de la consommation aux contrats de fourniture d’électricité dont le prix résulte de l’application des mécanismes de répartition de l’énergie fournie dans le cadre du mécanisme de l’accès régulé à l'électricité nucléaire historique (Arenh). À cet effet, il complète les dispositions du premier alinéa de l’article L. 332-2 du code de l’énergie par une phrase qui exclut les contrats particuliers du champ d’application de ce dernier.

La mesure s’applique aux contrats portant sur la fourniture d’une puissance électrique égale ou inférieure à 36 kilovoltampères, ainsi qu’aux offres correspondantes. Elle crée une exception à l’application des exigences du code de la consommation en ce qui concerne :

– l’adaptation, par les fournisseurs d’électricité, de la communication des contrats et informations aux handicaps des consommateurs (art. L. 224-2 du code de la consommation) ;

– les informations précontractuelles relatives à l’offre de fourniture d’électricité (article L. 224-3 du code de la consommation) ;

– la fourniture des informations prévues à l’article L. 224-3 du code de la consommation et relatives au fournisseur et aux conditions de son offre, telles que le prix, la durée de l’offre, les cas d’interruption et les conditions de responsabilité (article L.224-4 du code de la consommation) ;

– les caractéristiques et les mentions du support de présentation de l’offre ;

– l’encadrement des conditions d’exécution du contrat (articles L. 224-8 à L. 224-12 du code de la consommation) ;

– les délais impartis pour un changement de fournisseur et la résiliation de l’offre souscrite par un client (article L. 224-14 du code de la consommation).

3. Le renforcement des obligations des fournisseurs en cas de modification des conditions contractuelles de leur offre

● Le 1° de l’article 24 renforce les exigences établies par le code de la consommation en ce qui concerne les modalités d’information des consommateurs à propos de l’évolution de l’offre à laquelle ils ont souscrit. À cet effet, il complète ou modifie les dispositions du premier alinéa de l’article L. 224-10 du code de la consommation.

Le a) porte à trois mois le préavis prévu par la loi avant l’application des modifications des stipulations contractuelles. Cette extension prend la forme d’un allongement du délai séparant la communication aux consommateurs des modifications apportées à l’offre de leur entrée en vigueur (en l’occurrence, un mois).

Le b) exige une communication présentant un caractère loyal, complet et circonstancié des projets de modifications envisagées par le fournisseur d’électricité ou de gaz. Cette obligation s’ajoute aux prescriptions énoncées par la rédaction actuelle de l’article L. 224-10 du code de la consommation en ce qui concerne la transparence et le caractère compréhensible des informations transmises par les fournisseurs. Elle porte sur les modalités de détermination du prix de la fourniture d’énergie, ainsi que sur les raisons, les conditions préalables et la portée de la modification.

Le c) écarte la possibilité d’une modification des conditions d’indexation des prix de la fourniture d’électricité et de gaz par le biais d’un projet de modification des stipulations contractuelles relatives à la détermination des prix.

● Le 2° de l’article 24 fait obligation de préciser, dans la communication d’un projet de modification des clauses contractuelles, que les consommateurs disposent de la faculté de résilier à tout moment l’offre souscrite. Il modifie le second alinéa de l’article L. 224-10 afin de supprimer la mention d’un délai imparti de trois mois (à compter de la réception de la communication) pour bénéficier du droit à une résiliation sans pénalité.

B. LES MODIFICATIONS APPORTÉES PAR LE SÉNAT

1. En commission

La commission des affaires économiques du Sénat a entendu préciser et élargir l’objet des mesures de l’article 24 en ce qui concerne la définition des offres et l’information des consommateurs, en adoptant un amendement des rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet.

a. L’exclusion des offres fondées sur l’écrêtement de l’Arenh du champ des contrats à prix fixe

Par une nouvelle rédaction du 2° et l’insertion d’un 3°, la commission a entendu écarter la possibilité de qualifier de « contrat à prix fixe » les contrats de fourniture d’électricité reposant sur l’application des modalités d’écrêtement de l’Arenh. L’affirmation de ce principe donne lieu à l’ajout d’une disposition spécifique aux articles L. 332-1 et L. 332-2-1 du code de l’énergie, qui ainsi complètent la définition du champ d’application des règles du droit de la consommation aux offres d’énergie.

b. L’interdiction d’offres ne permettant pas de connaître le prix de consommation

Le 4° inséré par la commission défend aux fournisseurs d’électricité de communiquer une offre « dont le prix n’est pas connu au moment de la consommation ». Le texte insère ce principe parmi les dispositions de l’article L. 332-5 du code de la consommation qui fixent la teneur des informations que les opérateurs doivent transmettre en ce qui concerne les barèmes de prix et les caractéristiques des offres commerciales auxquelles ces derniers s’appliquent. Il porte sur les obligations régissant les contrats de fourniture d’électricité d’une puissance égale ou inférieure à 36 kilovoltampères.

En outre, le 4° institue l’obligation de mettre à disposition des clients « le prix applicable avant la période de consommation ». Aux termes de l’alinéa introduit par la commission, cette information ne donne pas nécessairement lieu à un formalisme, puisque la disposition ne renvoie pas à une communication personnalisée destinée à chaque client, mais à une diffusion sur un site internet ou sur une application mobile.

c. L’établissement d’une typologie des offres de fourniture d’électricité

Le 1° A du II de l’article 24 pose le principe d’une catégorisation des offres d’électricité selon une typologie fixe par arrêté ministériel, sur proposition de la Commission de régulation de l’énergie. À cet effet, il complète les règles particulières encadrant la formation et l’exécution des contrats conclus par les fournisseurs d’électricités en droit de la consommation : il insère un nouvel article L. 224-2-1 au sein de ce code.

L’établissement de la typologie incomberait aux ministres chargés de l’énergie et de la consommation. En l’absence de précision, les critères retenus pourraient être ceux correspondant aux grandes catégories d’offre mentionnées par le code de l’énergie. La mesure fait l’objet d’une proposition de la CRE. D’après les éléments communiqués par le médiateur de l’Énergie, elle figure déjà dans des lignes directrices non contraignantes publiées à l’attention des fournisseurs.

d. L’obligation de fournir une fiche harmonisée à l’appui d’une offre de fourniture d’électricité

Le 1° B créé par la commission des affaires économiques du Sénat prévoit que la présentation du fournisseur et des caractéristiques de son offre doit être accompagnée d’une fiche harmonisée destinée à permettre la comparaison des offres de fourniture d’électricité et de gaz naturel. À cet effet, il complète le 17° de l’article L. 224-3 du code de la consommation. Ce faisant, il donne à ce nouveau support un statut analogue aux informations diffusées sur le site internet des fournisseurs.

Le texte renvoie la fixation des modalités de présentation de la fiche à un arrêté conjoint des ministres chargés de la consommation et de l’énergie, pris sur proposition de la CRE. L’arrêté doit concourir à l’établissement d’un modèle harmonisé.

Ainsi que le donnent à penser les éléments fournis par le médiateur de l’énergie, le Gouvernement pourrait s’appuyer les modèles de présentation des offres de fourniture de gaz et d’électricité, qui sont utilisés dans le comparateur d’offres et que les fournisseurs qui ont signé les lignes directrices de la CRE se sont engagés à utiliser.

e. Des compléments d’information destinés à donner aux consommateurs les moyens de mesurer l’impact des modifications apportées aux offres

Le c) inséré au 1° de l’article 24 par la commission impose aux fournisseurs d’intégrer, dans la communication relative au projet de modification de leur offre, une évaluation de ses conséquences sur le coût annuel de l’exécution du contrat. À cet effet, il complète l’article L. 224-10 du code de la consommation qui fixe la teneur et les délais de transmission des informations aux consommateurs avant l’entrée en vigueur des nouvelles stipulations contractuelles.

Le texte fonde la comparaison sur une estimation du montant de la facture annuelle auquel pourraient conduire les modifications de l’offre. Cette information s’ajoute à celles qui doivent être transmises aux consommateurs en application de l’article L. 224-3 du code la consommation. En l’absence de précision, sa formalisation doit obéir aux mêmes règles que celles applicables à la présentation prévue par cette dernière disposition.

f. Une actualisation de l’échéancier des paiements en cas d’évolution d’ampleur de la facture annuelle

La nouvelle rédaction du 2° de l’article 24 impose aux fournisseurs de proposer aux consommateurs la révision anticipée de l’échéancier de leurs paiements si les données de consommation ou l’évolution des prix permettent d’anticiper une évolution d’ampleur de la prochaine facture annuelle. À cet effet, le texte issu des travaux de la commission complète l’article L. 224-12 du code de la consommation qui détermine les formes des factures de fourniture de gaz et d’électricité, ainsi que les modalités et supports de leur communication aux clients.

La détermination des évolutions pouvant justifier la révision anticipée de l’échéancier des paiements doit reposer sur des seuils fixés par un arrêté des ministres chargés de la consommation et de l’énergie. Le texte adopté par la commission se borne à fixer pour objectifs la réduction du montant de la facture de régularisation et un lien étroit entre l’échéancier des paiements et une plus juste estimation de la facture annuelle à venir.

Ainsi que le montrent les éléments recueillis par votre rapporteur, le dispositif s’inspire de propositions du médiateur de l’énergie qui constate l’exercice insuffisant du devoir de conseil consacré par l’article L. 1112-1 du code civil et l’absence fréquente d’actualisation des échéanciers mutualisés.

2. En séance publique

Dans l’ensemble, les modifications adoptées par le Sénat participent de la volonté d’étayer le dispositif de l’article 24, par des ajustements dictés par la prise en considération de la nécessité d’assurer une bonne application des obligations nouvelles instituées par le texte.

a. La publication mensuelle d’un prix repère de vente du gaz naturel

Le 1° bis inséré au I de l’article 24 confie à la commission de régulation de l’énergie le soin de publier chaque mois un prix repère de vente du gaz naturel. L’insertion de cette mesure résulte de l’adoption – avec l’avis favorable du Gouvernement – d’un amendement des rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet complétant les dispositions du code de l’énergie qui définissent les attributions de la CRE par la création d’un article L. 134-9-1.

Le texte fixe pour objectif l’établissement d’un indicateur qui reflète les coûts supportés par un fournisseur efficace de gaz naturel pour un client résidentiel. En l’absence de toute autre précision et de renvoi à un texte réglementaire, les critères susceptibles d’être utilisés pour le calcul du prix repère relèvent de la compétence de la CRE.

Ainsi que le montrent les éléments recueillis auprès de la CRE et du médiateur national de l’énergie, la mesure adoptée par le Sénat formalise une action relativement récente de la CRE, développée dans la perspective de la suppression des tarifs réglementés de vente de gaz.

b. L’institution d’obligations prudentielles à la charge des fournisseurs, sous le contrôle de la Commission de régulation de l’énergie

● En premier lieu, le 5° du I de l’article 24 consacre des obligations prudentielles à la charge des fournisseurs d’électricité ayant notamment pour objet la garantie d’une couverture des offres qu’ils commercialisent. La formalisation de ce principe dans la proposition de loi résulte de l’adoption par le Sénat, avec l’avis favorable de la commission et du Gouvernement, d’un amendement de notre collègue Daniel Grémillet, qui complète les dispositions du code de l’énergie encadrant les contrats et offres de fourniture d’électricité par la création d’un article L. 332-8.

La disposition confie à la CRE le soin de définir les modalités de fixation des obligations prudentielles que doivent remplir les fournisseurs. L’attribution de cette nouvelle compétence étoffe le champ des missions de surveillance du bon fonctionnement du marché de l’électricité, ainsi que la fonction normative exercée par la commission.

Au-delà et suivant les finalités assignées par le dispositif, la mesure doit répondre à l’objectif d’assurer la protection des consommateurs contre les défaillances des fournisseurs, ainsi que la continuité de leur approvisionnement.

● En second lieu, le 5° de l’article 24 institue une procédure de sanction par la CRE des manquements aux obligations prudentielles, sur le fondement du nouvel article L. 332-8 inséré dans le code de l’énergie.

La disposition habilite la commission à imposer un plan de mise en conformité, préalablement au prononcé par le comité de règlement des différends (Cordis), après mise en demeure, de deux types de sanctions :

– des sanctions pécuniaires (telles qu’une astreinte financière) ;

– des sanctions non financières prévues aux articles L. 134-25 à L. 134-34 du code de l’énergie (éventuellement, l’interdiction de signer de nouveaux contrats ou la suspension de l’autorisation de fourniture).

L’engagement de la procédure repose sur la saisine du Cordis ; il comporte une phase initiale permettant aux opérateurs de justifier la non-application de leurs obligations prudentielles.

c. Une application des dispositions de protection du consommateur prévue pour 2025

Le III inséré en séance publique prévoit l’entrée en vigueur des dispositions de l’article 24 au 1er janvier 2025. Le choix de cette échéance résulte de l’adoption par le Sénat, avec un avis de sagesse du Gouvernement, d’un amendement des rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet.

Par ailleurs, le texte écarte toute application rétroactive aux contrats d’électricité ou de gaz naturel en cours à la date de publication de la loi.

Le Sénat a entendu préciser les conditions d’entrée en vigueur du dispositif de l’article 24, en se fondant sur l’hypothèse d’une adoption rapide de la proposition de loi. En l’état, la date retenue pour l’entrée en vigueur des nouvelles garanties apportées aux consommateurs n’en apparait pas moins problématique : en l’absence de certitude quant à la date exacte à laquelle le Parlement pourrait achever son examen, elle ne permet pas d’écarter le risque d’une application rétroactive.

III. la position de la commission

Par l’adoption de deux amendements identiques, dont celui de votre rapporteur ([197]), la commission a supprimé l’article 23 de la proposition de loi.

Ainsi que l’y invitait votre rapporteur et suivant une analyse appliquée à l’ensemble des dispositions du titre II de la proposition de loi –, elle a considéré que l’attribution à la CRE de compétences en matière de régulation et développement de l’offre d’hydrogène, ainsi que de transport et stockage du dioxyde de carbone, ne constituait ni une mesure de simplification, ni une disposition d’ordre programmatique. Dès lors – et indépendamment du bien-fondé des mesures qu’elle contient –, cette disposition ne trouve pas sa place dans un texte qui doit être prioritairement consacré à la fixation de lignes directrices et d’objectifs pour la politique énergétique.

Par ailleurs, les travaux de votre rapporteur montrent que certaines des dispositions proposées, soit correspondent à des pratiques déjà existantes – telles que la publication mensuelle d’un prix repère de vente du gaz naturel par la CRE ou l’établissement de typologies d’offres de fourniture d'électricité – soit s’ajoutent à des prescriptions actuelles du droit en vigueur – à l’exemple des mesures portant sur l’obligation de fournir une fiche harmonisée à l’appui d’une offre de fourniture d’électricité. A minima, la question de la nécessité de nouvelles dispositions législatives peut être posée.

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titre III dispositions diverses

Article 25 A (article L. 152-7 du code de l’énergie) Application de certaines dispositions programmatiques à Wallis-et-Futuna

Adopté par la commission

Cet article, introduit lors de l’examen de la proposition de loi par le Sénat, garantit l’appplication de certaines dispositions de programmation de la présente proposition de loi aux îles Wallis et Futuna.

Issu de l’adoption d’un amendement des rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet en commission des affaires économiques du Sénat, l’article 25 A vise à assurer une coordination juridique permettant d’appliquer les dispositions de l’article L. 100-2 et des 1° à 3° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie aux îles Wallis et Futuna dans leur rédaction résultant de la proposition de loi.

En l’état actuel du droit :

– l’article L. 100-2 du code de l’énergie est applicable aux îles Wallis et Futuna dans sa rédaction issue de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (loi TECV), à l’exception du 4° de cet article. Le 4° est supprimé par l’article 2 de la proposition de loi, dans sa rédaction adoptée par le Sénat ;

– les 1° à 3° de l’article L. 100-4 du même code y sont également applicables, dans leur version issue de la loi TECV de 2015.

Cet article a été adopté sans modification par la commission des affaires économiques.

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Article 25 B

Demande de rapport évaluant l’application de la stratégie française pour l’énergie et le climat (Sfec)

Supprimé par la commission

Cet article, introduit lors de l’examen de la proposition de loi par le Sénat, prévoit la remise par le Gouvernement d’un rapport au Parlement permettant d’évaluer l’application de la stratégie française pour l’énergie et le climat (Sfec).

Introduit par un amendement présenté en séance publique par M. Franck Montaugé (SER), adopté par le Sénat avec un avis favorable de la commission et du Gouvernement, l’article 25 B prévoit que le Gouvernement remette au Parlement, dans un délai d’un à compter de la promulgation de la loi, un rapport évaluant l’application de la stratégie française pour l’énergie et le climat, qualifiée dans l’amendement de « feuille de route dont l’ambition est de faire de la France le premier grand pays industriel au monde à sortir de la dépendance aux énergies fossiles ».

Publiée en novembre 2023, la stratégie française pour l’énergie et le climat (Sfec) constitue la feuille de route de la politique énergétique nationale et vise à sortir de notre dépendance aux énergies fossiles. La Sfec doit permettre d’atteindre les objectifs fixés en matière de politique climatique, de garantir la souveraineté énergétique nationale et de stimuler la compétitivité de l’économie française.

Elle doit se décliner à travers la loi de programmation énergie-climat votée par le Parlement en application de l’article L. 100-1 A du code de l’énergie – correspondant à l’objet du volet programmatique de la proposition de loi. Ce texte irriguera ensuite la stratégie nationale bas-carbone (SNBC), la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) ainsi que le plan national d’adaptation au changement climatique (Pnacc).

La demande de rapport a donc vocation à faire un état des lieux, un an après la promulgation de la loi, de la déclinaison opérationnelle de cette stratégie.

On peut relever que le Gouvernement publie déjà, tous les ans, des indicateurs de suivi de la PPE ([198]).

La commission a adopté l’amendement de suppression CE527 du rapporteur. Ce dernier a rappelé que le Parlement dispose déjà d’outils qui permettent de contrôler l’application de la loi et la mise en œuvre des documents réglementaires d’application, sur le fondement notamment des dispositions de l’article 145-7 du Règlement de l’Assemblée nationale, qui prévoit :

– dans un délai de six mois suivant l’entrée en vigueur de la loi, la présentation d’un rapport d’application. Ce rapport étudie si les textes réglementaires d’application de la loi ont été pris – dans le cas présent, celait inclurait donc la PPE et la SNBC – et s’ils correspondent aux intentions du législateur ;

– dans un délai de trois ans suivant cette entrée en vigueur, la possibilité de réaliser un rapport d’évaluation de la loi, qui détaille plus précisément les conséquences de sa mise en œuvre.

Le rapporteur a également suggéré de travailler, en vue de la séance publique, à un amendement demandant un unique rapport au Gouvernement regroupant plusieurs des problématiques abordées dans les différents amendements ou articles de la proposition de loi demandant des rapports.

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Article 25 C

Rapport sur la mise en œuvre des mesures liées à la reconversion des centrales de production d’électricité à partir de charbon

Supprimé par la commission

Cet article, introduit lors de l’examen de la proposition de loi par le Sénat, prévoit la remise par le Gouvernement d’un rapport annuel au Parlement sur les mesures prises ou envisagées pour garantir la reconversion des centrales de production d’électricité à partir de charbon.

Introduit par un amendement de la sénatrice Catherine Belrhiti en séance publique, adopté par le Sénat contre l’avis du Gouvernement mais bénéficiant de l’avis favorable de la commission, l’article 25 C prévoit que le Gouvernement remette au Parlement, dans un délai d’un an à compter de la promulgation de la présente loi, puis tous les ans, un rapport exposant les mesures, y compris financières, « pour assurer la pérennité de l’activité industrielle » sur les sites des des centrales de production d’électricité à partir de charbon.

L’article 8 de la proposition de loi prévoit en effet l’arrêt des centrales à charbon d’ici à 2027, sous réserve de la mise en œuvre de projets de reconversion et sauf en cas de menace pour la sécurité d’approvisionnement. Les deux dernières centrales à charbon encore en activité sont concernées : celle de Saint-Avold (Moselle) et celle de Cordemais (Loire-Atlantique).

Leur cessation d’activité est déjà anticipée : EDF, exploitant de la centrale de Cordemais, a annoncé la fermeture de la centrale à horizon 2027. Elle devrait être remplacée par une usine de préfabrication de tuyauteries destinées aux futurs réacteurs nucléaires EPR2. L’exploitant GazelEnergie du site de Saint-Avold a quant à lui présenté un plan de reconversion de la centrale vers un fonctionnement au gaz naturel et au biogaz. L’éligibilité au mécanisme de capacité du site de Saint-Avold a été sécurisée par la promulgation, le 14 avril 2025, de la loi n° 2025-336 visant à convertir des centrales à charbon vers des combustibles moins émetteurs en dioxyde de carbone, afin de permettre une transition écologique plus juste socialement.

La commission a adopté l’amendement de suppression CE525 du rapporteur. Le rapporteur a souligné que, compte tenu du calendrier d’adoption de la loi, le délai de présentation du rapport n’était pas adapté aux enjeux soulevés, en particulier pour disposer d’éclaircissements sur l’avenir du site de Cordemais.

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Article 25 D

Rapport permettant d’évaluer le fonctionnement des parcs éoliens en mer

Supprimé par la commission

Cet article, introduit lors de l’examen de la proposition de loi par le Sénat, prévoit la remise par le Gouvernement d’un rapport au Parlement permettant d’évaluer le fonctionnement, le coût et les diverses incidences sur l’environnement et l’activité économique des parcs éoliens en mer.

Introduit par un amendement déposé par les rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet en séance publique, adopté par le Sénat avec un avis de sagesse du Gouvernement, l’article 25 D prévoit que ce dernier remette au Parlement, dans un délai de six mois à compter de la promulgation de la loi, un rapport évaluant le fonctionnement des parcs éoliens en mer.

Ce rapport devra notamment présenter les évolutions de capacité de production de l’éolien en mer, ses coûts globaux, de raccordement et de maintenance, le prix de l’électricité produite, ses conséquences sur l’environnement et sur la pêche, ainsi que sa durabilité technique.

Lors de son discours de Belfort en février 2022, le Président de la République avait annoncé un objectif de 50 parcs éoliens en mer en service, représentant 40 GW installés en 2050. Plus récemment :

– un objectif de 2GW attribués par an à partir de 2025 et de 20 GW attribués en 2030 a été fixé par le pacte entre l’État et la filière de mars 2022 ;

– lors des travaux sur la Stratégie française pour l’énergie et le climat, le Gouvernement a publié, le 12 juin 2023, une trajectoire de déploiement de l’éolien en mer prévoyant la mise en service de 45 GW à horizon 2050 au regard des tensions identifiées sur le système électrique, impliquant un besoin supérieur à celui envisagé initialement ([199]) ;

– enfin, le projet de PPE 3 prévoit 3,6 GW de capacités installées d’éoliennes en mer en 2030 (soit environ 14 TWh de production) et 18 GW en 2050 (soit environ 71 TWh de production).

Selon l’exposé des motifs de l’amendement, il s’agit, par cette évaluation, de suivre l’esprit des conclusions de la commission d’enquête du Sénat portant sur la production, la consommation et le prix de l’électricité aux horizons 2035 et 2050. Dans son rapport, cette commission émet notamment de « fortes réserves sur la capacité de développer la technologie flottante à moyen terme » ([200]), ainsi que, plus généralement, sur la capacité à tenir le rythme de déploiement de l’éolien envisagé compte tenu du délai actuel entre l’attribution de l’appel d’offres et la mise en service (10 ans environ). Le rapport souligne également les coûts de raccordements des éoliennes en mer au réseau, « considérables », qui sont financés par le consommateur par le biais du tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE).

La commission a adopté les amendements identiques de suppression CE526 du rapporteur, CE244 de Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC) et CE355 de M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Le rapporteur a, de nouveau, proposé de travailler à une unique demande de rapport regroupant plusieurs des thématiques abordées au titre III via les articles de la proposition de loi ou les amendements déposés par les députés.

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Article 25 Gage financier

Suppression maintenue par la commission

L’article 25, supprimé par le Sénat, visait à gager les dispositions de la proposition de loi, afin d’assurer la recevabilité financière de cette proposition au titre de l’article 40 de la Constitution :

– en créant une taxe additionnelle à l’accise sur les tabacs prévue au chapitre IV du titre Ier du livre III du code des impositions sur les biens et services, pour ce qui concerne les conséquences financières pour l’État ;

– en prévoyant une majoration, à due concurrence, de la dotation globale de fonctionnement pour ce qui concerne les conséquences financières pour les collectivités territoriales.

Le Gouvernement a levé le gage en séance publique en présentant l’amendement n° 188, adopté avec avis favorable du rapporteur, ce qui a conduit à la suppression de cet article, devenu inutile au regard des dispositions de l’article 40 de la Constitution.

La commission a maintenu la suppression de cet article.

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La commission a adopté l’amendement CE454 de M. Karim Benbrahim (SOC), avec avis favorable du rapporteur, qui modifie le titre de la proposition de loi. Celle-ci s’intitule désormais « Proposition de loi portant programmation nationale énergie et climat pour les années 2025 à 2035 », ce qui est plus en adéquation avec la suppression des dispositions de simplification normative du texte.

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EXAMEN EN COMMISSION

Au cours de ses réunions du lundi 2 juin 2025 à 18 h et à 21 h 30, du mardi 3 juin 2025 à 17 h 30 et 21 h 30, et du mercredi 4 juin 2025 à 9 h 30, à 15 h et 21 h 30, la commission des affaires économiques a examiné la proposition de loi, adoptée par le Sénat, portant programmation nationale et simplification normative dans le secteur économique de l’énergie (n° 463) (M. Antoine Armand, rapporteur).

1. Réunion du lundi 2 juin 2025 à 18 h : discussion générale et examen des articles

Mme la présidente Aurélie Trouvé. Mes chers collègues, l’ordre du jour appelle l’examen de la proposition de loi adoptée par le Sénat, portant programmation nationale et simplification normative dans le secteur de l’énergie. Ce texte a été déposé voici un peu plus d’un an par le sénateur Daniel Grémillet et la présidente Dominique Estrosi-Sassone. Nous avons désigné M. Antoine Armand rapporteur.

Le texte adopté par le Sénat le 16 octobre 2024 comporte à présent trente-huit articles, contre vingt-cinq initialement. Il s’agit d’un texte long, qui touche un grand nombre de sujets de la politique énergétique – sans en faire le tour d’ailleurs... Vous avez reçu une note à propos du contrôle de recevabilité exercé sur les amendements au regard de l’article 45 de la Constitution.

Je rappelle que notre commission a délégué au fond à la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire les articles 11, 16 bis, 22 ter, 22 quater et 22 quinquies, ainsi que les amendements s’y rapportant. En conséquence, nous n’en débattrons pas et je vous proposerai de les entériner, à la fin de l’examen des autres articles, comme nous l’avons fait récemment dans le cadre de l’examen de la proposition de loi dite « Duplomb ».

Notre commission est saisie sur ce texte de 481 amendements, contre 55 amendements déposés devant la commission du développement durable. C’est la raison pour laquelle nous avons prévu la possibilité de poursuivre nos travaux non seulement demain et après-demain, mais aussi, si nécessaire, vendredi toute la journée. Ce calendrier s’explique par le fait que la journée de jeudi, aura lieu en séance l’examen des textes inscrits à l’ordre du jour de la niche réservée au groupe de la Gauche démocrate et républicaine (GDR). Comme pour la niche du groupe Libertés, indépendants, outre-mer et territoires (LIOT), nous avons fait en sorte de ne pas examiner la proposition de loi en même temps que ces travaux en séance publique. Je rappelle que l’examen de la proposition de loi en séance publique se déroulera à compter du lundi 16 juin. J’ajoute que, si l’Assemblée devait entamer ce soir l’examen d’amendements à la proposition de loi visant à améliorer l’accès au logement des travailleurs des services publics de M. David Amiel, qui est inscrite en quatrième point à l’ordre du jour de la séance, nous serions conduits à lever un peu plus tôt la réunion de la commission.

Nous avons, enfin, prévu de reprendre l’examen de cette proposition de loi demain, à 17 heures 30, après la lecture des conclusions de la commission mixte paritaire sur la proposition de loi visant à faciliter la transformation des bureaux en logements de notre collègue Romain Daubié. Je précise que six amendements ont, après consultation du président de la commission des finances, été déclarés irrecevables au titre de l’article 40 de la Constitution du fait de leur incidence financière – ils créaient des charges – et trois au titre de l’article 20 de la Constitution car ils constituaient des injonctions au Gouvernement.

Trente-huit amendements ont été déclarés irrecevables au titre de l’article 45, pour absence de lien avec les dispositions dont nous sommes saisis : ces « cavaliers législatifs » représentent donc moins de 8 % des amendements – ce qui se situe plutôt dans la moyenne des recevabilités des propositions et des projets de loi. N’ont ainsi été déclarés recevables que les amendements présentant un lien explicite avec les objectifs programmatiques de la proposition de loi transmise par le Sénat ou avec les dispositions spécifiques du titre II qui visaient à simplifier les normes pour les projets de production et d’exploitation d’énergies nucléaire et renouvelables, et d’hydrogène.

J’espère pour ma part que de prochains textes législatifs nous permettront d’aborder certains sujets évoqués dans les amendements déclarés irrecevables faute de lien avec la proposition de loi. Je pense par exemple à l’encadrement de l’agrivoltaïsme, à l’obligation d’installer des panneaux solaires sur les toitures de bureaux et de commerces ou aux compétences intercommunales pour la réalisation d’opérations d’autoconsommation. Certains amendements auraient clairement mérité d’avoir leur place dans le cadre d’une loi relative à l’énergie, mais la construction du texte dont nous sommes saisis a conduit à ce qu’ils ne puissent être déclarés recevables. Il ne s’agit donc pas d’une loi globale sur l’énergie, dans la mesure où certains sujets ne figurent pas dans le texte et ne permettent donc pas le dépôt d’amendements.

Cette proposition de loi était néanmoins très attendue, puisqu’elle fixe des orientations programmatiques et stratégiques en ce qui concerne la poursuite de la transition énergétique, la détermination de la part des énergies renouvelables et carbonées ou de production d’énergie nucléaire.

Je rappelle que le Gouvernement envisageait de fixer par simple décret la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Or, nous avons été nombreux, en Conférence des présidents notamment, à insister sur la nécessité pour la PPE de prendre en compte le nouveau cadre législatif, ainsi que les débats et votes relatifs à cette proposition de loi, bien que celle-ci ne couvre pas l’entièreté d’une programmation énergétique.

Je regrette à titre personnel – mais nous sommes sans doute un certain nombre dans ce cas – que nous ne disposions pas d’un vrai projet de loi sur l’énergie nous permettant d’avoir un débat global et d’aborder aussi les questions qui ont été évacuées du fait de l’irrecevabilité des amendements.

M. Antoine Armand, rapporteur. Madame la présidente, je vous remercie d’avoir dégagé un créneau qui convienne à tout le monde pour permettre l’examen de ce texte, dans un ordre du jour parlementaire surchargé. Je partage pleinement votre conclusion. Le débat que nous entamons vise à combler une lacune gouvernementale. La loi prévoit en effet que le Parlement doit être saisi d’un projet de loi avec toutes les exigences entourant l’examen d’un tel texte : une étude d’impact, des consultations préalables et l’inscription à l’ordre du jour selon la procédure qui convient. Cela a toujours été le cas en matière de programmation, bien au-delà de la question énergétique.

Cette lacune avait commencé à être comblée grâce à l’initiative de notre collègue Julie Laernoes, qui avait déposé une proposition de loi qui avait été examinée par notre commission. Tel est à nouveau l’objet de la proposition de loi du sénateur Grémillet, avec toutes les limites d’un tel texte. En tant que députés, il serait toutefois malvenu de notre part de critiquer un collègue parlementaire au motif qu’il aurait déposé une proposition de loi qui ne répondrait pas aux exigences techniques ou de qualité légistique et ne serait pas assorti de l’étude d’impact, comme cela aurait été le cas avec un projet de loi.

Nous attendons depuis fort longtemps d’avoir, en commission des affaires économiques, en commission du développement durable puis en séance, un débat de fond sur la stratégie énergétique du pays, fondé sur des questions techniques, scientifiques, économiques, et non sur la sempiternelle guerre de religion énergétique, dont personne n’a envie et qui conduit à se renvoyer des anathèmes, entre ceux qui pensent que la meilleure manière d’être pro-nucléaire est d’être anti énergies renouvelables et ceux qui pensent l’inverse.

Ce débat peut en outre avoir lieu sans prétendre tout intégrer dans la loi au risque de la rendre bavarde, nécessairement incomplète et imprécise. Je ne crois pas qu’il relève du rôle des parlementaires, a fortiori dans une proposition de loi, de fixer par exemple le rythme annuel de progression de telle ou telle énergie au dixième de gigawatt installé près, sauf à ce que chacun d’entre nous puisse être capable d’expliquer les raisons pour lesquelles il faudrait privilégier, pour l’éolien en mer, le photovoltaïque ou toute autre énergie, un rythme de progression annuel de 1,2 gigawatt par an plutôt que de 1,3. Il existe en France des institutions très nombreuses et très expertes, dont les travaux sont ouverts à la critique, puisque publiés et en libre accès, qui nous permettent d’appréhender ces questions.

Nous disposons également de l’outil que constitue la programmation pluriannuelle de l’énergie. La PPE doit découler de la loi et des grands objectifs que nous allons essayer de définir faute de projet de loi. Elle seule a la faculté de fixer précisément les choses, en abordant des aspects extrêmement importants, comme l’équilibre du réseau électrique, ou encore la capacité à supporter l’intermittence et à mener à bien des grands chantiers industriels tels que ceux du nucléaire.

C’est pourquoi – et je constate que d’autres collègues semblent défendre la même position – je vous proposerai de ne pas entrer dans un niveau de granularité par énergie qui ne peut selon moi être défendu ici, tant techniquement que scientifiquement. Si la proposition de loi est adoptée, nos travaux permettront d’orienter la future PPE.

Pour que la loi soit la moins bavarde possible et ait une chance d’avancer puisque son examen n’a pas été prévu selon la procédure accélérée, il importe que nous fassions collectivement l’effort de nous concentrer sur l’essentiel qui nous préoccupe depuis longtemps, c’est-à-dire la programmation, et de ne pas nous attarder sur les articles non programmatiques, si importants soient-ils, concernant par exemple la protection du consommateur – dont personne ne niera par ailleurs l’importance dans un marché de fourniture d’électricité et d’énergie qui a montré ses limites, avec des comportements de prédation inacceptables. S’il semble très important à ceux qui ont introduit ces dispositions au Sénat et au Gouvernement qu’une protection du consommateur soit rapidement mise en place dans ce domaine, je ne doute pas qu’un projet de loi puisse être rapidement déposé sur le sujet et nous serons tous ravis d’y travailler. Nous avons déjà 481 amendements à examiner ! Si nous parvenons à nous concentrer sur la dimension programmatique, nous aurons déjà effectué un très gros travail.

Un immense travail a déjà été accompli sur la stratégie française énergie climat, la PPE, sur la stratégie nationale bas-carbone (SNBC) et nombre d’autres acronymes – ce qui montre que la simplification reste au niveau du concept et ne se traduit pas encore en réalité normative. Ces travaux sont naturellement importants et doivent nous guider. Toutefois, certains datent de 2024 ou 2023, voire des années antérieures ! Or, des scénarios considérés voilà deux ans avec mépris ou sarcasme – je pense notamment à celui de Réseau de transport d’électricité (RTE) fondé sur la mondialisation contrariée, la fracture géopolitique, le besoin de résilience et une inquiétude portant plutôt sur la sécurité d’approvisionnement que sur la vitesse de décarbonation – sont presque devenus centraux et parfois même jugés optimistes. Nous devons nous interroger sur la consommation d’énergie à un horizon de cinq et dix ans, ainsi que sur notre capacité, d’une part, à atteindre nos objectifs de sobriété et d’efficacité énergétiques et, d’autre part, à mener de grands chantiers industriels dans le temps imparti, avec les chaînes de valeur telles qu’elles sont, qu’ils soient dans le domaine des énergies renouvelables thermiques, renouvelables électriques ou nucléaires. Ne pas reconnaître que la situation a évolué et considérer qu’une PPE écrite voilà un ou deux ans pourrait convenir, alors que le monde a changé plusieurs fois depuis lors, sur le plan des tensions sur les matières premières, en ce qui concerne le libre-échange, le commerce, l’approvisionnement et le prix énergétiques, serait parfaitement t inconcevable.

En résumé, je vous propose de nous concentrer sur les articles programmatiques, d’essayer de nous en tenir au niveau de la loi et de laisser le Gouvernement, si le texte est adopté, adapter la PPE aux exigences législatives, en nous appuyant sur la technique et la science pour mener nos débats. C’est déjà un beau programme de travail !

Mme la présidente Aurélie Trouvé. Nous en venons aux interventions des orateurs des groupes.

M. Maxime Amblard (RN). Chers collègues, enfin, la représentation nationale va enfin pouvoir débattre de la politique énergétique de notre pays. Il s’agit d’un sujet fondamental, qui conditionne notre souveraineté, notre prospérité et jusqu’à notre confort quotidien. Si le débat a lieu dans cette commission et n’a pas été contourné par un décret silencieux, c’est bien grâce à Marine Le Pen et à la mobilisation des députés du Rassemblement national. Pour nous, l’énergie n’est pas un sujet secondaire ! Elle est la clé de voûte de notre société. Sans énergie, pas d’industrie, pas de transports, pas de soins, pas d’agriculture, pas de chauffage !. Sans énergie, il n’y a ni confort, ni progrès, ni avenir !

Trois visions vont vraisemblablement s’exprimer lors de nos débats.

La première, animée par une idéologie décroissante et une foi aveugle dans le tout-renouvelable, entend restreindre les usages, contraindre les Français et leur faire payer au prix fort une transition punitive.

La deuxième, plus confuse, croit que l’on peut composer un mix énergétique comme on gère un portefeuille boursier, avec un peu de tout, sans hiérarchie, sans cap, en espérant que quelque chose fonctionne.

La troisième enfin, la nôtre, est celle du bon sens, du pragmatisme, de la science ! Le Rassemblement national défend une stratégie fondée sur les réalités physiques et promeut à ce titre un mix énergétique pilotable, décarboné, centralisé, garantissant une énergie abondante, stable et abordable, incluant notamment le nucléaire, l’hydroélectricité, la géothermie, la biomasse, la cogénération et les pompes à chaleur.

Le nucléaire est selon nous la clé de voûte de la puissance énergétique de demain. Notre parc historique doit être soutenu, modernisé, prolongé. Le nouveau parc doit être planifié avec ambition, depuis les réacteurs de troisième génération jusqu’à la fermeture du cycle du combustible et avec le déploiement des réacteurs de quatrième génération, ceux-là mêmes qui garantiront pour des siècles à notre pays une autonomie en matière de combustible, sans avoir à extraire un gramme d’uranium supplémentaire.

L’hydroélectricité, énergie renouvelable par excellence, doit aussi être pleinement mobilisée et développée, grâce notamment à des stations de transfert d’énergie par pompage (Step), indispensables au stockage et à la stabilité de notre réseau.

La biomasse et le biogaz – s’ils sont exploités avec sobriété et intelligence – constituent également une réponse adaptée à nos ressources locales.

La géothermie et le développement des pompes à chaleur permettent enfin de valoriser l’énergie présente dans le sol et dans l’air.

Réussir cette transition suppose par ailleurs d’avoir le courage de dire : « Non ! » Non à la prolifération des énergies intermittentes, qui déstabilisent notre système, alourdissent les factures et ralentissent la décarbonation.

Notre cap est clair : viser un mix énergétique essentiellement décarboné à l’horizon 2050 avec une production annuelle d’au moins 1 400 térawattheures, en considérant les baisses potentielles dues à l’efficacité énergétique, à l’électrification des usages et à la baisse du gaspillage énergétique, ainsi que les augmentations potentielles liées aux effets rebond, à la réindustrialisation, à l’agriculture, à la préservation de l’environnement, à la reforestation, à la dépollution, à notre lutte contre le réchauffement climatique et aux adaptations qui en découlent.

Tous nos amendements procèdent d’une même ambition : doter la France d’une politique énergétique sérieuse, cohérente, fondée sur le réel et tournée vers notre prospérité et notre souveraineté.

M. Antoine Armand, rapporteur. Merci, cher collègue, d’avoir donné un ordre de grandeur sur les besoins, car cette dimension nous inquiète tous ! Même si l’on peut débattre des 1 400 ou 1 200 térawattheures, donner un chiffre permet de s’interroger sur la partie non électrique du mix énergétique. L’électricité représente environ un tiers de ce mix, les deux tiers restants étant composés d’énergies fossiles, essentiellement importées. Lorsque l’on promeut, comme vous et moi, la souveraineté énergétique et la production locale, la décarbonation des deux tiers d’énergies fossiles doit être une priorité absolue. Une partie pourra être électrifiée et alimentée par diverses sources, parmi lesquelles le nucléaire, l’hydroélectricité et d’autres énergies que vous n’avez pas citées. Mais cela ne supprimera pas la question des quelques 500, 700 ou 800 térawattheures d’énergies renouvelables, ou en tout cas décarbonées thermiques, qu’il faudra produire au minimum ! Le sujet mérite d’être abordé. Je suis sûr que vous allez, lors des discussions, me détromper et montrer que vous n’êtes pas opposé à toutes les énergies renouvelables. Je ne doute pas que nous allons trouver, au moins techniquement, des points d’accord sur un très grand nombre de sujets.

M. Jean-Luc Fugit (EPR). Comme je l’ai indiqué le 28 avril dernier lors du débat sur la souveraineté énergétique de la France voulu par le Premier ministre, nous faisons face à un défi majeur : la sortie progressive de notre dépendance aux énergies fossiles. Ce défi – qui dépasse les clivages politiques –, répond à une nécessité écologique en même temps qu’à un impératif économique et de souveraineté. Il comporte également un enjeu de responsabilité envers les générations futures.

La France dispose pour y faire face d’un atout fort, avec un mix électrique décarboné à 95 %, reposant pour deux tiers sur le nucléaire et pour un tiers sur les énergies renouvelables, selon des chiffres de 2024.

Notre consommation énergétique globale reste toutefois dominée à 60 % par les énergies fossiles, raison pour laquelle la baisse des émissions de dioxyde de carbone amorcée ces dernières années doit non seulement se poursuivre, mais s’intensifier. Pour y parvenir, nous ne pouvons nous offrir ni le luxe, ni le temps d’opposer les énergies bas-carbone entre elles. Nous avons en effet l’opportunité de nous appuyer à la fois sur l’énergie nucléaire et sur les énergies renouvelables, électriques comme thermiques, pour construire un mix énergétique pluriel et résilient, dont le développement est largement soutenu par les Français. Une étude Ifop publiée la semaine dernière indique que 56 % d’entre eux estiment que la production d’électricité doit reposer sur un mix entre nucléaire et énergies renouvelables.

La diversification de notre production énergétique s’impose ainsi comme une évidence. Tel est le sens du projet de programmation pluriannuelle de l’énergie, issu d’une large concertation lancée depuis quatre ans. Cette troisième PPE, qui articule développement du nucléaire et des énergies renouvelables, sobriété et efficacité énergétiques, devrait être selon nous publiée le plus rapidement possible pour donner aux filières la visibilité nécessaire à leurs investissements. Sa publication devrait par ailleurs s’accompagner d’une stratégie pluriannuelle de financement, alignée sur les objectifs de chaque filière d’ici à 2035.

Nous considérons que l’examen de la proposition sénatoriale doit nous permettre de préciser notre stratégie énergétique. Notre ligne est claire : poursuivre et massifier le développement des énergies renouvelables, en complément de l’énergie nucléaire qu’il importe également de soutenir fortement. Nous souhaitons ainsi que nos débats confirment les objectifs relatifs au photovoltaïque, traduisent dans la loi le pacte éolien en mer signé par l’État en 2022 et valorisent notamment l’énergie hydrolienne, l’hydrogène et la chaleur renouvelable issue des combustibles solides de récupération (CSR). Nous soutenons également des mesures de simplification afin d’accélérer le déploiement des réacteurs nucléaires et formulons plusieurs propositions de nature à renforcer l’information des consommateurs.

Ce débat sur la stratégie énergétique ne saurait en outre faire l’économie d’une réflexion plus large sur la planification et le financement de notre modèle. En effet, l’électrification des usages, le développement des réseaux, du stockage et de la flexibilité imposent d’effectuer sans délai des choix structurants. C’est la raison pour laquelle nous appelons de nos vœux une loi prospective sur l’énergie. L’enjeu dépasse en effet celui de la simple PPE de 2035 : le véritable enjeu est celui de la sortie progressive des énergies fossiles pour atteindre la neutralité carbone en 2050, au plus tard.

M. Antoine Armand, rapporteur. Je partage pleinement vos propos et me permets d’insister sur la question du financement, qui m’offre l’opportunité de lancer un appel préalable au Gouvernement, dans la mesure où nous allons avoir une discussion dans le cadre d’un groupe de travail sur la PPE demandé par le Premier ministre. Qu’elle soit ou non adoptée, la loi va fixer des objectifs d’électrification et de décarbonation. Sans perspective, sans trajectoire claire de financement entre ce qui relèvera de l’électrification et ce qui procédera simplement d’un passage des énergies fossiles aux énergies thermiques renouvelables, nos objectifs n’auront aucune chance de se concrétiser. Il sera donc urgent, au moins dans le prochain budget et avec une autre forme législative si le Gouvernement le décide, de disposer d’une visibilité financière sur l’électrification, la décarbonation et les moyens, financements obligatoires ou autres, mis en place pour financer cette transition.

M. Maxime Laisney (LFI-NFP). Monsieur le rapporteur, chers collègues, faute de loi de programmation en bonne et due forme, le Gouvernement bricole en inscrivant cette proposition de loi sénatoriale – sans véritable soutien de ses propres troupes –, M. Bayrou assurant qu’il tiendra compte de son examen pour amender la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie avant sa publication, déjà repoussée à de multiples reprises.

La PPE 3 est très attendue par les acteurs du secteur. Le Haut Conseil pour le climat (HCC) rappelle en effet que la France se réchauffe plus vite que le reste du continent, que le coût et les risques de l’inaction sont exorbitants et que nous avons besoin d’objectifs et de budget suffisants et pérennes.

L’examen de cinq articles par la commission du développement durable a été plutôt rassurant : nous nous sommes retrouvés dans la plupart des amendements adoptés. Après l’article 11, un amendement proposé par LFI visant à réduire notre empreinte carbone, c’est-à-dire nos émissions de gaz à effet de serre importées, a même été adopté.

Il nous est toutefois impossible de voter cette proposition de loi en l’état. Le texte ne comprend en effet quasiment rien sur la sortie des énergies fossiles, qui représentent toujours 60 % de notre mix énergétique et 74 milliards d’euros de déficit commercial. Il préfère parier en lieu et place sur le techno-solutionnisme du captage et du stockage du carbone.

Il ne comporte rien non plus s’agissant de la planification de la sobriété énergétique, qui restera largement subie par les uns et inexistante pour les autres.

On note également, en matière d’efficacité énergétique et pour ne parler que de la rénovation thermique des logements, un nouveau décalage de l’objectif dans le temps.

Concernant enfin les énergies renouvelables – qui sont les seules à pouvoir être déployées avec succès dans les années à venir –, le texte ne dit rien du soutien à apporter aux filières industrielles souveraines et pourvoyeuses d’emplois.

Pire : ce texte veut dissoudre les objectifs spécifiques de déploiement des énergies renouvelables dans un objectif abscons d’énergies décarbonées, pour donner toujours plus de place au nucléaire – alors que ce dernier n’a aucune chance de progresser dans un délai raisonnable. Cette obsession nucléariste est grave, car elle nous expose à six risques systémiques. Nous risquons ainsi, sans soutien apporté aux énergies renouvelables, sans capacité nouvelle – alors que de nombreux réacteurs nucléaires seront à l’arrêt dans les dix ans à venir pour leur visite décennale –, de manquer d’électricité. Dès lors, il nous faudra en importer massivement, ce qui viendra alourdir les factures. Les ménages seront en outre davantage précarisés et ne pourront électrifier leurs usages, restant ainsi dépendants des énergies fossiles. Les entreprises ne pourront pas décarboner leurs procédés de production, ni investir dans la réindustrialisation, et nous ne respecterons pas nos engagements de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Face à cela, le pouvoir sera tenté de prolonger la durée de vie des réacteurs existants, en faisant fi des risques d’accident liés à leur vieillissement.

Nous espérons, lors de ce débat, amener chacun à la raison, faute de quoi nous voterons contre ce texte.

J’espère par ailleurs que nous pourrons mettre fin au très mauvais mécanisme de calcul des factures prévu pour 2026, dont nous n’avons trouvé aucun partisan au cours des nombreuses auditions déjà menées dans le cadre de la mission d’information sur les prix de l’électricité que nous avons lancée avec Philippe Bolo.

M. Antoine Armand, rapporteur. Cher collègue, je ne comprends pas le sens de votre propos sur les prix. On peut le déplorer, mais ce texte n’a vocation à traiter ni des prix de l’énergie, ni des filières industrielles parce qu’il n’en a pas pris le chemin et qu’il n’a pas la forme d’un projet de loi. Nous pourrons avoir ce débat dans le cadre de la PPE. Lorsque l’on se donne, en matière de solaire par exemple, des objectifs de développement du photovoltaïque, que l’on met l’accent sur la possibilité de produire les installations nécessaires en France mais que l’on n’en voit finalement pas la trace, il est légitime de s’interroger sur la réalité de la chose ! On peut également se questionner sur le caractère résilient et souverain du processus.

Je n’ai pas le temps de répondre précisément à l’amorce de procès que vous avez intenté au nucléaire. L’argument que vous avez utilisé est largement démenti par les constats que j’ai pu effectuer dans mes fonctions actuelles et passées : c’est parce que nous disposons du nucléaire que des entreprises continuent à produire en France et choisissent de s’implanter dans notre pays. Cela concerne notamment des entreprises qui investissent et innovent dans des technologies extrêmement consommatrices d’électricité. Croire que le nucléaire, et en particulier l’électricité nucléaire, est un handicap constitue un contresens majeur. Cela est au contraire présenté comme un atout majeur par l’ensemble des acteurs industriels concernés.

M. Karim Benbrahim (SOC). Quel mix énergétique pour réussir la transition écologique ? Comment garantir notre souveraineté énergétique, notamment face aux menaces venant de Russie ? Comment assurer un prix de l’énergie compétitif pour nos entreprises et nos concitoyens ? Voilà quelques-unes des réflexions auxquelles la représentation nationale devrait être pleinement associée.

Le Premier ministre a toutefois déjà annoncé que le décret relatif à la programmation pluriannuelle de l’énergie était prêt. L’examen de cette proposition de loi apparaît donc d’abord comme un gage politique adressé à la droite sénatoriale et au Rassemblement national, ensuite comme un coup supplémentaire porté au respect du travail parlementaire.

Une politique énergétique doit pourtant s’inscrire dans le temps long. L’adoption par la représentation nationale d’une loi de programmation avant la publication d’un décret aurait permis de donner plus de robustesse à l’orientation stratégique prise.

Si le Gouvernement semble faire fi de cette séquence parlementaire, le groupe Socialistes et apparentés l’abordera avec sérieux et responsabilité. Nous défendrons une stratégie énergétique fondée sur trois impératifs : la lutte contre le dérèglement climatique, la garantie de notre souveraineté énergétique et l’accès de toutes et tous à une énergie abordable.

Le texte transmis par le Sénat fait du nucléaire son axe central, de manière dogmatique. Nous nous y opposerons et proposerons une autre vision, structurée autour de quatre axes.

Le premier vise la réduction de nos consommations énergétiques. Cela passe par des politiques ambitieuses de sobriété et d’efficacité énergétiques, combinant l’impérieuse nécessité d’allier transition écologique et justice sociale. Il n’y aura pas de transition écologique sans justice sociale !

Le deuxième axe est le soutien à l’électrification des usages pour sortir de notre dépendance aux énergies carbonées.

Le troisième consiste à soutenir massivement le développement des énergies renouvelables. Dix ans après l’accord de Paris sur le climat, la France demeure largement en retard sur ses objectifs. Nous soutiendrons un développement des énergies renouvelables qui doit s’appuyer sur des filières industrielles françaises et européennes, car la transition énergétique ne pourra se faire sans souveraineté industrielle. Le passage vers un mix 100 % renouvelable pose encore des défis majeurs, tant sur le plan technique, sociétal, qu’économique.

Si l’objectif d’un mix énergétique renouvelable et décarboné doit être réaffirmé, la préparation de la décennie 2040 nécessite encore une part de nucléaire, significativement moins importante qu’actuellement, mais qui ne doit pas compromettre nos ambitions en matière d’énergies renouvelables. Tel est le quatrième axe que nous défendrons !

C’est en se fondant sur ces lignes directrices que nous abordons les débats à venir, afin de construire un mix énergétique à la fois écologique et social, à même de garantir notre souveraineté.

M. Antoine Armand, rapporteur. Monsieur le député, je vous rejoins largement sur plusieurs points. Il importe de mettre l’accent sur la stratégie industrielle. Si tout ne peut pas être inscrit dans la loi, nous devrons être très vigilants pour que la programmation pluriannuelle de l’énergie et le projet de loi de finances concrétisent de manière législative ou réglementaire, par des stratégies de financement, le soutien industriel que l’État et les collectivités publiques en général sont prêts à apporter au projet énergétique, dont il nous revient de définir les grands objectifs. Sans faire de mauvais esprit, il est arrivé ces dernières années que les parlementaires – pas forcément nous, intuitu personae – fixent des objectifs – en pourcentage d’ailleurs plus souvent qu’en térawattheures –, qui n’avaient aucune réalité ou sous-jacent industriel et qui, naturellement, n’ont jamais vu le jour, ou alors sous forme d’appels à projets et de prix garantis qui coûtent, aujourd’hui encore, des milliards d’euros à la France.

M. Henri Alfandari (HOR). Nous débattons enfin d’énergie, question centrale de l’attractivité économique de la France grâce à l’effet prix et de la réalisation de ses objectifs climatiques grâce à la décarbonation du mix énergétique. Le groupe Horizons et indépendants se réjouit que la proposition de loi du sénateur Gremillet nous donne enfin l’occasion de corriger les incohérences de notre politique énergétique et de tracer un chemin ambitieux pour la France.

Nous saluons votre travail, Monsieur le rapporteur, mais nous n’oublions pas, surtout, le constat et les préconisations du rapport de la commission d’enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance de la politique énergétique de la France, dont vous étiez aussi le rapporteur. C’est pourquoi je proposerai deux amendements qui visent à tirer les leçons de ces travaux et qui réécrivent une large partie de la proposition de loi. Je sais que s’ils sont adoptés, chers collègues, ils feront tomber un grand nombre des amendements déposés. Cependant, c’est le moment ou jamais de se saisir de ce sujet et de corriger des points majeurs. Quels sont-ils ?

Pour commencer, la question a été posée de savoir ce qui relève de la loi, du domaine réglementaire ou du décret. Comme vous le savez, c’est la loi qui oriente la prise de décret. Si nous voulons introduire de nouvelles contraintes dans la programmation énergétique, nous devons le faire aux articles L. 100-1 et suivant du code de l’énergie,

Plusieurs d’entre vous ont regretté de ne pas disposer, comme c’est le cas pour un projet de loi, d’une étude d’impact et des consultations préalables. Or, c’est précisément ce qu’il faut faire à intervalles réguliers en matière de politique énergétique, dès lors qu’on y apporte des modifications !

Ensuite, il faut garder de la souplesse, afin de corriger nos erreurs. Nous ne pouvons attendre l’adoption d’une nouvelle loi lorsque les trajectoires dévient et que le pays n’est pas au rendez-vous.

Enfin, il faut rendre compte, non seulement devant les commissions compétentes de l’Assemblée nationale et du Sénat, mais aussi devant l’Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques (Opecst) – car il s’agit bien de choix scientifiques.

Le groupe Horizons saisira donc toutes les occasions pour protéger les Français et permettre à notre pays de trouver les voies de son indépendance énergétique et stratégique.

M. Antoine Armand, rapporteur. Cher collègue, je vous remercie pour vos mots. Je ne peux que vous rejoindre sur la question de la souveraineté et sur la nécessité de dépasser les oppositions classiques en matière d’énergie. Il faut en effet se concentrer sur l’essentiel, c’est-à-dire fixer des ordres de grandeur : quelle part d’énergie décarbonée devrons-nous atteindre en 2030, en 2035 et en 2050 ? Voilà un domaine dans lequel la transition écologique et la souveraineté nationale vont dans le même sens, pour peu que l’on privilégie d’abord les outils existants, qui sont bel et bien pilotables, industriels et fonctionnels – n’en déplaise à certains –, et qu’on développe ce qui peut l’être, dans la limite des capacités du réseau électrique. Il s’agit, non pas de reproduire je ne sais quelle guerre de religion, mais d’observer ce qui se fait dans les autres pays et ce que les réseaux peuvent absorber avant d’atteindre leurs limites potentielles.

M. Philippe Bolo (Dem). Monsieur le rapporteur, chers collègues, nous voilà enfin réunis pour mener le débat qui nous était promis depuis l’adoption de la programmation pluriannuelle de l’énergie en 2018 ! Depuis deux ans, nous avons été nombreux à le réclamer. Mais la nouvelle PPE devrait être prise par décret. La méthode pose question : alors que certains y voient l’aboutissement d’une large concertation, d’autres déplorent une entorse au processus parlementaire. Quoi qu’il en soit, la proposition de loi du sénateur Gremillet, adoptée au Sénat, nous donne enfin la possibilité de débattre de la programmation énergétique. Au groupe démocrate, nous espérons que nos échanges déboucheront sur des éléments de nature à amender le projet de décret, notamment en matière de programmation, et que nous réussirons à nous extraire de la polarisation habituelle autour de la part du nucléaire et de celle des énergies renouvelables pour trouver des points de consensus importants.

J’en vois au moins quatre : premièrement, la nécessité de réduire notre consommation d’énergie fossile ; deuxièmement le renforcement de notre souveraineté énergétique ; troisièmement, l’importance de considérer les réseaux comme le point de rencontre entre l’offre et la demande électrique – un enjeu insuffisamment pris en compte dans nos débats – ; quatrièmement, la question du prix de l’électricité, car même s’il ne nous appartient pas de le fixer par nous-mêmes, nous devons faire en sorte qu’il soit abordable, prévisible et stable. Avec mon collègue Maxime Laisney, je travaille, dans le cadre d’une mission d’information de la commission des affaires économiques, sur ce sujet majeur que tout le monde a pu toucher du doigt lors de la crise de 2022-2023. À l’époque, accéder à l’énergie n’était qu’un simple réflexe : il suffisait de brancher une prise ou d’appuyer sur un interrupteur. Durant la crise, chacun a pu mesurer les conséquences de l’augmentation des prix : l’impact sur le pouvoir d’achat pour les ménages ; les difficultés à mener les politiques publiques pour les collectivités territoriales ; les conséquences économiques – on parle souvent des entreprises dites électro-intensives, mais je pourrais également citer tous les boulangers de tous les territoires de France, qui ont connu d’énormes difficultés au moment de renouveler leur contrat d’énergie, alors que les prix atteignaient des niveaux exorbitants. Par conséquent, même si le prix n’est pas au cœur de nos débats, nos orientations doivent être suffisamment rationnelles pour garantir des prix prévisibles, stables et lisibles.

Le groupe Les Démocrates est heureux que le débat ait enfin lieu, même s’il n’a pas la forme attendue initialement. Nous souhaitons une programmation utile pour le climat, la souveraineté énergétique de la France, la fixation des prix, les réseaux et le partage de la valeur dans les territoires. Si nous sommes prêts à accueillir favorablement les évolutions pertinentes, nous resterons vigilants face à celles que nous jugerions inopportunes.

M. Antoine Armand, rapporteur. Merci, cher collègue ! Puisque vous m’y invitez, permettez-moi de dire un mot sur le prix de l’électricité, sujet sur lequel vous menez, avec votre collègue Maxime Laisney, une mission d’information. Plusieurs éléments, pourtant fondamentaux, ne figurent pas dans ce texte. Il y a tout d’abord, la fiscalité : l’électricité continue à être davantage taxée que le gaz. Pourtant, à chaque fois que nous avons essayé de rétablir un équilibre – nos collègues sénateurs l’ont encore tenté à l’automne dernier –, le débat s’est révélé impossible et problématique. À ce titre, le débat que nous aurons sur l’article 2 de la proposition de loi sera sans doute évocateur, et les positions des uns et des autres montreront que, lorsqu’il s’agit de rééquilibrer la fiscalité énergétique en faveur de la décarbonation, c’est moins simple qu’il n’y paraît.

Ensuite, comme dans tout marché, le prix dépend de la quantité produite : à cet égard, développer notre indépendance énergétique et favoriser la production d’énergie décarbonée ne pourra qu’être un facteur positif. Toutefois, il faut souligner un phénomène nouveau – plus national qu’européen –, qui est incompréhensible et insupportable pour nos concitoyens : celui des prix négatifs. Chaque jour, nous produisons un nombre croissant de minutes à prix négatif, qui ne se reflète pas sur la facture des Français. On peut toujours expliquer en quoi ce processus est normal, mais il reste parfaitement insupportable ! C’est pourquoi nous devons élaborer un mix électrique convenable et cohérent.

M. Jérôme Nury (DR). Madame la Présidente, Monsieur le rapporteur, chers collègues, l’énergie est le socle de notre économie, de notre souveraineté, de notre capacité à produire et à innover. Nous n’avons plus le droit à l’erreur, ni à l’idéologie : la France doit faire des choix fondés sur la science et la raison, et non plus sur des dogmes ou des illusions ! Nous avons en main une force que beaucoup nous envient : un mix électrique décarboné et pilotable, fruit de décennies d’investissements dans le nucléaire et l’hydroélectricité.

Pourtant, le décret relatif à la PPE3, tel qu’il était initialement proposé, sacrifiait cet atout en continuant de pousser à marche forcée le développement des énergies électriques intermittentes, au mépris du bon sens économique, technique et écologique. C’est encore le cas, dans une moindre mesure, de ce texte. La France a non pas besoin d’éolien ou de photovoltaïque supplémentaires, mais d’investissements sur le long terme ! Le nier serait terrible pour notre souveraineté et nos finances publiques, voire dangereux pour le bon fonctionnement de notre réseau électrique – nous l’avons constaté lors du black-out survenu récemment en Espagne.

En 2022, nous avons touché du doigt les conséquences du délaissement du nucléaire et du développement massif des énergies électriques intermittentes. La chute de la production nucléaire, combinée à une absence de vent et de soleil, a entraîné des importations records et une explosion des prix pour nos concitoyens et nos entreprises.

Depuis, avec une production nucléaire record de 361 térawattheures en 2024 – qu’il est encore possible d’améliorer –, la surproduction d’électricité intermittente provoque des prix négatifs en spot durant des périodes de plus en plus longues, au cours desquelles l’énergie est vendue à perte. Pourtant, les Français continuent de la payer toujours plus cher !

Nous devons donc entériner une politique énergétique permettant de préserver notre souveraineté et, surtout, de faire en sorte que les prix de l’électricité ne soient plus aussi élevés. Nous proposons une stratégie claire : priorité à l’électrification des usages, à la décarbonation des secteurs les plus consommateurs d’énergies fossiles, au renforcement du nucléaire existant et à sa montée en puissance ! Enfin, nous disons « stop ! » aux subventions déguisées aux énergies intermittentes, qui désorganisent notre réseau et enrichissent des fonds d’investissement au détriment du pouvoir d’achat des Français et de nos entreprises. L’heure n’est plus aux chimères, mais au courage !

La semaine dernière, nous sommes revenus, en séance, sur la suppression des zones à faible émission (ZFE), qui allaient conduire à une division sociale terrible entre les ruraux et les urbains. Poursuivons ce travail et protégeons les Français qui n’ont pas les moyens de payer une électricité chère, alors qu’il est possible d’agir afin d’en limiter la hausse. La France a besoin d’une énergie non pas idéologique, mais compétitive. C’est en ce sens que nous défendrons plusieurs amendements qui visent à améliorer le texte sénatorial dont il convient encore de conforter les objectifs principaux – même s’il va dans la bonne direction.

M. Antoine Armand, rapporteur. Merci, cher collègue ! J’entends et je partage naturellement la nécessité de décarboner, en particulier les secteurs qui consomment le plus d’énergies fossiles, car ils sont polluants et ne permettent pas d’assurer la souveraineté énergétique que nous appelons de nos vœux. Toutefois, ces secteurs représentent deux tiers du mix énergétique. Par conséquent, même si le nucléaire et les énergies renouvelables, telles que l’hydroélectricité, seront à même de combler une partie des besoins, tout ne pourra pas être électrifié ! L’énergie décarbonée qui fait actuellement défaut porte en priorité sur le thermique. Nous avons déjà eu de nombreux débats sur cette question, en matière de transport et de mobilité électrique. Il faudra répondre à cette exigence – c’est d’ailleurs l’une des ambitions de ce texte. Nous devrions pouvoir trouver des convergences sur ce point.

Quant aux défauts de la proposition de loi sénatoriale, je suis à votre disposition pour servir d’intermédiaire avec notre collègue sénateur Daniel Gremillet, mais je crois que vous le connaissez aussi très bien.

Mme Dominique Voynet (EcoS). Monsieur le rapporteur, mes chers collègues, cela fait trois ans que ça dure ! Faute d’examiner en temps et en heure un projet de loi de programmation énergétique – qui, faut-il le rappeler, aurait dû être adopté avant le 1er juillet 2023…–, nous examinons, dans un contexte délétère, une proposition de loi à l’objet ambigu. Combien de consultations, de travaux prospectifs et de groupes de travail ont-ils été lancés et pour quels résultats ? La ministre chargée de l’énergie a bien élaboré un projet de programmation, mais il n’a jamais été examiné par le Parlement ! L’idée a même été avancée de contourner l’obstacle et de l’adopter par décret. Or, voilà le Gouvernement contraint de reprendre en urgence une proposition de loi – qui affiche pourtant des priorités totalement contraires à celles de la PPE qu’il a lui-même élaborée –, pour éviter une menace de censure de l’extrême droite... Quelle étrange conception de la planification énergétique et quelle étrange manière de préparer l’avenir !

Disons-le sans tergiverser : cette proposition de loi n’est pas sérieuse ! Elle est bâclée et ne dispose ni d’une étude d’impact, ni de l’avis du Conseil d’État, du Conseil supérieur de l’énergie (CSE) ou du Conseil national de la transition écologique (CNTE). Elle ne traite pas de ce qui nous semble une priorité : la réduction de la part des énergies fossiles et la réduction de la facture qu’elles impliquent, à hauteur d’une centaine de milliards d’euros. Telle qu’elle nous parvient du Sénat, elle constitue un texte politico-religieux, totalement déconnecté des réalités concrètes du terrain ! Elle n’a pour seul objectif que de témoigner de la foi irrationnelle dans le recours aux technologies actuelles et futures du nucléaire, aux antipodes d’une stratégie cohérente de décarbonation de notre économie et au mépris de la réalité du changement climatique : pertes agricoles, fonte des glaciers, inondations, sécheresses et canicules, phénomènes de retrait-gonflement des argiles.

Alors que la France est l’un des pays qui se réchauffe le plus vite au monde, nous ne ferions rien pendant dix ans, dans l’espoir d’une hypothétique mise en service de six réacteurs de type EPR2 avant 2035 ? Et, ce, sans tenir compte du retour d’expérience de Flamanville qui a connu douze ans de retard, nécessité une dépense de plus de 23 milliards d’euros et dont la rentabilité est médiocre – moins de 2 % – ? Ce n’est pas moi qui l’affirme, mais un excellent rapport de la Cour des comptes de janvier dernier... Je vous le demande, est-il raisonnable de privilégier la fuite en avant ?

La programmation pluriannuelle de l’énergie doit fixer un cap sérieux pour les dix prochaines années. Qui peut croire à cet engagement, alors que le Conseil de politique nucléaire affiche déjà un report de plus de trois ans ? Le texte évite soigneusement d’aborder chacune des étapes d’une stratégie de décarbonation et de résilience : sobriété énergétique, déploiement massif des renouvelables, renforcement de la souveraineté énergétique et une plus grande justice en la matière. Il repose sur des hypothèses techno-solutionnistes, totalement déconnectées des réalités techniques, industrielles, scientifiques, économiques et climatiques qui s’imposeront à nous, quel que soit l’enthousiasme avec lequel vous l’adapterez, amendement après amendement.

Cette proposition de loi spécule et rêvasse, au mépris des faits scientifiques et des réalités techniques, sous l’influence de lobbys puissants ! C’est le cas de l’hydrogène vert, dont la production est quasi nulle, cette technologie n’étant pas encore mûre. Le calendrier de ce texte, coïncidence ou non, accompagne les récents reculs du Gouvernement en matière écologique : sur les néonicotinoïdes, sur l’objectif de zéro artificialisation nette (ZAN) et sur les zones à faibles émissions (ZFE) – autant de décisions dangereuses pour l’environnement et pour notre santé.

Assurément, ce texte ne peut tenir lieu de cap énergétique ! Construisons plutôt une programmation pluriannuelle de l’énergie crédible. C’est pourquoi nous défendrons des amendements en ce sens, afin de la corriger et de la réorienter.

M. Antoine Armand, rapporteur. Madame Voynet, vous n’étiez pas présente lorsque j’ai moi-même souligné avec autant de modestie que possible les limites de la proposition de loi et qu’elle ne possédait pas toutes les caractéristiques d’une loi de programmation. Sur ce point, je peux vous rejoindre. Toutefois, vous évoquez un texte technico-religieux, bâclé et sans étude d’impact ; vous parlez même d’une proposition de loi qui spécule et qui rêvasse. C’est exactement ce que je pense de la politique énergétique dont votre mouvement est responsable depuis une trentaine d’années ! Ce n’est pas une attaque personnelle, mais un rappel des faits : vous avez présidé à la fermeture du démonstrateur Superphénix qui aurait pu nous permettre de disposer d’un réacteur de quatrième génération ; vous avez tenté de fermer le parc nucléaire existant grâce auquel nous avons de la lumière ce soir et qui permet à la France de rester une puissance industrielle. Tâchons, vous et moi, de ne pas spéculer ni de rêvasser en examinant ce texte !

M. Joël Bruneau (LIOT). Cela a été dit, depuis juillet 2023, nous attendons que le Gouvernement présente une loi de programmation quinquennale sur l’énergie et le climat, conformément aux dispositions inscrites dans la loi énergie et climat adoptée en 2019. Sur ce sujet crucial pour l’avenir de notre pays, le monde économique patiente, ou plutôt s’impatiente ! En effet, l’absence de texte programmatique crée une insécurité juridique persistante et dommageable à l’économie. Les filières énergétiques du nucléaire comme des énergies renouvelables ont besoin d’orientations claires et d’une stratégie stable pour mobiliser les investissements nécessaires. Les différents choix opérés en matière énergétique conditionneront – il faut que nous en soyons tous bien conscients – notre capacité non seulement à nous réindustrialiser, mais aussi, plus globalement, à maintenir notre niveau de vie. Les enjeux sont donc à la fois économiques, écologiques et de souveraineté naturellement.

En somme, nous avons besoin urgemment d’une loi de programmation. Or, nous pouvons légitimement douter de l’efficacité de la méthode choisie, puisqu’en reprenant une proposition de loi d’initiative sénatoriale – aussi positive soit-elle –, le Gouvernement nous prive de l’avis du Conseil d’État ainsi que d’autres instances, et d’une étude d’impact. Sur un sujet aussi technique et déterminant, nous ne pouvons que le regretter !

En matière énergétique, nous avons quelques convictions. Il importe tout d’abord de décarboner notre consommation énergétique et de s’attaquer prioritairement à une consommation dont la part des énergies fossiles représente encore 60 %. Pour y parvenir, l’électrification massive des usages est nécessaire, ce qui devrait nous conduire à augmenter à due concurrence la production d’électricité, à moins qu’une sobriété vertueuse, fondée sur l’évolution des comportements et des innovations scientifiques, nous permette de l’éviter – pour l’heure, la sobriété résulte plutôt d’une réduction de l’activité industrielle.

Il faut ensuite que notre mix repose sur les deux piliers complémentaires que sont le nucléaire et les énergies renouvelables, la question étant de quantifier la part de chacune de ces sources d’énergie.

Au-delà de ces certitudes, beaucoup d’interrogations demeurent : quel sera le calendrier raisonnable de la relance du nucléaire ? À quel prix pourrons-nous construire les nouveaux EPR ? Où en sont les négociations européennes sur les conditions et les modalités d’accompagnement de l’État à ce nouveau nucléaire ? Comment garantir l’acceptabilité sociale des énergies renouvelables ? Avons-nous réellement les capacités de stockage et de flexibilité pour faire face à leur caractère intermittent – cette insuffisance chronique explique les difficultés d’équilibrage du réseau. Par ailleurs, l’électrification des usages suivra-t-elle la trajectoire prévue ? La consommation sera-t-elle au rendez-vous ? Et si ce n’est pas le cas, qui paiera la facture correspondant à la différence ?

M. Antoine Armand, rapporteur. Cher collègue, vous posez des questions légitimes, que je partage. Permettez-moi de mentionner un point qui a été peu évoqué jusqu’à présent : celui de la maîtrise de la demande, grâce à la sobriété et à l’efficacité énergétiques. Il faut reconnaître notre incapacité à penser les technologies et les usages de demain pour atteindre la sobriété dans les secteurs résidentiel, tertiaire et industriel, ainsi que notre incapacité – y compris celle de notre propre sensibilité politique – à faire évoluer les critères techniques et physiques en matière de rénovation énergétique. Il faut sortir du tabou du simple geste de rénovation, même s’il fait plaisir car il permet d’afficher des opérations et des progrès. S’il n’aboutit pas à économiser des térawattheures, ni à remédier à la précarité sociale dans laquelle se trouvent certains de nos concitoyens, il ne répondra pas à la réalité des besoins. Nous devrions trouver des convergences sur ce point.

M. Julien Brugerolles (GDR). Monsieur le rapporteur, l’examen de ce texte soulève toujours autant de questions, soyons honnêtes. Quelle est la stratégie du Gouvernement ? La proposition de loi est-elle censée remplacer la loi de programmation prévue tous les cinq ans par le code de l’énergie, ou s’agit-il d’un simple préambule à la prochaine programmation pluriannuelle de l’énergie, annoncée, puis repoussée à la fin de l’été ? Autant de questions, mais toujours pas de réponses claires...

Alors que nous devrions bâtir la politique énergétique de la France dans la transparence, sur la base de données fiables, d’une étude d’impact rigoureuse et de trajectoires scientifiquement étayées, nous sommes contraints de légiférer à vue, par petites touches. Cette opacité n’est pas nouvelle : elle s’explique en partie par les revirements successifs du Président de la République ! Son premier quinquennat a été marqué par une foi inébranlable dans le tout marché, avec une dérégulation et une libéralisation, coûte que coûte, du secteur énergétique. Puis, il a fallu opérer un virage à 180 degrés. Rattrapé par la crise géopolitique, on a soudain redécouvert les vertus de la souveraineté, de l’entreprise publique et des tarifs réglementés. Mieux vaut tard que jamais !

Comme nous l’avons souligné le 28 avril, à l’occasion de la déclaration du Gouvernement sur la souveraineté énergétique de la France, il est difficile de construire une stratégie sans trajectoires de référence, ni objectifs chiffrés s’agissant des émissions, de la consommation et de la production. C’est pourtant le cœur d’une loi de programmation : fixer un cadre, une direction et des ambitions. Or, tout se fait à l’envers ! La SNBC, la PPE, le plan national d’adaptation au changement climatique (Pnacc), le plan national intégré énergie-climat (Pniec), tous les documents censés découler de cette loi sont soit déjà présentés, soit en projet ou dans les tuyaux, alors que le texte fondateur, lui, manque toujours à l’appel. Cherchez l’erreur !

Certes, cette proposition de loi affiche des objectifs que nous partageons : la péréquation tarifaire, les tarifs réglementés, la maîtrise publique des outils de production et de distribution, le maintien de nos capacités de production nucléaire – autant de mesures qu’en tant que députés communistes nous défendons depuis des années, souvent à contre-courant face à la vague libérale.

Toutefois, comment actualiser la programmation énergétique nationale, comme le prévoit le titre Ier, si nous ne savons toujours pas vers quelle trajectoire tendre ? Je pense notamment au retard criant en matière d’électrification des usages ou à la dégradation majeure de nos puits de carbone, qui compromet la mobilisation de la biomasse dans les années à venir.

Enfin, deux grands sujets sont une fois de plus absents dans ce texte. Le premier sujet concerne l’empreinte carbone : les émissions liées à nos importations représentent plus de la moitié des émissions réelles des Français. Le deuxième sujet a trait aux moyens : quels investissements publics, quels financements concrets ? À budget constant, voire en baisse, l’ambition énergétique devient un vœu pieux. Rien non plus sur l’indispensable volonté de maîtriser à long terme les tarifs de l’énergie, en sortant du marché européen, ni sur les risques que ce dernier fait peser sur les factures des usagers.

Monsieur le rapporteur, nous abordons donc ces travaux dans un esprit constructif. Toutefois, tant que ces questions fondamentales n’auront pas trouvé de réponses, il sera difficile – je dirais même très difficile – de redonner à ce débat la cohérence et la portée qu’il mérite.

M. Antoine Armand, rapporteur. Merci, cher collègue ! Je le disais dans mon propos liminaire, je partage vos interrogations et les incohérences que vous signalez. Cela ne doit pas nous empêcher pour autant de travailler, puisque nous avons enfin l’occasion de débattre de ces sujets. Vous avez déposé des amendements qui vont dans le sens d’une cohérence et d’une stratégie industrielle plus importantes, quels que soient les types d’énergies, pourvu qu’elles présentent des caractéristiques techniques compatibles avec les réseaux – je connais l’attachement de votre mouvement au réseau électrique et à sa capacité à assurer les raccordements pour les années à venir et dans les prochaines décennies. Il ne nous reste plus qu’à y travailler ensemble !

Mme la présidente Aurélie Trouvé. Nous en venons aux questions des autres députés.

M. Matthias Tavel (LFI-NFP). Monsieur le rapporteur, il aurait fallu non seulement un projet de loi, mais une véritable loi de programmation en matière d’énergie et de climat, assortie d’une étude d’impact. Cette vision globale nous aurait permis d’aborder des sujets comme la fiscalité, la maîtrise publique ou encore la trajectoire financière – ce dont nous sommes privés puisque, sous Emmanuel Macron, dans la Ve République, les budgets sont adoptés en recourant à la procédure du 49.3, sans débat parlementaire. D’ailleurs, vous vous souvenez peut-être que le premier 49.3 est intervenu, en 2022, précisément après des votes portant sur la rénovation thermique et le développement des transports collectifs, ce qui a un lien avec la question énergétique. Et peut-être déposerez-vous une motion de rejet préalable à l’ouverture de la discussion en séance publique, pour continuer d’assurer la mainmise du Sénat ?

Pourtant, Monsieur le rapporteur, vous avez commencé votre carrière ministérielle en maintenant le Rassemblement national à distance. Je suis donc stupéfait de constater que certains de vos amendements vont exactement là où ce parti veut nous conduire, c’est-à-dire vers un sabordage des énergies renouvelables, pour lesquelles vous proposez, ni plus ni moins, de supprimer tout objectif chiffré de développement. La Macronie entend-elle vraiment appliquer le programme du Rassemblement national sur ces questions ?

M. Antoine Armand, rapporteur. Je ne savais pas que le photovoltaïque sur toiture avait une couleur politique, ni que l’uranium enrichi était de droite plutôt que de gauche ! À vous entendre, je finis par le penser – mais ce n’est en tout cas pas votre couleur politique. Au-delà de nos échanges presque sympathiques, je suis sûr que lorsque nous en viendrons à l’examen des amendements, vous ne mettrez pas en avant mon positionnement politique, mais chercherez à déterminer ce qu’il est possible de faire en matière d’hydroélectricité, de photovoltaïque sur toiture ou d’éolien en mer. Au fond, c’est ce qui nous intéresse tous ici.

Mme Dominique Voynet (EcoS). Antoine Armand s’est livré tout à l’heure à une mise en cause personnelle me concernant. Auditionnée par la commission d’enquête sur la souveraineté énergétique de la France, j’ai, sous serment, répondu à vos questions. J’ai, en effet, au sein d’un gouvernement qui a l’a portée et assumée avec moi, pris la décision de fermer Superphénix en 1997. Cela fait bientôt trente ans ! Les partenaires de la France au sein du consortium européen d’actionnaires Nersa n’ont alors pas protesté ni demandé un dédommagement. Aucun gouvernement – et il y en a eu beaucoup depuis…– n’a souhaité relancer cette filière, sous une forme ou une autre. Par conséquent, si nous voulons continuer à travailler ensemble au sein de cette commission, évitons à l’avenir les attaques personnelles ! Tenons-nous en aux faits et au contenu de la proposition de loi !

M. Antoine Armand, rapporteur. Madame Voynet, votre réponse démontre que ce n’était pas une attaque personnelle ! Je ne vous reproche pas quelque chose que vous n’auriez pas commis, mais précisément ce dont vous êtes à l’origine. D’ailleurs, vous venez de l’assumer, trente ans après, ce qui est plutôt curieux – à titre personnel, j’aurais pris un peu de recul…

Mme Dominique Voynet (EcoS). J’espère que vous n’y reviendrez pas à chaque amendement !

Mme la présidente Aurélie Trouvé. Je constate, sur la base de toutes ces interventions, qu’une grande majorité d’entre nous regrettent fortement l’absence d’un projet de loi de programmation énergétique, qui nous aurait permis d’aborder des sujets qui ne peuvent l’être dans le cadre de ce texte. Je le répète : j’ai dû déclarer un grand nombre d’amendements irrecevables et j’en suis désolée – et plusieurs angles morts demeurent. Certes, nous ne pouvons pas en rejeter la faute sur les sénateurs, mais nous pouvons regretter que le Gouvernement ne nous ait pas présenté un projet de loi de programmation énergétique.

Titre Ier – Actualiser la programmation Énergétique nationale

Chapitre Ier – Fixer une programmation énergétique ambitieuse

Avant l’article 1er

Amendement CE295 de M. Henri Alfandari et sous-amendements CE564, CE565 et CE569 de M. Maxime Amblard, CE601 de M. Jérôme Nury, CE571 de M. Maxime Amblard, CE600 de M. Jérôme Nury, CE572, CE573, CE576, CE577, CE578, CE587 et CE588 de M. Maxime Amblard, CE591 de M. Robert Le Bourgeois, CE593, CE595, CE597 et CE585 de M. Maxime Amblard ; amendement CE550 de M. Antoine Armand et sous-amendements CE574 de Mme Cyrielle Chatelain et CE592 de M. Robert Le Bourgeois (discussion commune)

M. Henri Alfandari (HOR). Cet amendement a pour objectif de stabiliser, dans la durée, la trajectoire énergétique de la France. Nous ne pouvons continuer à changer de pied, d’une législature à l’autre. N’oublions pas que l’énergie repose sur un système industriel qui se prévoit, se finance, s’amortit et s’entretient sur le long terme.

L’idée est de fixer un cap sur soixante ans. Pourquoi une telle échéance ? Cela a été rappelé, tant dans le cadre de la commission d’enquête que dans différents rapports, notre système électrique a été bâti sur l’énergie nucléaire, énergie dense et centralisée, et sur l’hydraulique. Il est donc nécessaire de coordonner ces deux types d’énergie, qui interviennent sur le temps long.

Il faut également sortir de l’obsession qui consiste à stigmatiser le renouvelable et le nucléaire. Nous avons besoin d’une énergie décarbonée, pour supprimer les deux tiers de consommation d’énergies fossiles dont nous sommes dépendants, tant en matière d’importations depuis des pays parfois hostiles que s’agissant des prix de marché. Inutile donc d’opposer les énergies entre elles.

La proposition de loi Gremillet modifie de nombreux articles du code de l’énergie. La structure principale concerne les articles L. 141-1 et suivants pour ce qui est de la programmation pluriannuelle qu’il faut conserver, tandis que les articles L. 100-1 A et suivants conditionnent la prise de décret. C’est ce dernier que le présent amendement vise à modifier, dans un souci de coordination et de simplification.

M. Maxime Amblard (RN). Le sous-amendement CE564 vise à mettre en cohérence l’amendement CE295 avec l’article 2 de la proposition de loi, en supprimant une disposition assimilable à une taxe carbone.

Le sous-amendement CE565 vise à préciser la structuration des filières industrielles de la décarbonation, soit le secteur du nucléaire, l’hydroélectricité, la géothermie, la valorisation de la biomasse, les pompes à chaleur et la rénovation thermique des bâtiments, en veillant à leur compétitivité économique et à leur ancrage territorial.

Le sous-amendement CE569 vise à insérer un objectif de développement des sources d’énergie pilotables et décarbonées, seules capables d’assurer à la fois la stabilité du réseau, la sécurité d’approvisionnement, la réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) et la minimisation des prix de l’énergie. Il mentionne explicitement le nucléaire, l’hydroélectricité, la géothermie et la biomasse.

M. Jérôme Nury (DR). Dans la mesure où l’amendement CE295 précise qu’il faut atteindre 1 600 térawattheures (TWh) de production d’énergie décarbonée, le sous-amendement CE601 vise à faire passer la part du nucléaire dans la production d’électricité à 70 % à l’horizon 2030. Maintenir une part élevée du nucléaire assure aux Français une électricité compétitive et protège leur pouvoir d’achat, tout en confortant la souveraineté énergétique de la France.

M. Maxime Amblard (RN). Le sous-amendement CE571 vise à mettre en cohérence nos objectifs de déploiement du nucléaire avec l’objectif, fixé par l’amendement CE295, de maintenir 1 600 TWh de production d’énergie finale d’ici à 2050, en prévoyant de tendre vers 130 gigawatts (GW) de capacité installée de production d’électricité nucléaire totale, soit 70 GW de nouvelles capacités à l’horizon 2050, dans le cadre d’une programmation un peu plus précise en plusieurs échéances, afin de garantir le maintien de la production d’énergie finale dont nous avons besoin de façon décarbonée et pilotable.

M. Jérôme Nury (DR). Le sous-amendement CE600 vise à donner une marge d’adaptation en fonction des besoins du système et des évolutions technologiques. Il s’agit de mentionner l’objectif de construction d’au moins 27 GW de nouvelles capacités nucléaires à l’horizon 2050 plutôt que le limiter à un seuil fixe.

M. Maxime Amblard (RN). Le sous-amendement CE572 vise à s’assurer du maintien du parc nucléaire historique et de la prolongation de sa durée de vie, sous réserve de la protection des intérêts mentionnés au premier alinéa de l’article L. 593-1 du code de l’environnement, en vue de maintenir une capacité installée de production du parc nucléaire historique de 63 GW au moins jusqu’en 2040. Il s’agit d’anticiper l’effet falaise que provoquera la fermeture de réacteurs et d’assurer la continuité de la fourniture d’énergie.

Le sous-amendement CE573 vise à atteindre un facteur de charge du parc nucléaire d’au moins 72 % en 2030 et de 85 % en 2050, en maintenant un facteur d’utilisation pendant la disponibilité d’au moins 94 %. Il s’agit de faire en sorte que le coût de production du nucléaire soit le plus bas possible, la meilleure électricité nucléaire que nous ayons étant celle produite par nos réacteurs. Cela permet d’augmenter la production tout en diminuant le coût de production de l’électricité d’origine nucléaire.

Le sous-amendement CE576 vise, en complément du maintien de la puissance du parc nucléaire historique, à lancer un chantier d’augmentation de la puissance de ses réacteurs, comme le Gouvernement l’a envisagé, jusqu’en 2035, en visant une augmentation de puissance d’au moins 3 GW, soit presque l’équivalent de deux réacteurs de type EPR.

Le sous-amendement CE577 vise à compléter le trente et unième alinéa par les mots « et en développant une filière de production et de retraitement du combustible pour les réacteurs de quatrième génération d’ici 2040 en vue de la fermeture du cycle combustible ».

Le sous-amendement CE578 vise à soutenir un programme scientifique sur le développement des réacteurs de quatrième génération en vue du déploiement industriel d’un parc de tels réacteurs au plus tard à partir de 2040 pour l’installation d’au moins 12 GW d’ici 2050. Cela permettra d’entamer véritablement une politique de fermeture du cycle du combustible nucléaire.

Le sous-amendement CE587 vise à exploiter les gisements restants pour la production d’énergie hydraulique, qui est la meilleure des énergies renouvelables (EnR), en veillant à garantir la sûreté des installations hydrauliques et en favorisant le stockage de l’électricité grâce au développement de stations de transfert d’énergie par pompage.

Le sous-amendement CE588 vise à insérer un objectif concret de développement de la production de chaleur et d’électricité par cogénération à partir de biomasse, assorti de seuils chiffrés. Il s’agit de valoriser, en faisant preuve d’esprit logique et de pragmatisme, une matière renouvelable, disponible, pilotable et décarbonée.

M. Robert Le Bourgeois (RN). Par le biais du sous-amendement CE591, je me fais le porte-voix de mon territoire, en Seine-Maritime. Il y a chez moi, comme sur d’autres territoires du nord de la France, une colère sourde mais bien réelle suscitée par le développement anarchique des EnR, et singulièrement des éoliennes.

Cette colère constitue une véritable bombe à retardement. Nous devons l’entendre et la respecter. Dans ma circonscription, j’ai rencontré une foule de citoyens, d’associations, d’élus absolument démunis et révoltés de voir pousser des éoliennes à une vitesse folle, de ne pas pouvoir s’y opposer et de subir la dénaturation totale de leur environnement.

Derrière cette colère, il y a parfois des motifs très simples, tels que la perte de valeur des biens immobiliers, mais il y a aussi, et peut-être surtout, un sentiment d’injustice criant face aux méthodes de certains promoteurs relevant du harcèlement, voire du chantage. Il me semble donc essentiel de rappeler que les éoliennes sont implantées sur des territoires ruraux jusqu’alors préservés, et que leur acceptation sociale doit être enfin prise en compte.

M. Maxime Amblard (RN). Le sous-amendement CE593 est un sous-amendement de repli en cas de rejet du sous-amendement CE588, dont il ne reprend pas les objectifs chiffrés, mais dont il maintient, par cohérence avec l’amendement CE295, l’exigence de développement de la production de chaleur et d’électricité par cogénération à partir de biomasse. Le sous-amendement CE595 est un sous-amendement de repli conservant certains objectifs chiffrés.

Le sous-amendement CE597 vise à modifier l’objectif de production d’énergie finale d’ici à 2050 de 1 600 à 1 400 TWh par an, soit une diminution d’environ 12 % qui devrait être permise par l’amélioration de l’efficacité énergétique et par l’électrification des usages, sans nous priver de procéder à un certain degré de réindustrialisation, de satisfaire nos besoins énergétiques et de garantir notre confort. Il s’agit d’un objectif raisonnable et raisonné d’efficacité et de sobriété énergétiques évitant l’écueil de la sobriété forcée, qui équivaut à un appauvrissement énergétique.

Le sous-amendement CE585 est un sous-amendement de repli en cas de rejet du sous-amendement CE587, auquel il ajoute des objectifs chiffrés.

M. Antoine Armand, rapporteur. L’amendement CE550 vise à réécrire l’article L. 100-1 du code de l’énergie, qui est, comme il peut arriver à la loi, un peu bavard. Nous pourrions profiter de ce débat pour essayer de clarifier les choses, tant la portée opérationnelle de certaines dispositions échappe à quiconque les lit.

Outre la clarification de l’article, l’amendement vise à préciser que nous n’opposons pas les énergies entre elles, en ne distinguant pas, au sein des énergies décarbonées, entre l’énergie nucléaire et les EnR. Surtout, il vise à permuter le 1° et le 2° de l’article, en fixant comme objectif prioritaire, au sein des objectifs de politique énergétique de la France, notre sécurité d’approvisionnement, qu’il est du devoir d’une nation d’assurer avant tout, comme en attestent largement les difficultés que nous avons eues en la matière au cours des dernières années.

Mme Dominique Voynet (EcoS). Le sous-amendement CE574 a pour objet d’assurer la cohérence de nos approvisionnements avec la politique étrangère de la France. La France a condamné – elle a bien fait – l’invasion de l’Ukraine par la Russie le 24 février 2022, en violation de la Charte des Nations unies. Cette opération très choquante se poursuit, provoquant de très nombreuses violences, des morts, des blessés, de la torture et des violences sexistes et sexuelles (VSS).

Toutefois, au premier semestre 2024, les importations de gaz naturel liquéfié (GNL) russe représentaient 31 % des importations françaises et la France restait la première importatrice européenne de gaz russe. L’amendement a pour objet de veiller à ce que cette situation ne perdure pas et à ce que nous soyons plus cohérents si possible.

M. Robert Le Bourgeois (RN). Député d’une circonscription exposée à un véritable risque de mitage, je dois dire et redire toute la colère que je rencontre chaque jour à propos des éoliennes. Au Rassemblement national, nous dénonçons souvent l’écologie punitive, qui défavorise les plus mal lotis. Dans le cas des éoliennes, il s’agit d’une écologie punitive qui défavorise les ruraux, plus exactement les ruraux ayant la malchance, si j’ose dire, de vivre dans un coin où il y a plus de vent qu’ailleurs, ce qui au demeurant reste à prouver.

L’amendement CE550 fait de la cohésion sociale et territoriale l’un des objectifs de notre politique énergétique, ce à quoi je souscris pleinement. Toutefois, il convient, pour l’atteindre, de l’assortir de la prise en compte de l’acceptabilité des projets d’implantations d’installations de production d’électricité, notamment d’éoliennes, ce qui n’est pas le cas à l’heure actuelle.

M. Antoine Armand, rapporteur. De nombreuses dispositions de l’amendement CE295 me semblent importantes, notamment la clarification de la loi, la fixation d’objectifs décarbonés clairs et la visibilité offerte, notamment en matière d’énergie nucléaire.