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Projet de loi relatif à l'énergie et au climat : Rapport

10 juillet 2019 : Énergie et climat - Rapport ( rapport - première lecture )

EXAMEN DES ARTICLES

Article 1er
(articles L. 100-2, L. 100-4 et L. 141-2 du code de l'énergie)

Modification des objectifs de la politique énergétique nationale et du contenu de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE)

Objet : cet article tend à modifier les objectifs de la politique énergétique nationale et à compléter la PPE de plusieurs annexes.

I. Le droit en vigueur

A. L'article 100-4 du code de l'énergie1(*) détermine les objectifs de la politique énergétique nationale.

Ces objectifs visent à réduire :

- les émissions de gaz à effet de serre (GES) de 40 % en 20302(*) et par un facteur 4 en 2050 (1° du I) ;

- la consommation énergétique finale de 20 % en 20303(*) puis de 50 % en 2050 (2°) ;

- la consommation énergétique primaire des énergies fossiles de 30 % en 20304(*)5(*) (3°) ;

- la part du nucléaire dans la production d'électricité à 50 % « à l'horizon 2025 » (5°).

Corrélativement, ils tendent à augmenter :

- la part des énergies renouvelables à 23 % de la consommation énergétique finale en 2020 puis à 32 % en 20306(*) (4°) ;

- la part des énergies renouvelables dans les départements d'outre-mer à 50 % « à l'horizon 2020 », avec un objectif d'autonomie énergétique « à l'horizon 2030 » (8°) ;

- la quantité de chaleur et de froid renouvelables et de récupération livrée par les réseaux de chaleur et de froid par un facteur 5 « à l'horizon 2030 » (9°).

Aux côtés des objectifs précisément et directement quantifiés dans le code de l'énergie, l'article L. 100-4 fixe pour autres finalités :

- d'atteindre les objectifs de réduction de la pollution atmosphérique du plan national de réduction des émissions de polluants atmosphériques (PREPA) (6° du I) ;

- de disposer d'un parc immobilier rénové selon les normes bâtiment basse consommation (BBC) ou assimilées « à l'horizon 2050 » (7°).

B. Les objectifs législatifs énumérés précédemment sont complétés par des dispositions de nature règlementaire, l'article L. 100-4 du code de l'énergie disposant que l'atteinte de l'objectif de réduction des émissions de GES est précisée dans des budgets carbone (1° du I).

Parmi les outils de pilotage réglementaires institués dans le cadre de la transition énergétique, deux sont particulièrement structurants en raison des grandes orientations qu'ils déterminent à l'échelle nationale.

D'une part, dans le domaine du climat, une stratégie nationale de développement à faible intensité de carbone - ou stratégie bas-carbone - fixe la « marche à suivre pour conduire la politique d'atténuation des émissions de gaz à effet de serre » (article L. 222-1 B du code de l'environnement7(*)).

À cette fin, la stratégie répartit les budgets carbone, c'est-à-dire les plafonds nationaux d'émissions de GES, et définit les orientations et les dispositions nécessaires pour les respecter.

Pour la période 2015-2028, une stratégie bas-carbone et trois budgets carbone ont ainsi été adoptés8(*) : la première définit des objectifs de réduction des émissions de GES dans les différents secteurs d'activité concernés tandis que les seconds fixent des plafonds de 442 Mt CO2eq9(*) par an sur la période 2015-2018, 399 pour 2019-2023 et 358 pour 2024-202810(*).

D'autre part, dans le domaine de l'énergie, une programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) définit les « priorités d'action des pouvoirs publics pour la gestion des formes d'énergie sur le territoire métropolitain continental » (article L. 141-1 du code de l'énergie11(*)).

Pour ce faire, la PPE détermine des objectifs quantitatifs ainsi qu'une enveloppe maximale indicative des ressources de l'État et de ses établissements publics (article L. 141-3 du même code).

Pour la période 2016-2023, la PPE en vigueur12(*) prévoit notamment des objectifs de réduction de :

- la consommation primaire d'énergie fossile : - 8,4 % pour le gaz naturel en 201813(*) puis - 15,8 % en 2023, - 15,6 % puis - 23,4 % pour le pétrole, - 27,6 % puis - 37 % pour le charbon ;

- la consommation finale d'énergie : - 7 % en 201814(*) puis - 12,6 % en 2023.

Ces différents documents de planification réglementaires sont en cours de révision, la stratégie bas-carbone pour la période 2019-2033 et la PPE pour la période 2019-2028 devant être adoptés prochainement.

II. Le projet de loi initial

A. Le Gouvernement entend modifier certains objectifs de la politique énergétique nationale, inscrits à l'article L. 100-4 du code de l'énergie :

- en divisant par « un facteur supérieur à six » - contre un facteur 4 actuellement - les émissions de GES afin « atteindre la neutralité carbone » ;

- en portant de 30 à 40 % l'objectif de réduction de la consommation énergétique primaire des énergies fossiles en 2030 ;

- en décalant de 2025 à 2035 l'atteinte de la part de 50 % du nucléaire dans la production d'électricité.

B. Selon l'étude d'impact, cette révision est motivée par plusieurs considérations.

Tout d'abord, il s'agit de mettre en oeuvre l'objectif de « neutralité carbone » découlant de l'Accord de Paris du 12 décembre 2015 et du Plan Climat du 6 juillet 2017, le Gouvernement ayant indiqué à cette seconde occasion souhaiter « se donner une nouvelle stratégie visant la neutralité carbone à l'horizon 2050 » (axe n° 11).

Plus encore, il résulterait des travaux préparatoires à la révision de la stratégie bas-carbone et de la PPE que l'objectif de réduction de la consommation énergétique primaire d'énergies fossiles peut être rehaussé, tandis que celui portant sur la réduction de la part du nucléaire dans la production d'électricité doit être reporté.

Afin de parvenir à l'atteinte effective de ces deux objectifs ainsi révisés, quelques mesures sont très brièvement évoquées.

S'agissant des énergies fossiles, l'objectif serait atteint par une diminution des consommations de 82 % de charbon15(*), de 41 % des produits pétroliers16(*) et de 27 % de gaz d'origine fossile17(*) d'ici 203018(*) :

En ce qui concerne le nucléaire, le respect de l'échéance, désormais fixée à 2035, nécessiterait l'arrêt de 14 réacteurs (dont les 2 de la centrale de Fessenheim).

III. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

A. En commission, les députés ont adopté :

- un amendement identique de MM. Orphelin et Potier et plusieurs de leurs collègues, la rapporteure pour avis de la commission du développement durable et de l'aménagement du territoire, Mme Tiegna et les membres du groupe La République en Marche19(*), indiquant que la politique énergétique nationale fixe des objectifs pour répondre à « l'urgence écologique et climatique » ;

- un amendement du rapporteur pour la commission des affaires économiques conférant une définition législative à la « neutralité carbone » ; cette notion serait entendue comme « un équilibre entre les émissions anthropiques et les absorptions anthropiques de gaz à effet de serre sur le territoire national » ; son périmètre reprendrait les inventaires nationaux des émissions de gaz à effet de serre (GES) et exclurait l'utilisation de crédits internationaux de compensation carbone ;

- un amendement de Mme Bessot et plusieurs de ses collègues introduisant un nouvel objectif de la politique énergétique nationale ayant pour finalité « d'encourager et d'augmenter la production d'hydroélectricité sur tout le territoire » ;

- un amendement de la rapporteure pour avis de la commission du développement durable et de l'aménagement du territoire et plusieurs de ses collègues prévoyant la publication en annexe de la PPE d'une « feuille de route de la rénovation énergétique des bâtiments déclinant l'objectif de réduction de la consommation énergétique du bâtiment ».

B. En séance publique, les députés ont adopté :

- un amendement de M. Colas-Roy20(*) introduisant un objectif intermédiaire de réduction de la consommation énergétique finale « d'environ 7 % en 2023 » ; de la sorte, l'objectif final de - 50 % en 2050 serait précédé de deux jalons : - 7 % en 2023, tel que l'instituerait l'amendement, et - 20 % en 2030, ainsi que le prévoit le droit existant ;

- un amendement de Mme Batho relevant de 32 à 33 % la part des énergies renouvelables dans la commission finale brute d'énergie devant être atteinte en 2030 ;

- un amendement de Mme Tiegna et les membres du groupe La République en Marche introduisant un objectif visant à « développer l'hydrogène bas-carbone et renouvelable » dans la perspective d'atteindre « 20 à 40 % de la consommation totale d'hydrogène industriel à l'horizon 2030 » ;

- un amendement de M. Nury modifiant l'insertion dans le code de l'énergie de la « feuille de route de la rénovation énergétique » ;

- deux amendements de M. Potier et plusieurs de ses collègues créant respectivement une « feuille de route de la consommation énergétique nocturne » et une « feuille de route de la sobriété énergétique du numérique ».

IV. La position de la commission

A. Consciente de la nécessité de donner une traduction juridique et une portée effective à l'objectif de « neutralité carbone » découlant de l'Accord de Paris, et convaincue de l'intérêt d'infléchir nos modes de production et de consommation d'énergie, la commission approuve, dans leur principe, la plupart des mesures de révision des objectifs de la politique énergétique nationale, prévues par l'article 1er du projet de loi.

· Le report de l'objectif de réduction de 50 % de la part du nucléaire dans la production d'électricité :

La commission se félicite du report de l'échéance de 2025 pour la mise en oeuvre de l'objectif de réduction de 50 % de la part du nucléaire dans la production d'électricité.

Elle rappelle que le Sénat avait indiqué que l'atteinte d'un tel objectif dans un délai si resserré n'était pas compatible avec nos engagements climatiques, dès l'examen de la loi « Transition énergétique » du 17 août 2015 qui l'avait institué21(*) ; faute d'un développement suffisant des énergies renouvelables et des capacités de stockage de l'électricité, la réduction de la production d'énergie nucléaire lui semblait vouée à entraîner un report de la consommation vers les énergies fossiles et in fine une augmentation des émissions de GES.

Au-delà de son incidence environnementale, l'abaissement précipité de la production d'énergie nucléaire aurait renchéri les coûts de la fourniture d'électricité, dégradé la balance commerciale et nui à la sécurité d'approvisionnement, compte tenu des investissements et des importations qui auraient été rendus nécessaires pour bénéficier d'un niveau suffisant d'électricité produite à base d'énergie fossile.

Dans son étude d'impact, le Gouvernement estime ainsi qu'il aurait fallu construire plusieurs centrales à gaz, d'une puissance de 9 gigawatts.

Sur un plan économique, l'échéance de 2025 aurait de surcroît profondément déstabilisé les acteurs de la filière du nucléaire ainsi que les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution d'électricité.

Ce sont en effet plus de 24 réacteurs, sur un total de 58, qui auraient dû être fermés, selon cette même étude.

Contestée par le Gouvernement de l'époque, ainsi que par la commission spéciale de l'Assemblée nationale chargée de l'examen du texte, l'analyse formulée par le Sénat fait aujourd'hui largement consensus.

Pour preuve, dans son étude d'impact, le Gouvernement indique « avoir pris acte des différentes études dont celles menées par le gestionnaire du réseau de transport d'électricité RTE qui montrent que l'échéance de 2025 soulève d'importantes difficultés de mise en oeuvre ».

Dans le même ordre d'idées, le Conseil d'État, dans son avis22(*) sur le projet de loi du 25 avril 2019, constate que le recul de l'échéance 2025 résulte de « l'impossibilité de porter à un niveau suffisant, dans un délai limité, la production d'électricité renouvelable et de l'inopportunité de consentir dans la même période des investissements de nouveaux moyens de production d'électricité fossiles ».

Si la commission est naturellement favorable à la diversification de notre mix électrique, elle continue de considérer que la réduction du recours à l'énergie nucléaire ne peut être réalisée que de manière graduelle, en tenant compte de ses conséquences sur la filière et les territoires.

À ce titre, elle déplore que l'étude d'impact ne comporte aucun élément substantiel sur les effets économiques et sociaux induits par l'arrêt envisagé de 14 réacteurs d'ici 2035.

Selon les éléments communiqués par la Direction générale du climat et de l'énergie (DGEC) à la demande du rapporteur, des scenarios prévoient entre 35 000 et 72 000 suppressions d'emplois dans le secteur du nucléaire entre 2017 et 2030.

C'est pourquoi la commission juge indispensable que l'État joue un rôle actif pour accompagner les reconversions professionnelles et favoriser la restructuration du tissu économique dans les territoires concernés.

· Le relèvement de l'objectif de réduction des émissions de GES par un « facteur supérieur à six » dans le but d'atteindre « la neutralité carbone à l'horizon 2050 » :

La commission juge utile la mention de l'atteinte de la « neutralité carbone », c'est-à-dire de la diminution par un « facteur supérieur à six » des émissions de GES d'ici 205023(*), parmi les objectifs de la politique énergétique nationale.

Elle relève que cette évolution concourt à la mise en oeuvre de l'Accord de Paris24(*), dont l'article 4 définit l'objectif de neutralité carbone comme celui de « parvenir à un équilibre entre les émissions anthropiques par les sources et les absorptions anthropiques par les puits de gaz à effet de serre au cours de la deuxième moitié du siècle ».

En outre, la commission constate que cet objectif est cohérent avec le projet de stratégie bas-carbone, dont le scenario se fonde sur un facteur de réduction des émissions de GES compris entre 6,8 et 8, selon les éléments transmis par la DGEC.

Cette analyse est d'ailleurs partagée par le Conseil d'État, dont l'avis précise que « l'objectif de “division par un facteur supérieur à six” de ces émissions entre 1990 et 2050 ne semble pas incohérent avec l'objectif de neutralité carbone ».

Cependant, la commission observe que la trajectoire permettant de respecter la « neutralité carbone » repose sur un scenario extrêmement ambitieux25(*), qui nécessiterait de décarboner presque entièrement le système énergétique et de diviser par 2 la consommation énergétique finale.

Il faut également noter que la mise en oeuvre concrète de la stratégie bas-carbone est susceptible de peser sur le pouvoir d'achat des ménages les plus modestes et sur la rentabilité des petites et moyennes entreprises.

Dans sa contribution adressée au rapporteur, la DGEC indique elle-même que « l'atteinte de la neutralité carbone peut, sans mesures de compensation, s'avérer négative pour la facture des ménages précaires et des entreprises fragiles »26(*).

Dans ce contexte, la commission estime crucial que l'État institue des mesures de compensation budgétaires ou fiscales, en direction des ménages et des entreprises les plus fragiles.

· Le relèvement à 40 % de l'objectif de réduction de la consommation énergétique primaire des énergies fossiles :

La commission estime fondé le relèvement à 40 % de l'objectif de réduction de la consommation énergétique primaire des énergies fossiles.

Cette modification s'articule avec l'article 3 du projet de loi, qui prévoit la fermeture des centrales à charbon d'ici 2022.

Elle est conforme au scenario servant de base au projet de PPE, qui identifie la possibilité d'une telle réduction, reposant en priorité sur la baisse de la consommation de charbon et, dans une moindre mesure, sur celle des produits pétroliers et du gaz d'origine fossile.

Cependant, tout comme l'objectif précédent, ce scenario très exigeant paraît difficile à atteindre, puisqu'il suppose une baisse de 40 % des émissions de GES du secteur du bâtiment et de 30 % de celui des transports.

L'effort de décarbonation reposant presque exclusivement sur le bâtiment et les transports, l'État doit prêter une attention spécifique aux professionnels de ces secteurs ainsi qu'aux ménages, l'énergie et les carburants constituant pour ces derniers les tout premiers postes de dépenses.

Pour preuve, selon l'Institut national de la statistique et des études économiques (INSEE)27(*), en 2017, les dépenses liées au logement et au transport28(*) représentaient respectivement 25 et 15 % du budget annuel des locataires, et 8 et 20 % pour les propriétaires, à comparer avec 14 ou 17 % pour l'alimentation.

Aussi la commission considère-t-elle essentiel que la stratégie de sortie des énergies fossiles s'effectue de manière progressive, et comprenne des mesures d'accompagnement, faute de quoi la soutenabilité et l'acceptabilité de la transition énergétique en seraient affectées.

B. Ce constat ainsi formulé, la commission a adopté plusieurs amendements visant à conforter la stratégie de décarbonation de la France, selon 3 axes : une ambition plus forte en faveur des énergies renouvelables ; un soutien plus effectif à l'essor et à la diffusion des innovations technologiques ; des outils de pilotage plus simples pour mobiliser les acteurs de terrain.

· Une ambition plus forte en faveur des énergies renouvelables :

Pour réussir la transition énergétique, la commission est convaincue de la nécessité d'adopter une stratégie de long terme, reposant sur plusieurs piliers : un socle incontournable d'énergie nucléaire, qui constitue une énergie largement décarbonée, le développement des énergies renouvelables, à commencer par les moins intermittentes et le recours, à titre subsidiaire et transitoire, aux énergies fossiles les moins émettrices de GES.

C'est à ces conditions que notre mix énergétique - et notamment notre mix électrique figurant ci-après29(*) - pourra être diversifié sans tensions excessives sur notre système de production et de distribution, qui renchériraient le coût de l'énergie et dégraderaient la sécurité d'approvisionnement.

Mix électrique français en 2017

Cette diversification nécessite de consentir un réel effort en direction des énergies renouvelables.

Or, les objectifs affichés par le Gouvernement, tant dans le projet de loi que dans la PPE en cours de révision, sont trop timorés.

C'est pourquoi la commission a entendu agir dans ce domaine.

En premier lieu, la commission a adopté un amendement (COM-121), présenté par le rapporteur, relevant l'ensemble des sous-objectifs applicables aux énergies renouvelables : la part que ces énergies doivent atteindre dans la consommation brute d'énergie en 2030 ayant été portée de 32 à 33 % à l'Assemblée nationale, suivant une recommandation de la Commission européenne30(*), l'amendement prévoit logiquement que ces énergies représentent à cette date « au moins » 40 % de la production d'électricité, 38 % de la consommation de chaleur, 15 % de la consommation de carburant et 10 % de la consommation de gaz.

En second lieu, à l'initiative du rapporteur, la commission a adopté trois amendements destinés à répondre aux préoccupations portées à son attention par les professionnels du secteur.

Un premier sujet d'inquiétude concerne le soutien à la production de gaz renouvelable.

Il s'agit d'une filière d'avenir qui, au-delà de la production d'énergie décarbonée qu'elle permet, est porteuse d'« externalités positives » pour le secteur agricole, puisqu'elle constitue pour les agriculteurs un complément d'activité ainsi qu'un moyen de valorisation des déchets et de réduction des engrais.

En dépit de son potentiel, cette production demeure limitée : à titre d'illustration, on dénombrait 76 sites d'injection de biométhane en 2018, qui représentaient 714 GWh de production renouvelable et 0,15 % de la consommation de gaz naturel31(*).

Dans ce contexte, il est regrettable que les objectifs de développement de la filière fixés par le Gouvernement dans le cadre du projet de PPE ne soient pas à la hauteur de ceux définis par le législateur.

En effet, alors que 10 % de la consommation de gaz doit être de source renouvelable en 2030 selon l'article L. 100-4 du code de l'énergie, le projet de PPE en cours de révision fixe deux options - l'une basse de 7 % et l'autre haute de 10 % -, ces cibles étant par ailleurs conditionnées à d'importantes baisses de coûts de production (article 5)32(*).

Les objectifs ainsi envisagés par voie réglementaire, et en particulier l'option basse de 7 %, sont tout à fait contraires à la volonté du législateur.

Par ailleurs, il faut relever qu'en volume, le niveau de production du gaz renouvelable devant être injecté dans le réseau est de 6 TWh en 2023 dans le projet de PPE33(*) alors qu'il est de 8 TWh dans celle en vigueur.

Le Gouvernement paraît donc de moins en moins enclin à développer la filière.

Face à cette situation, la commission a adopté un amendement (COM-122) fixant un objectif intermédiaire de 8 % de gaz renouvelable en 2028, dans le but de garantir l'atteinte de l'objectif final de 10 % en 2030.

Un autre point d'attention porte sur le devenir de la production d'hydroélectricité.

Alors que la Commission européenne a mis en demeure la France34(*) de mettre sa législation en conformité avec le droit européen en ce qui concerne l'autorisation et la prolongation des concessions hydroélectriques le 7 mars dernier35(*), la question de l'évolution de ce secteur est pendante.

Ce sujet a d'ailleurs été évoqué en ces termes par le Premier Ministre, à l'occasion de sa déclaration de politique générale, le 12 juin 2019 : « Nous donnerons une nouvelle orientation à notre politique hydroélectrique. En la matière, on ne régule pas seulement une production électrique, mais des vallées et des régions entières. Nous respecterons le droit européen, mais nous n'accepterons pas le morcellement de ce patrimoine commun des Français. »

S'il n'y a pas lieu de débattre de l'évolution de la régulation du secteur hydroélectrique dans le cadre du présent projet de loi, la commission a voulu indiquer dès à présent son attachement à la production hydroélectrique et sa vigilance dans les éventuelles évolutions législatives à venir.

L'énergie hydraulique représentait déjà 10 % de notre mix électrique en 201736(*) mais il existe encore des marges de progression qu'il y a lieu d'exploiter à plein, pour tirer profit de cette source d'énergie moins ou non intermittente37(*) et peu émettrice de GES.

Pour ce faire, un amendement adopté par la commission (COM-123) assortit l'objectif de développement de la production d'hydroélectricité, introduit à l'Assemblée nationale, d'un chiffrage d'au moins 27 gigawatts de capacités installées de production en 2028.

Ce chiffrage est cohérent avec le projet de PPE, qui prévoit une cible haute de 26,7 gigawatts en 2028 (article 3) ; il tient compte de l'article 6 bis B du projet de loi, dont l'objet est de faciliter l'augmentation de puissance des installations hydroélectriques existantes.

Un dernier sujet de préoccupation a trait à l'éolien en mer.

En prévoyant l'installation de 4,7 à 5,2 gigawatts d'éolien en mer en 2028, à comparer avec 34,1 et 35,6 gigawatts pour l'éolien terrestre (article 3), les objectifs fixés par le projet de PPE sont en-deçà des attentes des professionnels.

Cependant, il faut indiquer que le Premier Ministre s'est engagé, lors de sa déclaration de politique générale, à « développer massivement l'éolien en mer », ajoutant que « le projet au large de Dunkerque démontre que les coûts baissent encore plus vite quand les projets sont bien montés ».

À cette fin, il a annoncé que les futurs appels d'offres dans ce domaine seraient portés à 1 gigawatt par an.

La commission forme le voeu que les annonces faites par le Premier Ministre aboutissent rapidement et concrètement pour permettre l'essor de l'éolien en mer, qui est susceptible de produire davantage d'électricité que les éoliennes terrestres mais dont le coût d'installation demeure encore supérieur.

D'ores et déjà, trois appels d'offres ont été attribués - dont à Dunkerque - et un est envisagé - au large de l'île d'Oléron -, selon les éléments publiés par le ministère de la Transition écologique et solidaire38(*).

Dans ce contexte, la commission a adopté un amendement (COM-241) inscrivant dans la loi l'objectif d'augmentation des capacités installées de production des éoliennes en mer d'au moins 1 gigawatt par an d'ici 202439(*).

· Un soutien plus effectif à l'essor et à la diffusion des innovations technologiques :

La commission relève que la transition énergétique ne peut aboutir sans investissements dans l'innovation, regrettant le manque d'ambition de l'article 1er du projet de loi sur ce point.

À l'initiative du rapporteur, elle a adopté quatre amendements visant à intégrer cette dimension au texte.

Le premier de ces amendements (COM-116) assigne à l'État l'objectif d'impulser une véritable « politique de recherche et d'innovation », qui permettrait d'adapter les secteurs d'activités à la transition énergétique.

Selon le classement établi par l'Agence internationale de l'énergie (AIE)40(*), les dépenses de recherche et de développement (R&D) en matière d'énergie ne représentaient qu'un peu plus de 0,4 % du PIB de la France en 2017, notre pays arrivant en 7ème position derrière la Hongrie.

Aussi est-il nécessaire de renforcer l'action des pouvoirs publics dans ce domaine, et de développer notamment les nouveaux métiers et les nouvelles compétences induits par la transition énergétique, ainsi que l'a récemment relevé une mission conduite par Laurence Parisot41(*).

Parmi les champs ouverts à l'innovation figure la biomasse, c'est-à-dire la production d'énergie à partir des produits, résidus et déchets biodégradables, issus de l'activité agricole, forestière mais aussi industrielle ou domestique.

En 2017, elle concentrait 40,8 % des dépenses d'investissement en R&D dans le domaine de l'énergie, selon le Commissariat général au développement durable (CGDD)42(*).

La biomasse ayant été définie juridiquement par la loi « Grenelle I » du 3 août 200943(*) et promue à travers une « stratégie nationale de mobilisation de la biomasse » et des « schémas régionaux biomasse » par la loi de « Transition énergétique » du 17 août 201544(*), il serait justifié de la mentionner aujourd'hui explicitement parmi les objectifs de la politique énergétique nationale.

C'est pourquoi le deuxième amendement (COM-117) adopté par la commission consacre un objectif de « valorisation de la biomasse à des fins énergétiques », qui devrait être concilié avec l'agriculture et la sylviculture.

Enfin, les derniers amendements adoptés par la commission visent :

- pour l'un, à promouvoir la production combinée d'électricité et de chaleur (COM-118), comme le permettent les énergies de récupération et de cogénération ;

- pour l'autre, à prévoir une sortie ordonnée des énergies fossiles en mettant d'abord fin aux usages les plus émissifs de GES (COM-120), l'utilisation des centrales à cycle combiné au gaz paraissant devoir être arrêtée en dernier.

· Des outils de pilotage plus simples pour mobiliser les acteurs de terrain :

La commission est convaincue que la transition énergétique ne peut réussir sans emporter l'adhésion des acteurs de terrain, ce qui suppose de simplifier les outils de pilotage existants.

Ainsi a-t-elle adopté plusieurs amendements, présentés par le rapporteur, visant à renforcer la sécurité juridique et l'intelligibilité du droit.

D'une part, un amendement (COM-119) consolide la définition de la « neutralité carbone », en reprenant les termes exacts mentionnés à l'article 4 de l'Accord de Paris du 12 décembre 2015, et en précisant que la comptabilisation des émissions de GES interviendra selon les mêmes modalités que celles applicables aux inventaires nationaux notifiés à l'Union européenne et dans le cadre de la convention-cadre des Nations-Unies sur les changements climatiques (CCNUCC)45(*).

L'enjeu de cet amendement est d'instituer une « comptabilité carbone » homogène entre la neutralité carbone, créée par l'article 1er du projet de loi, et les autres outils existants : les inventaires nationaux précités mais aussi les budgets carbone et la stratégie bas-carbone, visés aux articles L. 222-1 A et L. 222-1 B du code de l'environnement.

L'ensemble de ces indicateurs seraient ainsi fondés sur le périmètre du Protocole de Kyoto, ce qui apporterait une lisibilité et une comparabilité d'ensemble.

D'autre part, trois amendements refondent les « feuilles de route », introduites en tant qu'annexes à la PPE à l'Assemblée nationale, et portant respectivement sur la rénovation énergétique des bâtiments, la consommation énergétique nocturne et la sobriété du numérique.

Un premier amendement (COM-124) complète la feuille de route sur la rénovation énergétique des bâtiments, dans la mesure où elle contribue à la transposition d'une obligation découlant du droit européen.

La directive du 30 mai 2018 modifiant les directives sur la performance énergétique des bâtiments et l'efficacité énergétique prévoit en effet que chaque État membre établisse une « feuille de route comportant des mesures et des indicateurs de progrès mesurables », en vue de « la constitution d'un parc immobilier national hautement efficace » et « la transformation rentable des bâtiments » 46(*).

À cette fin, l'amendement élargit son champ - qui portera sur la mise en oeuvre des objectifs de réduction de la consommation d'énergie dans le secteur du bâtiment et la rénovation des bâtiments aux normes BBC figurant aux 2° et 7° du I de l'article L. 100-4 du code de l'énergie - et modifie sa date d'entrée en vigueur47(*), manifestement incohérente.

S'agissant des deux autres thématiques, l'amendement les intègre directement au volet existant de la PPE portant sur l'efficacité énergétique et la réduction de la consommation (2° de l'article L. 141-1 du code de l'énergie).

Pour ce faire, il prévoit que ce volet devra désormais identifier « les usages pour lesquels l'amélioration de l'efficacité énergétique et la baisse de la consommation d'énergie primaire sont une priorité », ce qui permettra d'éviter la multiplication des documents de programmation et, au demeurant, d'embrasser tous les cas de figure possibles.

Un deuxième amendement (COM-219) présenté par la rapporteure pour avis de la commission de l'aménagement du territoire et développement durable48(*) institue une « feuille de route relative aux opérations de démantèlement des installations nucléaires ».

Le démantèlement est un enjeu de premier ordre qui doit s'effectuer, d'une part, dans le respect des règles de sûreté nucléaire et, d'autre part, en bonne intelligence avec les territoires concernés.

Étant donné que l'objectif de réduction de la part du nucléaire dans la production d'électricité d'ici 2035 va conduire à la fermeture de 14 réacteurs, il est impératif que l'État mette en place une stratégie pour anticiper et contenir les effets économiques et sociaux induits.

Un dernier amendement (COM-100) proposé par Mme Préville et plusieurs de ses collègues49(*) instaure « une stratégie pour le développement des projets de production d'énergie renouvelable dont tout ou partie du capital est détenu par les citoyens [et] les collectivités territoriales ».

Il est tout à fait souhaitable d'associer les acteurs locaux à la mise en oeuvre de notre politique énergétique, notamment renouvelable.

Cependant, il importe de veiller à ce qu'un développement non maîtrisé de l'autoconsommation ne remette pas en cause notre modèle de « péréquation tarifaire », c'est-à-dire le principe selon lequel les coûts pour la fourniture d'électricité doivent être les mêmes sur l'ensemble du territoire ; ce principe de solidarité nationale est en effet particulièrement protecteur pour les territoires les plus isolés et les consommateurs les plus vulnérables.

C'est la raison pour laquelle il est essentiel que cette stratégie définisse des objectifs « qui assurent le financement des réseaux et préservent la solidarité entre les territoires ».

Les modifications ainsi introduites seraient sans incidence sur la PPE en cours de révision puisqu'elles s'appliqueraient à celles publiées après le 31 décembre 2022.

La commission a adopté l'article 1er ainsi modifié.

Article 1er bis A
(articles L. 100-1 A [nouveau], 141-1, L. 141-3 et L. 141-4 du code de l'énergie, articles L. 222-1 B et L. 222-1 C du code de l'environnement, article 206 de la loi n° 2018-1317 du 28 décembre 2018 de finances pour 2019)

Création d'une loi quinquennale
dans les domaines du climat et de l'énergie

Objet : cet article tend à prévoir l'adoption, tous les cinq ans, d'une loi fixant les objectifs et les priorités d'action de la politique énergétique nationale.

I. Le droit en vigueur

A. Les outils de pilotage de la transition énergétique sont de nature largement réglementaire.

Si les grands objectifs de la politique énergétique nationale figurent dans le code de l'énergie (articles L. 100-1 à L. 100-4), la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), la stratégie bas-carbone et les budgets carbone qui en résultent, sont fixés par décret (articles L. 141-1 du code de l'énergie et L. 222-1 B du code de l'environnement).

Aucun mécanisme n'est prévu en droit pour associer pleinement le Parlement à l'élaboration de ces trois outils, qui lui sont simplement présentés une fois adoptés (article L. 141-4 du code de l'énergie et L. 222-1 D du code de l'environnement50(*)).

Dans la lutte contre les changements climatiques, le Parlement se trouve donc dépossédé d'une partie de sa compétence, alors que l'article 34 de la Constitution dispose que la loi « détermine les principes fondamentaux de la politique de l'environnement ».

B. Ce constat d'un dessaisissement du Parlement va en s'aggravant.

Les documents de planification introduits par le droit européen, tels que le « plan national intégré énergie-climat »51(*), la « stratégie à long terme »52(*) ou la « stratégie de rénovation à long terme pour soutenir la rénovation du parc national de bâtiment »53(*), ne relèvent pas du domaine législatif.

C. À défaut de définir lui-même les textes d'orientation en matière d'énergie et de climat, le Parlement est mieux informé de leur application.

Depuis la loi de finances pour 201954(*) en effet, trois documents budgétaires55(*) transmis annuellement au Parlement ont été regroupés au sein du rapport intitulé « Financement de la transition écologique : les instruments économiques, fiscaux et budgétaires au service de l'environnement et du climat », qui est annexé au projet de loi de finances initiale de l'année.

Ce rapport comprend trois états financiers56(*) ainsi qu'un bilan des actions mises en oeuvre en faveur de la maîtrise de la demande d'énergie et de la promotion des énergies renouvelables notamment.

II. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En séance publique, les députés ont adopté un amendement57(*) identique du rapporteur pour la commission des affaires économiques ainsi que de Mme Tiegna et plusieurs de ses collègues, prévoyant la détermination par la loi, tous les cinq ans, « des priorités d'action et de la marche à suivre pour répondre à l'urgence écologique et climatique ».

À partir de 2023, cette loi déterminerait :

- des objectifs « intermédiaires » de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) et de l'« empreinte carbone de la France » ;

- des objectifs de réduction de la consommation d'énergie, en particulier fossile ;

- des objectifs de développement des énergies renouvelables ;

- des objectifs de diversification du mix électrique.

La première série d'objectifs serait établie pour trois périodes de cinq ans, contre deux périodes de cinq ans pour les autres.

La PPE et la stratégie bas-carbone seraient arrêtées dans un délai de douze mois suivant la publication de la loi ; la première préciserait les priorités d'action des pouvoirs publics afin d'atteindre les objectifs prévus par la loi, tandis que les budgets carbone seraient fixés par décret en cohérence avec ces objectifs.

Complémentairement, le dispositif prévoirait que ces budgets soient déclinés par secteurs d'activité et par catégories de gaz à effet de serre, alors qu'ils le sont actuellement « par grands secteurs » et « par catégories de gaz à effet de serre lorsque les enjeux le justifient » ; la mention des « grands secteurs » ne serait d'ailleurs pas supprimée pour autant de l'article L. 222-1 B du code de l'environnement.

III. La position de la commission

La commission approuve le principe de l'adoption d'une loi dans les domaines du climat et de l'énergie tous les cinq ans, tel qu'il a été introduit à l'Assemblée nationale.

Elle observe que le dispositif, qui modifie les modalités de détermination des objectifs de la politique énergétique nationale, révisés par l'article 1er du projet de loi, présente un lien avec ce dernier.

Elle relève que ce type de disposition n'est pas tout à fait inédit puisqu'une des lois « de bioéthique »58(*) du 29 juillet 1994 intègre le principe de sa révision tous les cinq ans ; toutefois, elle estime que l'introduction d'une telle loi quinquennale appellerait, en toute logique, une réforme de nature constitutionnelle et sa déclinaison dans une loi organique, le législateur ordinaire pouvant difficilement se contraindre lui-même.

Pour autant, soucieuse de saisir chaque occasion de renforcer le rôle du Parlement dans le pilotage de la transition énergétique, la commission a adopté huit amendements, proposés par le rapporteur, confortant le dispositif issu des travaux de l'Assemblée nationale.

Tout d'abord, le premier amendement (COM-125) inscrit la loi dans le code de l'énergie, dans un souci de clarté et d'intelligibilité du droit.

Il prévoit une meilleure articulation entre cette loi et les autres outils de planification existants (programmation pluriannuelle de l'énergie, stratégie nationale bas-carbone, budgets carbone) : la loi déterminerait les objectifs et les priorités d'action et ces autres instruments - devant être compatibles avec elle - en définiraient les modalités d'action.

Une exigence de compatibilité est également appliquée aux :

nouveaux indicateurs dont la création est envisagée par le présent projet de loi : le « budget carbone relatif au transport international » (article 1er bis B) et l'« empreinte carbone de la France » (article 1er sexies) ;

documents de planification issus du droit européen : le « plan national intégré énergie-climat », la « stratégie de long terme »59(*) et la « stratégie de rénovation à long terme pour soutenir la rénovation du parc national de bâtiment ».

Dans le même temps, l'amendement clarifie le calendrier de mise en oeuvre de la loi, qui était impraticable60(*) ; à cette fin, il prévoit que l'adoption de la loi interviendrait « avant le 1er janvier 2023 », ce qui laisserait suffisamment de temps pour permettre les révisions de la PPE et de la stratégie bas-carbone et du plan national intégré énergie-climat, pour 2024, ainsi que de la stratégie à long terme, pour 2025.

Le dispositif ainsi modifié est donc crédible au regard des pratiques administratives et des engagements européens de la France.

Dans l'hypothèse où l'un de ces outils devait faire l'objet d'un débat public - comme cela a été le cas pour le projet de PPE -, il est précisé que ce débat interviendra après la publication de la loi, de manière à ce que la détermination des grands objectifs à l'occasion du débat parlementaire constitue le point de départ du processus d'ensemble.

Par ailleurs, il est prévu que le rapport sur le financement de la transition écologique annexé au projet de loi de finances initiale de l'année, comprenne un état évaluatif du coût des moyens de l'État et de ses établissements publics qui serait nécessaire à la mise en oeuvre des objectifs définis par la loi, complétant ainsi utilement l'information financière mise à la disposition des parlementaires.

Par quatre autres amendements, la commission a étendu le champ de la loi quinquennale aux :

objectifs de rénovation énergétique dans le secteur du bâtiment, pour deux périodes successives de cinq ans (COM-132) ;

- objectifs permettant de parvenir ou de maintenir l'autonomie énergétique dans les départements d'outre-mer (COM-133) ;

- objectifs de développement des énergies renouvelables pour le carburant, pour deux périodes successives de cinq ans (COM-13161(*)) ;

- niveau des obligations d'économies d'énergie, prévues dans le cadre des « certificats d'économies d'énergie » (CEE) (COM-130).

Ces objectifs, dont les trois premiers figurent à l'article L. 100-4 du code de l'énergie, n'avaient pas été intégrés par l'Assemblée nationale.

Enfin, outre une modification rédactionnelle62(*), les autres amendements ont expurgé la loi quinquennale de dispositions dont le maintien poserait une difficulté juridique :

- d'une part, il n'est pas souhaitable de limiter les objectifs que le législateur pourrait fixer en matière de réduction des émissions de GES aux seuls « objectifs intermédiaires », une loi pouvant toujours être modifiée par une autre ; au surplus, cette disposition reviendrait à exclure l'hypothèse que le législateur révise à la hausse l'objectif général « neutralité carbone » d'ici 2050, institué par l'article 1er (COM-126) ;

- d'autre part, la référence à « l'empreinte carbone de la France » ne peut pas être conservée, puisque l'article 1er sexies prévoit qu'elle est fixée, non par la loi, mais par décret (COM-127) ;

- il en va de même pour la définition des objectifs de réduction de GES « par secteur d'activité », dans la mesure où l'article 1 bis A renvoie cette répartition à la stratégie bas-carbone, elle aussi fixée par décret (COM-129).

En somme, les amendements adoptés par la commission ont pour finalité de permettre une véritable « inversion de la hiérarchie des normes », dans les domaines de l'énergie et du climat, qui restaurait pleinement le rôle du législateur par rapport au pouvoir règlementaire.

La commission a adopté l'article 1er bis A ainsi modifié.

Article 1er bis B
(article L. 222-1 B du code de l'environnement)

Création d'un budget carbone relatif au transport international

Objet : cet article tend à instituer un budget carbone portant sur les émissions de gaz à effet de serre (GES) générées par les liaisons de transport international au départ et à destination de la France.

I. Le droit en vigueur

A. Inscrits à l'article L. 222-1 A du code de l'environnement63(*), les « budgets carbone » constituent des plafonds nationaux d'émissions de GES, définis par voie réglementaire tous les cinq ans.

Ces budgets sont répartis par le décret instituant la stratégie bas-carbone (II de l'article L. 222-1 B du même code) :

- par grands secteurs, « notamment pour lesquels la France a pris des engagements européens ou internationaux » ;

- par catégories de GES, « lorsque les enjeux le justifient » ;

- en « tranches indicatives » d'émissions annuelles.

Ils ont une incidence majeure sur l'action des pouvoirs publics dans les domaines du climat et de l'énergie, puisque ce sont eux qui définissent la trajectoire pour atteindre l'objectif de réduction des émissions de GES (1° du I de l'article L. 100-4 du code de l'énergie).

En outre, ils sont pris en compte dans les outils de pilotage existants dans ces domaines : la stratégie bas-carbone définit ainsi des orientations et des dispositions « pour [les] respecter », tandis que la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) doit être « compatible » avec eux et cette stratégie (article L. 141-1 du code de l'énergie).

B. Tel qu'il est actuellement défini, le périmètre des budgets carbone ne prend pas en compte les émissions de GES liées au transport international.

En effet, la comptabilité carbone se fonde sur les émissions que « la France notifie à la Commission européenne et dans le cadre de la convention-cadre des Nations unies », c'est-à-dire le périmètre du Protocole de Kyoto, qui exclut les émissions liées aux « liaisons internationales et maritimes » (II de l'article D. 222-1 A du code de l'environnement).

Pour autant, d'autres dispositions sont applicables à ces secteurs à l'échelle internationale.

S'agissant du transport aérien, l'Organisation de l'aviation civile internationale (OACI)64(*) a adopté une résolution en octobre 2016 visant à mettre en place un « mécanisme mondial de compensation du carbone »65(*), entre 2021 et 203566(*) ; dans ce contexte, l'Union européenne67(*) a maintenu le ciblage du système européen d'échange de quotas sur les seuls vols aériens internes jusqu'en 2023.

En outre, dans le domaine du transport maritime, une « stratégie initiale pour la réduction des émissions de GES provenant des navires » a été adoptée en avril 2018 par l'Organisation Maritime Internationale (OMI)68(*), dont l'un des objectifs est de réduire de 50 % le volume total annuel des émissions de GES des transports maritimes internationaux d'ici 205069(*).

II. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En séance publique, les députés ont adopté un amendement présenté par M. Potier et plusieurs de ses collègues tendant à prévoir l'institution par décret de « budgets carbone indicatifs » pour « les émissions de gaz à effet de serre liées au transport international ».

III. La position de la commission

La commission estime utile de renforcer la connaissance du niveau des émissions de GES induites par les liaisons internationales.

Elle constate que le dispositif introduit par l'Assemblée nationale est en lien avec le projet de loi, puisqu'il concourt à l'atteinte de l'objectif de « neutralité carbone » introduit à l'article 1er.

Cependant, elle considère que le champ du dispositif adopté par l'Assemblée nationale, dont l'objet se borne à évoquer « le transport international », manque de précision pour pouvoir être appliqué.

Aussi a-t-elle adopté un amendement (COM-134), présenté par le rapporteur, visant à sécuriser le dispositif :

- en précisant que les émissions concernées sont celles liées aux liaisons de transport international au départ et à destination de la France et non comptabilisées dans les budgets carbone70(*) ;

en prévoyant une application aux stratégies bas-carbone publiées après le 31 décembre 2022, pour éviter d'interférer avec celle en cours de révision.

Par ailleurs, le dispositif ainsi modifié fait explicitement référence aux budgets carbone prévus à l'article L. 222-1 A du code de l'environnement, de manière à éviter tout risque de double décompte.

La commission a adopté l'article 1er bis B ainsi modifié.

Article 1er bis
(article L. 141-1 du code de l'énergie)

Modification de la présentation
de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE)

Objet : cet article tend à joindre à la PPE une « synthèse pédagogique accessible au public ».

I. Le droit en vigueur

A. L'article L. 141-1 du code de l'énergie71(*) dispose que la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), fixée par décret, établit les « priorités d'action des pouvoirs publics pour la gestion de l'ensemble des formes d'énergie sur le territoire métropolitain continental72(*) ».

Elle concourt à la mise en oeuvre des objectifs - généraux, fiscaux ou encore quantifiés - de la politique énergétique nationale, tels que définis par le législateur.

Cette programmation doit être compatible avec les objectifs de réductions de gaz à effet de serre (GES), fixés par voie réglementaire dans les budgets carbone et la stratégie bas-carbone.

B. Le contenu de la PPE comprend plusieurs éléments (articles L. 141-2 et L. 141-3 du code de l'énergie).

D'une part, la PPE est déclinée en sept volets thématiques73(*), auxquels s'ajoute un volet sur les charges de gestion du service public de l'électricité.

D'autre part, la PPE détermine des objectifs quantitatifs - par filière industrielle voire par zone géographique -, sur deux périodes successives de cinq ans, ainsi que « l'enveloppe maximale des ressources publiques de l'État et de ses établissements publics mobilisées pour les atteindre ».

C. En ce qui concerne les modalités de mise en oeuvre de la PPE, on relèvera qu'elles ne comprennent aucune exigence d'association ou de restitution qui permettraient d'intégrer le « grand public ».

Seules sont prévues, à l'article L. 141-4 du code de l'énergie, la consultation de plusieurs instances74(*), ainsi que la présentation de la PPE devant le Parlement « une fois approuvée ».

II. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

A. En commission, les députés ont adopté un amendement présenté par M. Duvergé et plusieurs de ses collègues prévoyant que la PPE fasse l'objet d'une « présentation synthétique accessible au public », les auteurs de cet amendement ayant fait valoir dans son objet que le document actuel étant était « bien trop long et complexe pour être lu et compris ».

B. En séance publique, les députés ont adopté un amendement rédactionnel présenté par le rapporteur pour la commission des affaires économiques.

III. La position de la commission

La commission partage le constat formulé par les auteurs de l'amendement quant à la complexité de la PPE, tout en relevant qu'une part de cette complexité est sans doute indépassable, eu égard au caractère très technique de la matière.

Elle observe que le dispositif introduit par l'Assemblée nationale présente un lien avec le projet de loi, dans la mesure où la PPE décline les objectifs de la politique nationale, révisés par l'article 1er.

Si l'élaboration d'une « synthèse pédagogique » relève avant tout de la pratique administrative75(*), la commission ne peut que soutenir le dispositif proposé, qui est de nature à favoriser la connaissance de ces objectifs auprès du grand public, dans une légitime préoccupation démocratique.

La commission a adopté l'article 1er bis sans modification.

Article 1er ter
(article L. 141-2 du code de l'énergie)

Modification d'un volet
de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE)

Objet : cet article tend à prévoir une quantification des gisements d'énergie renouvelables valorisables dans le cadre du volet de la PPE portant sur le développement de l'exploitation des énergies renouvelables et de récupération.

I. Le droit en vigueur

A. L'article L. 141-2 du code de l'énergie76(*) définit les différents volets contenus dans la PPE.

Certains volets ont trait à l'évolution du mix énergétique, comme ceux relatifs :

- à l'amélioration de l'efficacité énergétique et à la baisse de la consommation d'énergie primaire (2°) ;

- au développement de l'exploitation des énergies renouvelables et de récupération (3°).

D'autres relèvent de la régulation de la fourniture et de la distribution de l'énergie, tels que ceux afférents :

- à la sécurité d'approvisionnement (1°) ;

- au développement équilibré des réseaux, du stockage, de la transformation des énergies et du pilotage de la demande (4°).

Enfin, plusieurs volets concernent les implications économiques et sociales de l'énergie en matière :

- de préservation du pouvoir d'achat des consommateurs et la compétitivité des prix de l'énergie (5°) ;

- d'évaluation des besoins de compétences professionnelles dans le domaine de l'énergie et d'adaptation des formations (6°).

B. En Corse, en Guadeloupe, en Guyane, en Martinique, à Mayotte, à La Réunion, à Saint-Pierre-et-Miquelon et à Wallis-et-Futuna, qui font chacun l'objet d'une PPE distincte77(*), ces volets présentent des spécificités (II de l'article L. 141-5 du code de l'énergie).

À titre d'illustration, la sécurité d'approvisionnement y fait l'objet de deux volets, l'un relatif aux carburants (1°) et l'autre à l'électricité (2°).

Il en est de même du soutien aux énergies renouvelables, partagé entre un volet sur l'énergie stable (4°) et un autre sur l'énergie aléatoire (5°).

C. Au sein de ces documents de planification, le législateur a reconnu une place particulière à la biomasse, pour laquelle sont prévus :

- un schéma régional biomasse, en France continentale, élaboré par le président du conseil régional et le préfet de région, fixant des objectifs de développement en tenant compte « de la quantité, de la nature et de l'accessibilité des ressources disponibles » (article L. 222-3-1 du même code78(*)).

- un « plan de développement distinct », en Corse et dans les collectivités d'Outre-mer susmentionnées, identifiant notamment les gisements valorisables, dans le cadre du volet des PPE relatif aux énergies renouvelables et de récupération mettant en oeuvre une énergie stable (4° du II de l'article L. 141-5 du code de l'énergie79(*)).

II. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission, les députés ont adopté un amendement présenté par M. Duvergé et plusieurs de ses collègues ajoutant un volet à ceux de la PPE figurant à l'article L. 141-2 du code de l'énergie sur « la quantification des gisements d'énergies disponibles dans une perspective de neutralité carbone ».

La seconde phrase du dispositif précise que ce volet « identifie la capacité de production par région et élabore des schémas régionaux en termes d'utilisation et de production de la biomasse ».

En séance publique, les députés ont adopté un amendement du Gouvernement supprimant la seconde phrase du dispositif susmentionnée.

III. La position de la commission

La commission juge utile de permettre une meilleure identification des gisements d'énergies renouvelables.

Dans la mesure où le dispositif concerne la PPE, qui met en oeuvre les objectifs de la politique énergétique modifiés par l'article 1er, elle constate qu'il présente un lien avec le projet de loi.

Attachée à la simplicité des outils de planification existants, elle a adopté un amendement (COM-135), présenté par le rapporteur, prévoyant que cette identification ne fasse pas l'objet d'un volet distinct mais soit intégrée au volet actuel de la PPE portant sur le développement de l'exploitation des énergies renouvelables et de récupération (3° de l'article L. 141-2 du code de l'énergie).

En outre, cet amendement est venu préciser que cette identification doit être réalisée par filière et par zone géographique.

À l'inverse, la référence à la biomasse, un temps mentionné dans le dispositif adopté à l'Assemblée nationale, n'a pas été réintroduite, puisqu'il existe déjà des schémas et plans spécifiques dans ce domaine.

Enfin, l'amendement réserve l'application des modifications apportées par l'article 1er ter aux PPE publiées après le 31 décembre 2022, dans le but de ne pas avoir d'effet sur celle en cours de révision.

La commission a adopté l'article 1er ter ainsi modifié.

Article 1er quater
(article L. 311-5-7 [nouveau] du code de l'énergie)

Élargissement du champ et publicité du plan stratégique d'EDF

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale élargit le champ du plan stratégique d'EDF aux deux périodes de chaque programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), vise explicitement l'évolution du parc de production thermique, associe les commissions des affaires sociales à la présentation du plan et en prévoit la publication.

I. Le droit en vigueur

L'article L. 311-5-7 dispose que « tout exploitant produisant plus du tiers de la production nationale d'électricité » - ce qui ne s'applique de fait qu'à EDF - établit un plan stratégique qui précise comment il entend respecter « les objectifs de sécurité d'approvisionnement et de diversification de la production d'électricité » fixés dans la première période de la PPE80(*).

Pour ce faire, le plan doit proposer, « si besoin, les évolutions des installations de production d'électricité, en particulier d'origine nucléaire, nécessaires pour atteindre les objectifs » de cette première période.

La compatibilité du plan stratégique avec la PPE est soumise à l'approbation du ministre qui, en cas de constat d'incompatibilité, demande à EDF d'élaborer un nouveau plan.

La mécanique créée par la loi « transition énergétique » du 17 août 201581(*) consiste donc à décliner l'objectif des 50 % de nucléaire dans le mix électrique en 2025 dans la PPE qui, elle-même, doit ensuite être déclinée dans le plan stratégique d'EDF.

En outre, l'article L. 311-5-7 prévoit qu'EDF doit en principe rendre compte chaque année devant les commissions parlementaires chargées de l'énergie, du développement durable et des finances, de la mise en oeuvre de son plan stratégique et de la façon dont il contribue aux objectifs de la PPE.

II. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

En commission, les députés ont adopté deux amendements regroupés au sein de cet article 1er quater en lien avec l'objectif de diversification du mix électrique présent dans le texte déposé. Le premier amendement, déposé par Mme Pompili :

- prévoit que le plan respecte les objectifs fixés dans les deux périodes de la PPE, et non uniquement dans la première, et s'établit donc à une échelle de temps de dix ans, et non plus de cinq ans ;

cite explicitement les centrales thermiques à flamme dans les installations dont le plan propose l'évolution, par cohérence avec la fermeture des centrales à charbon au 1er janvier 2022 ;

- en cas d'incompatibilité avec la PPE du plan présenté, met en demeure EDF de présenter un nouveau plan stratégique dans un délai de trois mois, en permettant au ministre de prononcer les sanctions prévues à l'article L. 142-3182(*) si l'entreprise ne s'est pas conformée à la mise en demeure.

Le second amendement, déposé par le rapporteur, élargit aux commissions des affaires sociales et à la façon dont EDF accompagne les salariés dont l'emploi serait supprimé du fait de la fermeture d'installations de production d'électricité, « en particulier d'origine nucléaire », le compte rendu annuel qu'EDF doit faire de sa mise en oeuvre devant le Parlement.

En séance publique, les députés ont adopté un amendement de Mme Batho prévoyant qu'EDF devra publier son plan stratégique, en complément de l'information annuelle devant le Parlement.

III. La position de la commission

En tant que premier exploitant d'installations de production d'électricité et exploitant exclusif du parc nucléaire, l'entreprise EDF a une responsabilité particulière et éminente dans l'atteinte des objectifs de la politique énergétique de la Nation qui justifie qu'elle rende compte régulièrement de sa stratégie aux pouvoirs publics.

La commission a précisé certaines modalités de cette information :

- pour concilier la meilleure information du public et la protection du secret industriel et commercial, l'amendement COM-136 du rapporteur précise que le plan stratégique sera publié à l'exclusion des données industrielles et commerciales sensibles qu'il comporte ;

- pour renforcer l'effectivité de cette obligation d'information, le même amendement ajoute un délai de deux mois pour cette publication après approbation par l'autorité administrative de la compatibilité du plan avec les objectifs de la PPE ;

- les amendements identiques COM-137 du rapporteur et COM-221 de la rapporteur de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable intègrent au plan stratégique la question des dispositifs d'accompagnement que l'entreprise met en place, le cas échéant, pour les salariés concernés par la fermeture d'installations de production en raison de l'abaissement de la part du nucléaire dans le mix électrique ou du plafonnement des émissions de gaz à effet de serre prévu à l'article 3, qui conduira mécaniquement à la fermeture de centrales au charbon.

La commission a adopté l'article 1er quater ainsi modifié.

Article 1er quinquies
(article L. 131-3 du code de l'environnement)

Inscription de la lutte contre le changement climatique dans les missions de l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie

Objet : cet article inscrit la lutte contre le changement climatique dans les missions de l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe).

Le présent article a fait l'objet d'une délégation au fond de votre commission à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable.

La position de la commission

Lors de sa réunion, la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable a retenu l'amendement COM-222 pour ajouter l'adaptation au changement climatique parmi les missions de l'Ademe.

La commission a adopté l'article 1er quinquies ainsi modifié.

Article 1er sexies
(article L. 222-1 B du code de l'environnement)

Création d'un indicateur portant sur « l'empreinte carbone »

Objet : cet article tend à instituer un indicateur afférent à « l'empreinte carbone de la France ».

I. Le droit en vigueur

A. Codifiée à l'article L. 222-1 B du code de l'environnement83(*), la stratégie bas-carbone définit « la marche à suivre pour conduire la politique d'atténuation des émissions de gaz à effet de serre ».

À cette fin, la stratégie répartit les budgets carbone, soit les plafonds nationaux d'émissions de GES, « par grands secteurs » ainsi que par « catégories de gaz à effet de serre lorsque les enjeux le justifient ».

Cette stratégie décrit les orientations et les dispositions - d'ordre sectoriel ou transversal - nécessaires au respect de ces plafonds, et comprend des orientations sur le contenu en émissions de GES des importations, des exportations et du solde commercial.

B. La portée de la stratégie bas-carbone n'est pas négligeable sur un plan juridique et financier.

Tout d'abord, l'article précité prévoit que l'État, les collectivités territoriales et leurs établissements publics « prennent en compte » cette stratégie dans leurs « documents de planification et de programmation qui ont des incidences significatives sur les émissions de gaz à effet de serre ».

Dans le même ordre d'idées, les objectifs et les orientations du schéma régional d'aménagement, de développement durable et d'égalité des territoires (SDRADDET) sont « compatibles » avec cette stratégie (article L. 4251-2 du code général des collectivités territoriales), tandis que les documents de planification locaux84(*) « prennent en compte » les objectifs du SRADDET et « sont compatibles » avec les règles générales de son fascicule (article L. 4251-3 du même code).

Cependant, il faut relever que la notion de « prise en compte » est assez souple en droit administratif puisque, selon le Conseil d'État, elle impose de ne pas « s'écarter des orientations fondamentales [...] sauf, sous le contrôle du juge, pour un motif tiré de l'opération envisagée et dans la mesure où cet intérêt le justifie »85(*).

En somme, cette notion vise simplement à garantir « que deux normes d'origine différente ne s'ignorent pas, afin d'assurer la cohérence de l'ensemble, sans pour autant imposer une coordination trop stricte »86(*) : la valeur prescriptive de la stratégie bas-carbone directement (ou via les SRADDET) sur les documents de planification existe donc bel et bien mais dans certaines limites.

Sur un plan financier, cette stratégie est également susceptible de produire des effets, dans la mesure où l'article L. 222-1 B du code de l'environnement dispose que « dans le cadre de la stratégie bas-carbone, le niveau de soutien financier des projets publics intègre, systématiquement et parmi d'autres critères, le critère de contribution à la réduction des émissions de gaz à effet de serre. »

II. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission, les députés ont adopté un amendement présenté par le rapporteur pour la commission des affaires économiques tendant à intégrer la notion d'« empreinte carbone de la France » à la stratégie nationale bas-carbone.

Cet indicateur serait défini comme les émissions de GES « liées à la consommation de biens et services, calculées en ajoutant aux émissions territoriales nationales celles engendrées par la production et le transport de biens et de services importés et en soustrayant celles engendrées par la production de biens et de services exportés ».

À compter du 1er janvier 2022, la stratégie bas-carbone devrait ainsi définir des objectifs en termes d'« empreinte carbone », pour chacune des périodes de cinq ans des budgets carbone.

III. La position de la commission

La commission juge intéressante l'institution d'un indicateur tel que l'« empreinte carbone », qui permet d'élargir le suivi des émissions de GES aux importations et d'apprécier ainsi l'impact global de la consommation nationale en termes d'émissions.

Elle constate que le dispositif introduit par l'Assemblée nationale est en lien avec le projet de loi, participant pleinement de l'atteinte de l'objectif de « neutralité carbone » visé par l'article 1er.

Toutefois, elle est réservée sur le dispositif adopté par l'Assemblée nationale, dont la méthodologie paraît insuffisamment consolidée.

Ce constat avait d'ailleurs été fait en ces termes par le rapporteur pour la commission des affaires économiques de l'Assemblée nationale lui-même : « Les méthodologies de calcul complexes étant encore loin d'être stabilisées, le nouvel article prévoit l'introduction d'objectifs de réduction de l'empreinte carbone à partir de la prochaine SNBC, soit en 2022. »87(*)

Dans la mesure où la stratégie bas-carbone est susceptible de produire des effets juridiques et financiers, comme exposé précédemment, il serait malvenu d'y faire figurer la notion encore mal définie d'« empreinte carbone », dont on ne peut pas totalement exclure qu'elle puisse avoir une incidence déstabilisatrice sur les documents de planification et les projets publics.

Même s'il est naturellement limité, ce risque justifie de conférer un caractère « indicatif » à la notion d' « empreinte carbone », ainsi que le prévoit l'amendement adopté par la commission, à l'initiative du rapporteur.

En outre, cet amendement permet de mentionner les budgets carbone, prévus à l'article L. 222-1 A du code de l'environnement dans le corps du dispositif, de manière à ce que l'ensemble des indicateurs constituant la « comptabilité carbone » s'articulent harmonieusement.

La commission a adopté l'article 1er sexies ainsi modifié.

Article 1er octies

Rapport remis par le Gouvernement sur les incidences positives et négatives du projet de loi de finances sur le réchauffement climatique

Objet : cet article prévoit que le Gouvernement remet un rapport sur les incidences positives et négatives du projet de loi de finances sur le réchauffement climatique.

Le présent article a fait l'objet d'une délégation au fond de votre commission à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable.

La position de la commission

Lors de sa réunion, la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable a retenu un amendement COM-239 qui élargit le champ du rapport aux incidences du projet de loi de finances sur l'atteinte des objectifs de développement durable (ODD) et un amendement COM-223 qui précise que l'avis du Haut Conseil sur ce rapport porte notamment sur la méthodologie employée.

La commission a adopté l'article 1er octies ainsi modifié.

Article 2
(chapitre II du titre III du livre Ier du code de l'environnement, articles L. 222-1 D du code de l'environnement et titre IV du livre Ier du code de l'énergie)

Inscription dans la loi de la création du Haut Conseil pour le climat

Objet : cet article inscrit dans la loi la création du Haut Conseil pour le climat.

Le présent article a fait l'objet d'une délégation au fond de votre commission à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable.

La position de la commission

Lors de sa réunion, la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable a retenu dix amendements COM-224, COM-225, COM-226, COM-227, COM-228, COM-229, COM-230, COM-231, COM-232 et COM-233 pour clarifier les modalités d'action et de saisine du Haut Conseil.

La commission a adopté l'article 2 ainsi modifié.

Article 2 bis
(article L. 4251-1 du code général des collectivités territoriales)

Prise en compte des avis du Haut Conseil pour le climat par les schémas régionaux d'aménagement, de développement durable et d'égalité des territoires (Sraddet)

Objet : cet article prévoit la prise en compte des avis du Haut Conseil pour le climat pour la définition des objectifs énergétiques et environnementaux dans les Sraddet.

Le présent article a fait l'objet d'une délégation au fond de votre commission à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable.

La position de la commission

Lors de sa réunion, la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable n'a pas retenu d'amendement.

La commission a adopté l'article 2 bis sans modification.

Article 3
(article L. 311-5-3 du code de l'énergie)

Fermeture des dernières centrales électriques au charbon

Objet : en instaurant un plafond d'émissions de gaz à effet de serre pour les installations existantes de production d'électricité à partir de combustibles fossiles à compter du 1er janvier 2022, cet article donne une base législative à la fermeture des quatre dernières centrales au charbon à cette date.

I. Le droit en vigueur

Depuis la loi « Transition énergétique » d'août 201588(*), l'autorisation d'exploiter une installation de production d'électricité émettant des gaz à effet de serre peut, en vertu de l'article L. 311-5-3 du code de l'énergie, « restreindre le nombre maximal d'heures de fonctionnement par an, afin de respecter les valeurs limites d'émissions fixées par voie réglementaire ».

En l'état, ces dispositions ne trouvent cependant à s'appliquer qu'aux nouvelles installations et non aux installations existantes ayant obtenu, préalablement à cette loi, une autorisation d'exploiter qui reste valable sans limitation de durée, sauf changement important de l'installation.

Plus d'une trentaine de tranches thermiques à flamme produisent aujourd'hui de l'électricité en France métropolitaine, dont :

les cinq dernières tranches au charbon réparties sur quatre sites et situées à Cordemais (deux tranches de 580 MW, soit 1 160 MW, exploitées par EDF), au Havre (580 MW, EDF), à Saint-Avold (595 MW, propriété d'Uniper) et à Gardanne (595 MW, Uniper), soit près de 3 GW au total et 2,3 % du parc installé89(*) ; selon l'étude d'impact, ces sites représentent 670 emplois directs et 740 emplois indirects ;

des turbines à combustion fonctionnant au fioul domestique90(*) propriétés d'EDF, pour un total d'environ 3,4 GW de puissance installée et 2,6 % du parc ;

des cycles combinés à gaz appartenant à Engie, EDF, Direct énergie, Celest et Uniper, pour environ 12,1 GW de puissance installée et 9,2 % du parc.

Même si leur coût marginal est élevé du fait du coût de leur combustible, ces moyens thermiques permettent d'assurer la sécurité de l'approvisionnement électrique en fournissant une production en semi-base ou en pointe, complémentaire du nucléaire et des énergies renouvelables. En 2018, les installations thermiques ont ainsi couvert en période hivernale jusqu'à 17 % de la consommation totale91(*).

Selon l'étude d'impact, ces installations « contribuent pour environ 10 % à la production d'électricité, mais pour 95 % des émissions du secteur », avec un facteur de 1 à 20 environ pour le charbon entre les parts prises dans la production et dans les émissions du secteur, et de 1 à 7 pour le fioul et le gaz :

Contribution à la production d'électricité et aux émissions du secteur

Combustible

Part dans la production d'électricité

Part dans les émissions
du secteur de la production électrique

Charbon

1,8 %

35 %

Fioul

0,7 %

4,7 %

Gaz

7,7 %

55 %

Source : RTE, bilan électrique 2017, cité dans l'étude d'impact

Si la production électrique française est largement décarbonée grâce au nucléaire - 71,7 % du mix électrique en 2018 - et aux énergies renouvelables - 12,5 % pour l'hydroélectricité, 5,1 % pour l'éolien, 1,9 % pour le solaire et 1,8 % pour les bioénergies92(*) -, les énergies fossiles représentaient encore 64 % du mix électrique au niveau mondial en 2017, dont 38 % pour le charbon qui avait même vu sa part dans la production d'électricité croître de 3 % sur un an et sa consommation de 1 % sur la même période93(*), contribuant à environ 45 % des émissions mondiales de CO2.

Au-delà de la production électrique, le charbon alimente encore plus d'une centaine de sites industriels en France et environ 20 000 foyers, principalement situés dans les Hauts-de-France, se chauffent encore au charbon.

II. Le projet de loi initial

Pour limiter les émissions de gaz à effet de serre de la production d'électricité française, le Gouvernement a confirmé dans le plan Climat de juillet 2017 son intention de fermer les quatre dernières centrales électriques au charbon d'ici à 2022.

Pour traduire cet engagement dans la loi, le I du présent article complète l'article L. 311-5-3 du code de l'énergie pour permettre à l'autorité administrative de fixer un plafond d'émissions annuel applicable à compter du 1er janvier 2022 pour les centrales électriques « émettant plus de 0,550 tonnes d'équivalents dioxyde de carbone par mégawattheure ».

Sur la base de ce seul critère, qui est du reste celui retenu par le droit européen pour limiter l'accès aux subventions et au marché de capacité des centrales les plus émettrices, le plafonnement trouverait donc à s'appliquer, au vu de leurs niveaux d'émissions respectifs, à l'ensemble des centrales thermiques à flamme à l'exception des centrales à cycles combiné gaz. Selon RTE, les centrales au charbon émettent en effet 0,986 tonnes/MWh, les centrales au fioul 0,777 tonnes/MWh, les turbines à combustion gaz et les autres groupes gaz entre 0,486 et 0,583 tonnes/MWh, selon leur ancienneté, et les cycles combinés gaz 0,352 tonnes/MWh.

Même s'il ne figure pas dans la loi, le niveau du plafonnement envisagé par le Gouvernement - 0,7 kilotonnes d'équivalents CO2 émis annuellement par MW de puissance installée, selon l'étude d'impact - aura en réalité « un effet spécifique et immédiat »94(*) sur les centrales au charbon, en les contraignant à la fermeture dès le 1er janvier 2022 dès lors qu'un tel plafond restreindrait leur nombre d'heures annuel de fonctionnement (700 heures à pleine puissance) bien en-deçà du seuil requis pour assurer leur rentabilité (3 500 à 4 000 heures de fonctionnement par an).

Dans son avis sur le projet de loi, le Conseil d'État a jugé que l'atteinte ainsi portée à des situations légalement acquises95(*) est justifiée par l'objectif d'intérêt général poursuivi par la mesure, soit la réduction des émissions de gaz à effet de serre, tout en rappelant qu'il appartient au Gouvernement de s'assurer que l'arrêt des centrales à charbon ne compromet pas la sécurité d'approvisionnement telle qu'elle figure parmi les objectifs de la politique énergétique définis à l'article L. 100-1.

À cet égard, le Gouvernement indique dans l'étude d'impact que le plafond envisagé est compatible avec les quelques dizaines d'heures de fonctionnement par an (250 heures au maximum) de la centrale de Cordemais qui pourraient être nécessaires en période hivernale, selon l'analyse de RTE, pour assurer la sécurité d'alimentation du Grand ouest dans la situation la plus dégradée, intégrant des retards significatifs dans la mise en service de certains moyens96(*).

S'agissant du délai de mise en oeuvre de la mesure, le Conseil d'État a rappelé qu'au vu de l'atteinte portée aux exploitants, « un délai suffisant entre l'adoption du texte et sa date d'entrée en vigueur », dont il n'a pas fixé la quotité, doit être prévu « pour garantir la sécurité juridique des exploitants ». Selon le Conseil, ce délai « doit tenir compte des mesures techniques préparatoires à l'arrêt des centrales et, surtout, du temps nécessaire à la prise de mesures de toute nature concernant les personnels des centrales ».

Ce second point est abordé au II du présent article qui habilite le Gouvernement à légiférer par ordonnance dans un délai de six mois pour mettre en place « un accompagnement spécifique » :

- d'une part, des salariés des exploitants « affectés » aux installations et « dont l'emploi serait supprimé du fait de la fermeture de ces installations » résultant du plafonnement ;

- d'autre part, des salariés des sous-traitants « dont l'emploi serait supprimé du fait de la fin d'activité » des mêmes installations.

Si le dispositif de l'article 3 se limite à indiquer que « ces mesures viseront notamment à favoriser le reclassement des salariés sur un emploi durable », l'étude d'impact, dont les termes n'engagent toutefois pas le Gouvernement, apporte quelques précisions sur les dispositions envisagées. Outre l'extension possible du délai légal du plan de sauvegarde pour l'emploi et l'engagement pris d'une concertation avec les parties prenantes, plusieurs dispositifs pourraient être financés : abondement complémentaire au congé de reclassement pour porter l'allocation au-delà des 65 % de droit commun, primes de reclassement ou compléments temporaires de rémunération, aides à la mobilité géographique et à la formation et cellules de reclassement, y compris par anticipation pour les sous-traitants.

En revanche, le Gouvernement semble écarter toute hypothèse d'indemnisation des exploitants en considérant que « ces quatre centrales sont déjà déficitaires (...) et que les exploitants pourraient décider d'arrêter l'exploitation de ces centrales même en l'absence de plafonnement de leur production ».

III. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission, outre deux amendements rédactionnels ou de cohérence juridique du rapporteur, les députés ont adopté :

- deux amendements identiques du rapporteur et de M. Zulesi renvoyant à un décret le soin de définir les modalités de calcul des émissions pour l'atteinte du seuil des 0,550 tonnes d'équivalents CO2, la nature des combustibles comptabilisés et le plafond d'émissions retenu ; alors que le texte initial ne prévoyait qu'un traitement spécifique des installations de cogénération97(*), la rédaction adoptée permet d'adapter le plafonnement à d'autres types d'installations telles que celles utilisant les gaz dits de récupération de l'industrie, qui sont des gaz fatals issus d'un processus industriel. Sans une telle adaptation, ces gaz ne seraient plus valorisés pour produire de l'électricité, mais torchés, en augmentant d'autant les émissions de gaz à effet de serre ;

- deux amendements identiques de M. Dive et plusieurs de ses collègues et du groupe La République en Marche pour élargir l'accompagnement spécifique des salariés des exploitants à tous ceux d'entre eux dont l'emploi sera supprimé, qu'ils soient affectés ou non aux installations ; la suppression de ce critère d'affectation, du reste non exigé pour les salariés des sous-traitants, permettra d'assurer un traitement équitable de tous les salariés placés dans la même situation du fait de la fermeture des centrales, qu'ils travaillent sur site ou pour la centrale, par exemple dans des fonctions support appelées, elles-aussi, à disparaître ;

- un amendement du rapporteur pour viser « l'ensemble de la chaîne de sous-traitance » plutôt que « les entreprises sous-traitantes » : si cette précision est largement superfétatoire, elle a au moins le mérite de rassurer ceux des salariés des sous-traitants de rang 2 et suivants, qui pouvaient craindre, dans la rédaction antérieure, de n'être pas concernés par la mesure ;

- deux amendements identiques de Mme Petel et M. Dive et plusieurs de leurs collègues, de portée essentiellement rédactionnelle, pour prévoir que les mesures d'accompagnement « favoriseront » plutôt qu'elles ne « viseront à favoriser » le reclassement et trois amendements identiques de Mme Petel et plusieurs de ses collègues, du groupe La République en Marche et de la commission du développement durable pour préciser que ce reclassement devra avoir lieu « en priorité dans le bassin d'emploi concerné » ;

- un amendement du rapporteur pour prévoir « des dispositifs de formation adéquats facilitant la mise en oeuvre des projets professionnels » des salariés et un amendement du groupe La République en Marche pour indiquer que l'ordonnance devra aussi préciser les modalités de financement de cet accompagnement ;

- enfin, un amendement du rapporteur demandant au Gouvernement de présenter la mise en oeuvre de cet accompagnement, un an après la parution de l'ordonnance, devant les commissions parlementaires compétentes.

En séance publique, seuls quatre amendements rédactionnels du rapporteur ont été adoptés.

IV. La position de la commission

La fermeture des quatre dernières centrales au charbon est justifiée par la nécessité de réduire les émissions de gaz à effet de serre de la production électrique en priorisant l'arrêt des moyens de production les plus polluants.

Les moyens de production thermiques étant essentiels pour gérer les pointes de consommation, il conviendra que le plafond fixé, comme le Gouvernement s'y est engagé, permette d'assurer la sécurité d'approvisionnement dans toutes les hypothèses, y compris les plus dégradées et tout particulièrement dans le Grand Ouest.

À cet égard, il importera de clarifier rapidement le devenir du projet de conversion à la biomasse de la centrale de Cordemais, qui pourrait s'intégrer dans un projet industriel plus vaste de production de pellets de bois.

Autre impératif : accompagner les salariés des exploitants et des sous-traitants ainsi que les territoires impactés. Or, si l'article 3 apporte un certain nombre de précisions qui sont essentielles sur le premier point et qui demanderont à être confirmées dans l'ordonnance puis sur le terrain, des interrogations subsistent sur le contenu des futurs projets de territoire et sur le niveau des engagements de l'État.

Début juin98(*), le Gouvernement a indiqué que ces projets de territoire devraient être finalisés d'ici la fin de l'année 2019 et qu'il serait question de développer « des projets industriels et de développement nouveaux, qui bénéficieront de l'ingénierie et de financements des services et opérateurs de l'État ».

La commission déplore cependant qu'aucune dotation budgétaire spécifique n'ait été annoncée et rappelle que :

- d'une part, le Gouvernement s'était opposé à la création d'une ligne budgétaire dédiée qu'avait proposé la commission dans le cadre de la dernière loi de finances, sur le modèle de la ligne existante pour accompagner la fermeture de la centrale de Fessenheim ;

- d'autre part, le seul mécanisme mis en place99(*) pour compenser les pertes de recettes fiscales induites par ces fermetures organise en réalité une péréquation horizontale entre collectivités - un prélèvement sur l'imposition forfaitaire des entreprises de réseau (IFER) des unes étant reversé aux autres.

Pour conforter le dispositif de l'article 3, la commission a adopté :

- un amendement COM-139 du rapporteur réaffirmant la responsabilité de l'État en précisant que c'est bien lui qui devra mettre en place les mesures d'accompagnement spécifique des salariés. La décision de fermer ces centrales étant une décision de l'État justifiée par un motif d'intérêt général, l'accompagnement des salariés relève également de l'État et de la solidarité nationale ;

- deux amendements identiques COM-72 rect. ter de Mme Joissains et plusieurs de ses collègues et COM-140 du rapporteur précisant qu'il devra être tenu compte, dans les mesures de reclassement des salariés concernés, du statut particulier de certains d'entre eux, par exemple en cherchant à les reclasser, quand c'est possible et quand ces derniers le souhaitent, dans des entreprises soumises au même statut.

La commission a adopté l'article 3 ainsi modifié.

Article 3 bis A
(article L. 124-5 du code de l'énergie)

Modalités d'accès des bénéficiaires du chèque énergie
à leurs données de consommation d'électricité et de gaz

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale et amendé par la commission optimise l'accès des bénéficiaires du chèque énergie à leurs données de consommation en prévoyant la mise à disposition soit d'une application dédiée consultable sur un support numérique, soit d'un afficheur déporté, qui restera obligatoire pour les ménages ne disposant pas ou ne maîtrisant pas ces nouveaux outils.

I. Le droit en vigueur

Pour aider les bénéficiaires du chèque énergie à maîtriser leurs consommations, l'article L. 124-5 créé par la loi « Transition énergétique » du 17 août 2015100(*) prévoit qu'un afficheur déporté doit être mis à leur disposition gratuitement pour les informer de leur consommation exprimée en euros, et en temps réel pour l'électricité.

En pratique, aucun afficheur déporté n'a à ce jour été installé en raison du coût de la mesure, ce que la commission a dénoncé dans chaque bilan annuel de l'application des lois101(*) ainsi qu'à l'occasion de l'examen d'une proposition de loi visant à lutter contre la précarité énergétique.

Comme rappelé dans le rapport sur l'application de la loi, le Gouvernement a récemment indiqué102(*) que les coûts du dispositif, qui sont compensés par l'État, étaient « supérieurs à ceux initialement envisagés », que l'élargissement du chèque énergie à 2,2 millions de bénéficiaires supplémentaires, décidé par ailleurs, les augmenterait « sensiblement » et qu'il réfléchissait par conséquent à « des modes de financement du dispositif de nature extrabudgétaire » ; l'utilisation « pour partie » des certificats d'économies d'énergie était ainsi envisagée, ce qui nécessiterait de modifier la loi.

En réponse à la commission, le Gouvernement a ensuite précisé que l'obligation législative imposée aux fournisseurs pourrait devenir une obligation d'accès aux données en temps réel, et plus d'affichage en temps réel, qui pourrait être satisfaite par une application sur smartphone ou tablette, pour les consommateurs qui en disposent, ou par un afficheur déporté, pour ceux qui n'en ont pas. La mise à disposition d'un afficheur déporté ne résultant plus d'une obligation réglementaire, elle pourrait alors faire l'objet d'un programme ad hoc dans le cadre du dispositif des certificats d'économies d'énergie (CEE)103(*).

II. Le texte adopté à l'Assemblée

Introduit en séance publique par un amendement de M. Adam et manifestement inspiré par les réflexions du Gouvernement, cet article 3 bis A remplace l'obligation d'« affichage » en temps réel pour les consommations d'électricité des bénéficiaires du chèque énergie par une obligation « d'accéder aux données de consommation » en temps réel afin, selon l'exposé des motifs, « d'assurer le déploiement du dispositif selon le meilleur ratio coût-bénéfice ».

III. La position de la commission

L'obligation de mise à disposition d'afficheurs déportés prévue par la loi n'est à ce jour pas mise en oeuvre en raison du coût de la mesure, ce dont on ne peut se satisfaire. Il est donc urgent de revoir le dispositif pour assurer sa mise en oeuvre effective en optimisant son coût pour la collectivité, ce que permettent les nouveaux outils numériques dont la diffusion s'est accrue, y compris parmi les consommateurs en situation de précarité énergétique, depuis la loi de 2015.

Le recours à une application dédiée accessible sur smartphone ou tablette sera dans la grande majorité des cas la solution plus adaptée et la plus efficace. Pour de nombreux ménages, la mise à disposition des données via une application aura certainement plus d'impact sur la gestion de sa consommation au quotidien que la consultation, épisodique et probablement amenée à décliner peu de temps après l'équipement, d'un écran supplémentaire dont ce serait la seule fonction.

En revanche, il est essentiel que pour tous les consommateurs qui ne disposent pas ou ne maîtrisent pas ces nouveaux outils numériques, un afficheur déporté demeure obligatoire.

Enfin, et contrairement à la mécanique envisagée par le Gouvernement que permettait de mettre en place le dispositif voté à l'Assemblée nationale, la commission considère que tout comme son volet curatif - le chèque énergie -, le volet préventif de la lutte contre la précarité énergétique duquel participe l'accès aux données de consommation doit rester financer exclusivement sur des crédits budgétaires, comme toutes les charges du service public de l'énergie, et non pour partie seulement par le budget de l'État et pour partie par les CEE, c'est-à-dire par les consommateurs eux-mêmes, dont les ménages en situation de précarité énergétique sur leurs factures. Du reste, la possibilité de remplacer, dans la plupart des cas, l'afficheur déporté par une application devrait permettre une baisse substantielle du coût de la mesure.

Pour mettre en place ces principes, la commission a adopté un amendement COM-141 du rapporteur qui permettra d'adapter le dispositif au profil des consommateurs concernés, d'optimiser son rapport coût/bénéfice pour la collectivité et de maintenir le principe d'un financement 100 % budgétaire.

En modifiant un dispositif favorisant la maîtrise des consommations d'électricité et de gaz, cet article 3 bis A est par ailleurs en lien avec les dispositions du texte déposé relatives à l'atteinte de la neutralité carbone et à la réduction des consommations d'énergie fossiles.

La commission a adopté l'article 3 bis A ainsi modifié.

Article 3 bis B
(article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales)

Possibilité d'attribuer des aides aux autorités organisatrices
de la distribution d'électricité pour la réalisation de démonstrateurs locaux

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale permet de verser des aides aux autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité pour des opérations concourant à l'atteinte des objectifs de la politique énergétique ainsi que pour des opérations exceptionnelles présentant un caractère innovant et répondant à un besoin local spécifique. La notion de communes rurales auxquelles les aides peuvent être attribuées sera aussi précisée par voie réglementaire.

I. Le droit en vigueur

Le neuvième alinéa de l'article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales permet aux autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité104(*) de recevoir des aides - financées par le compte d'affectation spéciale (CAS) « Financement des aides aux collectivités pour l'électrification rurale » (Facé) - « pour la réalisation d'opérations de maîtrise de la demande d'électricité, de production d'électricité par des énergies renouvelables ainsi que, dans les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental, pour la réalisation des installations de production de proximité (...) lorsque ces différentes opérations permettent d'éviter des extensions ou des renforcements de réseaux ».

Depuis de nombreuses années pourtant, on constate une sous-consommation des crédits du Facé permettant de financer de telles opérations.

II. Le texte adopté à l'Assemblée

Introduit en séance publique par un amendement du Gouvernement, cet article 3 bis B modifie et précise le régime des aides pouvant être versées aux autorités organisatrices de la distribution d'énergie (AODE) dans le cadre du Facé.

Il permet tout d'abord aux AODE de bénéficier d'aides :

- d'une part, pour les opérations qui concourent à l'atteinte des objectifs de la politique énergétique et qui permettent d'éviter « directement ou indirectement » des extensions ou des renforcements de réseaux ;

- d'autre part, pour des « opérations exceptionnelles présentant un caractère innovant et répondant à un besoin local spécifique », l'exposé des motifs renvoyant à la notion de « démonstrateurs locaux ».

L'article précise également que ces aides, de même que les autres aides déjà prévues au neuvième alinéa de l'article L. 2224-31, peuvent être attribuées « dans les communes rurales » dont un décret en Conseil d'État doit préciser la définition en s'appuyant notamment sur le critère de la « densité de population ».

III. La position de la commission

La commission souscrit aux modifications proposées pour élargir le champ des opérations pouvant être financées par le Facé et assouplir les conditions d'attribution des aides.

De même, l'ajout d'un critère de densité de population au critère d'importance de la population retenu jusqu'à présent permettra de mieux appréhender la ruralité appliquée au secteur de la distribution d'électricité, et par exemple d'éviter que par le jeu de la création de communes nouvelles, une approche purement arithmétique conduise à exclure des communes sans que leur situation du point de vue de la distribution d'électricité n'ait été en rien modifiée.

Tout en conservant la souplesse recherchée par l'article, la commission a adopté un amendement COM-142 du rapporteur pour mieux caractériser les opérations innovantes qui pourront bénéficier des aides :

- ces opérations devront être en lien avec le réseau public, conformément à l'objet du Facé, mais sans plus avoir à démontrer qu'elles permettent de réaliser des économies d'investissements sur les réseaux publics ;

- ces opérations devront concourir à la transition énergétique, afin de circonscrire explicitement les aides à des opérations à finalité énergétique.

En élargissant les possibilités de financement d'opérations concourant à l'atteinte des objectifs de la politique énergétique, cet article 3 bis B présente un lien avec l'article 1er du texte déposé.

La commission a adopté l'article 3 bis B ainsi modifié.

Article 3 bis C

Habilitation à légiférer par ordonnance sur la notion de bâtiment
à consommation énergétique excessive

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale et amendé par la commission habilite le Gouvernement à légiférer par ordonnance pour définir et harmoniser la notion de bâtiment à consommation énergétique excessive.

I. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

En séance publique, le Gouvernement a déposé un amendement visant à l'autoriser, dans les conditions prévues à l'article 38 de la Constitution, à prendre par ordonnance, dans un délai d'un an à compter de la promulgation de la présente loi, les mesures relevant du domaine de la loi permettant de définir et d'harmoniser la notion de bâtiment à consommation énergétique excessive.

Cette démarche a plus particulièrement pour objet de définir les logements qualifiés de « passoires thermiques » en tenant compte de l'évolution du coefficient d'énergie primaire.

Cette définition s'appuiera sur l'expérience acquise par la fiabilisation du DPE.

II. La position de la commission

Plusieurs dispositions relatives à la réduction de l'empreinte climatique de l'habitat ont été ajoutées au projet de loi initial en commission puis en séance publique afin d'atteindre les objectifs de la politique énergétique visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre et la consommation des énergies fossiles. Le secteur du bâtiment représente 19 % des émissions nationales de gaz à effet de serre (GES) en 2018 selon le Haut conseil pour le climat. Le logement pèse 59 % du secteur.

Les différents ajouts en cours de discussion n'ont pas toujours été coordonnés ou approfondis et manquent d'une étude d'impact.

Le rapporteur approuve ces objectifs et est favorable à l'adoption de cet article qui permettra d'opérer les mises en cohérence nécessaires.

Par un amendement COM-143 adopté par la commission, il propose toutefois de préciser le champ de l'ordonnance en indiquant que la notion de « bâtiment à consommation énergétique excessive » devra être exprimée en énergie primaire et finale et tenir compte des zones climatiques et de l'altitude.

La commission a adopté l'article 3 bis C ainsi modifié.

Article 3 bis
(article 6 de la loi n° 89-462 du 6 juillet 1989)

Définition du logement décent

Objet : cet article introduit à l'Assemblée national intègre un critère de performance énergétique dans la définition logement « décent » en fonction d'un maximum de consommation d'énergie finale.

I. Le droit en vigueur

Le logement décent est défini par l'article 6 de la loi n° 89-462 du 6 juillet 1989 tendant à améliorer les rapports locatifs105(*) comme un logement « ne laissant pas apparaître de risques manifestes pouvant porter atteinte à la sécurité physique ou à la santé, exempt de toute infestation d'espèces nuisibles et parasites, répondant à un critère de performance énergétique minimale et doté des éléments le rendant conforme à l'usage d'habitation ».

En matière énergétique, les caractéristiques minimales du logement décent sont précisées, dans sa rédaction du 9 mars 2017, par le décret n° 2002-120 du 30 janvier 2002106(*). Ce décret ne comporte pas de normes minimales ou très précises, il mentionne que le logement « est protégé contre les infiltrations d'air parasites. Les portes et fenêtres du logement ainsi que les murs et parois de ce logement présentent une étanchéité à l'air suffisante. Les cheminées doivent être munies de trappes. Les réseaux et branchements d'électricité et de gaz et les équipements de chauffage et de production d'eau chaude sont conformes aux normes de sécurité définies par les lois et règlements et sont en bon état d'usage et de fonctionnement » et qu'il comporte « une installation permettant un chauffage normal, munie des dispositifs d'alimentation en énergie et d'évacuation des produits de combustion et adaptée aux caractéristiques du logement ».

Or, il convient de rappeler qu'un logement indécent ne peut être mis en location. Si malgré tout il l'était, le locataire peut à tout moment demander sa mise en conformité par voie amiable ou, à défaut, par une action en justice devant le tribunal d'instance. Le juge pourra alors fixer les travaux à réaliser et un délai d'exécution. Il pourra également prononcer une diminution du loyer voire attribuer des dommages et intérêts.

Enfin, rappelons qu'en application de l'article R. 831-13-1 du code de la sécurité sociale, un locataire qui habite un logement non décent ne peut bénéficier des aides personnelles au logement (APL). Si le locataire engage une action pour la mise en conformité, l'aide sera consignée pendant six mois, le temps de réaliser les travaux, le loyer dû par le locataire étant diminué d'autant.

Les graves conséquences de la non reconnaissance de la décence d'un logement ont donc jusqu'à présent conduit à une certaine prudence dans la modification des critères retenus.

II. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

Cet article a été introduit en commission sur la proposition de la commission du développement durable et de l'aménagement du territoire, et d'amendements de MM. Lambert et Orphelin, qui ont fait l'objet d'un sous-amendement du Gouvernement.

Le secteur du bâtiment représente 19 % des émissions nationales de gaz à effet de serre (GES) en 2018 selon le Haut conseil pour le climat. Le logement pèse 59 % du secteur. Un effort particulier doit donc être réalisé pour réduire l'empreinte climatique de l'habitat afin d'atteindre les objectifs de la politique énergétique inscrit dans l'article 1er du projet de loi initial visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre et la consommation des énergies fossiles.

Il convient également de lutter contre la précarité énergétique. Reprenant la proposition de l'organisation de collectivités territoriales Amorce, les députés souhaitent contraindre à la rénovation systématique des logements les plus énergivores destinés à la location en intégrant un critère de performance énergétique chiffré, comme il existe un critère de surface, dans la définition du logement décent.

Le Gouvernement a apporté son soutien au principe mais a obtenu que soit retenu un critère d'énergie finale et non primaire, tel qu'il figure au diagnostic de performance énergétique (DPE).

Bien que le texte ne le précise pas, ces nouvelles dispositions devaient s'appliquer au 1er janvier 2022 à tous les types de logements, quel que soit le bailleur, y compris donc les bailleurs sociaux.

En séance publique, le Gouvernement a présenté un amendement complétant l'article 3 bis voté en commission afin d'apporter deux précisions :

- son entrée en vigueur à une date déterminée par décret et au plus tard le 1er janvier 2023 ;

- les contrats de location en cours à la date d'entrée en vigueur resteront soumis aux dispositions qui leur étaient applicables.

L'objectif de ces évolutions est de sécuriser le dispositif. Les propriétaires disposeront de plus de temps pour réaliser les travaux et l'entrée en vigueur sera échelonnée selon les situations et les types de bâtiments (copropriétés par exemple). Les baux en cours seront protégés.

III. La position de la commission

Le rapporteur approuve l'objectif général de ce nouvel article 3 bis.

Il déplore néanmoins l'absence d'étude d'impact.

Les promoteurs de ce nouveau critère parlent de centaines de milliers voire de millions de Français concernés. Selon l'Observatoire national de la précarité énergétique (ONPE), 3,3 millions de ménages étaient en situation de précarité énergétique en 2017, soit 6,7 millions de personnes et 11,6 % de la population française. Le Haut conseil de l'énergie, dans son rapport de juin 2019, indique que 47,8 % des logements en location du parc privé seraient des « passoires thermiques » (labels F et G).

En commission à l'Assemblée nationale, Mme Emmanuelle Wargon a indiqué que l'intégralité des logements « passoires thermiques », soit les étiquettes F et G, n'avaient pas vocation à être considérés comme indécents, mais seulement les logements les plus énergivores de la classe G, par exemple ceux qui consomment plus de 600 à 700 kWh d'énergie finale par mètre carré et par an, ce qui correspond à des factures énergétiques 1,8 à 2 fois supérieures à la moyenne des ménages. Malgré cette forte restriction, le Gouvernement estime, sans pouvoir être plus précis, que la mensure concernerait 200 000 à 400 000 logements selon les données de l'enquête Performance de l'habitat, besoins et usages (PHEBUS), seules données disponibles. Il ne s'agit toutefois que d'une enquête qualitative, réalisée d'avril à octobre 2013, portant sur 5 405 logements et dont les résultats sont donc extrapolés au niveau national. Le Gouvernement indique par ailleurs que ce seuil pourrait varier dans le temps pour accompagner les propriétaires. Il n'est pas à même d'en mesurer l'impact sur les bailleurs sociaux.

Parallèlement à ces propositions, le député Mickaël Nogal rendait public son rapport au Gouvernement intitulé « Louer en confiance » qui formule des propositions différentes.

Concernant la décence des logements, sa proposition n° 27 est formulée ainsi : « Ne pas préciser la norme minimale de performance énergétique dans le décret décence pour exclure les étiquettes F et G tant que le risque de voir une proportion importante de logements sortir du parc locatif privé n'est pas maîtrisé avec une forte réduction préalable de la proportion des étiquettes F et G grâce à un ensemble d'aides aux propriétaires bailleurs suffisamment efficaces ».

Il explique que la situation française ne permet pas encore de prendre une mesure de rénovation contraignante comme cela a été fait en 2015 au Royaume-Uni - au demeurant capée à 3 500 £ TTC nettes après déduction de la part financée par les tiers (aides publiques notamment). Il craint au contraire un effet d'éviction. Les propriétaires, ne pouvant faire face aux obligations de rénovation, risquent de se désengager avant terme en adressant un congé pour vente à l'échéance du bail. « Que 5 % des bailleurs de passoires thermiques se comportent ainsi et ce serait pour le parc locatif une perte de 150 000 logements ».

Par ailleurs, il souligne la difficulté de s'appuyer sur un DPE en cours de révision et dont la mise en application est prévue pour 2021 d'autant que l'énergie utilisée pour le chauffage d'un logement (électricité ou gaz) a un impact sur son classement.

C'est pourquoi M. Nogal propose d'aider les bailleurs au bénéfice de leurs locataires modestes notamment via le crédit d'impôt pour la transition énergétique (CITE) et les subventions du programme Habiter mieux de l'Anah.

Le Haut Conseil pour le climat rappelle lui aussi dans son rapport de juin 2019 qu'il n'est pas aujourd'hui possible de s'appuyer sur le DPE pour mener une politique fiable dans le bâtiment :

« Le diagnostic de performance énergétique (DPE), qui renseigne sur la performance énergétique d'un bâtiment, manque de fiabilité pour renseigner les usagers et soutenir la SNBC. Un même logement peut être affecté à différentes classes énergétiques selon le diagnostiqueur qui établit le DPE, ce qui questionne la fiabilité de l'information transmise aux usagers sur leurs impacts environnementaux et économiques, et par là même, la capacité de ce dispositif à réduire les consommations d'énergie et limiter les émissions de GES. La formation et le contrôle des diagnostiqueurs, la méthode de calcul et l'absence de garantie de performance sont à questionner pour améliorer la fiabilité du DPE. L'absence d'exigence de résultat et de dispositif de contrôle pour la plupart des opérations de rénovation thermique (même lorsqu'elles bénéficient d'un soutien financier) fait qu'il n'y a ni qualité de résultat, ni données fiables pour évaluer correctement les progrès réalisés par rapport aux objectifs fixés par la SNBC et l'efficacité des aides à la rénovation ».

Au surplus, le cas où le bien est situé dans une copropriété dont dépend la réalisation des travaux nécessaires à l'atteinte de l'objectif de performance énergétique (toiture, isolation extérieure, chauffage collectif) ne peut être écarté, ce qui conduirait le bailleur à se retourner contre la copropriété ou à être prisonnier de la situation ainsi créée.

On peut enfin s'interroger sur la possibilité même d'atteindre l'objectif d'ici au 1er janvier 2023, c'est-à-dire de réaliser 300 000 rénovations en deux ans.

Aujourd'hui, le nombre des rénovations réalisées est mal connu. Le rapport de l'IGF et du CGEDD sur les aides à la rénovation énergétique des logements privés évoquait 100 000 logements par an classés en F et G dont 50 000 financés par l'Anah. Les auditions réalisées par le rapporteur laissent apparaître un progrès par rapport à ces chiffres au cours des deux dernières années.

L'objectif affiché est donc clairement ambitieux mais le Gouvernement aura la possibilité de le moduler en fonction de la cible fixé par le décret.

Malgré ces incertitudes, le rapporteur propose l'approbation de l'article 3 bis, estimant positives les garanties de cohérence et de souplesse apportées par le Gouvernement pour organiser l'application progressive de la mesure.

En cohérence avec sa position générale à ce sujet, telle qu'il l'a déclinée pour préciser le contenu du DPE ou définir la notion de bâtiment énergivore, le rapporteur propose que le seuil soit défini aussi bien en énergie primaire que finale. C'est l'objet de l'amendement COM-144 adopté par la commission.

La commission a adopté l'article 3 bis ainsi modifié.

Article 3 ter
(articles 18 et 23-1 de la loi n° 89-462 du 6 juillet 1989)

Conditionnement de la révision des loyers en zone tendue
et de la contribution des locataires aux travaux d'économies d'énergie

Objet : cet article, introduit à l'Assemblée nationale et amendé par la commission, conditionne, à partir du 1er janvier 2024, à l'atteinte d'un minimum de performance énergétique (330 kWh/m²/an - étiquette E du diagnostic de performance énergétique, DPE) la révision des loyers en zone tendue et la demande d'une contribution des locataires aux travaux d'économies d'énergie dans le parc privé.

I. Le droit en vigueur

L'article 3 ter concerne deux cas particuliers différents :

- la révision du loyer dans les zones tendues régie par l'article 18 de la loi de 1989 ;

- la contribution du locataire suite à des travaux d'économie d'énergie régie par l'article 23-1 de la même loi.

Il ne s'applique qu'au parc privé.

Mais il ne modifie pas les règles générales de révision des loyers, notamment en référence à l'indice de révision de l'INSEE (IRL).

A. La révision du loyer de l'article 18 de la loi de 1989

L'article 18 de la loi du 6 juillet 1989107(*) prévoit que, dans les zones tendues, un décret en Conseil d'État, pris après avis de la Commission nationale de concertation fixe annuellement le montant maximum d'évolution des loyers des logements vacants et des contrats renouvelés. Il s'agit d'un dispositif dérogatoire et temporaire visant à contrôler la hausse des loyers et non à inciter à la rénovation énergétique. Ce décret prévoit des adaptations particulières, notamment en cas de travaux réalisés par les bailleurs ou de loyers manifestement sous-évalués.

Le décret actuellement en vigueur est le décret n° 2017-1198 du 27 juillet 2017, applicable du 1er août 2018 au 31 juillet 2019, qui précise les conditions de révision du loyer en cas de logement vacant (article 4) et de renouvellement du bail (article 5).

Dans le cas des logements vacants, il prévoit que :

- lorsque le bailleur a réalisé, depuis la conclusion du contrat de location initial avec le précédent locataire ou, au cas où le bail a été renouvelé, depuis son dernier renouvellement, des travaux d'amélioration ou de mise en conformité avec les caractéristiques de décence définies en application de l'article 6 de la loi de 1989, portant sur les parties privatives ou sur les parties communes pour un montant au moins égal à la moitié de la dernière année de loyer, la hausse du loyer annuel ne peut excéder 15 % du coût réel des travaux toutes taxes comprises ;

le loyer relatif à un logement qui a fait l'objet depuis moins de six mois de travaux d'amélioration d'un montant au moins égal à la dernière année de loyer peut être librement réévalué.

Concernant la révision lors du renouvellement du bail, si le loyer est manifestement sous-évalué, la hausse de loyer convenue entre les parties ou fixée judiciairement ne peut excéder la plus élevée des deux limites suivantes :

- la moitié de la différence entre le montant d'un loyer déterminé par référence aux loyers habituellement constatés dans le voisinage pour des logements comparables et le loyer appliqué avant le renouvellement du contrat de location ;

une majoration du loyer annuel égale à 15 % du coût réel des travaux toutes taxes comprises, si le bailleur a réalisé, depuis la conclusion du contrat de location initial ou, lorsque le bail a été renouvelé, depuis son dernier renouvellement, des travaux d'amélioration ou de mise en conformité avec les caractéristiques de décence portant sur les parties privatives ou sur les parties communes pour un montant au moins égal à la dernière année de loyer.

B. Contribution du locataire de l'article 23-1 de la loi de 1989

L'article 23-1 de la loi de 1989 régit ce qui est communément appelé la « troisième ligne de quittance ». Il prévoit que « lorsque des travaux d'économie d'énergie sont réalisés par le bailleur dans les parties privatives d'un logement ou dans les parties communes de l'immeuble, une contribution pour le partage des économies de charge peut être demandée au locataire du logement loué, à partir de la date d'achèvement des travaux, sous réserve que ces derniers lui bénéficient directement et qu'ils lui soient justifiés. Elle ne peut toutefois être exigible qu'à la condition qu'un ensemble de travaux ait été réalisé ou que le logement atteigne un niveau minimal de performance énergétique. Cette participation, limitée au maximum à quinze ans, est inscrite sur l'avis d'échéance et portée sur la quittance remise au locataire. Son montant, fixe et non révisable, ne peut être supérieur à la moitié du montant de l'économie d'énergie estimée. »

« Un décret en Conseil d'État, pris après avis de la Commission nationale de concertation, précise les conditions d'application du présent article, notamment la liste des travaux éligibles à réaliser et les niveaux minimaux de performance énergétique à atteindre, ainsi que les modalités d'évaluation des économies d'énergie, de calcul du montant de la participation demandée au locataire du logement et de contrôle de ces évaluations après travaux. »

Il s'agit en l'espèce du décret n° 2009-1439 du 23 novembre 2009 qui définit les travaux éligibles mais renvoie à un arrêté pour préciser les objectifs de performance à atteindre et le calcul de la contribution du locataire.

Cet arrêté du 23 novembre 2009 indique qu'une contribution peut être demandée dans deux cas :

- si le propriétaire a réalisé au moins deux actions d'amélioration (isolation de la toiture, des murs, des fenêtres, modernisation du chauffage) respectant un minimum technique de performance ;

- si les travaux permettent de ramener la consommation d'énergie du bâtiment pour le chauffage, la ventilation, la production d'eau chaude sanitaire, le refroidissement et l'éclairage des locaux en dessous d'un seuil défini.

Ce seuil est aujourd'hui variable en fonction, d'une part, de la zone climatique et de l'altitude et, d'autre part, du niveau de consommation du logement avant travaux. Ainsi pour un logement consommant l'équivalent de plus de 180 kWh/m²/an (étiquette D et au-delà) l'objectif sera de descendre sous les 150 kWh/m²/an (étiquette C). En revanche pour un logement dont la consommation est inférieure à 180 kWh/m²/an, le seuil sera fixé à 80 kWh/m²/an (étiquette B).

L'arrêté fixe également le montant ou le mode de calcul de la contribution.

Elle est forfaitaire pour les bâtiments achevés avant le 1er janvier 1948, soit de 10 à 20 euros par mois selon le nombre de pièces principales. Pour les bâtiments plus récents, elle est limitée à 50 % de l'économie d'énergie attendue selon des modalités de calcul définis par l'arrêté et sur la base des attestations fournies par le bailleur.

II. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

Cet article a été introduit en commission sur la proposition d'un amendement du Gouvernement s'inscrivant dans un esprit proche de deux autres présentés par MM. Colas-Roy et Houlié.

La rénovation énergétique du parc privé locatif est actuellement en retard sur les objectifs de réduction de l'empreinte climatique de l'habitat et donc des émissions de gaz à effet de serre et de la consommation des énergies fossiles.

Le dispositif proposé vise à conditionner la révision du loyer ou la contribution du locataire à l'atteinte de la classe E au minimum, soit moins de 331 kWh/m²/an d'énergie primaire afin d'inciter à la rénovation énergétique du parc privé.

Il ne s'appliquerait qu'au parc privé à l'exclusion des logements sociaux et à partir du 1er janvier 2021.

En séance publique, l'article 3 ter a fait l'objet d'un amendement rédactionnel déposé par le rapporteur.

III. La position de la commission

À nouveau, le rapporteur approuve les objectifs généraux poursuivis : lutter contre les « passoires thermiques », la précarité énergétique et inciter les propriétaires à faire des travaux.

Mais, à nouveau, il s'interroge sur la pertinence du dispositif par rapport à l'objectif recherché.

Tout d'abord, on mélange deux dispositifs qui n'ont pas les mêmes objectifs. D'un côté, l'article 18, est un dispositif dérogatoire et temporaire de contrôle des loyers en zone tendue qui ne traite pas des questions de consommation énergétique. De l'autre, l'article 23-1 organise spécifiquement la contribution des locataires aux travaux de rénovation énergétique.

Par ailleurs, il s'agit de prendre une mesure lourde, conditionner la révision du loyer d'une manière ou d'une autre à une performance énergétique, sur la base du DPE. Or, le DPE n'est pas encore fiable, selon les dires mêmes du Haut conseil du climat.

Ensuite, en interdisant, dans certaines circonstances, la révision du loyer si le niveau E n'est pas atteint, on prend une mesure pour partie moins exigeante que le droit actuel en matière de contribution du locataire et moins encourageante pour le propriétaire.

En effet, à viser uniquement l'atteinte d'un objectif de performance énergétique, ne risque-t-on pas de voir des propriétaires renoncer tout simplement à faire des travaux faute de pouvoir obtenir une révision du loyer permettant de les financer ?

Aujourd'hui, les dispositifs en vigueur permettent d'obtenir une hausse des loyers dans trois cas : lorsque les montants des travaux d'amélioration sont compris entre une demi-année et une année complète de loyer, lorsque le bailleur ait réalisé plusieurs améliorations significatives ou lorsque les travaux ont permis d'atteindre des niveaux de performances équivalents aux étiquettes B ou C.

À trop se concentrer sur les travaux d'amélioration énergétique, on passe au second plan les travaux visant à améliorer le confort des logements ou des espaces de vie, qui sont également nécessaires.

Comme dans l'article précédent, se pose encore la question des biens immobiliers dans une copropriété qui n'effectuerait pas les travaux permettant d'atteindre le seuil énergétique fixé.

En outre, la rédaction de l'article 3 ter ne paraît pas complètement coordonnée avec celle des articles 3 bis et 3 septies :

- le décret d'application de l'article 18 de la loi de 1989 prévoit qu'une majoration du loyer est possible dès lors que le propriétaire effectue des travaux en rapport avec des critères de décence d'un montant de six mois à un an de loyer selon les situations. Or la décence est désormais définie par l'article 3 bis comme comportant un seuil précis de consommation énergétique qui rentrera en application au plus tard le 1er janvier 2023 alors que l'article 3 ter s'appliquerait dès le 1er janvier 2021 ;

- l'article 3 septies retient la norme d'une performance énergétique de 330 kWh/m²/an pour les habitations à partir de 2028 tout en prévoyant de nombreuses exceptions. On peut s'étonner que les bailleurs ne puissent bénéficier de ces mêmes exceptions prévues par l'article 3 septies alors qu'ils sont confrontés aux mêmes obstacles techniques, architecturaux, patrimoniaux, de coût excessif par rapport à la valeur du bien ou de copropriété défaillante.

Pour autant, cela ne veut pas dire qu'aucune amélioration ne serait nécessaire.

Dans son rapport « Louer en confiance », le député Nogal propose d'assouplir les conditions de fixation de la contribution du locataire dès lors que les économies d'énergies seraient sécurisées par un marché de performance énergique, ce qui semble réaliste pour les institutionnels mais moins pour les particuliers sauf à imaginer une intervention d'un tiers certificateur. Il pose également la question de la solvabilité des bailleurs, notamment si le logement devient vacant, et propose la création d'emprunts garantie.

L'IGF et le CGEDD, dans leur rapport d'avril 2017 sur les aides à la rénovation énergétique des logements privés, indiquaient que les propriétaires occupants représentaient 90 % des ménages engagés dans des travaux (enquête Open 2015, CITE et aides Anah 2016) alors que la plupart des aides à la rénovation sont accessibles indépendamment du type d'occupation. Le rapport indiquait également que 45 % des locataires du secteur privé habitaient dans des logements classés F et G.

L'IGF et le CGEDD constataient donc l'inefficacité du dispositif actuel. Les locataires n'ont pas intérêt à faire les travaux car la durée du retour sur investissement est supérieure à la durée d'occupation. Les propriétaires n'y ont pas intérêt non plus car ils ne bénéficient pas des économies réalisées, ne peuvent que difficilement les répercuter sur les locataires et l'augmentation de la valeur du bien suite aux travaux n'est pas assurée.

Le rapport relève qu'en Allemagne, où l'occupation par des locataires est la plus importante de l'Union européenne, le propriétaire bailleur a la possibilité de répercuter les coûts de rénovation jusqu'à 11 % du loyer annuel, le locataire conservant comme en France, le bénéfice de l'ensemble des gains réalisés sur ses consommations énergétiques.

Une modification aussi importante des rapports entre bailleurs et locataires demanderait une étude et une concertation approfondies, ce qu'il était malheureusement impossible de réaliser dans les conditions d'examen de ce texte. Mais cela risque d'obérer le résultat attendu car si les acteurs ne peuvent financer les travaux espérés, la performance énergétique du secteur du logement ne progressera pas.

Sur la proposition du rapporteur, la commission a cependant adopté propose cependant deux amendements pour apporter de la cohérence au dispositif :

- l'amendement COM-145 pour accorder aux bailleurs les mêmes dérogations définies à l'article 3 septies qu'à tous les propriétaires ;

l'amendement COM-146 pour reporter l'entrée en vigueur du dispositif à 2024, au lieu de 2021, afin de prendre en compte celle des autres dispositions : instauration de l'audit énergétique et de l'information sur les aides à la rénovation (2022), inclusion de la performance énergétique dans la définition des logements décents (2023) et norme générale applicable en matière de performance énergétique des bâtiments (2028-2033).

La commission a adopté l'article 3 ter ainsi modifié.

Article 3 quater (nouveau)
(Article L. 442-3 du code de la construction et de l'habitation)

Conditionnement de la participation des locataires de logements sociaux aux travaux d'économie d'énergie

Objet : cet article, introduit par la commission, étend au parc de logement social les dispositions prévues par l'article 3 ter pour le parc privé, c'est-à-dire, à partir du 1er janvier 2024, l'atteinte d'un minimum de performance énergétique (330 kWh/m²/an) pour demander une participation des locataires aux travaux d'économie d'énergie, sauf exceptions.

L'article L. 442-3 du code de la construction et de l'habitation poursuit dans le parc de logements sociaux le même objectif que l'article 23-1 de la loi n° 89-462 du 6 juillet 1989 dans le parc privé.

Son application obéit à des modalités quasiment identiques régies par le décret n° 2009-1438 du 23 novembre 2009 et un arrêté du même jour.

Les logements classés F et G représentent respectivement 4 % et 1 % du parc social de logements, soit 225 000 logements.

13 % du parc HLM est géré dans des copropriétés.

Introduit par un amendement COM-217 du rapporteur adopté par la commission, cet article 3 quater étend aux bailleurs sociaux, dans les mêmes conditions que pour les bailleurs privés et donc avec les mêmes exceptions, les dispositions de l'article 3 ter, c'est-à-dire l'atteinte d'une performance énergétique inférieure ou égale à l'étiquette E (330 kWh/m²/an) pour obtenir une participation des locataires aux travaux d'économie d'énergie.

La commission a adopté l'article 3 quater ainsi rédigé.

Article 3 quinquies
(article L. 134-1 du code de la construction et de l'habitation)

Consommation exprimée en énergie primaire et en énergie finale
et montant des dépenses réelles et théoriques
dans le diagnostic de performance énergétique

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale et amendé par la commission prévoit que le diagnostic de performance énergétique doit indiquer la consommation en énergie primaire et en énergie finale, ainsi que le montant des dépenses d'énergie réelles et théoriques au 1er janvier 2022.

I. Le droit en vigueur

L'article L. 134-1 du code de la construction et de l'habitation définit le diagnostic de performance énergétique (DPE) comme « un document qui comprend la quantité d'énergie effectivement consommée ou estimée pour une utilisation standardisée du bâtiment ou de la partie de bâtiment et une classification en fonction de valeurs de référence afin que les consommateurs puissent comparer et évaluer sa performance énergétique ».

Les modalités de calcul de cette quantité d'énergie consommée ou estimée relèvent aujourd'hui du domaine réglementaire :

- l'article R. 134-2 prévoit que le DPE comprend notamment « l'indication, pour chaque catégorie d'équipements, de la quantité annuelle d'énergie consommée ou estimée selon une méthode de calcul conventionnel ainsi qu'une évaluation des dépenses annuelles résultant de ces consommations » ;

- l'article R. 134-5 renvoie à un arrêté pour fixer « les éléments des méthodes de calcul conventionnel, les échelles de référence, le prix moyen de l'énergie servant à l'évaluation des dépenses annuelles mentionnée à l'article R. 134-2 » ;

- les deux arrêtés pris en application de cet article, l'un pour les biens proposés à la vente, l'autre pour ceux proposés à la location108(*), disposent que le DPE comprend notamment :

· « Par type d'énergie, les quantités annuelles d'énergies finales nécessaires au chauffage, à la production d'eau chaude sanitaire et au refroidissement, calculées suivant une utilisation standardisée de la maison, exprimées en kilowattheures » et selon une méthode conventionnelle fixée dans les arrêtés ;

· « Les quantités annuelles d'énergie primaire par type de consommation résultant des quantités » d'énergies finales susmentionnées, calculées selon une annexe de l'arrêté de 2006 qui établit les facteurs de conversion de l'énergie finale en énergie primaire (2,58 pour l'électricité et 1 pour les autres énergies ;

· « Une évaluation en euros des montants annuels des frais de consommation inhérents aux quantités d'énergies finales » susmentionnées » ;

· « Un classement de la quantité totale d'énergie primaire pour le chauffage, l'eau chaude sanitaire et le refroidissement des locaux de la maison selon une échelle de référence notée de A à G [selon des modalités précisées en annexe de l'arrêté de 2006] en fonction de la valeur du rapport de cette quantité à la surface habitable de la maison ».

En l'état, le DPE comporte d'ores et déjà des informations sur les consommations énergétiques du logement exprimées tant en énergie finale qu'en énergie primaire et en euros. En revanche, le classement représenté dans l'« étiquette énergie » est uniquement exprimé en énergie primaire, qui est l'énergie potentielle contenue dans les ressources naturelles (pétrole, gaz, fioul, uranium, soleil, vent, etc.) avant toute transformation, et non en énergie finale, qui est l'énergie consommée et facturée à chaque client, après les pertes lors de la production, du transport et de la transformation de la ressource, sur le modèle suivant, placé en regard de l'« étiquette climat » :

II. Le texte adopté à l'Assemblée

Introduit en commission par un amendement de M. Bolo et plusieurs de ses collègues, l'article 3 quinquies vise à préciser, à l'article L. 134-1, que la consommation est exprimée à la fois en énergie primaire et en énergie finale afin, selon l'exposé des motifs de l'amendement, à la fois de mieux informer le consommateur et d'éviter que du fait de la révision annoncée à la baisse du coefficient de conversion pour tenir compte de l'évolution du mix électrique, on n'améliore artificiellement la performance énergétique des bâtiments sans que leurs caractéristiques intrinsèques n'aient été modifiées.

Ce faisant, l'article ne fait en réalité qu'élever au niveau législatif des dispositions qui figurent déjà dans le DPE en application de textes réglementaires, comme indiqué plus haut.

En séance publique, aucun amendement n'a été déposé sur l'article.

III. La position de la commission

Sur la proposition du rapporteur, la commission a souhaité renforcer encore l'information des consommateurs sur la performance énergétique d'un logement en prévoyant, par un amendement COM-147 :

- d'une part, que les consommations en énergie primaire et en énergie finale devront faire toutes deux l'objet d'un classement selon l'échelle de référence notée de A à G et représentée graphiquement par l'« étiquette énergie », qui est bien identifiée par les consommateurs et très parlante ;

- d'autre part, que le DPE devra mentionner, à compter du 1er janvier 2022 par cohérence avec l'information dans les annonces de ventes ou de locations qui est prévue à l'article 3 septies et parce que les modalités de calcul et de recueil devront en être précisées, le montant des dépenses d'énergie théoriques ainsi que, si le logement était occupé, le montant des dépenses réelles sur les douze derniers mois ou, si elle est moindre, sur la durée d'occupation. Ces deux informations - dépenses théoriques et factures réelles, qui dépendent des usages ou de la structure familiale - complèteront très utilement l'information délivrée en énergie primaire ou en énergie finale et serviront de support à l'obligation d'information prévue dans les annonces de ventes ou de locations.

Sur la forme, cet article 3 quinquies est en lien avec le texte déposé en ce qu'il permettra aux consommateurs de mieux comparer et évaluer la performance énergétique d'un logement, et par là d'agir, par leurs choix de consommation, sur la performance globale du parc existant dont l'amélioration est essentielle pour l'atteinte de la neutralité carbone.

La commission a adopté l'article 3 quinquies ainsi modifié.

Article 3 septies
(article L. 111-10-4, articles L. 134-3, 134-3-1, 721-1 du code de la construction et de l'habitation et article 3 de la loi n° 89-462 du 6 juillet 1989)

Norme de performance énergétique des habitations
et information des propriétaires et des bailleurs

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale et amendé par la commission fixe une norme de performance énergétique minimale des logements et de nouvelles obligations d'information des bailleurs et des locataires pour atteindre cet objectif.

I. Le droit en vigueur

En dehors des critères relatifs à la décence des logements, le droit ne fixe pas de norme maximum de consommation énergétique d'un logement (art. 6 de la loi n° 89-462 du 6 juillet 1989, cf. art. 2 bis).

Concernant l'information de l'acquéreur ou du locataire, les articles L. 134-3 et L. 134-3-1 du code de la construction et de l'habitation prévoient la communication obligatoire du diagnostic de performance énergétique (DPE) en cas de vente ou de bail.

Pour les biens en copropriété, le montant moyen des charges communes courantes est communiqué à l'acquéreur (art. L. 721-1 du code de la construction et de l'habitation, CCH).

II. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

En commission avaient été adoptées plusieurs dispositions qui figuraient aux articles 3 quater, sexies et septies pour réduire les émissions de gaz à effet de serre des logements et réduire leur consommation d'énergies fossiles.

L'article 3 quater créait un séquestre de 5 % maximum, à titre expérimental, sur la vente des logements classés F ou G.

L'article 3 sexies visait à intégrer un audit énergétique dans les DPE pour les logements classés F et G.

L'article 3 septies avait pour objectif de compléter les informations qui doivent être affichées dans le cadre d'une vente ou d'une location, en y ajoutant le montant des dépenses théoriques d'énergie.

En séance publique, compte tenu des nombreuses difficultés soulevées par la création d'une mise sous séquestre, le Gouvernement a proposé un dispositif d'ensemble associant obligation (norme minimale) et information.

Il en ressort un dispositif relativement complexe modifiant plusieurs articles du code de la construction et de l'habitation et de la loi régissant les rapports locatifs.

L'amendement du Gouvernement a été soutenu par le rapporteur et le groupe majoritaire de l'Assemblée nationale.

Il crée une norme maximale de consommation énergétique des bâtiments à usage d'habitation applicable à partir du 1er janvier 2028 dont le seuil est fixé à 330 kWh/m²/an d'énergie primaire (art. L. 111-10-4 du CCH).

Cette norme ne sera toutefois pas applicable aux bâtiments où cela est impossible pour des raisons techniques, architecturales ou patrimoniales et aux bâtiments pour lesquels l'obligation serait disproportionnée par rapport à la valeur du bien. Ces critères seront précisés par un décret en Conseil d'État.

En outre, elle ne s'appliquera qu'à partir du 1er janvier 2033 aux copropriétés faisant l'objet d'un plan de sauvegarde (art. L. 615-1 du CCH), situées dans le périmètre d'une opération programmée d'amélioration de l'habitat (art. L. 303-1 CCH) ou d'une opération de requalification de copropriétés dégradées (art. L. 741-1 et 741-2 du CCH), pour lesquelles le juge a désigné un administrateur provisoire, ou qui ont été déclarées en état de carence (art. L. 615-6 CCH).

Lors de la vente ou de la location d'un bien ne respectant pas cette norme, à partir du 1er janvier 2023, l'obligation doit être mentionnée dans les publicités et dans les actes, de même que son non-respect à partir du 1er janvier 2028.

Des mesures coercitives pourront être prises, en 2023, lors de l'examen de la loi quinquennale prévue à l'article 1er bis A.

Par ailleurs, à compter du 1er janvier 2022, pour compléter l'information des acquéreurs et des locataires, il est prévu de compléter les articles L. 134-3 (communication du DPE en cas de vente) et L. 134-3-1 (communication du DPE en cas de location) du code de la construction et de l'habitation en exigeant que, pour les logements ne respectant pas cette norme, le DPE soit complété par un audit énergétique.

Cet audit, plus précis et détaillé que le DPE, éligible au crédit d'impôt transition énergétique (CITE) depuis 2018, comprend des propositions de travaux, dont l'une au moins devra permettre d'atteindre un très haut niveau de performance énergétique, et mentionne l'existence des aides publiques en la matière. Son contenu sera défini par arrêté.

En outre, également à compter du 1er janvier 2022, quelle que soit la classe énergétique du bien immobilier, afin d'améliorer l'information de l'acheteur ou du locataire, le montant des dépenses énergétiques théoriques devra figurer dans l'annonce, complétant l'obligation existante figurant à l'article L. 134-4-3 du code de la construction et de l'habitation pour les biens mis en vente et à l'article 3 de de loi du 6 juillet 1989 sur les rapports locatifs en ce qui concerne les baux d'habitation.

Une même disposition est insérée pour les biens immobiliers situés dans les immeubles en copropriété (art. L. 721-1 CCH).

III. La position de la commission

Le Gouvernement propose de fixer une nouvelle norme minimale de consommation énergétique des logements qui entrera en vigueur de manière échelonnée entre 2028 et 2033, soit dans neuf ans et quatorze ans.

Elle s'accompagne de plusieurs exceptions dont il est difficile, à ce stade, de mesurer la portée. Ainsi, lorsqu'il est question d'un obstacle architectural à la rénovation, s'agira-t-il du droit d'auteur de l'architecte qui pourrait par exemple s'opposer à une modification de la façade induite par une isolation par l'extérieur ? Quant à l'obstacle patrimonial, s'étendra-t-il à l'ensemble des secteurs protégés pour lesquels existent déjà des prescriptions sur les façades, les fenêtres, les toitures, etc. ? En toute logique, les exceptions devraient être nombreuses dans le bâti ancien. De même, l'exception tenant au caractère disproportionné du coût des travaux par rapport au prix du prix devrait souvent jouer dans les zones où les prix de l'immobilier sont peu élevés. Mais qui en jugera et sur quelle base (celle de l'audit énergétique, une estimation du notaire ?) ? Pour tout cela, il faudra s'en remettre à un décret en Conseil d'État.

Par ailleurs, comment ces dispositions s'articuleront-elles avec la définition du logement décent ? Devra-t-on en conclure qu'à compter de 2028 ou 2033 selon les situations et exceptions, seuls les logements respectant la norme minimale de 330 kWh/m²/an pourront être qualifiés de « décents » ? Plusieurs millions de logements étant au-delà de cette norme, un tel résultat serait manifestement irréaliste et hors de portée.

Sur le principe, la fixation d'un objectif à moyen terme permettra aux propriétaires de prendre les dispositions nécessaires, d'autant que l'entrée en vigueur de l'obligation est précédée et accompagnée d'un renforcement de l'information sur la consommation énergétique des logements mais surtout sur les travaux à accomplir et les aides publiques pouvant être obtenues.

En matière d'information, l'article 3 septies met en application la proposition n° 12 du rapport de l'IGF et du CGEDD déjà cité consistant à développer et à rendre obligatoire l'information sur les dispositifs d'aide à la rénovation énergétique et les audits énergétiques au moment des mutations, période la plus favorable pour entreprendre de gros travaux. C'était également la proposition n° 29 du rapport de M. Mickaël Nogal pour faciliter la rénovation des « passoires thermiques ».

La rédaction actuelle propose de retenir la notion de « dépenses théoriques de l'ensemble des usages énumérés dans le DPE » qui restera un chiffre sans doute peu lisible pour les particuliers comme d'ailleurs les notions de consommation d'énergie primaire ou finale.

Sur la proposition du rapporteur, la commission a donc adopté un propose par l'amendement COM-148 pour ajouter les dépenses réelles, comme c'est déjà le cas pour les charges de copropriétés. Le 3° de l'article L. 721-1 du CCH prévoit ainsi qu'en cas de vente, le montant moyen annuel de la quote-part, à la charge du vendeur, du budget prévisionnel correspondant aux dépenses courantes de l'immeuble est mentionnée dans les annonces.

La commission a adopté l'article 3 septies ainsi modifié.

Article 3 octies
(article L. 321-1 au code de la construction et de l'habitation)

Amélioration de l'information de l'Anah et de l'Ademe

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale et amendé par la commission permet à l'Agence nationale de l'habitat (Anah) d'avoir accès aux diagnostics de performance énergétique et aux audits énergétiques et aux informations détenues par les organismes chargés du paiement des aides personnalisées au logement (Caf et CCMSA), et à l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe) de disposer des audits énergétiques.

I. Le droit en vigueur

L'Agence nationale de l'habitat (Anah) est un établissement public placé sous la tutelle des ministères du logement, du budget et de l'économie.

Sa mission109(*) est d'améliorer les logements à travers quatre actions :

- la lutte contre la précarité énergétique (aides aux travaux de rénovation à travers le programme Habiter Mieux et le Fonds d'aide à la rénovation énergétique (Fart) ;

- la lutte contre l'habitat indigne et dégradé (sécurité et salubrité) ;

- le maintien à domicile des personnes en perte d'autonomie ;

- le redressement des copropriétés en difficulté.

L'Anah est également chargée d'une mission de connaissance et d'observation du parc privé de logements.

Les aides de l'Anah sont accordées sous conditions de ressources.

L'identification des bénéficiaires potentiels résulte soit d'une démarche directe des demandeurs, soit d'un signalement par des professionnels ou des travailleurs sociaux, dont les CAF.

Les diagnostics de performance énergétique (DPE) sont systématiquement transmis à l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (ADEME) en application de l'article L. 134-4-2110(*) du code de la construction et de l'habitation (CCH), aux fins de traitement statistique transmis aux collectivités territoriales. L'Anah ne figure pas parmi les bénéficiaires des études statistiques de l'Ademe.

En l'état actuel du droit, l'Anah n'a pas d'accès direct aux DPE, ni aux consommations énergétiques des logements sauf dans le cadre du registre national des copropriétés que l'Anah gère et où elle dispose de l'étiquette énergétique.

Par ailleurs, l'Anah n'a pas d'accès direct aux données des Caisses d'allocations familiales (Caf), sauf dans le cadre des subventions versées aux propriétaires bailleurs qui conventionnent avec elle et dans le cadre des contrôles qu'elle diligente (art. L. 321-12 du CCH111(*)) ou lorsque les aides personnalisées au logement (APL) sont versées.

Le fait de ne pas disposer de ces données est, pour l'Anah, un handicap dans l'accomplissement de ses missions et pour sa pleine participation aux objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre et de la consommation des énergies fossiles dans l'habitat. L'Anah a un rôle particulier à jouer auprès des propriétaires occupants et bailleurs modestes qui ont le plus de difficultés, faute de moyens, d'informations et de savoir-faire, à entreprendre les travaux de rénovation énergétique.

II. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

Cet article a été introduit en commission par un amendement du groupe La République en Marche.

Il vise à faciliter le travail de l'Anah et le ciblage des bénéficiaires.

L'Anah pourra avoir accès :

- à toutes les données de consommation énergétique détenues par les diagnostiqueurs (DPE, audit énergétique...) ;

- aux données détenues par la Caf visant l'ensemble de ses allocataires.

Ces données permettront à l'Anah de dresser une cartographie de la précarité énergétique en croisant les données relatives aux performances énergétiques du parc privé et les ressources des ménages.

Bien que le rapporteur et le Gouvernement aient indiqué leurs réserves quant aux transferts des données personnelles détenues par les Caf et la nécessité d'amender le dispositif sur ce point, aucun amendement n'a été présenté en séance publique et l'article 3 octies a été adopté sans modification.

III. La position de la commission

La rédaction de l'article 3 octies est très générale et devrait être précisée.

La notion de « données de consommation énergétique des logements » mériterait d'être mieux définie. Est-il question du DPE, de l'audit énergétique, des données incluses dans le futur carnet numérique du logement, des données relatives à la consommation (consommation réelle sur la base de factures de fournisseurs ou consommation globale) ? Par ailleurs, sur qui pèse l'obligation de transmission ?

Il en est de même des « données détenues par la Caisse d'allocation familiale », sachant par ailleurs que d'autres organismes sont concernés, comme la Caisse centrale de la mutuelle sociale agricole (CCMSA).

Sur la proposition du rapporteur, la commission a adopté l'amendement COM-149 qui organise la transmission des DPE et des audits énergétiques à l'Anah, prévoit que l'Ademe, à qui les audits étaient déjà transmis, sera aussi destinataire des audits, et renvoie à un décret pour préciser les conditions du partage de données avec l'ensemble des organismes chargés de la liquidation et du paiement des APL.

La commission a adopté l'article 3 octies ainsi modifié.

Article 3 nonies

Rapport au Parlement sur les objectifs de rénovation énergétique

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale et amendé par la commission prévoit la remise par le Gouvernement d'un rapport annuel au Parlement sur l'atteinte des objectifs de rénovation énergétique dans l'habitat.

I. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

Cet article a été introduit en commission sur la proposition du rapporteur de la commission des affaires économiques.

Il prévoit que le Gouvernement remet chaque année au Parlement un rapport sur l'atteinte des objectifs de rénovation énergétique des logements fixés à l'article L. 100-4 du code de l'énergie, soit « disposer d'un parc immobilier dont l'ensemble des bâtiments sont rénovés en fonction des normes “bâtiment basse consommation” ou assimilées, à l'horizon 2050, en menant une politique de rénovation thermique des logements concernant majoritairement les ménages aux revenus modestes ».

Ce rapport devra préciser le nombre de logements dont la consommation est supérieure au seuil de 330 kWh/m²/an qui ont fait l'objet d'une rénovation et le volume du stock restant.

En séance publique, l'article a été adopté sans modification.

II. La position de la commission

La commission désapprouve la multiplication des rapports à remettre au Parlement. Toutefois, celui-ci fait exception.

En la matière, l'IGF et le CGEDD appelaient de leurs voeux la création d'un Observatoire de la rénovation énergétique (annexe V de leur rapport) - création qui tomberait sous le coup de l'article 40 si elle était proposée par amendement parlementaire - pour pouvoir suivre la réalité des rénovations thermiques et évaluer l'efficacité des politiques menées.

Ce rapport pointait le fait que les données disponibles ou les dispositifs existants sont aujourd'hui incomplets :

- données de l'Insee (enquête nationale logement et enquête budget de famille) ;

- Convention DHUP-Ademe-Anah-Anil-CERC ;

- Observatoire national de la précarité énergétique (ONPE) ;

- Observatoire permanent de l'amélioration énergétique du logement (OPEN) focalisé sur l'efficacité du CITE essentiellement ;

- l'enquête Performance de l'habitat, équipements, besoins et usages de l'énergie (Phébus) seulement ponctuelle, réalisée d'avril à octobre 2013.

Or, l'absence d'outils fiables sur la rénovation énergétique des logements rend à l'évidence très difficile le pilotage de l'action publique en la matière.

Sur la proposition du rapporteur, la commission a donc approuvé le principe de la remise d'un rapport annuel mais en a précisé le contenu par un amendement COM-150.

En effet, le Parlement doit pouvoir disposer des données nécessaires à l'évaluation et au suivi de l'ensemble des mesures prises dans le cadre de ce projet de loi en vue du futur projet de loi qui sera soumis au Parlement en 2023 sur la base de l'article 1er bis A, tout particulièrement en matière de « bâtiment à consommation énergétique excessive » (art. 3 bis A), de critère énergétique de décence (art. 3 bis), de révision des loyers suite à des travaux d'amélioration énergétique (art. 3 ter) ou de respect des prescriptions relatives aux DPE (art. 3 septies).

Sa date de remise est fixée au 1er juillet, au plus tard, pour que les données soient utilisables lors de l'examen du PLF.

La commission a adopté l'article 3 nonies ainsi modifié.

Article 3 decies
(article 8 de la loi n° 2017-1839 du 30 décembre 2017)

Rapport sur les pistes de modulation des garanties publiques en soutien
à l'export des énergies fossiles en fonction de leur impact environnemental

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale prévoit qu'un rapport propose des pistes de modulation des garanties octroyées par l'État aux exportations de biens et services utilisées à des fins de production d'énergies fossiles en fonction de leur impact environnemental.

I. Le droit en vigueur

L'article 8 de la loi « Hydrocarbures » du 30 décembre 2017112(*) qui organise la fin de l'exploration et de l'exploitation des hydrocarbures sur le territoire national à l'horizon 2040 prévoit la remise par le Gouvernement, au plus tard d'ici le 31 décembre 2018, d'un rapport au Parlement évaluant l'impact environnemental des hydrocarbures mis à la consommation en France « en fonction notamment de leur origine, du type de ressource et de leurs conditions d'extraction, de raffinage et de transport » et analysant les méthodes qui permettraient de différencier ces hydrocarbures, ainsi que les produits finis mis à la vente, en fonction de cet impact.

Comme indiqué dans le bilan annuel sur l'application des lois paru en mars dernier113(*), les travaux préparatoires ayant mis en évidence la difficulté à réaliser l'évaluation demandée et l'incapacité pour les opérateurs pétroliers à fournir les données requises, des discussions sont en cours avec ces derniers pour publier des informations statistiques sur la base de moyennes nationales et le Gouvernement espérait alors finaliser le rapport à l'été 2019.

II. Le texte adopté à l'Assemblée

Introduit en commission par un amendement de Mme Batho, l'article 3 decies prévoyait à l'origine d'interdire dès la promulgation de la loi toutes les subventions publiques sous forme de garanties à l'export pour des opérations liées à l'exploration, l'exploitation, le transport ou la combustion d'énergies fossiles, en citant dans l'exposé des motifs les garanties accordées par Bpifrance Assurance Export entre 2015 et 2018, que l'auteur de l'amendement évaluait à près d'1,5 milliard d'euros.

En séance publique, ce principe d'une interdiction générale et immédiate des garanties à l'export pour les énergies fossiles a été remplacé, sur proposition du Gouvernement, par une extension du champ du rapport prévu à l'article 8 de la loi « Hydrocarbures » à une réflexion sur la modulation de ces garanties en fonction de leur impact environnemental.

Dans l'exposé des motifs de son amendement, le Gouvernement a opposé deux arguments à l'idée d'une interdiction générale :

- sur la forme, le régime des garanties à l'export de l'état relève du domaine exclusif des lois des finances et ne peut donc figurer dans une loi ordinaire ;

- sur le fond, « une telle interdiction générale pour toutes les énergies fossiles ne parviendrait pas nécessairement à atteindre le but recherché de diminuer la production d'énergies fossiles tout en nuisant gravement à la compétitivité des entreprises, PME et grands groupes, notamment ceux liés directement ou indirectement au secteur des hydrocarbures et très dépendants de l'export, sans pour autant garantir un effet d'entraînement sur les principaux autres pays fournissant des soutiens financiers à l'exportation à leurs propres industries ».

En conséquence, le Gouvernement considère qu'« une réflexion de fond », qui sera l'objet du rapport, doit être menée sur une modulation de ces garanties pour mieux soutenir les filières renouvelables à l'export et étudier les impacts d'une éventuelle réduction du soutien pour les différents types d'hydrocarbures et d'opérations soutenues.

Enfin, le Gouvernement a annoncé que « l'interdiction de financement export public pour tout projet lié directement ou indirectement à la production et l'utilisation de charbon » sera inscrite dans le prochain projet de loi de finances.

II. La position de la commission

La commission adhère d'autant plus aux arguments avancés par le Gouvernement à l'encontre d'une interdiction générale des soutiens à l'export des énergies fossiles qu'elle avait souligné, pour des motifs rigoureusement identiques, toutes les limites de l'interdiction de la recherche et de l'exploitation des hydrocarbures sur le territoire national à l'horizon 2040 :

absence d'effet sur la baisse des consommations d'énergies fossiles : de la même façon que la production nationale résiduelle interdite sera remplacée par une production importée supplémentaire, les biens et services nationaux exportés qui ne seraient plus soutenus seraient remplacés par des biens et services produits par d'autres, sans répondre du reste aux mêmes standards environnementaux ;

conséquences économiques sur les entreprises du secteur, qui sont encore plus manifestes à l'export qu'au plan national pour une filière tournée à 95 % vers l'international ;

absence probable, sinon certaine, d'effet d'entraînement de « l'exemplarité française » sur le reste du monde ; pour être efficaces, de tels engagements ne peuvent être négociés et appliqués qu'aux niveaux international ou a minima européen.

Aussi la commission se réjouit-elle de ce qu'un an et demi après la loi « Hydrocarbures », le Gouvernement se range à ses arguments. La réflexion initiée devra impérativement mesurer tous les effets d'une baisse éventuelle des garanties à l'export sur les équilibres économiques de la filière, ne serait-ce que parce que nombre de ses savoir-faire, en particulier dans l'offshore, peuvent être mobilisées pour développer les énergies renouvelables.

Par ailleurs, la commission approuve le principe d'une interdiction à venir des aides à l'export pour les projets de production ou d'utilisation du charbon.

Enfin, le lien même indirect avec le texte déposé peut être admis dans la mesure où cet article prolonge, au plan international et de la même manière que l'ajout de la notion d'empreinte carbone à l'article 1er sexies, les objectifs d'atteinte de la neutralité carbone et de baisses des consommations d'énergies fossiles visés au plan national.

La commission a adopté l'article 3 decies sans modification.

Article 3 undecies A (nouveau)
(article L. 231-4 du code minier)

Possibilité d'extraire le gaz présent dans un stockage souterrain
de gaz en fin d'exploitation

Objet : cet article introduit par la commission permet au titulaire d'une concession de stockage souterrain d'une substance relevant du régime légal des mines d'extraire cette substance en fin d'exploitation du site en étant dispensé d'obtention d'un titre minier.

Introduit par un amendement COM-16 de Mme Férat, cet article 3 undecies A permet de traiter un cas très particulier, celui du site de stockage de gaz naturel de Trois-Fontaines, qui est appelé à fermer car n'entrant plus dans le périmètre des installations régulées fixé par la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE).

En autorisant l'exploitant à extraire une partie du gaz restant dans le cadre des opérations de fins d'exploitation du site, la mesure permettra de :

financer les coûts de démantèlement des installations par les recettes issues de l'extraction du gaz présent dans le stockage ;

- et surtout de substituer à du gaz importé du gaz déjà présent dans le sous-sol et moins émetteur de gaz à effet de serre.

Sur la forme, la disposition présente un lien même indirect avec le texte :

- d'une part, parce que la fermeture du site est la conséquence directe d'une mesure de régulation décidée dans le cadre de la PPE, et plus globalement que la réduction du nombre de stockage de gaz est liée à la réduction de la consommation d'énergies fossiles ;

- d'autre part, parce que cette mesure permettra de réduire les émissions de CO2 conformément aux objectifs figurant dans le texte déposé.

La commission a adopté l'article 3 undecies A ainsi rédigé.

Article 3 undecies (supprimé)
(article L. 229-25 du code de l'environnement)

Modification du bilan des émissions de gaz à effet de serre (BEGES)

Objet : cet article tend à compléter le BEGES par un « plan de transition » destiné à réduire ces dernières, et à porter de 1 500 à 50 000 € le montant de la sanction des manquements à l'établissement ou à la transmission de ce bilan.

I. Le droit en vigueur

A. Institué par la loi « Grenelle II » du 12 juillet 2010114(*), les bilans des émissions de GES (BEGES) sont un outil de quantification des émissions produites sur une année par une organisation ou sur un territoire, afin d'identifier et de mobiliser des gisements de réduction de ces émissions.

L'article L. 229-25 du code de l'environnement a rendu obligatoire l'établissement d'un tel bilan :

- aux personnes morales de droit privé employant plus de 500 personnes, ce seuil étant fixé à 250 personnes dans les régions et départements d'outre-mer (1° et 2° du I) ;

- à l'État, aux régions, aux départements, aux métropoles, aux communautés urbaines, aux communautés d'agglomération, aux communes et aux communautés de communes de plus de 50 000 habitants ainsi qu'aux autres personnes morales de droit public employant plus de 250 personnes (3° du I).

Le bilan est réalisé tous les quatre ans, dans le premier cas, et tous les trois ans, dans le second.

Il est rendu public et accompagné d'une « synthèse des actions envisagées pour réduire [les] émissions de gaz à effet de serre ».

L'article R. 229-47 du même code précise que le bilan « fournit une évaluation du volume des émissions de GES produit par les activités exercées par la personne morale sur le territoire national au cours d'une année », en distinguant les émissions directes et indirectes.

Il ajoute que la synthèse jointe au bilan présente, pour chacune de ces catégories d'émissions, « les actions que la personne morale envisage de mettre en oeuvre au cours des années courant jusqu'à l'établissement de son bilan suivant », en indiquant une estimation du volume des réductions des émissions de GES.

B. Les BEGES ont été récemment renforcés par ordonnance115(*).

En effet, le manquement à l'établissement ou à la transmission du bilan est désormais passible d'une amende administrative de 1 500 € (III de l'article L. 229-25 du code de l'environnement).

Par ailleurs, la publication du bilan est dorénavant réalisée sur une plate-forme en ligne, dont la gestion incombe à l'Agence de maîtrise de l'énergie et de l'environnement (ADEME) (II du même article et VI de l'article R. 131-3 du même code).

C. Les BEGES ne constituent pas la seule obligation applicable en matière de « comptabilité carbone ».

À titre d'illustration, les établissements publics de coopération intercommunale à fiscalité propre sont tenus d'élaborer un plan climat-air-énergie territorial (PCAET), qui comprend notamment des « objectifs stratégiques et opérationnels » ainsi qu'un « plan d'actions » en matière de lutte contre le changement climatique (article L. 229-26 du code de l'environnement).

Des liens existent entre ces différents outils puisque les collectivités territoriales et leurs groupements ayant adopté un PCAET sont dispensées de la production d'une synthèse dans le cadre du BEGES (article R229-47 du même code).

D. Cependant, le bilan de la mise en oeuvre des BEGES apparaît en demi-teinte.

Dans le cadre d'une évaluation publiée en avril 2018116(*), l'ADEME a recensé 5 160 bilans, dont 3 372 produits par des entreprises, 1 282 par des établissements publics et 506 par des collectivités territoriales.

Le taux de conformité à la réglementation s'élevait à 30 %, dont 40 % pour les entreprises, 30 % pour les établissements publics et 20 % pour les collectivités territoriales.

II. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission, les députés ont adopté un amendement identique présenté par le rapporteur pour la commission des affaires économiques ainsi que Mme Tiegna et les membres du groupe La République en Marche.

Le dispositif remplacerait la « synthèse des actions envisagées » devant être jointe au bilan des émissions de GES, mentionnée au I de l'article L. 229-25 du code de l'environnement, par un « plan de transition » rendu public et comprenant :

- des objectifs volontaires à court, moyen et long termes ;

- les actions envisagées pour atteindre ces objectifs et les moyens mis en oeuvre à cet effet ;

- une évaluation des actions précédemment mises en place et une analyse des évolutions, positives ou négatives, du bilan d'émissions de GES.

En outre, par un amendement présenté par M. Pancher et plusieurs de ses collègues, le montant de la sanction administrative visée au III du même article a été relevé de 1 500 à 50 000 €.

III. La position de la commission

La commission juge utile que les collectivités publiques et les acteurs économiques quantifient et réduisent leurs émissions de GES.

Parce qu'il contribue à l'atteinte de l'objectif de « neutralité carbone » visé à l'article 1er, le dispositif introduit par l'Assemblée nationale est en lien avec le projet de loi.

Pour autant, ce dispositif ne donne pas pleinement satisfaction.

En premier lieu, la commission constate que les « plans de transition » sont peu novateurs par rapport aux « synthèses des actions » d'ores et déjà existantes.

Certes, ces plans doivent contenir, en plus des actions, la description des objectifs, des moyens et des actions précédemment réalisées.

Cependant, le fait de préciser que ces plans sont rendus publics, comme le prévoit le dispositif, ne modifie pas substantiellement notre droit.

En effet, la synthèse fait partie des éléments devant être renseignés de manière obligatoire sur la plate-forme, les visiteurs pouvant accéder à toutes les informations, à l'exception des coordonnées de la personne en charge du suivi du BEGES en cas d'opposition de sa part117(*).

Surtout, la commission constate que l'Assemblée nationale n'a pas prévu que le PCAET tienne lieu de plan de transition, contrairement à ce qui existe actuellement pour la synthèse.

En second lieu, la commission estime que le relèvement de 1 500 à 50 000 € de la sanction administrative n'est pas opportun.

D'une part, il est malvenu de rehausser à ce point le montant de la sanction, alors que les conséquences de son introduction - et notamment son effet sur le taux de conformité règlementaire - n'a pas encore été mesurée.

C'est du reste ce qui transparaît du constat formulé en ces termes par l'ADEME, dans une évaluation récente118(*) : « il est encore trop tôt pour pouvoir analyser l'effet incitatif des dernières mesures entrées en vigueur au 1er janvier 2016 » dont « l'introduction de sanctions en cas de manquement à l'obligation de BEGES ».

D'autre part, le montant auquel serait porté la sanction n'est pas suffisamment proportionné aux manquements.

A contrario, le niveau actuel de 1 500 € correspond au montant d'une contravention de la 5ème classe en droit pénal et au coût de réalisation du bilan pour les plus petites entreprises, ce qui paraît plus raisonnable.

C'est d'ailleurs ce qui ressort du rapport au Président de la République119(*) sur l'ordonnance ayant créé cette sanction : « Il est ainsi envisagé d'établir une contravention de 5ème classe, d'un montant au plus égal à 1 500 €, sanction qui serait suffisante pour augmenter de façon significative le nombre d'assujettis répondant à l'obligation, le coût de réalisation d'un bilan pour des entreprises de petite taille étant de l'ordre de quelques milliers d'euros lorsqu'il est confié à un prestataire extérieur ».

Dans ces conditions, la commission a adopté un amendement (COM-75), présenté par Mme Élisabeth Lamure et plusieurs de ses collègues, visant à supprimer l'article 3 undecies.

La commission a supprimé l'article 3 undecies.

Article 3 duodecies (supprimé)
(articles L. 310-1-1-3 [nouveau] et L. 385-7-2 [nouveau] du code des assurances, articles L. 511-4-3 [nouveau], L. 518-15-3 [nouveau], L. 533-22-1 et L. 533-22-4 du code monétaire et financier, articles L. 114-46-3 [nouveau], L. 931-3-8 [nouveau] et L. 942-6-1 [nouveau] du code de la sécurité sociale)

Renforcement de l'obligation de publication
d'informations extra-financières applicable aux investisseurs

Objet : cet article tend à compléter le contenu des informations devant être publiées par les sociétés de gestion de portefeuille et certains investisseurs institutionnels sur les modalités de prise en compte des critères relatifs aux objectifs environnementaux, sociaux et de qualité de gouvernance (ESG) dans leurs politiques d'investissement.

I. Le droit en vigueur

A. L'article L. 533-22-1 du code monétaire et financier120(*) dispose que les sociétés de gestion de portefeuille et certains investisseurs institutionnels (sociétés d'assurance et de réassurance, mutuelles, institutions de prévoyance, caisse de retraite complémentaires, Caisse des dépôts et consignations) fournissent des informations sur les modalités de prise en compte des critères relatifs aux objectifs « environnementaux, sociaux et de qualité de gouvernement » (ESG) dans leurs politiques d'investissement.

L'article précise que, parmi les objectifs environnementaux, figure « la prise en compte de l'exposition aux risques climatiques, notamment la mesure des émissions de gaz à effet de serre associées aux actifs détenus, ainsi que la contribution au respect de l'objectif international de limitation du réchauffement climatique et à l'atteinte des objectifs de la transition énergétique et écologique ».

Afin d'apprécier l'atteinte de cette contribution, les entreprises définissent des « cibles indicatives », selon leurs activités et leurs investissements, qui doivent être « en cohérence » avec la stratégie bas-carbone. Dans l'hypothèse où ces cibles n'auraient pas été atteintes pour dernier exercice clos, elles en expliquent les raisons.

B. Les modalités de mise en oeuvre de l'article ont été précisées par décret121(*), dont le contenu a été inscrit à l'article D. 533-16-1 du même code.

Selon cet article, les sociétés doivent notamment fournir les informations suivantes au titre de la prise en compte des critères relatifs aux ESG dans leurs politiques d'investissement (2° du II) :

- la nature des critères pris en compte ;

- la méthodologie et les résultats de l'analyse mise en oeuvre sur ces critères ;

- l'intégration de ces résultats dans leurs politiques d'investissement, dont les changements effectués dans leurs politiques d'investissement ou d'engagement.

Plus spécifiquement, en ce qui concerne la contribution des entreprises au respect des objectifs de lutte contre le réchauffement climatique et de la transition énergétique et écologique, elle est appréciée à travers la description notamment (4° du III) :

- de la manière dont elles analysent la cohérence de leurs politiques d'investissement avec ces objectifs et la manière dont elles y contribuent ;

- de cibles indicatives ;

- des actions menées dans ce cadre ;

- le cas échéant, pour le dernier exercice clos, des écarts éventuels par rapport aux cibles indicatives, et les raisons qui les expliquent.

Cependant, il faut préciser que ce dispositif repose sur le principe dit « appliquer ou expliquer »122(*), ce qui signifie que les sociétés ne sont pas contraintes de publier les informations susvisées, dès lors qu'elles indiquent les raisons pour lesquelles elles ne les fournissent pas ou les fournissent partiellement (4° du II).

II. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

A. En commission, les députés ont adopté deux amendements présentés par Mme Tiegna et les membres du groupe de la République en Marche visant à compléter les obligations prévues à l'article L. 522-22-1 du code monétaire et financier.

Le dispositif inscrirait dans la loi la nécessité pour les sociétés de portefeuille de gestion et les investisseurs institutionnels de fournir des informations sur « les méthodologies d'analyse mises en oeuvre » pour parvenir au respect des objectifs de lutte contre le réchauffement climatique et d'atteinte de la transition énergétique et écologique.

Il prévoirait également que ces derniers, s'ils n'ont pas atteint les cibles indicatives fixées pour le dernier exercice clos, « transmettent aux autorités financières compétentes un plan d'actions permettant de se mettre en conformité avec les obligations du présent article ».

Enfin, il compléterait les informations requises au titre de la prise en compte d'objectifs environnementaux par celles afférentes à la contribution des sociétés à « la persévération de la biodiversité des écosystèmes et des ressources naturelles, notamment la participation à l'objectif de zéro artificialisation nette et l'utilisation d'énergies renouvelables », cette contribution devant être « en cohérence » avec la stratégie nationale pour la biodiversité.

B. En séance publique, les députés ont adopté un amendement du Gouvernement modifiant intégralement la rédaction du dispositif.

Ce dispositif introduirait de nouvelles obligations applicables aux sociétés de gestion de portefeuille et investisseurs institutionnels mais aussi aux établissements de crédit et aux sociétés d'investissement.

Tout d'abord, ces entreprises devraient inclure dans une « politique relative aux risques en matière de durabilité » une information sur les « risques associés au changement climatique » et ceux « liés à la biodiversité ».

Les informations requises seraient plus larges que celles existantes.

D'une part, s'agissant de la lutte contre le changement climatique, la contribution des sociétés serait notamment appréciée au regard du « niveau de dépenses engagées en faveur du climat ».

D'autre part, seraient également attendues des éléments sur :

- la préservation de la biodiversité et des écosystèmes, appréciée notamment au regard du « niveau de dépenses engagées en faveur de la biodiversité » et de la contribution à « l'objectif de zéro artificialisation nette », les entreprises devant établir des cibles indicatives « en cohérence » avec la stratégie nationale pour la biodiversité ;

- la préservation des ressources naturelles et la réduction de la consommation en eau, sans qu'il soit précisé d'autres éléments dans la loi.

Le principe dit « appliquer ou expliquer » serait maintenu, dans la mesure où le dispositif prévoit que « si les entités choisissent de ne pas publier certaines informations, elles en justifient les raisons ».

C'est dans leur déclaration de performance extra-financière que les entreprises devraient préciser les « informations sur la mise en oeuvre » des obligations précitées.

Complémentairement, les députés ont également adopté un amendement de Mme Batho et M. Orphelin maintenant « la mesure des émissions de gaz à effet de serre associés aux actifs contenus » parmi les informations requises au titre de la lutte contre le changement climatique.

III. La position de la commission

Si la commission souscrit à l'objectif d'orienter les politiques d'investissement des acteurs financiers vers davantage de durabilité, elle ne peut qu'exprimer une profonde réserve sur le dispositif proposé.

Sur le strict plan du droit, en effet, cet article, qui paraît inabouti, pose de trop lourdes difficultés pour être maintenu dans le projet de loi.

En premier lieu, il existe un doute sur le lien entre le dispositif et le texte : en effet, alors que l'article 45 de la Constitution dispose que tout amendement est recevable en première lecture « dès lors qu'il présente un lien, même indirect, avec le texte déposé ou transmis », certains éléments du dispositif - la préservation de la biodiversité, des écosystèmes et des ressources naturelles et la réduction de la consommation d'eau - ne figuraient pas explicitement dans le projet de loi initial. Elles n'étaient pas non plus visées par son intitulé ou son exposé des motifs.

Or, pour apprécier l'existence d'un lien, le Conseil constitutionnel se fonde sur « le contenu même du projet ou de la proposition initial », l'intitulé ou l'exposé des motifs constituant quant à eux « des indices »123(*).

En second lieu, le dispositif fait référence à un règlement européen qui n'est pas encore entré en vigueur.

Selon les informations communiquées au rapporteur par la DGEC, l'entrée en vigueur ce texte est prévue d'ici la fin de l'année 2029, et son application dans les 15 mois après cette date (soit fin 2020-début 2021).

Dès lors, les modifications proposées conduiraient à appliquer de manière anticipée un règlement n'ayant pas encore d'existence juridique, introduisant même deux références à ce texte à l'article L. 533-22-1 du code monétaire et financier (CMF).

Outre cet élément de procédure, sur le fond, le dispositif se positionnerait, tantôt en-deçà, tantôt au-delà, des exigences fixées par le projet de règlement européen124(*).

Ainsi, tel qu'il serait rédigé, l'article L. 533-22-1 du CMF :

- appliquerait les exigences européennes à l'ensemble des établissements de crédit et des sociétés de financement, alors que le projet de règlement vise leurs activités de gestion de portefeuille et de conseil en investissement (article 2 du projet de règlement) ;

- supprimerait les critères sociaux ou relatifs à la gouvernance existant, tandis que le projet de règlement définit les risques de durabilité comme « un élément ou une situation incertains dans le domaine environnemental, social ou de gouvernance » et les investissements durables comme ceux « qui contribuent à des objectifs environnementaux », « qui contribuent à des objectifs sociaux » ou encore à une « combinaison de ces catégories » (même article) ;

- introduirait des indicateurs prévus par le projet de règlement pour mesurer les investissements environnementaux - la biodiversité, les ressources naturelles et l'eau -, sans intégrer d'autres éléments pourtant eux aussi visés - l'énergie notamment de sources renouvelables, la production de déchets, l'économie circulaire (même article).

Par ailleurs, une partie du dispositif est de nature règlementaire, puisqu'il inscrirait à l'article L. 533-22-1 du CMF des éléments figurant déjà à l'article D. 533-16-1 du même code, tels que :

- la définition des risques physiques et de transition (1° du III) ;

- la description de la méthodologie d'analyse (3° du III).

Pour l'ensemble de ces raisons, la commission a adopté un amendement (COM-154), proposé par le rapporteur, tendant à supprimer le dispositif.

La commission a supprimé l'article 3 duodecies.

Article 3 terdecies (nouveau)
(articles L. 314-1 A et L. 446-1 A [nouveaux] du code de l'énergie)

Prise en compte du bilan carbone dans tous les dispositifs de soutien
à l'électricité et au gaz renouvelables

Objet : cet article introduit par la commission prévoit que l'ensemble des dispositions de soutien à l'électricité et au gaz renouvelables devront désormais intégrer le bilan carbone des projets parmi leurs critères d'éligibilité ou de notation.

Introduit par un amendement COM-155 du rapporteur, cet article 3 terdecies pose un principe général, celui d'une prise en compte du bilan carbone des projets de production d'énergies renouvelables parmi les critères d'éligibilité ou, le cas échéant, de notation de l'ensemble des dispositions de soutien public : obligation d'achat et complément de rémunération, attribués en guichet ouvert ou à l'issue d'une procédure de mise en concurrence.

Dans ce cadre, le bénéfice des aides ou le classement des projets dépendront, parmi d'autres critères, de l'évaluation de l'impact carbone des installations sur l'ensemble de leur cycle de vie, sur le modèle du critère carbone existant dans la notation des appels d'offres sur le photovoltaïque.

Un tel principe permettra :

- d'admettre au guichet ouvert ou de sélectionner dans le cadre d'un appel d'offres les projets les plus performants sur le plan des émissions de gaz à effet de serre ;

indirectement, de soutenir les filières françaises et européennes et ainsi de contribuer au développement d'une industrie verte en France et en Europe.

Sur la forme, le présent article présente un lien direct avec l'objectif d'atteindre la neutralité carbone en 2050 tel qu'il figurait dans le texte déposé et s'inscrit dans le prolongement des dispositions visant à mieux évaluer l'empreinte carbone de nos activités.

La commission a adopté l'article 3 terdecies ainsi rédigé.

Article 4
(articles L. 122-1 et L. 122-3-4 du code de l'environnement)

Réforme de l'autorité environnementale

Objet : cet article vise à distinguer l'autorité chargée d'examiner au cas par cas si un projet doit ou non faire l'objet d'une évaluation environnementale de l'autorité compétente pour émettre un avis sur cette évaluation, afin de confier ces missions à deux entités différentes.

Le présent article a fait l'objet d'une délégation au fond de votre commission à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable.

La position de la commission

Lors de sa réunion, la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable a retenu l'amendement COM-234 prévoyant que l'autorité qui sera désignée pour assurer l'examen au cas par cas des projets devra également disposer d'une autonomie fonctionnelle par rapport à l'autorité compétente pour autoriser le projet.

La commission a adopté l'article 4 ainsi modifié.

Article 4 bis A
(articles L. 121-7 et L. 314-29 du code de l'énergie)

Contrat de soutien aux énergies renouvelables électriques innovantes

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale crée un nouveau mécanisme de soutien public aux énergies renouvelables électriques innovantes.

I. Le texte adopté à l'Assemblée

Introduit en séance publique par un amendement de Mme Brunet et plusieurs de ses collègues et inspiré d'une proposition de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), cet article instaure un nouveau dispositif de soutien public aux énergies renouvelables électriques innovantes qui permet d'attribuer à des producteurs d'électricité sélectionnés après appel à projets (article L. 314-29) un soutien dont le niveau est fixé au cas par cas et peut être modifié au cours de la vie du projet par la CRE (article L. 314-31) afin d'éviter une surrémunération des producteurs.

Le dispositif, qui rappelle que la procédure d'appel à projets respecte les principes de transparence et d'égalité de traitement des candidats et prévoit que l'autorité administrative peut ne pas y donner suite (article L. 314-30), devra être précisé par un décret en Conseil d'État pris après avis de la CRE et portant à la fois sur les modalités de l'appel à projets et de la façon dont la rémunération est fixée et peut être modifiée en cours de contrat.

Selon l'exposé des motifs de l'amendement, ce nouveau cadre permettra d'éviter, pour les filières innovantes, des « surcoûts qu'engendrerait (...) le recours aux mécanismes de soutien classiques » dans la mesure où « l'absence de connaissance des coûts » et la faible pression concurrentielle rendrait difficile la fixation d'un juste niveau de rémunération des producteurs. Dès lors, un examen au cas par cas des projets, « sur la base d'une analyse partagée des coûts entre l'administration et le porteur de projet », est jugé plus efficient.

II. La position de la commission

Sur la forme, l'introduction de cet article par un amendement d'origine parlementaire était manifestement contraire à l'article 40 de la Constitution en ce qu'il aggrave les charges imputables aux missions de service public de production d'électricité qui sont, en vertu de l'article L. 121-6 du code de l'énergie, intégralement compensées par l'État. Dès lors, l'amendement aurait logiquement dû être déclaré irrecevable sans que son caractère « expérimental », à supposer même qu'il soit effectif, le dispense de respecter l'article 40.

De façon plus accessoire, le positionnement de cet article après l'article 4 relatif à l'évaluation environnementale avec laquelle il est sans rapport, plutôt que dans le chapitre consacré à la régulation de l'énergie auquel il pourrait se rattacher, étonne également.

Sur le fond néanmoins, ce nouveau mécanisme de soutien, qui s'inspire de dispositions existant déjà dans les zones non interconnectées, permettra d'accompagner l'émergence de nouvelles solutions énergétiques renouvelables et innovantes en ajustant le niveau de soutien aux besoins tout en prévenant le risque de surrémunération. Dans le cadre de l'examen en première lecture du projet de loi d'orientation des mobilités, le Sénat avait du reste préconisé les mêmes modalités d'adaptation de la rémunération au cours de la vie du projet125(*), mais sans être suivi par le Gouvernement ni par l'Assemblée nationale.

Sur la proposition du rapporteur, la commission a adopté, outre un amendement COM-158 rédactionnel :

- un amendement COM-156 remplaçant l'expression « contrat expérimental », qui laisse à penser que le contrat lui-même est établi à titre expérimental, ce qui n'est pas le cas, par la dénomination « contrat d'expérimentation » puisqu'il s'agit bien de soutenir l'expérimentation de solutions électriques renouvelables innovantes ;

- un amendement COM-157 corrigeant une erreur de référence pour le renvoi à l'exigence de rémunération raisonnable des capitaux investis, et explicitant le fait que la rémunération pourra être modifiée au cours de la vie du contrat par la Commission de régulation de l'énergie dans les limites initialement prévues au contrat.

Sur la forme, cet article 4 bis participe à l'atteinte de la neutralité carbone visée à l'article 1er du texte déposé en soutenant des énergies renouvelables innovantes tout en optimisant le coût du soutien public, ce qui permettra de faire plus à enveloppe identique.

La commission a adopté l'article 4 bis A ainsi modifié.

Article 4 bis
(article L. 512-7-2 du code de l'environnement)

Modalités de soumission des projets d'installation classée pour la protection de l'environnement à une procédure d'autorisation environnementale

Objet : cet article prévoit que l'examen par le préfet de la nécessité de soumettre un projet d'installation classée pour la protection de l'environnement (ICPE) à une procédure d'autorisation environnementale prend en compte l'ensemble des critères définis par la directive 2011/92/UE.

Le présent article a fait l'objet d'une délégation au fond de votre commission à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable.

La position de la commission

Lors de sa réunion, la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable n'a pas retenu d'amendement.

La commission a adopté l'article 4 bis sans modification.

Article 4 ter
(article L. 515-16-1 du code de l'environnement)

Implantation d'installations de production d'énergie renouvelable dans le périmètre des plans de prévention des risques technologiques

Objet : cet article permet aux préfets d'accorder des dérogations aux interdictions et prescriptions fixées par les plans de prévention des risques technologiques pour la réalisation d'installations de production d'énergie renouvelable.

Le présent article a fait l'objet d'une délégation au fond de votre commission à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable.

La position de la commission

Lors de sa réunion, la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable a retenu un amendement rédactionnel COM-236 et un amendement COM-235 prévoyant que la décision sera précédée d'un avis de la commune et de l'établissement public de coopération intercommunale sur le territoire desquels l'installation de production serait autorisée.

La commission a adopté l'article 4 ter ainsi modifié.

Article 4 quater (supprimé)
(article L. 311-13 [nouveau] du code de justice administrative)

Contentieux des énergies renouvelables en mer

Objet : cet article vise à confier au Conseil d'État la compétence pour connaître en premier et en dernier ressort des recours formés contre les décisions relatives aux installations de production d'énergie renouvelable en mer et à leurs ouvrages connexes.

Le présent article a fait l'objet d'une délégation au fond de votre commission à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable.

La position de la commission

Lors de sa réunion, la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable a retenu un amendement COM-237 supprimant l'article.

La commission a supprimé l'article 4 quater.

Article 5
(articles L. 221-1, L. 221-9 [rétabli], L. 211-13 [nouveau], L. 221-11, L. 221-12, L. 222-2, L. 222-2-1 [nouveau], L. 222-5, L. 222-10 [nouveau] du code de l'énergie et L. 561-31 du code monétaire et financier)

Lutte contre la fraude aux certificats d'économies d'énergie (CEE)

Objet : cet article comporte une série de dispositions visant à renforcer les contrôles pour réduire les cas de fraudes aux certificats d'économies d'énergie : suppression d'un cas de mise en demeure pour accélérer les procédures de contrôle, échanges d'informations entre services, contrôles des opérations d'économies d'énergie par les obligés ou par un organisme tiers après une sanction, signalement des manquements aux règles de qualification « RGE » (reconnu garant de l'environnement) et allongement du délai de saisine du ministre aux fins de sanction.

I. Le droit en vigueur

1° La mécanique des CEE

Le dispositif des CEE défini aux articles L. 221-1 et suivants du code de l'énergie impose aux vendeurs d'énergie (les « obligés »126(*)) des obligations d'économies d'énergie dont ils peuvent s'acquitter soit :

en réalisant des opérations d'économies d'énergie sur leur patrimoine ou sur celui d'autres acteurs éligibles mais non obligés127(*) : il peut s'agir d'opérations standardisées, dont le contenu est détaillé dans des fiches définies par arrêté128(*), ou d'opérations spécifiques ;

en incitant les consommateurs (par l'attribution de primes notamment) à investir dans ces mêmes opérations d'économies d'énergie ;

en faisant appel au marché pour y acheter des CEE à d'autres acteurs ayant mené de telles actions, en particulier les éligibles non obligés ;

- ou encore en contribuant financièrement à des programmes d'accompagnement (information, formation et innovation) en faveur de la maîtrise de la demande énergétique, validés par l'administration.

Les obligés peuvent choisir de déléguer, en tout ou partie, leurs obligations à une structure tierce, le délégataire, qui devient alors obligé à la place du délégant et a les mêmes droits et obligations qu'un obligé.

Si les obligés ne remplissent pas leurs obligations, ils doivent acquitter en fin de période `une pénalité d'un montant de 0,015 euros par kWh d'obligation non réalisée pour la quatrième période, soit 15 euros par MWh cumac129(*).

Au vu des sommes mobilisées (cf. infra), les CEE sont de loin le premier instrument de la politique de maîtrise de la demande d'énergie, devant le crédit d'impôt pour la transition énergétique (1 milliard d'euros estimés en 2019).

2° Des volumes croissants d'obligations à réaliser et des tensions sur le marché des CEE qui se répercutent sur la facture des consommateurs

Le volume des obligations à réaliser est fixé par décret sur la base d'un objectif pluriannuel - établi sur trois ans pour les dernières périodes) - et réparti entre les obligés au prorata de leurs volumes de ventes.

Depuis sa création en 2006, cet objectif est allé croissant, avec un quasi-doublement entre chaque période à partir de 2015 :

- 501 TWh cumac sur les deux premières périodes (2006-2009 : 54 TWh et 2011-2014 : 447 TWh) ;

700 TWh cumac sur la troisième période 2015-2017, auquel s'est ajoutée, en cours de période, une obligation spécifique à réaliser au bénéfice de ménages en situation de précarité énergétique (« CEE précarité »), avec un objectif de 150 TWh cumac sur 2016-2017 ;

- et 1 600 TWh cumac pour la quatrième période 2018-2020, dont 400 TWh de CEE précarité.

Selon la plupart sinon tous les acteurs concernés, ce dernier objectif paraît difficilement atteignable au rythme actuel de production des CEE et conduit à une montée des tensions sur le marché, avec un doublement des prix entre 2017 et 2018 pour atteindre, sur le marché spot le plus représentatif de ces tensions, près de 9 euros du MWh cumac pour les CEE classiques130(*).

À ce niveau de prix, le dispositif des CEE représente entre 3 et 4 milliards d'euros par an, soit entre 9 et 12 milliards d'euros sur la période 2018-2020, qui sont directement répercutés sur la facture énergétique des consommateurs131(*). D'ores et déjà, entre 3 % et 4 % des dépenses énergétiques des Français financent les CEE132(*). Dans le prix des carburants, les CEE sont ainsi passés de moins d'un centime d'euro par litre en 2015 à 5,5 centimes par litre en janvier 2019133(*) et dans les tarifs réglementés, la part imputable aux CEE est passée en moyenne, pour l'électricité, de 1 % en 2016 à 3 % en 2019 et, pour le gaz, de 2 % à 4 %134(*), voire pourrait encore augmenter respectivement à 4 % et 6 % dans les prochains mois.

En pratique, les CEE présentent donc tous les effets d'une taxe, puisque l'obligation imposée par les pouvoirs publics se traduit par un renchérissement du prix des énergies, mais sans la transparence pour les consommateurs et le contrôle du Parlement qu'un tel mécanisme, a fortiori au vu des montants en cause, devrait impliquer.

Pour « détendre un dispositif en pleine surchauffe » et « diminuer son poids dans la facture des consommateurs finals », quatre associations de consommateurs et six organisations professionnelles de l'énergie ont demandé en février dernier au Gouvernement de prolonger d'un an la quatrième période à iso-obligation.

En réponse, le Gouvernement a décidé de prolonger d'un an la quatrième période, jusqu'en 2021 mais en augmentant le volume d'obligations à réaliser de 1 600 à 2 133 TWh cumac, dont 1 400 TWh de CEE « classiques » et 733 TWh de CEE précarité, ce qui ne devrait pas apaiser la tension sur le marché.

3° Un marché propice au développement des pratiques frauduleuses

Faisant intervenir des acteurs multiples - obligés, éligibles, délégataires, artisans - et fonctionnant notamment sur la base d'échanges de gré à gré, le dispositif des CEE est d'autant plus propice au développement de pratiques frauduleuses que la tension sur le marché est importante et le gain potentiel d'une opération frauduleuse élevé. Comme noté par le Conseil d'État dans son avis sur le projet de loi, « la très forte augmentation des obligations d'économies d'énergie (...) ainsi que l'augmentation très importante de la valeur des certificats, sont de nature à favoriser le développement de fraudes de divers types ».

Même si des contrôles sont effectués par le pôle national des CEE, le PNCEE - dont les effectifs se limitent toutefois à une douzaine d'agents
- pour vérifier l'éligibilité des opérations donnant lieu à la délivrance de CEE et que des sanctions peuvent être prononcées en cas de manquement, l'étude d'impact note que « le dispositif des CEE fait face à l'agissement de sociétés utilisant des moyens frauduleux pour se voir attribuer des CEE qui peuvent ensuite être revendus, avec le blanchiment de sommes issues d'activités délictuelles et l'évasion de profits à l'étranger ». Ces fraudes, consistant principalement à surévaluer ou à ne pas réaliser les travaux déclarés et qui peuvent « représenter des montants significatifs », ont pu être facilitées par la simplification des procédures de déclaration135(*) et sont souvent dissimulées par « la multiplication des partenariats et contrats de sous-traitance ».

Au-delà de ces pratiques délictuelles, se pose aussi la question de la qualité des travaux réalisés qui, bien que faisant intervenir obligatoirement des artisans « reconnus garants de l'environnement » (RGE)136(*), n'est pas toujours au rendez-vous, voire celle de l'évaluation du retour sur investissement des opérations réalisées lorsqu'on rapporte les économies réalisées à l'investissement consenti, coût financé par la collectivité via les CEE compris.

II. Le projet de loi initial

Dans la version du texte déposé à l'Assemblée nationale, l'article 5 prévoyait la mise en place de deux nouveaux outils de lutte contre la fraude aux CEE :

une accélération des procédures de contrôle, en réservant l'obligation de mise en demeure préalable au prononcé des sanctions prévues à l'article L. 222-2 du code de l'énergie aux seuls manquements à des obligations déclaratives, ce qui permettra aux personnes contrôlées de régulariser leur situation en cas de déclaration incomplète mais ne ralentira plus inutilement137(*) le prononcé des sanctions dans les autres cas ;

des échanges d'informations entre les services, en permettant aux agents du PNCEE d'échanger tous documents et renseignements obtenus dans le cadre de leur missions avec les services fiscaux, des douanes et de la répression des fraudes, par le biais d'un nouvel article L. 222-10 introduit dans le cadre de l'énergie, ainsi qu'avec la cellule de renseignements financiers nationale, « Tracfin », en complétant la liste des personnes visées à l'article L. 561-31 du code monétaire et financier à qui Tracfin peut transmettre des informations.

Dans la version transmise au Conseil d'État figurait également la possibilité d'imposer à une personne sanctionnée un contrôle réalisé par un organisme tiers et portant sur d'autres opérations, passées ou futures, que celles pour lesquelles elle a été sanctionnée mais ce dispositif a été écarté par le Conseil à raison de sa grande imprécision.

III. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission, les députés ont adopté plusieurs amendements du rapporteur pour renforcer les outils de lutte contre la fraude.

· À l'article L. 221-9, un mécanisme de contrôle préalable au dépôt des demandes de CEE est créé : ce contrôle, qui ne portera que sur un échantillon d'opérations sélectionnées de façon aléatoire parmi une liste d'opérations qui sera fixée par arrêté, devra être réalisé aux frais du demandeur, par lui-même ou par l'organisme accrédité de son choix. Il fera l'objet, pour chaque opération contrôlée, d'un rapport attestant la réalité des économies d'énergie et le respect des exigences réglementaires et sera « tenu à la disposition » du PNCEE. Les conditions de ce contrôle, notamment le référentiel d'accréditation des organismes de contrôle et les pourcentages d'opérations devant donner lieu à contrôle téléphonique ou sur site, qui pourront varier selon les types d'opérations, seront précisées par arrêté.

· À l'article L. 222-2-1, la possibilité d'imposer à une personne sanctionnée, à ses frais et par l'organisme accrédité de son choix, un contrôle sur d'autres opérations, qui figurait dans le texte transmis au Conseil d'État, est réintroduite avec les précisions suivantes :

- le contrôle à l'origine de la sanction initiale doit avoir mis en évidence un taux de manquement supérieur à 10 % du volume de CEE contrôlés ;

- les « vérifications supplémentaires » portent sur les opérations « susceptibles d'être concernées par des manquements de même nature que ceux ayant conduit à la sanction prononcée » ;

- la décision du ministre de faire procéder à ces vérifications supplémentaires précise le délai dans lequel elles doivent être faites, les opérations concernées - qui ont fait l'objet de demandes de CEE dans les deux ans précédant ou dans l'année suivant la décision du ministre - les éléments sur lesquels elles portent, leurs modalités d'exercice - sur pièces ou sur place - et le cas échéant la méthode d'échantillonnage à appliquer ;

- l'obligation pour l'intéressé de mettre à disposition sans délai les informations et documents nécessaires aux vérifications, sous peine de sanction si le délai de mise à disposition excède un mois ;

- la réalisation d'un rapport par l'organisme vérificateur sur la base duquel le ministre peut prononcer des sanctions si le rapport lui permet d'établir l'existence de manquements, ou qui est joint à toute demande postérieure de CEE portant sur des opérations concernées par les vérifications.

· À l'article L. 221-13, il est prévu que tout obligé, éligible ou délégataire est tenu de signaler sans délai aux organismes délivrant la qualification RGE tout manquement constaté et manifeste aux règles de qualification afin que ces organismes puissent mener les investigations pouvant aboutir, le cas échéant, au retrait de la qualification de l'entreprise concernée.

· De même, à l'article L. 222-10, est ajoutée la possibilité pour le PNCEE de communiquer toute non-conformité manifeste aux organismes certificateurs des artisans RGE.

En séance publique, outre un amendement rédactionnel du rapporteur, deux amendements de Mme Lardet et plusieurs de ses collègues ont été adoptés :

- le premier prévoit, à l'article L. 221-11, que le nombre de CEE délivrés par secteur d'activité et par opération standardisée d'économies d'énergie est publié tous les six mois, au lieu d'une fois par an ;

- le second augmente le plafond des sanctions prévues à l'article L. 222-2, en le portant de 2 % à 4 % du chiffre d'affaires et de 4 % à 6 % en cas de nouveau manquement à la même obligation.

IV. La position de la commission

Alors que le texte initial modifiait à la marge le droit existant et ne traitait que très partiellement le sujet, les dispositions ajoutées à l'Assemblée renforcent substantiellement l'arsenal des mesures de lutte contre la fraude aux CEE : obligation de contrôles préalables au dépôt par l'intéressé ou par un organisme d'inspection accrédité, imposition de vérifications supplémentaires en cas de première sanction pouvant porter sur trois années d'opérations, obligation de signalement de tout manquement manifeste aux certifications d'un professionnel RGE, échange d'informations entre administrations, aggravation des sanctions en cas de manquement et transparence accrue sur les volumes délivrés, ainsi qu'à l'article 5 bis, sur les prix, avec un encadrement de la durée de validité des CEE pour limiter la spéculation.

Pour améliorer durablement le système, deux leviers doivent être mobilisés. Le premier, qui relève d'une loi de finances, concerne les moyens humains et budgétaires du PNCEE, qu'il faudra sans doute encore conforter. Si les effectifs ont été augmentés cette année de cinq personnes et les moyens d'1 million d'euros en 2019 pour financer des opérations de contrôle par des tiers, le dimensionnement du service - 21 personnes désormais - est sans doute encore insuffisant au regard de la croissance des volumes de dossiers à contrôler et des sommes en cause.

Le deuxième levier concerne le volume lui-même des obligations à réaliser sur chaque période ainsi que ses modalités de fixation, à la fois en termes d'objectivation des gisements et de contrôle démocratique. Compte tenu des effets massifs, tant en termes de travaux réalisés que de prélèvements sur les consommateurs, il n'est plus admissible que ce volume soit fixé, discrétionnairement et sans évaluation publique préalable, par le pouvoir réglementaire.

Sur la proposition du rapporteur, la commission a donc adopté, outre huit amendements rédactionnels COM-160, COM-161, COM-162, COM-166, COM-167, COM-169, COM-171 et COM-172 :

- en coordination avec l'article 1er bis A, un amendement COM-159 pour prévoir que les volumes d'économies d'énergie seront fixés par la loi, par période de cinq ans dans le cadre de la quasi « loi de programmation » ajoutée à l'Assemblée nationale, et que cette fixation sera précédée d'une évaluation préalable et publique du gisement d'économies d'énergie pouvant être atteint à des coûts raisonnables et proportionnés à l'objectif poursuivi, réalisée par l'Ademe. Ce mécanisme permettra à la fois de légitimer et d'optimiser l'effort collectif en faveur des économies d'énergie et notamment d'éviter, par la tension excessive qui serait créée sur le marché des CEE, une augmentation artificielle du prix des CEE, répercutée sur les ménages, qui serait sans lien avec les gains obtenus grâce aux économies d'énergie réalisées ;

- un amendement COM-163 prévoyant la majoration des pourcentages d'opérations contrôlées lorsqu'elles donnent lieu à bonification du volume des CEE attribuées - comme dans le cadre des opérations « coups de pouce » pour le remplacement d'une chaudière ou pour des travaux d'isolation ;

- un amendement COM-164 réintroduisant au sein de l'article 5 deux dispositions figurant à l'article 5 bis qui participent du même objectif de lutte contre les fraudes : renforcement de la transparence sur le prix des CEE acquis ou vendus et limitation de leur durée de validité, telle que modifiée par l'amendement, jusqu'à la fin de la période suivant celle au cours de laquelle les CEE ont été délivrés ;

- un amendement COM-165 prévoyant, d'une part, que l'absence de signalement par les obligés, éligibles ou délégataires d'un manquement potentiel dont elles auraient connaissance est passible des sanctions prévues à l'article L. 222-2 du code de l'énergie (sanctions pécuniaires, impossibilité d'obtenir des CEE, annulation de CEE obtenus, suspension ou rejet de demandes de CEE) et obligeant, d'autre part, les organismes certificateurs à qui un manquement potentiel a été signalé par les obligés, éligibles, délégataires ou fonctionnaires et agents du PNCEE à examiner sans délai tout signalement et à mener le cas échéant des investigations complémentaires pouvant aboutir à la suspension ou au retrait de la certification délivrée à l'entreprise pour laquelle ces manquements ont été constatés ;

- un amendement COM-170 permettant au ministre de prononcer des sanctions au cas où des vérifications supplémentaires lui permettraient d'établir l'existence de manquements dans le cadre des opérations faisant l'objet d'une demande de CEE dans l'année suivant la réalisation des opérations pour lesquelles une sanction a déjà été prononcée.

La commission a adopté l'article 5 ainsi modifié.

Article 5 bis
(articles L. 221-7-1 [nouveau] et L. 221-8 du code de l'énergie)

Articulation des certificats d'économies d'énergie (CEE) avec la réduction des émissions de gaz à effet de serre

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale et amendé par la commission prévoit l'impossibilité de délivrer des CEE pour des actions conduisant à augmenter les émissions de gaz à effet de serre et leur bonification possible en cas d'émissions évitées.

I. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

Introduit en commission par un amendement du rapporteur, cet article 5 bis traite trois sujets distincts :

- une meilleure articulation entre l'objectif d'économies d'énergie des CEE et celui d'une baisse des émissions de gaz à effet de serre qui se recoupent très largement sauf dans « quelques cas marginaux », selon l'exposé des motifs de l'amendement, où les émissions peuvent augmenter. Pour les éviter, l'impossibilité de délivrer des CEE pour de telles opérations est affirmée au sein d'un nouvel article L. 221-7-1 du code de l'énergie ; il est aussi prévu, à l'article L. 221-8, que les CEE pourront être bonifiés en fonction des émissions de gaz à effet de serre évitées ;

une transparence accrue du prix moyen des CEE, en prévoyant une fréquence mensuelle de la publication prévue à l'article L. 221-11 ;

- enfin, la lutte contre « de possibles phénomènes de thésaurisation ou de spéculation », en limitant la durée de validité des CEE à six ans, là où l'article L. 221-12 prévoyait jusqu'à présent un minimum de cinq ans.

En séance publique, le dispositif n'a pas été modifié.

II. La position de la commission

Sur le principe, la précision apportée sur les émissions de gaz à effet de serre semble bienvenue mais il conviendra de vérifier qu'elle n'a pas d'effet de bord indésirable.

Par un amendement COM-173 du rapporteur, la commission a simplement supprimé les dispositions relatives à la transparence sur les prix des CEE ainsi qu'à leur durée de validité pour les réintroduite à l'article 5 avec lequel elles sont en lien direct.

La commission a adopté l'article 5 bis ainsi modifié.

Article 6

Habilitation du Gouvernement à légiférer pour prendre toutes mesures relevant de la loi nécessaires à la transposition de directives et à l'adaptation du droit, ou à l'entrée en vigueur de règlements

Objet : cet article tend à autoriser le Gouvernement à légiférer par ordonnance dans le but de permettre l'application en droit interne du paquet « Une énergie propre pour tous les Européens ».

I. Le droit en vigueur

A. En 2016, la Commission européenne a présenté une série de règlements et de directives sur le marché de l'énergie intitulée « Une énergie propre pour tous les Européens » - ou « Paquet d'hiver » -, dans le but notamment de réorganiser le marché de l'électricité, de promouvoir les énergies renouvelables et de renforcer la performance énergétique.

Le « Paquet d'hiver » vise à permettre à l'Union européenne d'atteindre les objectifs fixés par l'Accord de Paris du 12 décembre 2015
- auquel elle est partie - ainsi que par son « Cadre pour l'énergie et le climat à l'horizon 2030 » du 24 octobre 2014138(*), qui consiste notamment en la réduction d'au moins 40 % de ses émissions de gaz à effet de serre (GES) et l'augmentation d'au moins 27 % de la part des énergies renouvelables et de l'efficacité énergétique139(*).

B. Ce « Paquet d'hiver » contient les directives suivantes.

· Directive du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables140(*) :

Cette directive assigne aux États membres un objectif de production d'énergie à partir de sources renouvelables dans la consommation finale brute de l'Union européenne de 32 % en 2030 (article 3), ainsi que des objectifs d'intégration de ce type d'énergie dans le chauffage, le refroidissement et les transports (articles 23 et 25).

En outre, elle les autorise à instituer un régime d'aide pour l'électricité produite à partir de sources renouvelables (article 4), de même que des projets ou des régimes d'aides communs entre États membres (Articles 9 et 13).

Cette directive fixe également des règles visant à simplifier les procédures administratives sur les énergies renouvelables, avec notamment l'institution d'un « point de contact » pour l'octroi des permis, de procédures pour le raccordement au réseau électrique ou l'intégration au réseau de gaz et d'un dispositif de garantie d'origine (articles 16, 17, 19 et 20).

Dans le même ordre d'idées, elle définit des critères de durabilité et de réduction des émissions de GES pour les biocarburants, les bioliquides et les combustibles issus de la biomasse (article 29).

Enfin, la directive reconnaît aux consommateurs « le droit de devenir des autoconsommateurs d'énergie renouvelables », à titre individuel ou collectif, et de « participer à une communauté d'énergie renouvelable » (articles 21 et 22).

L'échéance de transposition de cette directive est le 30 juin 2021.

· Directive du 11 décembre 2018 modifiant une directive sur l'efficacité énergétique141(*) :

Cette directive fixe un objectif d'amélioration de l'efficacité énergétique de 20 % en 2020 et d'au moins 32,5 % en 2030 à l'échelle de l'Union européenne, chaque État membre devant fixer une contribution indicative nationale (article 1er).

La directive établit également un objectif cumulé d'économies d'énergie de 1,5 % sur les ventes142(*) et de 0,8 %143(*) sur la consommation144(*) annuelle, chaque État membre devant décrire les actions à réaliser dans des plans nationaux intégrés en matière d'énergie et de climat.

Enfin, la directive comprend des dispositions sur la comptabilité de la consommation d'énergie, les compteurs et les répartiteurs de frais de chauffage devant être « lisibles à distance » d'ici 2020.

Sa transposition doit intervenir au plus tard le 25 juin ou le 25 octobre 2020, selon les dispositions visées.

· Directive du 30 mai 2018 modifiant des directives sur la performance énergétique des bâtiments et l'efficacité énergétique145(*) :

Selon cette directive, les États membres doivent établir « une stratégie de rénovation de long terme pour la rénovation de bâtiments résidentiels et non résidentiels, tant publics que privés, en vue de la constitution d'un parc immobilier à haute efficacité énergétique et décarboné d'ici 2050 » (article 1er).

Complémentairement, une « feuille de route », intégrant des mesures et des indicateurs pour 2030, 2040 et 2050, doit être mise en place.

La directive prévoit également que les États membres prennent des mesures pour garantir que les bâtiments neufs respectent des « exigences minimales en matière de performance énergétique ».

En outre, ce texte comporte des dispositions portant sur la mise en place de bornes de recharge électriques dans les bâtiments, ainsi que des inspections régulières146(*) voire des contrôles automatisés147(*) des systèmes de chauffage et de ventilation d'ici 2025.

La date limite de transposition de la directive est le 10 mars 2020.

· Directive du 5 juin 2019 concernant les règles communes pour le marché intérieur de l'électricité148(*) :

La directive prévoit que les États membres veillent à ce que les consommateurs aient le droit notamment :

- de se procurer de l'électricité auprès du fournisseur de leur choix (articles 4 et 10) et de changer de fournisseur dans un délai maximal de 3 semaines149(*), et de 24 heures d'ici 2026 (article 12) ;

- de conclure un contrat d'électricité à « tarification dynamique » (article 11), d'agir en tant que « client actif »150(*) (article 15) et de disposer d'un compteur intelligent (article 21) ;

- de disposer d'un « service universel »151(*) (article 27), d'informations sur leurs factures « qui facilitent la comparaison » (article 18), de « guichets uniques » d'information sur les droits (article 25) et de mécanismes extrajudiciaires de règlement des différends152(*) (article 26).

La directive évoque également la protection des consommateurs, notamment des « clients vulnérables », cette notion étant définie librement par les États membres au regard de critères tels que « les niveaux de revenus, la part des dépenses d'énergie dans le revenu disponible, l'efficacité énergétique des logements, la forte dépendance à l'égard d'équipements électriques pour des raisons de santé, l'âge ou d'autres critères » (article 28).

Autre point notable, la directive prévoit que les États membres établissent un cadre règlementaire favorable aux « communautés énergétiques citoyennes » (article 16).

La transposition de la majeure partie des dispositions de la directive doit intervenir avant le 1er janvier 2021.

C. Le « Paquet d'hiver » contient également les règlements ci-après.

· Règlement du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l'union de l'énergie et l'action pour le climat153(*) :

Le règlement impose aux États membres d'instituer plusieurs outils de pilotage dans les domaines de l'énergie et climat :

- un plan national intégré en matière d'énergie et de climat, fixant des objectifs en termes de décarbonisation, d'énergies renouvelables, d'efficacité énergétique, de sécurité d'approvisionnement, de marché intérieur de l'énergie ainsi que de recherche, d'innovation et de compétitivité (articles 3 et 4) ;

- une stratégie à long terme - sur au moins trente ans - de réduction des émissions de GES (article 15) ;

- un système d'inventaire national pour estimer les émissions anthropiques par les sources et les absorptions par les puits des gaz à effet de serre (article 37).

Le règlement prévoit également que les États membres coopèrent les uns avec les autres et, le cas échéant, avec des pays tiers, pour l'élaboration et la mise en oeuvre des plans précités (article 12).

Afin de garantir l'atteinte effective de leurs engagements, ils doivent produire un rapport d'avancement bisannuel ainsi que de communications annuelles (articles 17, 26 et 27).

En cas d'incohérence, de manque d'ambition des plans ou de progrès insuffisants, la Commission européenne peut leur adresser des recommandations (articles 30, 31 et 32).

Enfin, à l'échelle de l'Union européenne, le règlement prévoit l'institution d'une stratégie à long terme, d'un système d'inventaire et d'un mécanisme de financement des énergies renouvelables (articles 15, 33 et 37).

Certaines dispositions du règlement s'appliquent au 1er janvier 2021.

· Règlement du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l'électricité154(*) :

Le règlement assujettit les États membres à la désignation d'une autorité compétente en matière de prévention des crises électriques et de leur gestion (article 3).

Cette autorité est chargée de l'évaluation des risques pour la sécurité des approvisionnements en électricité (article 4) et de l'identification des scenarios nationaux de crises électriques les plus pertinents (article 7).

Sur la base de ces scenarios, elle établit un plan de préparation aux risques, définissant toutes les mesures nationales envisagées ou prises pour prévenir ou atténuer les crises électriques (article 10).

En cas d'« informations concrètes, sérieuses et fiables » sur la survenance possible d'une crise électrique, l'autorité compétente émet une alerte précoce à l'attention de la Commission européenne et d'autres autorités compétentes. En cas de crise électrique, elle la déclare et en informe les mêmes institutions (article 14), un rapport étant établi dans les trois mois (article 17).

Par ailleurs, le règlement prévoit que les États membres agissent et coopèrent dans un esprit de solidarité en vue de prévenir et de gérer les crises de l'électricité, en se prêtant mutuellement assistance (article 15).

Le règlement est applicable.

· Règlement du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l'électricité155(*) :

Le règlement détermine les principes généraux applicables aux marchés de l'électricité : la formation libre des prix ; le développement d'une production flexible, durable et sobre ; la participation des consommateurs aux marchés ; la décarbonation du système électrique ; des incitations pour l'investissement en faveur de la production, et notamment d'un système électrique décarboné ; la suppression des obstacles aux flux transfrontaliers d'électricité et la coopération régionale ; un droit d'accès aux réseaux de transport et de distribution (article 3).

Il dispose également que la Commission soutient, par tous les moyens, les États membres qui mettent en place une stratégie nationale visant à réduire les capacités d'extraction et la production d'énergies à partir de sources fossiles, y compris sur le plan de ses répercussions sociales et économiques (article 4).

Plus spécifiquement, le règlement introduit des dispositions relatives à la régulation des réseaux de transport et de distribution.

D'une part, il impartit aux États membres la nécessité de prendre toutes les mesures pour remédier aux congestions et de contrôler l'adéquation des ressources sur leur territoire, le cas échéant en élaborant des plans (articles 14, 15 et 20).

D'autre part, le règlement prévoit la création de deux mécanismes de régulation à l'échelle européenne - un Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport pour l'électricité (REGRT) et une Entité européenne pour les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) -, destinés à permettre aux gestionnaires de réseau de coopérer dans de but de promouvoir une gestion optimale et une exploitation coordonnée des réseaux (articles 28 et 52).

Sous certaines réserves, la date d'application du règlement est le 1er janvier 2020.

II. Le projet de loi initial du Gouvernement

A. Le I de l'article 6 vise à autoriser le Gouvernement à prendre par ordonnances toutes mesures relevant du domaine de la loi nécessaires à la transposition des quatre directives du « Paquet hiver » :

- directive 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 (refonte) ;

- directive 2018/2002 du Parlement Européen et du Conseil du 11 décembre 2018 modifiant la directive 2012/27/UE relative à l'efficacité énergétique ;

- directive 2018/844 du Parlement Européen et du Conseil du 30 mai 2018, modifiant la directive 2010/31/UE sur la performance énergétique des bâtiments et la directive 2012/27/UE relative à l'efficacité énergétique ;

- directive 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant les règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et modifiant la directive 2012/27/UE.

B. Le II du même article tend à autoriser le Gouvernement à prendre, par ordonnances, toutes mesures relevant du domaine de la loi rendues nécessaires par l'entrée en vigueur des trois règlements du « Paquet d'hiver » :

- Règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l'union de l'énergie et de l'action pour le climat, modifiant les règlements (CE) n663/2009 et (CE) n715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) n525/2013 du Parlement européen et du Conseil ;

- Règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2009 sur la préparation aux risques dans le secteur de l'électricité et abrogeant la directive 2003/89/CE.

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

C. Dans l'étude d'impact annexée au projet de loi figurent quelques éléments sur les modifications induites par la transposition ou l'entrée en vigueur des textes précités.

En ce qui concerne la transposition des directives, le Gouvernement a indiqué qu'il sera nécessaire de prévoir des dispositions sur :

- la simplification et la fluidification du marché de détail ;

- la mise en place des « communautés d'énergie renouvelable » et des « communautés énergétiques citoyennes » ;

- le périmètre de l'autoconsommation collective ;

- les missions des gestionnaires de réseaux156(*) et de la CRE ;

- les dispositions relatives à l'intégration des énergies renouvelables dans les réseaux de chaleur et de froid, aux contrôles applicables aux systèmes de chauffage et de ventilation, à la facturation de la chaleur, du froid et de l'eau chaude sanitaire, et aux critères de durabilité de la biomasse.

S'agissant de l'application des règlements, il estime nécessaire de modifier les dispositions législatives pour introduire des critères liés à la performance environnementale dans le mécanisme d'obligation de capacité et de définir l'autorité compétente en matière de prévention des crises électriques et leur gestion.

D. Dans son avis sur le projet de loi du 25 avril 2019157(*), le Conseil d'État a indiqué que « ces habilitations ne soulèvent pas de difficulté juridique ».

III. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission puis en séance publique, les députés ont adopté sept amendements rédactionnels à l'initiative du rapporteur pour la commission des affaires économiques.

IV. La position de la commission

La commission partage l'objectif de transposition du « Paquet d'hiver », tout en regrettant que cette transposition intervienne par la voie d'une habilitation à légiférer par ordonnance, d'autant que les projets de modifications législatives envisagées par le Gouvernement ne sont évoqués que de manière très parcellaire dans l'étude d'impact.

À l'initiative du rapporteur, elle a adopté un amendement (COM-174) précisant, au 3° du II de l'article 6, l'intitulé158(*) du dernier règlement européen entrant dans le champ de l'ordonnance.

La commission a adopté l'article 6 ainsi modifié.

Article 6 bis A
(articles L. 211-3-2 [nouveau] et L. 315-1 à L. 315-7 du code de l'énergie)

Modification de dispositions relatives à l'autoconsommation et introduction de la notion de « communautés d'énergie renouvelable »

Objet : cet article a pour objet de modifier les dispositions relatives à l'autoconsommation et d'introduire la notion de « communautés d'énergie renouvelable », conformément à certaines dispositions du Paquet « Une Énergie pour tous les Européens ».

I. Le droit en vigueur

A. L'autoconsommation, qui consiste en la production d'électricité pour son propre compte, à titre individuel ou collectif, a été introduite par une ordonnance du 24 février 2017 ratifiée159(*) en application de la loi « Transition énergétique » du 17 août 2015.

L'article L. 315-1 du code de l'énergie définit l'autoconsommation individuelle comme « le fait pour un producteur [...] de consommer lui-même sur un même site tout ou partie de l'électricité produite par son installation », cette consommation intervenant instantanément ou après stockage.

Pour ce qui est de l'autoconsommation collective, elle désigne la situation dans laquelle « la fourniture d'électricité est effectuée entre un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs consommateurs finals liés entre eux au sein d'une personne morale et dont les points de soutirage et d'injection sont situés sur le réseau basse tension et respectent les critères, notamment de proximité géographique » (article L. 315-2 du même code).

B. Le « Paquet d'hiver » comporte plusieurs dispositions relatives à l'autoconsommation, que les États membres sont tenus de transposer.

Selon la directive du 11 décembre 2018160(*), les États membres doivent garantir aux consommateurs « le droit de devenir autoconsommateurs d'énergies renouvelables »161(*) (article 21) et veiller à ce qu'ils puissent participer à une « communauté d'énergie renouvelable »162(*) (article 22).

Aux termes de la directive du 5 juin 2019163(*), ils doivent aussi établir un cadre favorable aux « communautés énergétiques citoyennes »164(*) (article 16).

II. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En séance publique, les députés ont adopté un amendement présenté par le rapporteur pour la commission des affaires économiques165(*) transposant certains éléments issus de la directive du 11 décembre 2018.

Cet amendement apporterait les modifications suivantes :

- il introduirait la notion de « communautés d'énergie renouvelable », en créant un article L. 211-3-2 dans le code de l'énergie ;

- il permettrait que l'installation d'autoconsommation puisse être détenue ou gérée par un tiers ;

- il prévoirait que la Commission de régulation de l'énergie (CRE) détermine un tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution de l'électricité (TURPE) spécifique aux « communautés énergétiques citoyennes » ;

- il requerrait des gestionnaires des réseaux publics de distribution une coopération avec les « communautés d'énergie renouvelable », en vue de faciliter les transferts d'énergie, et préciserait que ces communautés ne peuvent ni détenir ni exploiter le réseau.

Par ailleurs, l'un des sous-amendements adoptés à l'initiative du Gouvernement a, quant à lui, institué la possibilité que certaines opérations d'autoconsommation collective puissent être étendues.

III. La position de la commission

Si la commission est naturellement attachée à la transposition du droit européen, elle estime nécessaire de ne pas aller au-delà des exigences qui en découlent, a fortiori sur une thématique aussi sensible que celle de « l'autoconsommation ».

En effet, en l'absence d'un encadrement approprié, cette nouvelle forme de production et de consommation d'énergie est susceptible de déstabiliser notre modèle de « péréquation tarifaire », dont on a déjà indiqué qu'il constitue un principe de solidarité nationale essentiel.

L'article 6 bis A, qui concourt à transposer le « Paquet d'hiver », présente un lien manifeste avec le projet de texte initial.

Par ailleurs, il emporterait des modifications logiques au regard du contenu de la directive du 11 décembre 2018 ; il en va ainsi de l'introduction en droit interne de :

- la limitation du périmètre de l'opération d'autoconsommation collective aux personnes situées « dans le même bâtiment, y compris les immeubles résidentiels » (4 de l'article 21) ;

- la faculté que l'opération d'autoconsommation soit « gérée par un tiers » en ce qui concerne l'installation et la gestion, ce tiers demeurant soumis aux instructions de l'autoconsommateur sans en être un (5 du même article).

- la notion de « communautés d'énergie renouvelable », dont la définition et les missions sont reprises de la directive (définitions nos16 et 2 de l'article 22) ;

- l'exigence, dans le cas de l'autoconsommation comme des « communautés d'énergie renouvelable » de ne pas être soumis à des frais d'accès au réseau ne reflétant pas les coûts (2 de l'article 21 et 4 de l'article 22).

Pour autant, le dispositif, tel qu'il résulte des travaux de l'Assemblée nationale, ne comporte pas certains éléments permis par le droit européen et utiles à la régulation de l'autoconsommation :

- la condition selon laquelle, lorsqu'une entreprise se livre à l'autoconsommation, cette participation ne peut constituer son activité commerciale ou professionnelle principale (définition n° 14 et article 22 de la directive UE 2018/2001 du Parlement et du Conseil du 11 décembre 2008 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables notamment ; définition n° 8 et article 16 de la directive UE 2009/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et modifiant la directive 2012/27/UE) ;

- la faculté pour les États membres d'imposer des frais sur l'électricité renouvelable produite et stockée, si l'électricité fait l'objet d'un soutien via un régime d'aide, les installations d'autoconsommation représentent 8 % de la capacité électrique installée au 1er janvier 2026 ou l'électricité est produite dans des installations d'une capacité électrique installée totale supérieure à 30 kilowatts (3 de l'article 21).

Enfin et surtout, l'amendement est muet sur « les communautés énergétiques citoyennes », prévue par la directive du 5 juin 2019.

Or, selon cette directive, les États membres peuvent prévoir que ces communautés « ont le droit d'être propriétaires de réseaux de distribution, ou de les établir, de les acheter ou de les louer, et de les gérer de manière autonome » (2 de l'article 16) ; dans ces zones, il leur est même reconnu la possibilité « d'établir les procédures applicables » (4 du même article).

Il est donc étonnant que le dispositif adopté à l'Assemblée nationale n'empêche pas cette éventualité, alors qu'il interdit expressément aux « communautés d'énergie renouvelable » de détenir ou d'exploiter le réseau, ce dont on peut naturellement se féliciter mais qui ne leur est pas explicitement reconnu à l'article 22 de la directive du 11 décembre 2018.

Dans ce contexte, la commission a adopté cinq amendements, proposés par le rapporteur, tendant à instituer plusieurs « garde-fous » en conformité avec le droit européen :

- en étendant l'interdiction de détenir ou d'exploiter le réseau aux « communautés énergétiques citoyennes » (COM-179) ;

- en précisant que les opérations d'autoconsommation, quelles qu'elles soient, ne peuvent constituer l'activité professionnelle ou commerciale d'une entreprise à titre principal (COM-178) ;

- en prévoyant la possibilité pour la CRE de définir des tarifs sur l'électricité renouvelable produite et stockée dans le cadre d'une opération d'autoconsommation (COM-177) ;

- en supprimant le TURPE spécifique aux « communautés d'énergie renouvelable », manifestement contraire au droit européen qui prévoit que ces communautés accèdent aux marchés de l'énergie « d'une manière non discriminatoire » (article 22 de la directive n° 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) (COM-176) ;

- et en sécurisant les opérations d'autoconsommation étendues, dont l'intitulé est clarifié et pour la mise en oeuvre desquelles un avis conforme de la CRE est requis (COM-175).

La commission a adopté l'article 6 bis A ainsi modifié.

Article 6 bis B
(article L. 511-6-1 [nouveau] du code de l'énergie)

Possibilité d'augmenter la puissance d'une installation hydroélectrique concédée sur décision de l'autorité administrative

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale permet d'augmenter la puissance d'une installation hydroélectrique concédée sur décision de l'autorité administrative, sans ouvrir droit à prolongation de la concession pour travaux mais sans nécessité de remise en concurrence. En cas de modification de l'équilibre économique de la concession, l'augmentation est soumise à redevance.

I. Le droit en vigueur

Pour favoriser le développement des installations hydroélectriques existantes qui ne posent pas ou peu de problèmes d'acceptabilité, la loi « transition énergétique » du 17 août 2015166(*) a créé un dispositif de prolongations des concessions contre travaux concourant à l'atteinte des objectifs de la politique énergétique (article L. 521-16-3 du code de l'énergie).

En revanche, depuis l'ordonnance du 29 janvier 2016 relative aux contrats de concession167(*), il n'est plus possible d'augmenter la puissance des ouvrages concédés, dans la limite de 20 %, par simple déclaration à l'autorité administrative « sans que cette augmentation nécessite le renouvellement ou la modification de l'acte de concession ».

II. Le texte adopté à l'Assemblée

Introduit en séance publique par un amendement de Mme Battistel sous-amendé par quatre amendements du rapporteur, cet article 6 bis B permet, par l'ajout d'un nouvel article L. 511-6-1 au code de l'énergie, d'augmenter la puissance d'une installation hydroélectrique concédée sur simple déclaration du concessionnaire, sans ouvrir droit à prolongation de la concession pour travaux mais sans nécessité de remise en concurrence, par dérogation à l'article L. 3135-1 du code de la commande publique.

En cas de modification « substantielle [de] l'équilibre économique du contrat en faveur du concessionnaire d'une manière qui n'était pas prévue dans le contrat de concession initial », l'augmentation de puissance sera soumise au paiement de la redevance proportionnelle aux recettes de la concession prévue à l'article L. 523-2 pour toute nouvelle concession hydroélectrique, y compris lors d'un renouvellement. Le taux de cette redevance sera fixé par l'autorité concédante de façon à garantir l'équilibre économique du contrat initial.

III. La position de la commission

L'hydroélectricité, qui reste de loin la première énergie renouvelable en France et dans le monde, a le très grand mérite, par rapport aux énergies renouvelables intermittentes que sont l'éolien et le solaire, soit d'être davantage pilotable et flexible pour répondre aux pointes de consommation, lorsqu'elle est associée à une retenue d'eau créée par un barrage, soit d'assurer une production de base lorsque les centrales sont installées au fil de l'eau, sans réservoir.

La commission est donc favorable à tout ce qui concourt au développement de l'hydroélectricité, en particulier lorsqu'il s'agit d'optimiser la production des installations existantes, où l'adhésion des populations est plus facile à obtenir, même s'il ne faudrait pas s'interdire de réfléchir à de nouveaux aménagements.

Par un amendement COM-180 du rapporteur, la commission a amélioré le dispositif :

- en explicitant le fait que l'augmentation de puissance ne pourra être réalisée qu'après acceptation par l'autorité administrative sur la base du dossier de déclaration transmis par le concessionnaire ;

- en supprimant une référence au code de la commande publique redondante avec le dispositif proposé qui ne prévoit pas la nécessité d'une remise en concurrence ;

- en corrigeant une contradiction : l'augmentation de puissance étant possible lorsque les modifications au contrat ne sont pas substantielles, elle ne peut par construction modifier l'équilibre économique du contrat de façon substantielle ; en conséquence, toute modification de l'équilibre économique du contrat en faveur du concessionnaire entraînera la perception de la redevance bénéficiant à l'État et aux collectivités concernées168(*) et établie de façon à rétablir l'équilibre économique du contrat initial ;

- en prévoyant que l'absence de réponse de l'administration dans un délai de trois mois après transmission du dossier de déclaration par le concessionnaire vaudra acceptation, et non refus ;

- et en supprimant le renvoi à un décret en Conseil d'État, qui n'est pas nécessaire et qui, s'il n'était pas pris, rendrait l'article inapplicable.

En facilitant l'augmentation de puissance des installations hydroélectriques concédées, ces dispositions contribuent directement à l'atteinte de la neutralité carbone visée à l'article 1er du texte déposé.

La commission a adopté l'article 6 bis B ainsi modifié.

Article 6 bis
(article L. 111-7 du code de l'urbanisme)

Construction d'infrastructures photovoltaïques le long des autoroutes

Objet : cet article étend les possibilités de déroger aux interdictions de construction ou d'installation aux abords des routes et autoroutes, aux projets d'infrastructures de production d'énergie solaire.

I. Le droit en vigueur

Crée par amendement sénatorial à la loi « Barnier » du 2 février 1995, l'article L. 111-6 du code de l'urbanisme169(*) précise qu'« en dehors des espaces urbanisés des communes, les constructions ou installations sont interdites dans une bande de cent mètres de part et d'autre de l'axe des autoroutes, des routes express et des déviations » et de soixante-quinze mètres de part et d'autre des autres routes « classées à grande circulation170(*) ». Le champ d'application de cet article est donc large puisqu'il s'applique dans toutes les communes, qu'elles soient dotées ou non de documents d'urbanisme. En outre, la notion « d'espace non urbanisés » doit s'apprécier objectivement, au regard de la réalité physique de l'urbanisation, et non en fonction des limites de l'agglomération au sens du code de la voirie routière ou du zonage effectué par un document d'urbanisme

À l'origine, ce dispositif vise à mettre fin à l'urbanisation désordonnée (stations-services, zones d'activités, zones commerciales, panneaux publicitaires, etc.) des entrées de ville. Ce faisant, il impose aux communes qui souhaitent développer l'urbanisation dans leurs entrées de ville de mener au préalable une réflexion sur la qualité urbaine, paysagère et architecturale de l'aménagement dans leurs documents d'urbanisme. Le dispositif initial de cet article a fait l'objet de plusieurs modifications, sans toutefois que sa philosophie générale en soit bouleversée.

Le plan local d'urbanisme, ou un document d'urbanisme en tenant lieu, peut ainsi fixer des règles d'implantation différentes lorsqu'il comporte une étude justifiant, en fonction des spécificités locales, que ces règles sont compatibles avec la prise en compte des nuisances, de la sécurité, de la qualité architecturale, de la qualité de l'urbanisme et des paysages (article L. 111-8 du code de l'urbanisme).

De même, dans les communes dotées d'une carte communale, la commune ou l'EPCI peut, avec l'accord de l'autorité administrative compétente de l'État et après avis de la commission départementale de la nature, des paysages et des sites, fixer des règles différentes de celles prévues par l'article L. 111-6 au vu d'une étude justifiant qu'elles sont compatibles avec la prise en compte des critères susmentionnés (article L. 111-9).

En cas de contraintes géographiques ne permettant pas d'implanter les installations ou constructions au-delà de la marge de recul prévue (zones montagneuses escarpées, par exemple), il peut être dérogé au principe d'inconstructibilité avec l'accord de l'autorité administrative compétente de l'État pour des motifs tenant à l'intérêt, pour la commune, de l'installation ou la construction projetée (article L. 111-10). Cette possibilité est ouverte aux communes dotées ou non d'une carte communale ou de document d'urbanisme.

Par ailleurs, plusieurs exceptions au principe d'inconstructibilité sont prévues à l'article L. 111-7 du même code pour :

- les constructions et installations liées ou nécessaires aux infrastructures routières (stations de lavage de voiture, stations de péage, stations-service, par exemple) ;

- les services publics exigeant la proximité immédiate des infrastructures routières (installations des services publics de secours et d'exploitation, par exemple) ;

- les bâtiments d'exploitation agricole (serres, silos, hangars, par exemple) ;

- les réseaux d'intérêt public ;

- l'adaptation, le changement de destination, réfection ou l'extension des constructions existantes.

Les infrastructures photovoltaïques ne pouvant pas être considérées comme faisant partie d'un « réseau d'intérêt public », l'installation de tels dispositifs est donc aujourd'hui prohibée dans ces zones.

II. Le texte adopté par l'Assemblée nationale

Lors de l'examen du texte en commission, les députés ont adopté un amendement de Mme Tiegna et plusieurs de ses collègues tendant à inclure dans la liste des exceptions au principe d'inconstructibilité les infrastructures de production d'énergie solaire. Selon l'exposé des motifs de cet amendement, l'objectif de cette disposition est de favoriser l'atteinte des objectifs en termes de mix énergétique, en optimisant l'utilisation des terrains aujourd'hui libres et ne faisant pas l'objet de conflit d'usages.

III. La position de la commission

Cette mesure permet le développement d'une énergie propre en facilitant l'installation de panneaux photovoltaïques. Ce faisant, elle s'inscrit dans les objectifs de la politique énergétique visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre, la consommation des énergies fossiles et la part du nucléaire dans la production d'électricité et présente donc un lien, même indirect, avec le texte initial.

Le rapporteur partage l'idée générale de cette disposition visant à élargir les surfaces sur lesquelles des panneaux photovoltaïques peuvent être installés. Toutefois, il considère que des conflits d'usages relatifs aux surfaces pouvant faire l'objet d'installation d'infrastructures de production d'énergie solaire sont susceptibles de naître, notamment avec les surfaces occupées par une terre où est exercée une activité agricole. Cet article est en effet susceptible de devenir un vecteur supplémentaire d'artificialisation des sols.

Une partie importante des espaces non urbanisés des communes est aujourd'hui occupée par des terres liées à une activité agricole (élevage, pâturage, cultures). Autoriser dans ces zones le déploiement de panneaux photovoltaïques par un agriculteur, sous réserve de l'octroi de l'autorisation nécessaire, risque d'entraîner une diminution de la surface agricole utile171(*), d'autant plus élevée que l'emprise au sol de ces installations est souvent forte.

Certes, plusieurs dispositifs juridiques encadrent le déploiement de panneaux photovoltaïques sur terre agricole :

- l'article L. 151-11172(*) du code de l'urbanisme, qui prévoit que le règlement d'un PLU peut « autoriser les constructions et installations nécessaires à des équipements collectifs dès lors qu'elles ne sont pas incompatibles avec l'exercice d'une activité agricole [...] ». Mais il ressort de la jurisprudence du juge administratif que cette condition de compatibilité avec l'exercice d'une activité agricole ou pastorale est peu contraignante : cet article n'exige pas, par exemple, la pérennisation d'une forme particulière de culture sur des terres ayant une vocation agricole. Le projet doit permettre l'exercice d'une activité agricole significative sur le terrain d'implantation du projet173(*). Pour autant, la notion « d'activité agricole significative » est sujette à incertitude et à interprétations divergentes ;

- l'article R. 111-14 du code de l'urbanisme, qui prévoit qu'en dehors des parties urbanisées des communes, le projet peut être refusé ou n'être accepté que sous réserve de l'observation de prescriptions spéciales s'il est de nature, par sa localisation ou sa destination, à compromettre les activités agricoles ;

- la circulaire du 18 décembre 2009 relative au développement et au contrôle des centrales photovoltaïques au sol, qui prévoit que les projets de centrales solaires au sol n'ont pas vocation à être installés en zones agricoles, notamment cultivées ou utilisées pour des troupeaux d'élevage. Cette circulaire ne revêt toutefois pas de caractère contraignant.

Pour autant, la surface agricole française diminue continuellement : entre 1960 et 2010, elle est passée de 36 à 28 millions d'hectares, soit une baisse de 25 % d'après les données de l'Agreste. Cette baisse, stabilisée entre 2006 et 2008, repart à la hausse depuis cette date et atteint environ 55 000 hectares par an174(*), soit l'équivalent d'un département tous les 7 ans.

En matière d'installation de panneaux photovoltaïques, selon une étude de l'Ademe175(*) se fondant sur un recensement réalisé par la DGEC en 2015 sur les installations solaires issues de l'appel d'offre CRE 3, la puissance installée de solaire au sol sur terres agricoles est déjà de 363 MW, soit 672 hectares. Le risque de diminution de la surface agricole utile n'est donc pas théorique.

Le rapporteur considère qu'il est impérieux de préserver cette surface, au risque sinon de participer à une déstabilisation des prix et à une diminution de la souveraineté alimentaire du pays.

Au surplus, peu d'activités agricoles sont, dans les faits, compatibles avec la production photovoltaïque, en raison de la taille de ces infrastructures au sol. Ainsi, seuls l'élevage ovin (l'implantation des panneaux en hauteur permettant aux animaux de circuler librement) et la culture maraichère (à condition de positionner les panneaux dans les allées) semblent compatibles. Dès lors, un exploitant agricole souhaitant construire des infrastructures photovoltaïques dans ces zones aujourd'hui inconstructibles devrait, dans de nombreux cas, cesser l'activité agricole initiale et y substituer une nouvelle, sans que l'impact de cette transformation sur la production agricole française ne soit correctement évalué et sans que la viabilité économique du système ne soit démontrée.

Par ailleurs, un tel dispositif est de nature à inciter les autorités compétentes en matière d'urbanisme à modifier dans les PLU l'affectation des parcelles agricoles à proximité des routes, notamment si cela facilite l'accès aux réseaux électriques.

Le rapporteur souhaite, pour autant, favoriser le développement de l'énergie photovoltaïque et propose en conséquence de retenir certaines surfaces particulières aux abords des autoroutes et routes express, plus aptes à accueillir de tels dispositifs :

- les délaissés de voirie, c'est-à-dire des parcelles qui faisaient préalablement partie du domaine public routier et pour lesquelles existe un déclassement de fait, lorsque des rues, voies ou impasses ne sont plus utilisées pour la circulation, notamment à l'occasion d'une modification de tracé ou d'un alignement ;

- les aires d'autoroutes, qu'il s'agisse d'air de repos, de stationnement ou de services. Ces aires comportent souvent des installations sur lesquelles pourraient être installés des panneaux photovoltaïques (stations-service, restaurants, ombrières photovoltaïques pour les aires de parking, toilettes publiques, etc.).

Au surplus, le rapporteur rappelle l'importance de se saisir des opportunités offertes par le bâti agricole. Le potentiel de développement du solaire sur bâtiment est important, 7 000 bâtiments agricoles176(*) et 5,8 millions de m² étant construits chaque année et 44 millions de m² de bâtiments neufs ou rénovés ayant été construits durant les dix dernières années.

Par conséquent, sur proposition du rapporteur, la commission a adopté un amendement (COM-181) limitant cette nouvelle dérogation pour les panneaux photovoltaïques aux délaissés de voirie et aires d'autoroute. Ce faisant, seules des surfaces déjà artificialisées seraient concernées.

La commission a adopté l'article 6 bis ainsi modifié.

Article 6 ter
(article L. 111-16 du code de l'urbanisme)

Facilitation de l'installation de dispositifs d'énergie renouvelable sur les ombrières des aires de stationnement

Objet : cet article étend l'impossibilité pour le permis de construire ou d'aménager de s'opposer à l'installation de dispositifs favorisant la production d'énergie renouvelable aux cas où ces dispositifs sont installés sur les ombrières des aires de stationnement.

I. Le droit en vigueur

Aux termes de l'article L. 111-16 du code de l'urbanisme, « nonobstant les règles relatives à l'aspect extérieur des constructions des plans locaux d'urbanisme, des plans d'occupation des sols, des plans d'aménagement de zone et des règlements des lotissements, le permis de construire ou d'aménager ou la décision prise sur une déclaration préalable ne peut s'opposer à [...] l'installation de dispositifs favorisant [...] la production d'énergie renouvelable correspondant aux besoins de la consommation domestique des occupants de l'immeuble ou de la partie d'immeuble concernés ».

Cet article s'oppose donc à ce qu'un permis de construire ou d'aménager interdise l'installation de dispositifs de production d'énergie renouvelable lorsque ces derniers sont installés sur le bâtiment et que l'électricité qu'ils produisent est entièrement consommée par les occupants de l'immeuble. Cette « interdiction d'interdire » ne concerne aujourd'hui que les projets en autoconsommation et ne s'applique pas, en outre, dans les cas où de tels dispositifs de production d'énergie renouvelable sont situés sur les ombrières des aires de stationnement.

II. Le texte adopté par l'Assemblée nationale

Lors de l'examen du texte en commission, les députés ont adopté cinq amendements identiques tendant à :

- supprimer l'obligation actuelle que l'énergie ainsi produite soit autoconsommée pour qu'un permis de construire ou d'aménager ne puisse plus s'opposer à l'installation de dispositifs de production d'énergie renouvelable ;

- étendre le bénéfice de cette « interdiction d'interdire » aux ombrières installées sur des aires de stationnement.

Selon l'exposé des motifs de ces amendements, cette disposition vise à simplifier et maximiser la puissance installée par site en élargissant la mesure aux bâtiments qui ne sont pas en mesure de consommer l'intégralité de l'énergie produite. Ce faisant, elle s'inscrit dans les objectifs de la politique énergétique visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre, la consommation des énergies fossiles et la part du nucléaire dans la production d'électricité et présente donc un lien, même indirect, avec le texte initial.

III. La position de la commission

Le développement du photovoltaïque en France doit être effectué en priorité sur les espaces artificialisés, afin de préserver au maximum les espaces naturels, riches en biodiversité. Le potentiel artificialisé est grand, une étude de l'Ademe177(*) estimant par exemple que les parkings sont susceptibles d'accueillir une production d'énergie photovoltaïque de 4 GWc179(*). Au-delà, 364 GWc d'électricité pourraient être produits à horizon 2050 à partir de photovoltaïque sur toiture180(*). La mesure proposée facilite l'exploitation d'un gisement identifié, les aires de stationnement, mais insuffisamment exploité aujourd'hui. En cela, elle applique la mesure n° 15 issue de la démarche « Place au soleil » qui vise à simplifier les règles d'urbanisme s'appliquant aux projets solaires sur ombrières de parking.

Toutefois, prévoir que le permis de construire ne pourra plus s'opposer à de tels dispositifs, que l'énergie produite soit autoconsommée ou non, ne semble pas opportun. En effet, en supprimant la condition de l'autoconsommation, le présent article ouvre la voie à un développement désordonné et sans grande cohérence du photovoltaïque sur bâtiment, et retire aux autorités compétentes en matière d'urbanisme un levier d'encadrement utile. Il peut être légitimement attendu de cette disposition que les producteurs d'énergie renouvelable proposeront le déploiement massif de panneaux afin de revendre le surplus d'électricité qui ne participe pas à la consommation des occupants du bâtiment équipé.

Certes, l'article L. 111-16 du code de l'urbanisme prévoit que le permis de construire pourra toujours comporter des prescriptions destinées à assurer la bonne intégration architecturale du projet dans le bâti existant et dans le milieu environnant. Cependant, tous les PLU actuels ne comportent pas de telles prescriptions ; l'adoption du présent article contraindrait donc les maires à modifier les PLU lorsqu'ils souhaitent s'opposer à des installations trop nombreuses ou trop voyantes afin d'y faire figurer des prescriptions architecturales. Il est préférable que le droit actuel soit préservé en la matière et qu'un maire puisse, au cas par cas, déroger au PLU lorsqu'un projet « massif » lui semble pertinent. C'est d'ailleurs, en ce qui concerne les ombrières photovoltaïques de parking, le sens de l'article 6 quinquies du présent projet de loi auquel le rapporteur est favorable.

La volonté de faciliter le développement de l'énergie photovoltaïque est partagée par la commission. S'il semble pertinent d'encourager l'autoconsommation d'énergie, et d'étendre cette « interdiction d'interdire » aux ombrières photovoltaïques de parkings, certains dispositifs d'encadrement doivent toutefois être conservés en matière d'installations destinées à la revente de l'électricité produite.

Par conséquent, sur proposition du rapporteur, la commission a adopté un amendement (COM-182) rétablissant la possibilité pour un permis de construire de s'opposer à l'installation de dispositifs d'énergie renouvelable lorsque ces derniers vont au-delà de ce qui est nécessaire à la consommation des occupants de l'immeuble, tout en élargissant l'interdiction d'interdire aux ombrières de parkings.

La commission a adopté l'article 6 ter ainsi modifié.

Article 6 quater A
(article 88 de la loi n° 2010-788 du 12 juillet 2010)

Suppression de la nécessité d'une autorisation ministérielle préalable pour que les projets photovoltaïques sur les bâtiments de l'État bénéficient de l'obligation d'achat d'électricité

Objet : cet article supprime l'obligation pour l'État et ses établissements publics d'obtenir l'accord préalable du ministre chargé de l'énergie pour bénéficier de l'obligation d'achat de l'électricité utilisant l'énergie radiative du soleil.

I. Le droit en vigueur

La loi du 12 juillet 2010 portant engagement national pour l'environnement, modifiée par la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, prévoit que :

- les départements, les régions et les établissements publics, sur les territoires des collectivités territoriales qui en sont membres, peuvent aménager, exploiter, faire aménager et faire exploiter des installations de production d'électricité utilisant des énergies renouvelables et bénéficier ainsi de l'obligation d'achat de l'électricité produite181(*) ;

- toute personne morale peut exploiter une installation de production d'électricité utilisant l'énergie radiative du soleil dont les générateurs sont fixés ou intégrés aux bâtiments dont elle est propriétaire et bénéficier ainsi de l'obligation d'achat de l'électricité produite.

En revanche, elle prévoit que dans le cas où l'État ou ses établissements publics exploitent une telle installation, la possibilité de bénéficier de l'obligation d'achat de l'électricité ainsi produite est conditionnée à l'accord préalable du ministre chargé de l'énergie.

II. Le texte adopté par l'Assemblée nationale

Introduit en séance public par un amendement du Gouvernement, le présent article vise à supprimer cette autorisation du ministre chargé de l'énergie.

Dans la mesure où cette disposition est de nature à favoriser le déploiement de panneaux photovoltaïques sur les bâtiments publics et par conséquent à réduire les émissions de gaz à effet de serre, la consommation des énergies fossiles et la part du nucléaire dans la production d'électricité, elle présente un lien, même indirect, avec le texte initial.

III. La position de la commission

Le présent article permet de faciliter le développement de projets photovoltaïques sur les bâtiments de l'État et de ses établissements publics en supprimant une contrainte procédurale devenue inutile.

La commission a adopté l'article 6 quater A sans modification.

Article 6 quater
(articles L. 111-18-1 [nouveau] et L. 111-19 du code de l'urbanisme)

Obligation d'intégrer un usage bénéfique sur le plan énergétique ou environnemental d'au moins 30 % des toitures pour les nouveaux entrepôts, industries, commerces, parkings couverts de plus de 1 000 m² d'emprise

Objet : cet article conditionne la construction et l'extension de nouveaux magasins, de locaux à usage industriel ou artisanal et de certains entrepôts, hangars et parcs de stationnement couverts, de plus de 1 000 m² d'emprise, à l'intégration d'un usage bénéfique d'un point de vue énergétique ou environnemental d'au moins 30 % de leurs toitures.

I. Le droit en vigueur

Aux termes de l'article L. 111-19 du code de l'urbanisme, modifié par la loi du 8 décembre 2016 pour la reconquête de la biodiversité, de la nature et des paysages, la construction de nouveaux bâtiments prévus dans les projets mentionnés à l'article L. 752-1 du code de commerce182(*) ne peut être autorisée qu'à la condition qu'ils intègrent :

- sur tout ou partie de leurs toitures, et de façon non exclusive, soit des procédés de production d'énergies renouvelables, soit un système de végétalisation basé sur un mode cultural garantissant un haut degré d'efficacité thermique et d'isolation et favorisant la préservation et la reconquête de la biodiversité, soit d'autres dispositifs aboutissant au même résultat ;

- sur les aires de stationnement, des revêtements de surface, des aménagements hydrauliques ou des dispositifs végétalisés favorisant la perméabilité et l'infiltration des eaux pluviales ou leur évaporation et préservant les fonctions écologiques des sols.

L'autorisation d'exploitation commerciale (AEC) est accordée par la commission départementale de l'aménagement commercial (CDAC) ou la commission nationale de l'aménagement commercial (CNAC), qui vérifie, entre autres, le respect de ces obligations environnementales.

L'AEC doit en effet être compatible avec le document d'orientation et d'objectifs des schémas de cohérence territoriale ou, le cas échéant, avec les orientations d'aménagement et de programmation des PLU intercommunaux. La CDAC prend notamment en considération, en matière de développement durable, la qualité environnementale du projet183(*) et son insertion paysagère et architecturale.

Il ressort des auditions menées par le rapporteur que la répartition entre procédés d'énergie renouvelable et système de végétalisation pour la toiture des projets validés par la CNAC est équilibrée. Entre mars et décembre 2018, sur 168 dossiers présentés en CNAC, 84 ont choisi l'option de production d'électricité photovoltaïque.

Dans le secteur de la grande distribution toutefois, principal secteur concerné par l'autorisation d'exploitation commerciale, les porteurs de projets choisissent très rarement les toitures végétalisées, trop onéreuses et trop complexes à entretenir : la charge pondérale peut atteindre jusqu'à une tonne par mètre carré (pour une épaisseur de terre de 50 cm) et entraîner une hausse des coûts de construction de 200 % d'après les acteurs du secteur.

II. Le texte adopté par l'Assemblée nationale

En commission, deux amendements identiques de Mmes Battistel et Tiegna et de plusieurs de leurs collègues, sous-amendés par le Gouvernement, introduisent un nouvel article au code de l'urbanisme qui vise à :

- étendre l'obligation d'intégrer, entre autres, des procédés de production d'énergie renouvelable aux projets de construction de locaux à usage industriel ou artisanal et leurs annexes, aux entrepôts et hangars non ouverts au public faisant l'objet d'une exploitation commerciale et aux parcs de stationnement couverts faisant l'objet d'une exploitation commerciale, de plus de 1 000 m² d'emprise. Il prévoit que ces constructions se fassent dans le respect des objectifs généraux de performance énergétique et environnementale des bâtiments énoncés à l'article L. 111-9 du code de la construction et de l'habitation ;

- renforcer l'obligation d'intégrer de tels dispositifs dans ces nouveaux projets de construction : elles doivent intégrer un usage bénéfique d'un point de vue énergétique ou environnemental d'au moins 30 % de leurs toitures, calculé par rapport à l'emprise au sol et des ombrières dédiées au stationnement si elles sont prévues par le projet. Sur les aires de stationnement, des revêtements de surface, des aménagements hydrauliques ou des dispositifs végétalisés favorisant la perméabilité et l'infiltration des eaux pluviales ou leur évaporation et préservant les fonctions écologiques des sols doivent être prévus. Cette obligation s'applique aux demandes d'autorisation déposées à compter de la publication de la loi ;

- en conséquence, supprimer les trois derniers alinéas de l'article L. 111-19 ;

- prévoir que l'autorité compétente en matière d'autorisation d'urbanisme peut, par décision motivée, écarter tout ou partie de ces obligations dès lors que l'ensemble des procédés, systèmes et dispositifs mentionnés sont de nature à aggraver un risque ou, pour les procédés de production d'énergies renouvelables, dès lors que leur installation présente une difficulté technique insurmontable qui ne peut être levée dans des conditions économiquement acceptables ou que leur installation est prévue aux abords d'un monument historique, d'un site classé, dans un parc national ;

- préciser qu'un arrêté du ministre chargé des installations classées définit les cas dans lesquels tout ou partie de ces obligations est écartée ou soumise à des conditions de mise en oeuvre spécifiques pour les installations soumises à autorisation, enregistrement ou déclaration en application du livre V du code de l'environnement.

En séance, outre des amendements rédactionnels du rapporteur, un amendement du Gouvernement a été adopté tendant à préciser le champ de l'obligation afin de la circonscrire aux seules opérations consommatrices d'espaces non encore construits : les projets neufs mentionnés à l'article L. 752-1 du code de commerce, les projets de constructions neuves des bâtiments décrits ci-dessus, les extensions de plus de 1 000 m².

En outre, un amendement de M. Kasbarian a été adopté, visant à indiquer que, pour les dispositifs de production d'énergie renouvelable, il peut être dérogé à l'obligation lorsque leur installation présente une charge économiquement inacceptable pour l'équilibre du projet.

En prévoyant que parmi les critères d'autorisation de la construction de certains nouveaux bâtiments figure, entre autres possibilités, l'intégration de panneaux photovoltaïques sur la toiture, cette mesure est de nature à favoriser l'atteinte des objectifs de la politique énergétique définis à l'article 1er du présent projet de loi.

III. La position de la commission

Le rapporteur partage le souhait que la grande distribution, l'industrie, l'artisanat, continuent de participer aux efforts en matière de transition énergétique. Il regrette toutefois que les effets potentiellement importants de cette disposition n'aient fait l'objet d'aucune analyse préalable ou étude d'impact, ayant été introduite par voie d'amendement à l'Assemblée nationale. 

Le seuil de 30 % semble pertinent au regard de la pratique en matière d'urbanisme commercial. Le droit actuel oblige en effet les projets commerciaux à intégrer des procédés de production d'énergies renouvelables ou un système de végétalisation sur tout ou partie de la toiture : le respect de cette obligation fait l'objet de contrôles par les CDAC et la CNAC, qui n'hésitent pas, au demeurant, à refuser d'accorder une AEC lorsque les projets n'intègrent pas assez la dimension énergétique et environnementale.

Les critères au regard desquels un projet est aujourd'hui contrôlé sont la performance énergétique, les émissions de gaz à effet de serre, le recours le plus large qui soit aux énergies renouvelables, l'emploi de matériaux ou procédés écoresponsables, la gestion des eaux pluviales, l'imperméabilisation des sols, la préservation de l'environnement.

Il ressort des auditions qu'en moyenne, les dossiers étudiés en CNAC prévoient 25 % de toiture destinée à la production d'électricité photovoltaïque, avec une proportion importante de projets qui dépassent les 30 %. Un seuil à 30 % représenterait donc assez fidèlement la pratique actuelle en matière de projets commerciaux : l'extension des bâtiments qui y sont soumis est en outre de nature à favoriser le développement, entre autres, des panneaux solaires sur des surfaces déjà urbanisées, ce que le rapporteur soutient.

Toutefois, le présent article souffre de trois écueils :

- d'une part, la part de 30 % de toiture « verte » est calculée par rapport à l'emprise au sol de la construction et des ombrières dédiées au stationnement si elles sont prévues par le projet. Or, il est vraisemblable que les projets concernés intégreront, en tout ou partie, des ombrières photovoltaïques sur les parkings, à l'instar de ce qui est aujourd'hui réalisé par de nombreux projets commerciaux. Dès lors, comptabiliser ces aires de stationnement dans la surface en question dont 30 % devront intégrer des procédés écologiques revient à imposer deux fois cet « effort » énergétique pour les projets ayant fait le choix de « verdir » par ailleurs les ombrières : une fois lors de la construction de ces ombrières « solaires » ou végétalisées et une fois lors de la délimitation de la part de la toiture qui doit intégrer ces obligations environnementales ;

- d'autre part, la rédaction retenue en séance publique relative à la « charge économiquement inacceptable pour l'équilibre du projet », qui représente un des cas de dérogation autorisé, est entourée d'incertitudes juridiques, à l'inverse de celle retenue en commission (« conditions économiquement acceptables »). Cette dernière existe en effet déjà dans le droit actuel (en matière d'installations classées pour la protection de l'environnement) et fait donc l'objet d'une jurisprudence qui a permis d'en définir progressivement les contours, à l'inverse de la nouvelle rédaction retenue ;

- enfin, l'article 6 quater prévoit qu'un arrêté ministériel définit les cas dans lesquels l'obligation en question peut être en tout ou partie écartée ou soumise à des conditions de mise en oeuvre spécifiques pour les ICPE184(*). Or aucune précision de délai n'est apportée quant à la date d'édiction de cet arrêté et quant au traitement des projets d'ICPE déposés entre la date d'entrée en vigueur de la loi et la publication de cet arrêté. En outre, aucun délai n'est prévu entre cette publication et son entrée en vigueur alors que la prise en compte de ces conditions de mise en oeuvre spécifiques par les porteurs de projet nécessite un laps de temps.

Par conséquent, sur proposition du rapporteur, la commission a adopté deux amendements (COM-183 et COM-184) visant respectivement à exclure les aires de stationnement du calcul de l'emprise au sol totale de la construction dont 30 % de la toiture doit intégrer des dispositifs énergétiques et à rétablir la notion de « conditions économiquement acceptables ». Elle a également adopté un amendement (COM-92 de M. Decool) tendant à fixer un délai de six mois entre l'édiction de l'arrêté ministériel relatif aux ICPE et l'entrée en vigueur, pour ces projets, de l'obligation de 30 % de toiture « énergétique ».

La commission a adopté l'article 6 quater ainsi modifié.

Article 6 quinquies
(article L. 152-5 du code de l'urbanisme)

Possibilité pour le maire de déroger à certaines règles d'urbanisme pour l'installation d'ombrières d'aires de stationnement dotées de procédés de production d'énergies renouvelables

Objet : cet article permet à l'autorité compétente pour délivrer le permis de construire ou d'aménager de déroger aux règles des PLU afin d'autoriser l'installation d'ombrières dotées de procédés de production d'énergies renouvelables situées sur des aires de stationnement.

I. Le droit en vigueur

Aux termes de l'article L. 152-5 du code de l'urbanisme, l'autorité compétente pour délivrer le permis de construire ou le permis d'aménager peut déroger aux règles des PLU relatives à l'emprise au sol, à la hauteur, à l'implantation et à l'aspect extérieur des constructions afin d'autoriser :

- la mise en oeuvre d'une isolation en saillie des façades des constructions existantes ;

- la mise en oeuvre d'une isolation par surélévation des toitures des constructions existantes ;

- la mise en oeuvre de dispositifs de protection contre le rayonnement solaire en saillie des façades.

Toutefois, la décision motivée peut comporter des prescriptions destinées à assurer la bonne intégration architecturale du projet dans le bâti existant et dans le milieu environnant.

Par ailleurs, cet article n'est pas applicable à certains immeubles, notamment ceux classés ou inscrits au titre des monuments historiques.

Le décret n° 2016-802 du 15 juin 2016 précise les limites de ces dérogations. Ainsi, une isolation en saillie des façades est autorisée dans la limite d'un dépassement de 30 centimètres par rapport aux règles d'implantation des constructions autorisées par le règlement du PLU en vigueur. De même, une isolation par surélévation des toitures est autorisée dans la limite d'un dépassement de 30 centimètres au-dessus de la hauteur maximale autorisée par le règlement du PLU.

II. Le texte adopté par l'Assemblée nationale

Le texte proposé est issu de cinq amendements identiques de Mme Tiegna et MM. Lambert, Potier, Cazenove, Simian et plusieurs de leurs collègues, adoptés par la commission saisie au fond. Il permet au maire de déroger à ces règles des PLU afin de permettre l'installation d'ombrières dotées de procédés de production d'énergies renouvelables situées sur des aires de stationnement.

Ce faisant, le présent article est de nature à faciliter l'atteinte de l'objectif de neutralité carbone défini à l'article 1er du présent projet de loi.

III. La position de la commission

En octroyant aux maires la possibilité de faciliter l'installation d'ombrières photovoltaïques sur les aires de parking, le présent article permet l'optimisation des surfaces déjà urbanisées.

Le rapporteur considère que certaines règles figurant dans les PLU peuvent effectivement être utilement assouplies afin de faciliter le développement de ces projets. Par exemple, si un PLU impose un coefficient d'emprise au sol, ce dernier est susceptible d'être consommé par le bâtiment lui-même, et la construction de l'ombrière de parking ne peut donc être autorisée, alors même qu'elle permettrait de produire de l'électricité en utilisant un foncier déjà artificialisé.

Par ailleurs, l'article L. 151-21 du code de l'urbanisme prévoit que le règlement d'un PLU peut imposer aux constructions et travaux, dans certains secteurs, une production minimale d'énergie renouvelable. Or la production d'énergie renouvelable diffère en matière paysagère ou technique selon le type d'énergie retenu. Le rapporteur propose de confier le soin aux règlements des PLU, donc aux autorités compétentes en matière d'urbanisme, de définir le type d'énergie renouvelable souhaité dans ces secteurs. Cette proposition octroierait donc aux maires un outil supplémentaire leur permettant de piloter la cohérence globale des projets énergétiques qu'ils souhaitent voir développés dans certains secteurs.

Par conséquent, sur proposition du rapporteur, la commission a adopté un amendement (COM-185) prévoyant que le règlement d'un PLU précise le type d'énergie renouvelable retenue dans les secteurs où une production minimale est exigée.

La commission a adopté l'article 6 quinquies ainsi modifié.

Article 6 sexies A (nouveau)
(articles L. 121-12 et L. 121-39 du code de l'urbanisme)

Dérogation à la continuité d'urbanisme en zone littorale pour la pose de panneaux solaires sur sites dégradés

Objet : cet article a pour objet d'autoriser, sur les sites dégradés en zone littorale, le déploiement de panneaux photovoltaïques et renvoie à un décret la définition de leur emprise au sol maximale.

I. Le droit en vigueur

Aux termes de l'article L. 121-8 du code de l'urbanisme185(*), introduit par la loi « littorale » de 1986 et modifié par la loi ELAN du 23 novembre 2018, l'extension de l'urbanisation ne peut se réaliser en zone littorale qu'en continuité avec les agglomérations et les villages existants.

Or, l'implantation de panneaux photovoltaïques, même fixés sur supports métalliques à plus d'un mètre du sol, et la construction des bâtiments annexes nécessaires au raccordement de l'électricité produite au réseau, constitue une extension de l'urbanisation186(*), qui ne peut donc être autorisée qu'à condition qu'elle soit en continuité avec un espace déjà urbanisé.

Pour autant, l'article L. 121-12 du code de l'urbanisme précise que les ouvrages nécessaires à la production d'électricité à partir de l'énergie mécanique du vent ne sont pas soumis à ces dispositions lorsqu'ils sont incompatibles avec le voisinage des zones habitées.

Par conséquent, le développement de l'énergie éolienne est autorisé par la loi dans ces zones, tandis que l'énergie solaire ne bénéficie pas de cette dérogation.

II. La position de la commission

La commission a adopté deux amendements identiques COM-3 de M. Laurent et plusieurs de ses collègues et COM-238 de Mme Bories187(*), qui visent à l'article L. 121-12 du code de l'urbanisme à permettre aux ouvrages nécessaires à la production d'énergie solaire de déroger à la règle de la continuité d'urbanisme en zone littorale. Afin d'assurer la préservation du littoral, ces amendements précisent toutefois que ces ouvrages ne pourront être installés que sur des sites dégradés (carrières remises en eau, anciens centres d'enfouissement technique, par exemple) et à condition de respecter une taille maximale. Un décret doit fixer la liste de ces sites dégradés et l'emprise au sol maximale de ces ouvrages.

Par ailleurs, ces deux amendements étendent cette autorisation et ces deux conditions aux départements d'outre-mer188(*) (article L. 121-39 du code de l'urbanisme).

En ce qu'ils visent à favoriser le déploiement de panneaux solaires en zone littorale, ces deux amendements s'inscrivent dans les objectifs de la politique énergétique visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre, la consommation des énergies fossiles et la part du nucléaire dans la production d'électricité et présentent donc un lien, même indirect, avec le texte initial.

Ces amendements parviennent à un équilibre satisfaisant entre protection des zones littorales et développement des énergies renouvelables.

La commission a adopté l'article 6 sexies A ainsi rédigé.

Article 6 sexies
(article L. 111-97 du code de l'énergie)

Droit d'accès aux réseaux pour les producteurs de gaz renouvelables
et de gaz de récupération

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale étend le droit d'accès aux réseaux de gaz ainsi qu'aux installations de gaz naturel liquéfié des producteurs de gaz renouvelables et de gaz de récupération.

I. Le texte adopté à l'Assemblée

Introduit en commission par deux amendements identiques de MM. Simian et Delpon et plusieurs de leurs collègues sous-amendé par le Gouvernement, cet article étend le droit d'accès du biogaz aux réseaux de transport et de distribution de gaz naturel ainsi qu'aux installations de gaz naturel liquéfié résultant de la loi « Egalim »189(*) aux productions de « gaz renouvelables et de gaz de récupération », même si c'est manifestement l'injection d'hydrogène renouvelable dans les réseaux qui est principalement visée.

Dans la mesure où cette injection soulève un certain nombre de difficultés techniques, en particulier au-delà d'un certain niveau d'incorporation, il est précisé que ce droit s'exerce « sous réserve de préserver le bon fonctionnement et le niveau de sécurité des infrastructures de gaz naturel ».

En séance publique, l'article n'a pas été modifié.

II. La position de la commission

Par un amendement COM-186 du rapporteur et en cohérence avec l'objectif désormais fixé à l'article L. 100-4 du code de l'énergie de développer l'hydrogène bas carbone et renouvelable, la commission a étendu la liste des gaz pouvant avoir accès aux réseaux de gaz à l'hydrogène bas carbone.

Comme l'hydrogène renouvelable, et dans le respect des mêmes conditions requises pour préserver le bon fonctionnement et la sécurité des réseaux, l'hydrogène bas carbone peut en effet contribuer à la décarbonation du gaz transitant dans les réseaux ou au stockage de l'électricité renouvelable.

L'extension du droit à l'injection aux gaz renouvelables, à l'hydrogène bas carbone et aux gaz de récupération facilitera donc l'atteinte de l'objectif de neutralité carbone visé à l'article 1er du texte déposé.

La commission a adopté l'article 6 sexies ainsi modifié.

Article 6 septies
(articles L. 446-1, L. 446-3 [abrogé], L. 446-4 et L. 446-6 à L. 446-10 [nouveaux]
du code de l'énergie)

Réforme du dispositif des garanties d'origine du biogaz
et investissement participatif dans les projets de production de biogaz

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale entend réformer le dispositif des garanties d'origine du biogaz en répliquant le dispositif applicable aux garanties d'origine de l'électricité renouvelable, et permet l'investissement participatif dans les projets de production de biogaz.

I. Le droit en vigueur

Les garanties d'origine associées à la production d'énergies renouvelables permettent d'assurer la traçabilité du caractère renouvelable de cette production. Elles ont, en tant que telles, une valeur qui doit à la fois contribuer au développement des filières et à l'optimisation du coût du soutien public à ces filières.

S'agissant de l'électricité renouvelable, le système des garanties d'origine a fait l'objet d'une réforme en profondeur dans la loi « Autoconsommation » du 24 février 2017190(*) qui a consisté à interdire la possibilité de cumuler la valorisation des garanties d'origine et le bénéfice d'un tarif d'achat garanti - dans l'objectif d'éviter que le consommateur paie deux fois pour la même production renouvelable et que le producteur bénéficie d'une surrémunération -, et à prévoir la mise aux enchères des garanties d'origine par et au bénéfice de l'État, les revenus de cette mise aux enchères venant en déduction des charges de service public.

S'agissant du gaz renouvelable, l'article L. 446-3 institue un dispositif de garanties d'origine du biogaz et les textes d'application prévoient que le produit de leur valorisation vient en déduction des charges de service public finançant le soutien au biogaz injecté à hauteur de 75 %191(*). Les producteurs de biogaz en conservent donc le quart.

Le droit européen fixe un principe de reconnaissance des garanties d'origine émises par d'autres États membres mais laisse aux États membres la liberté d'interdire ou non le cumul de la valorisation des garanties d'origine avec le soutien financier d'un régime d'aide. Il est précisé que la valeur de marché des garanties d'origine est prise en compte de façon appropriée dans trois cas :

- lorsque le soutien financier est accordé après mise en concurrence ;

- lorsque la valeur des garanties d'origine est prise en compte dans le niveau du soutien financier ;

- ou lorsque les garanties d'origine sont octroyées non pas au producteur mais à un fournisseur ou un consommateur qui lui achète l'énergie dans une « configuration concurrentielle » ou dans le cadre de contrats d'achat à long terme d'énergies renouvelables192(*).

II. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

Introduit en commission par un amendement du groupe La République en Marche manifestement inspiré par le Gouvernement, cet article entend répliquer, pour le biogaz, la réforme des garanties d'origine de l'électricité renouvelable intervenue en 2017193(*) en prévoyant :

l'impossibilité pour le producteur de cumuler garanties d'origine et obligation d'achat, à l'article L. 446-6, sous peine de résiliation immédiate du contrat d'achat et de remboursement des sommes perçues dans le cadre de ce contrat à compter de la publication de la loi ;

la mise aux enchères des garanties d'origine de la production aidée par un organisme désigné par l'État et au bénéfice de l'État, mais étonnamment sans préciser que le produit de ces enchères viendrait en déduction des charges de service public (article L. 446-7).

En revanche, contrairement à l'électricité renouvelable, il est prévu que l'acheteur de biométhane puisse, par dérogation au dispositif, demander à bénéficier d'« une attestation de garantie d'origine » (article L. 446-10).

Enfin, l'article transpose l'exigence posée par la directive de reconnaissance des garanties d'origine émises par d'autres États membres (article L. 446-8) et précise les caractéristiques et les effets des garanties d'origine du biogaz (une garantie prise en compte par MWh de biogaz injecté, à utiliser dans l'année suivant l'injection et qui a seule valeur de certification de l'origine sur le territoire national, article L. 446-9).

En séance publique, outre des amendements rédactionnels du rapporteur, plusieurs modifications ont été apportées au dispositif sans en changer la philosophie, et une disposition nouvelle sur le financement participatif des projets de production de biogaz a été ajoutée :

- pour éviter que le transfert des garanties d'origine à l'État ne désincite les fournisseurs de gaz naturel, qui ne sont pas des acheteurs obligés contrairement à l'électricité, à conclure des contrats d'achat avec des producteurs de biogaz194(*), deux amendements identiques du Gouvernement de M. Duvergé et plusieurs de ses collègues ont été adoptés pour obliger les fournisseurs approvisionnant plus de 10 % du marché à conclure des contrats d'achat, cette obligation remplaçant le dispositif actuel prévoyant la désignation d'un acheteur de dernier recours désigné par l'autorité administrative ;

- un amendement de M. Pancher et plusieurs de ses collègues attribue aux producteurs un délai de six mois après les douze mois de validité de leurs garanties d'origine pour déclarer leur utilisation, comme autorisé par le droit européen ;

- deux amendements identiques de M. Sermier et de M. Pancher et plusieurs de ses collègues sous-amendés par le rapporteur prévoient que le transfert des garanties d'origine à l'État n'entrera en vigueur qu'à l'issue d'un délai de six mois ; en pratique et compte tenu des délais de construction, les premières unités concernées par le nouveau système entreraient en production dix-huit mois après la promulgation de la loi, ce qui laisserait un temps suffisant pour que le système de mise aux enchères soit mis en place à leur mise en service ;

- un amendement de M. Duvergé et plusieurs de ses collègues répliquant pour les projets de production de biogaz les possibilités d'investissement participatif existantes pour l'électricité telles qu'elles sont définies à l'article L. 314-28.

III. La position de la commission

En l'état, la réforme des garanties d'origine du biogaz prévue au présent article, introduite sans qu'aucune concertation préalable avec les acteurs n'ait été organisée, fait peser un fort risque de déstabilisation sur une filière naissante dont les équilibres économiques restent fragiles.

Si le système actuel mérite effectivement d'être amélioré, une telle réforme ne peut être conduite dans la précipitation et alors même que le Gouvernement s'était engagé auprès de la filière à discuter du sujet après la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE).

Combinée à une trajectoire de développement du biogaz fixée par le projet de PPE qui serait très en-deçà des 10 % de gaz renouvelable visés par la loi en 2030, a fortiori si elle restait conditionnée à des baisses de coûts inatteignables, cette réforme interroge sur la volonté du Gouvernement de promouvoir véritablement le gaz renouvelable en France.

En voulant répliquer au biogaz la réforme intervenue pour l'électricité renouvelable, le dispositif ignore les différences entre les deux filières, tant en termes de degré de maturité - la filière biogaz en est à ses débuts quand les premiers parcs éoliens ou solaires arrivent déjà à la fin de leur contrat de soutien - que de situation de départ du point de vue des garanties d'origine - d'ores et déjà valorisées pour le biogaz, où le transfert au profit de l'État induirait une perte de recettes, contrairement à l'électricité soutenue dans le cadre de l'obligation d'achat, dont les garanties d'origine n'étaient pas valorisées par l'acheteur obligé.

Sur la proposition du rapporteur, la commission a donc adopté, outre un amendement COM-190 rédactionnel :

- un amendement COM-191 décalant l'entrée en vigueur de la réforme à dix-huit mois après la promulgation de la loi, pour donner le temps à la concertation de s'organiser et permettre à l'ordonnance prévue à l'article 6 pour transposer la directive du 11 décembre 2018195(*) d'ajuster ou de revoir le mécanisme en fonction des résultats de la concertation. Ce délai, qui est parfaitement compatible avec le délai de transposition prévu par la directive, fixé au 30 juin 2021, dont l'article 6 du présent projet de loi prévoit par ailleurs la transposition par voie d'ordonnance, correspond également au délai nécessaire à la mise en oeuvre effective du système, comme le montre le précédent de la réforme intervenue pour l'électricité renouvelable, votée en 2017 et qui commence seulement à s'appliquer ;

- un amendement COM-189 prévoyant que les collectivités territoriales et leurs groupements disposeront d'un accès privilégié aux garanties d'origine de la production issue de leurs territoires, afin de favoriser les usages du biogaz dans le cadre de « boucles locales » ; cet accès, dont les modalités devront être précisées par décret, devra permettre aux collectivités d'acquérir ces garanties d'origine à des prix inférieurs au marché et pour des volumes et des prix garantis sur plusieurs années ; en complément de la possibilité d'allotir les garanties mises aux enchères par filière et par zone géographique, cet accès privilégié permettra d'éviter que la mise aux enchères des garanties d'origine au sein d'un système centralisé ne déconnecte leur valorisation des territoires ;

- un amendement COM-188 ajoutant le biogaz non injecté au dispositif, par cohérence avec la création d'un dispositif de soutien de ce biogaz par l'article 25 du projet de loi d'orientation des mobilités, en cours d'examen ;

- un amendement COM-187 de coordination juridique avec ce même article 25 du projet de loi d'orientation des mobilités qui procède pour partie aux mêmes modifications et introduit ces dispositions relatives au biogaz non injecté ;

- enfin, un amendement COM-192 destiné à lever un doute sur l'application, pour le passé, de l'exonération de taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques (TICPE) applicable au biogaz utilisé en cogénération.

Comme les dispositions relatives au financement participatif, auxquelles la commission est par ailleurs favorable, la réforme des garanties d'origine du biogaz et la clarification des règles fiscales applicables au biogaz utilisé en cogénération présentent un lien avec les dispositions du texte déposé relatives à l'atteinte de la neutralité carbone en ce qu'elles fixent un cadre juridique visant à sécuriser et à accélérer la substitution du biogaz aux gaz fossiles.

La commission a adopté l'article 6 septies ainsi modifié.

Article 6 octies
(article L. 447-1 [nouveau] du code de l'énergie)

Habilitation à légiférer par ordonnance pour définir le cadre juridique
de l'hydrogène et traçabilité de l'hydrogène renouvelable

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale habilite le Gouvernement à légiférer par ordonnance pour définir le cadre juridique de l'hydrogène et institue un dispositif de garanties d'origine de l'hydrogène renouvelable.

I. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

Introduit en commission par un amendement du Gouvernement, cet article vise à accompagner le développement de l'hydrogène, dont il est rappelé qu'il est appelé à occuper « une place de plus en plus importante dans le mix énergétique, soit en usage direct (pour l'industrie, pour la mobilité), soit comme outil de flexibilité pour les réseaux »196(*).

Pour ce faire, il est prévu d'habiliter le Gouvernement à légiférer par ordonnance197(*), dans l'année suivant la promulgation de la loi, pour :

définir « la terminologie » des différents types d'hydrogène en fonction de la source d'énergie utilisée pour sa production » ;

permettre la production, le transport, le stockage et la traçabilité de l'hydrogène - l'article 6 sexies posant déjà le principe d'un droit d'accès aux réseaux des gaz renouvelables, dont l'hydrogène, et des gaz de récupération ;

établir un cadre de soutien pour l'hydrogène produit à partir d'énergies renouvelables.

En outre, il est proposé d'instituer dès à présent dans le code de l'énergie, au sein d'un nouvel article L. 447-1, un dispositif de garanties d'origine pour l'hydrogène d'origine renouvelable, sans plus de précisions sur ses modalités qui sont renvoyées à un décret en Conseil d'État.

En séance publique, l'article n'a pas été modifié.

III. La position de la commission

La commission est favorable aux dispositions proposées à une réserve d'importance près : la limitation du dispositif de soutien à l'hydrogène renouvelable en ce qu'elle exclut la possibilité de soutenir l'hydrogène produit à partir d'une électricité faiblement émettrice de gaz à effet de serre.

Malgré la volonté du rapporteur, il n'a toutefois pas été possible d'amender le dispositif pour l'étendre à l'hydrogène bas carbone du fait des articles 38 et 40 de la Constitution, qui ne permettent pas à un amendement d'origine parlementaire d'étendre le champ d'une habilitation ni d'augmenter une charge publique, et a donc dû se contenter d'adopter un amendement COM-193 du rapporteur purement rédactionnel.

Un tel mécanisme de soutien à l'hydrogène bas carbone serait pourtant parfaitement cohérent avec les objectifs du projet de loi initial, que les députés ont même complété par une disposition visant explicitement le développement de l'hydrogène bas carbone et renouvelable, avec un objectif chiffré de part à atteindre dans les usages industriels de la molécule. Comme l'hydrogène renouvelable, l'hydrogène bas carbone peut en effet contribuer massivement à la décarbonation de l'hydrogène industriel et du gaz transitant dans les réseaux ou au stockage de l'électricité renouvelable.

Pour atteindre ces objectifs, rien ne justifie que l'hydrogène produit à partir d'électricité faiblement émettrice de gaz à effet de serre soit traité différemment de l'hydrogène produit à partir d'électricité renouvelable.

Dans les deux cas, les coûts de production de l'hydrogène par électrolyse de l'eau, qui sont plus élevés que ceux de l'hydrogène fossile produit par reformage, justifient qu'un dispositif de soutien soit mis en place pour compenser transitoirement ce différentiel de coût et accompagner la maturation de la filière.

Pour remplacer l'hydrogène « gris » par de l'hydrogène « vert », toutes les sources d'énergie bas carbone et renouvelables doivent être mobilisées et soutenues.

En outre, la commission a adopté un amendement COM-194 du rapporteur réduisant à trois mois le délai de dépôt du projet de loi de ratification.

La commission a adopté l'article 6 octies ainsi modifié.

Article 6 nonies A (nouveau)

Rapport sur les modalités de prise en compte des externalités positives
du biogaz dans la fixation du niveau des soutiens publics

Objet : cet article ajouté par la commission demande au Gouvernement de remettre au Parlement, avant le 1er septembre 2020, un rapport sur les modalités de prise en compte des externalités positives du biogaz dans la détermination des conditions d'achat ou du complément de rémunération.

Par un amendement COM-195 du rapporteur, la commission a adopté cet article 6 nonies A prévoyant la remise d'un rapport sur la façon dont les dispositifs de soutien public pourraient mieux valoriser les externalités positives du biogaz.

Alors que le Gouvernement conditionne l'atteinte des objectifs de développement du biogaz à des baisses de coût importantes, il apparaît en effet essentiel d'intégrer à la réflexion la prise en compte de l'ensemble de ces externalités positives, qui sont nombreuses et vont bien au-delà des seuls enjeux énergétiques : diversification des revenus pour les agriculteurs, réduction des déchets et du recours aux engrais, création d'emplois très localisés, etc.

Ces externalités positives étant d'ores et déjà bien documentées, le rapport demandé pourra en particulier étudier plusieurs schémas de financement, parmi lesquels un financement assuré exclusivement par le soutien aux énergies renouvelables ou des financements complémentaires pour chacune des externalités positives du biogaz.

La commission a adopté l'article 6 nonies A ainsi rédigé.

Article 6 nonies
(article L. 342-1 du code de l'énergie)

Mutualisation des coûts dans le cadre des schémas régionaux
de raccordement au réseau des énergies renouvelables

Objet : cet article introduit à l'Assemblée nationale vise à éviter que des producteurs d'énergie renouvelable s'exonèrent du paiement de la quote-part des ouvrages de raccordement qui est exigible dans le cadre des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables.

I. Le droit en vigueur

Pour mutualiser les coûts de raccordement au réseau des installations de production d'énergies renouvelables s'inscrivant dans un schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR), et ainsi éviter que le premier producteur à se raccorder paie l'adaptation du réseau pour tous les autres, ce qui créerait à la fois une barrière à l'entrée pour le premier producteur et un effet d'aubaine pour les suivants, l'article L. 342-1 du code de l'énergie dispose qu'en plus des ouvrages propres à l'installation, le raccordement comprend une quote-part des ouvrages créés en application du S3REnR.

Puis l'article L. 342-12 précise que pour ces mêmes installations inscrites dans le schéma, « le producteur est redevable d'une contribution au titre du raccordement propre à l'installation ainsi qu'au titre de la quote-part définie dans le périmètre de mutualisation » défini par le schéma.

Enfin, l'article D. 321-10 prévoit deux exceptions à l'inscription dans le S3REnR, pour les petites installations (dont la puissance de raccordement est inférieure à 100 kilovoltampères) et pour les installations dont les conditions de raccordement sont prévues dans le cadre d'une procédure de mise en concurrence.

II. Le texte adopté à l'Assemblée

Introduit en séance publique par un amendement du Gouvernement, cet article 6 nonies revient sur la rédaction de l'article L. 342-1 pour :

- d'une part, au 1°, préciser qu'il est question du raccordement d'une installation de production renouvelable dans le cadre du S3REnR, « le producteur est redevable des ouvrages propres à l'installation ainsi que d'une quote-part des ouvrages créés en application de ce schéma » ; ce faisant, l'article L. 342-1 ne ferait que redire ce que l'article L. 342-12 prévoit déjà très explicitement et une confusion serait même créée entre la définition du raccordement lui-même et ses conséquences en termes de répartition des coûts ;

- d'autre part, par le 2°, « donner une base légale plus claire à l'article D. 321-10 » en mentionnant les deux exceptions à l'inscription au S3REnR dans la loi ; le Gouvernement précise qu'au vu des « contentieux opportunistes de producteurs qui cherchent à se raccorder sans payer la quote-part », il s'agit de rendre « indiscutables » les cas d'exonérations.

III. La position de la commission

La commission souscrit à l'objectif d'éviter que des producteurs d'énergies renouvelables cherchent à s'exonérer de la logique de mutualisation mise en oeuvre dans le cadre des S3REnR, qui permet de déployer les énergies renouvelables au meilleur coût pour la collectivité et de répartir équitablement ces coûts entre les producteurs.

Par un amendement COM-196 du rapporteur, elle a souhaité mieux articuler les dispositions de l'article L. 342-1, qui définit ce que comprend le raccordement lorsque l'installation s'inscrit dans un S3REnR, avec celles de l'article L. 342-12, qui précise de quels éléments le producteur est redevable dans ce cas, en précisant notamment que :

- seules les installations de production d'énergies renouvelables dont les modalités de financement du raccordement ont été fixées par ailleurs, notamment dans le cadre d'appels d'offres, ne s'inscrivent pas dans le schéma ;

- s'agissant des installations de faible puissance, les producteurs sont exonérés du paiement de la quote-part dans des conditions précisées par voie réglementaire.

Cette rédaction clarifie donc le fait qu'à l'exception de ces deux cas, les producteurs sont toujours redevables du paiement de la quote-part des ouvrages créés en application du schéma.

Enfin, cet article présente un lien indirect avec le texte déposé en ce qu'il vise à améliorer la mutualisation des coûts de raccordement des énergies renouvelables qui contribuent à l'atteinte des objectifs de neutralité carbone et de baisse des énergies fossiles.

La commission a adopté l'article 6 nonies ainsi modifié.

Article 7 A (nouveau)
(article L. 133-1 du code de l'énergie)

Consolidation d'une procédure applicable au comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDIS)

Objet : cet article introduit par la commission tend à conforter la sécurité juridique des procédures engagées devant le comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDIS) de la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

Le comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDIS) constitue, avec le collège, l'un des deux organes de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) (article L. 132-1 du code de l'énergie).

Il est compétent notamment pour les différends impliquant les utilisateurs des réseaux de distribution et de transport d'électricité ou de gaz (Article L. 134-19 du code de l'énergie)

La procédure applicable devant le CoRDIS présente des garanties et respecte le principe du contradictoire.

À titre d'exemple, l'article L. 133-1 du code de l'énergie dispose que « lorsque le comité délibère en matière de sanction, le membre du comité qui a prononcé une mise en demeure [...] ne participe pas au délibéré des décisions prises par le comité ».

Cependant, selon l'étude d'impact annexée au projet de loi198(*), il pourrait être utile de préciser dans la loi que cette interdiction s'applique également dans le cas où aucune mise en demeure n'a été prononcée.

À l'initiative du rapporteur, la commission a donc adopté un amendement (COM-197) clarifiant sur ce point la rédaction de l'article L. 133-1 du code de l'énergie, la modification apportée étant applicable aux procédures engagées après la publication de la loi.

Cette évolution est en lien avec le projet de loi, dont l'article 7 traite des procédures applicables aux CoRDIS ; elle vise à conforter les pratiques existantes au sein de ce comité, dans l'attente de sa réforme globale devant intervenir en application de l'ordonnance prévue au II de ce même article.

La commission a adopté l'article 7 A ainsi rédigé.

Article 7
(article L. 132-2 du code de l'énergie)

Modification de procédures relatives
à la Commission de régulation de l'énergie (CRE)

Objet : cet article vise à modifier les règles de renouvellement du collège de la CRE et à autoriser le Gouvernement à légiférer par ordonnance afin de modifier la procédure du comité de règlement des différents et des sanctions (CoRDIS) et d'autoriser la CRE à agir devant les juridictions et à transiger dans le cadre des litiges liés au paiement de la contribution au service public de l'électricité (CSPE).

I. Le droit en vigueur

A. Autorité administrative indépendante instituée par la loi de « Modernisation de l'électricité » du 10 février 2000199(*)200(*), la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a pour mission de concourir au « bon fonctionnement du marché de l'électricité et du gaz au bénéfice des consommateurs finals » (article L. 131-1 du code de l'énergie).

Dans cette perspective, la CRE veille à l'absence d'entrave à la concurrence dans les conditions d'accès aux réseaux de transport et de distribution, au respect par les gestionnaires de ces réseaux de leurs obligations et à l'effectivité des mesures de protection des consommateurs.

En outre, elle surveille les transactions entre les fournisseurs, les négociants et les producteurs, y compris celles relatives aux échanges de quotas de gaz à effet de serre (GES) (articles L. 131-2 et L. 131-3 du même code).

Pour assurer ses missions, la CRE comprend un collège et un comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDIS) (article L. 132-1 du même code).

B. Le collège délibère sur les décisions et avis de la CRE.

Il est composé de six membres (article L. 132-2 du code de l'énergie) :

- le président, nommé par décret du président de la République ;

- deux membres nommés respectivement par les présidents de l'Assemblée nationale et du Sénat, en raison de leurs qualifications dans les domaines de la « protection des données personnelles » pour le premier, et des « services publics locaux de l'énergie » pour le second (1° et 2°) ;

- deux membres nommés par décret en raison de leurs qualifications dans les domaines de la « protection des consommateurs d'énergie et de la lutte contre la précarité énergétique » pour l'un, et de la « maîtrise de la demande d'énergie et des énergies renouvelables » pour l'autre (3° et 4°) ;

- un membre nommé par décret sur proposition du ministre chargé de l'outre-mer, en raison de sa connaissance et de son expérience des zones non interconnectées (5°).

Le collège est composé de manière à respecter la parité entre les femmes et les hommes.

En l'état actuel du droit, deux dispositions contradictoires fixent les modalités de renouvellement du collège : celui-ci intervient « par tiers tous les deux ans », selon la seconde phrase du deuxième alinéa de l'article L. 132-2 du code de l'énergie, et « par moitié tous les trois ans », à l'avant-dernier alinéa de ce même article.

En effet, la loi sur le « statut général des autorités administratives indépendantes » du 20 janvier 2017201(*) qui devait aligner la CRE sur le principe d'un renouvellement « par moitié tous les trois ans » applicable aux autres AAI a laissé subsister la disposition précédente.

C. Quant au CoRDIS, il intervient notamment pour les différends auxquels sont confrontés les utilisateurs des réseaux de distribution et de transport d'électricité ou de gaz (article L. 134-19 du code de l'énergie) et peut ordonner des mesures conservatoires ou des sanctions (articles L. 134-22 à L. 134-34 du même code).

Il est composé de quatre membres202(*) : deux conseillers d'État et deux conseillers à la Cour de cassation, désignés par leurs juridictions respectives.

D. La CRE est concernée au premier chef par le traitement des litiges liés à la contribution au service public de l'électricité (CSPE), le Conseil d'État l'ayant désignée comme « autorité compétente » pour statuer sur les demandes de restitution des sommes versées au titre de cet impôt dans un avis du 22 juillet 2015203(*).

Pour rappel, telle qu'elle avait été instituée, la CSPE était une imposition indirecte sur les livraisons d'électricité au consommateur final, dont les recettes étaient affectées à une pluralité de dépenses.

Or, des contribuables avaient contesté la conformité de la CSPE au regard du droit de l'Union européenne.

Saisie d'une question préjudicielle transmise par le Conseil d'État, la Cour de justice de l'Union européenne, dans son arrêt du 25 juillet 2018204(*), a relevé que les finalités de la CSPE étaient de nature tout à la fois :

environnementale, à travers le paiement des surcoûts résultant de l'obligation d'achat, par les fournisseurs, de l'électricité obtenue à partir de sources d'énergie renouvelable et par cogénération ;

territoriale et sociale, via la compensation des surcoûts liés à la mise en oeuvre de la péréquation tarifaire et d'une réduction de prix pour les ménages en situation de précarité ;

administrative, puisque finançant le Médiateur national de l'énergie et la Caisse des dépôts et consignations (CDC).

Or, dans cet arrêt, la CJUE a rappelé que, si la directive européenne sur les produits soumis à accise de 1992205(*) admet qu'une imposition soit maintenue ou introduite en plus de l'accise elle-même, c'est à la condition que cette imposition poursuive une « finalité spécifique ».

En l'espèce, la Cour a considéré que la CSPE poursuivait une telle finalité pour sa seule part environnementale, reconnaissant ainsi aux contribuables la possibilité de « prétendre à un remboursement partiel » à proportion des autres parts (territoriale, sociale et administrative).

Tirant les conséquences de cette question préjudicielle, le Conseil d'État a reconnu à son tour ce remboursement partiel206(*), les demandes formées à la suite de la décision de la CJUE étant toutefois irrecevables.

Au total, la CRE a été saisie de 55 000 demandes de restitution et le tribunal administratif de Paris de 15 000 requêtes, selon les éléments transmis au rapporteur par la CRE.

Comme l'a évalué un rapport d'information publié récemment par l'Assemblée nationale207(*), le risque financier pour l'État lié aux demandes de restitution de la CSPE s'élèverait à 5 milliards d'euros, ce dernier ayant provisionné 1,2 million d'euros au 31 décembre 2017.

II. Le projet initial du Gouvernement

A. Le I de l'article 7 modifie les conditions de renouvellement du collège de la CRE en supprimant la disposition prévoyant que celui-ci intervient « par tiers tous les deux ans » (seconde phrase du deuxième alinéa) et en maintenant celle indiquant qu'il est procédé « par moitié tous les trois ans » (avant dernier alinéa).

Selon l'étude d'impact annexée au projet de loi, il s'agit de corriger une « scorie » et de faire prévaloir le principe du renouvellement « par moitié tous les deux ans » appliqué à l'ensemble des autorités administratives indépendantes et des autorités publiques indépendantes.

B. Le II de l'article 7 habilite le Gouvernement à prendre par ordonnance, dans un délai de six mois, toute mesure relevant de la loi afin :

- d'une part, de renforcer l'effectivité du droit au recours, des droits de la défense et du principe du contradictoire en ce qui concerne les procédures de règlement des différends et des sanctions du CoRDIS ;

- d'autre part, de permettre à la CRE d'agir devant les juridictions.

Il est prévu qu'un projet de loi soit déposé devant le Parlement dans un délai de 3 mois à compter de la publication de l'ordonnance.

L'étude d'impact annexée au projet de loi précise que la réforme de la procédure du CoRDIS a pour but de mieux séparer les fonctions de poursuite, d'instruction et de jugement, conformément à la jurisprudence du Conseil constitutionnel.

À titre d'exemple, le Gouvernement indique qu'il est nécessaire de compléter les dispositions législatives qui interdisent au membre chargé de l'instruction de participer au délibéré, dans la mesure où celles-ci ne visent pas explicitement le cas où ce membre n'aurait pas prononcé de mise en demeure (article L. 133-1 du code de l'énergie).

S'agissant de l'octroi à la CRE d'une capacité d'agir devant les juridictions, aucun élément précis ne figure dans l'étude d'impact.

L'exposé des motifs du projet de loi donne en revanche quelques éléments sur l'intention du Gouvernement, puisqu'il précise qu'il s'agit « d'habiliter la CRE à déposer des observations devant la Cour de cassation ou à former un recours contre un arrêt de la cour d'appel de Paris si ce dernier n'est pas contesté par l'une des parties ».

Dans son avis sur le projet de loi du 25 avril 2019, le Conseil d'État a estimé que cette habilitation « ne soulève pas de difficulté juridique »208(*).

C. Le III de l'article 7 prévoit lui aussi une habilitation du Gouvernement à légiférer par ordonnance pour autoriser la CRE à transiger sur les demandes de restitution de la CSPE au titre des années 2009 et 2015.

L'étude d'impact justifie le fait d'octroyer une telle capacité à la CRE par le fait que cette instance a été désignée par le Conseil d'État209(*) comme « autorité compétente » sur ces demandes, comme indiqué précédemment.

Cependant, elle ne dispose que du pouvoir d'agir en justice par le biais de son président (article L. 132-1 du code de l'énergie), un pouvoir de transaction en matière fiscale n'étant reconnu qu'à l'administration fiscale (article L. 247 du livre des procédures fiscales).

Dans l'avis précité, le Conseil d'État a qualifié « d'indispensable » l'adoption d'une disposition législative donnant compétence à la CRE pour transiger sur ces demandes.

III. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission, les députés ont adopté, outre une modification rédactionnelle à l'initiative du rapporteur pour la commission des affaires économiques, un amendement présenté par le Gouvernement visant à réduire de 6 à 5 le nombre des membres du collège de la CRE (et donc de 5 à 4 celui des membres de ce collège autres que son président).

Cet amendement conduirait à ce que le président de l'Assemblée nationale désigne un membre en raison de ses qualifications dans les domaines de « la protection des consommateurs d'énergie et de la lutte contre la précarité énergétique », alors que le droit existant vise la « protection des données personnelles ».

Cependant, ce dispositif ne paraît pas correspondre avec l'objet de l'amendement qui prévoit, quant à lui, non de remplacer un domaine par un autre mais de « rapprocher ces deux missions au sein du portefeuille du même membre du collège », ceci « afin de tenir compte des synergies entre les thématiques de la protection du consommateur et de la protection des données personnelles ».

Corrélativement, dans la mesure où le collège serait composé d'un nombre impair de membres, l'amendement supprimerait l'application de la règle de la parité femmes-hommes dans sa composition, pour lui préférer le principe selon lequel « l'écart entre le nombre de femmes et le nombre d'hommes ne peut être supérieur à un ».

IV. La position de la commission

La commission partage le principe d'une réforme de certaines procédures applicables à la CRE, même si elle regrette qu'elle intervienne par la voie d'une habilitation à légiférer par ordonnance, d'autant que l'étude d'impact du projet de loi ne fournit que des éléments très lacunaires sur son contenu.

Elle relève le caractère inédit qui consiste à confier à une AAI le pouvoir de transiger afin d'éteindre les litiges en cours, et fait part de sa préoccupation quant au risque financier que les demandes de restitution de CSPE pourraient représenter pour l'État.

Dans ce contexte, la commission a adopté deux amendements, proposés par le rapporteur, visant à encadrer davantage l'habilitation à légiférer par ordonnance prévue au III de l'article 7.

Le premier amendement (COM-199) précise que les modalités de règlement du litige ne doivent pas « s'inscrire dans le cadre tracé » par l'arrêt de la Cour de Justice de l'Union européenne du 25 juillet 2018 mais bien « le respecter ».

À cet égard, elle rappelle que le Conseil d'État, dans l'avis susmentionné, a relevé « la nécessité d'encadrer strictement les transactions qui seront menées ».

En ce qui concerne la modification des qualifications requises par le membre du collège de la CRE nommé par le Président de l'Assemblée nationale, la commission observe que cette évolution conduit à élargir le champ de qualification de ce membre, qui passerait de la « protection des données personnelles » à « la protection des consommateurs d'énergie et [...] la lutte contre la précarité énergétique ».

C'est pourquoi la commission a adopté un second amendement (COM-198) tendant, par parallélisme, à étendre les qualifications requises pour le membre du collège désigné par le Président du Sénat.

Ce membre, actuellement choisi en raison de ses compétences dans le domaine des « services publics locaux de l'énergie », le serait également au regard de celles en matière « d'aménagement du territoire ».

De la sorte, les membres désignés par l'Assemblée nationale et le Sénat auraient tous deux plusieurs qualifications : la protection des consommateurs d'énergie et la lutte contre la précarité énergétique, pour le premier, les services publics locaux de l'énergie et l'aménagement du territoire, pour le second.

La commission a adopté l'article 7 ainsi modifié.

Article 7 bis A (nouveau)
(articles L. 121-7 et L. 121-26 du code de l'énergie)

Avis de la Commission de régulation de l'énergie sur les décrets relatifs
au calcul des charges de service public de l'électricité

Objet : cet article ajouté par la commission prévoit que les décrets relatifs au calcul des charges de service public de l'électricité sont pris après avis de la Commission de régulation de l'énergie.

Par un amendement COM-103 rect. bis du groupe socialiste et républicain, la commission a adopté cet article 7 bis A prévoyant que les décrets en Conseil d'État prévus aux articles L. 121-7 et L. 121-26 pour préciser les modalités de calcul des charges imputables aux missions de service public de l'électricité, qui font l'objet d'une compensation par l'État, doivent être pris après avis de la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

Cette disposition est parfaitement cohérente avec les missions dévolues à la CRE en matière de calcul des charges de service public de l'électricité. L'article L. 121-9 dispose ainsi que « chaque année, la Commission de régulation de l'énergie évalue le montant des charges » ; de même, l'article L. 121-7 précise d'ores et déjà qu'il appartient à la CRE d'évaluer les modalités de prise en compte des coûts d'études préalables à la réalisation de projets d'approvisionnement électrique dans les zones non interconnectées, et l'article L. 121-24 prévoit encore que la CRE fixe les méthode de calcul de la valeur des garanties de capacité qui vienne en déduction des charges de service public.

Par cohérence, il apparaît donc logique que la CRE donne son avis sur les décrets relatifs aux modalités de calcul de ces charges.

En outre, ces dispositions portant sur les compétences de la CRE, elles présentent un lien avec l'article 7 du projet de loi initial relatif à l'organisation et aux attributions de la CRE.

La commission a adopté l'article 7 bis A ainsi rédigé.

Article 7 bis
(articles L. 121-7 et L. 141-5 du code de l'énergie)

Mise en oeuvre d'actions de maîtrise de la demande d'électricité par les collectivités et les opérateurs publics dans les zones non interconnectées

Objet : cet article ajouté à l'Assemblée nationale permet aux collectivités et opérateurs des zones non interconnectées mettant en oeuvre des actions de maîtrise de la demande d'électricité d'être compensés par l'État dans la limite des surcoûts de production que ces actions permettent d'éviter.

I. Le droit en vigueur

L'article L. 121-7 du code de l'énergie dispose que parmi les charges de service public de l'électricité dans les zones non interconnectées (ZNI) qui sont intégralement compensées par le budget de l'État, figurent notamment « les coûts supportés par les fournisseurs d'électricité en raison de la mise en oeuvre d'actions de maîtrise de la demande » d'électricité (MDE), dans la limite des surcoûts de production que ces actions permettent d'éviter.

En prenant en charge ces dépenses de MDE, l'objectif est de diminuer les surcoûts, importants, mis à la charge de la collectivité nationale pour financer la péréquation tarifaire avec les ZNI.

II. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

Introduit en commission par un amendement du Gouvernement, cet article 7 bis entend permettre aux collectivités et aux opérateurs publics de mettre en oeuvre directement des actions de MDE dans les ZNI, sans qu'il soit nécessaire de contractualiser avec un fournisseur d'électricité qui seul pouvait se voir compenser ses coûts.

Pour ce faire, les collectivités et les opérateurs publics - dont la liste, pour ces derniers, sera arrêtée par le ministre chargé de l'énergie - devront respecter les règles qui auront été préalablement définies par les programmations pluriannuelles de l'énergie (PPE) locales visées à l'article L. 141-5.

En séance publique, seul un amendement rédactionnel du rapporteur a été adopté.

II. La position de la commission

L'article 7 bis introduit une souplesse supplémentaire dans la mise en oeuvre des actions de MDE dans les ZNI dont on peut espérer qu'elle permettra de réduire les surcoûts liés à la péréquation tarifaire, pour autant que ces actions soient bien encadrées et contrôlées.

Dans la mesure où les actions de MDE contribuent à réduire les consommations d'énergie, en particulier d'origine fossile compte tenu du mix de production électrique des ZNI, ainsi qu'à l'atteinte de la neutralité carbone sur l'ensemble du territoire national, cet article est par ailleurs en lien avec les dispositions du texte déposé.

Sur la proposition du rapporteur, la commission a adopté un amendement COM-200 rédactionnel.

La commission a adopté l'article 7 bis ainsi modifié.

Article 7 ter
(articles L. 134-18 du code de l'énergie)

Introduction d'une possibilité de délégation de compétence
au sein de la Commission de régulation de l'énergie (CRE)

Objet : cet article tend à permettre à la CRE de déléguer à son président tout ou partie de ses attributions relatives au recueil des informations nécessaires à l'accomplissement de ses missions.

I. Le droit en vigueur

A. L'article L. 132-1 du code de l'énergie210(*) dispose que « les attributions confiées à la Commission de régulation de l'énergie ou à son président sont respectivement exercées par le collège ou par son président. »

Il en résulte que le recueil par la CRE de « toutes les informations nécessaires » à l'accomplissement de ses missions auprès du ministre ainsi que des exploitants, des opérateurs, des fournisseurs et des entreprises intervenant dans les marchés de l'électricité et du gaz énumérés (article L. 134-18 du même code) est réalisé par le collège et non par son président.

Il en va de même de la notification aux fournisseurs et à EDF du complément de prix à acquitter par les premiers, lorsque les droits d'accès à l'électricité nucléaire historique alloués en début de période sont supérieurs aux droits correspondant à la consommation constatée des consommateurs finals et des gestionnaires de réseaux (article L. 336-5 du même code).

B. Selon les éléments communiqués par la CRE au rapporteur, cette dernière a réalisé 52 demandes d'information sur le marché de détail et de gros en 2018, et 81 notifications dans le cadre de l'accès régulé à l'énergie nucléaire historique (Arenh) en 2019.

II. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission, les députés ont adopté un amendement présenté par Mme Tiegna et les membres du groupe La République en Marche visant à autoriser le collège de la CRE à déléguer à son président les formalités administratives prévues aux articles L. 134-18 et L. 336-5 du code de l'énergie, ce dernier pouvant à son tour déléguer sa signature au directeur général voire à tout agent de la commission.

En séance publique, les députés ont adopté un amendement rédactionnel du rapporteur pour la commission des affaires économiques, conduisant à déplacer la partie du dispositif concernant la notification du complément de prix au sein de l'article 8 du projet de loi, dont l'objet porte précisément sur l'Arenh.

III. La position de la commission

L'introduction d'une possibilité pour le collège de la CRE de déléguer tout ou partie de ses attributions pour le recueil d'informations et la notification des compléments de prix est de nature à accélérer le traitement des demandes de la CRE.

Par ailleurs, l'article 7 ter présente un lien manifeste avec le projet de loi, puisque ce texte comprend des dispositions relatives aux modalités de fonctionnement internes de la CRE à son article 7.

Aussi la commission estime-t-elle utile cette disposition.

La commission a adopté l'article 7 ter sans modification.

Article 7 quater
(article L. 322-8 du code de l'énergie)

Déploiement expérimental de réseaux
et d'infrastructures électriques intelligents

Objet : cet article ajouté à l'Assemblée nationale réintroduit le « bac à sable réglementaire » permettant d'expérimenter des dispositifs innovants en faveur de la transition énergétique et des réseaux et infrastructures électriques intelligents qui figurait dans la loi « Pacte » mais a été censuré par le Conseil constitutionnel.

I. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

Introduit en commission par un amendement du groupe La République en Marche, cet article reprend au mot près l'article 52 bis A211(*) de la loi « Pacte » mais dont le Conseil constitutionnel a jugé qu'il s'agissait d'un cavalier législatif.

Cet article permet de mettre en place un « bac à sable réglementaire » ou « régulatoire » permettant d'expérimenter des technologies ou services innovants en faveur de la transition énergétique et des réseaux et infrastructures intelligents en autorisant les opérateurs, sous le contrôle de l'autorité administrative ou de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) et sous conditions, à déroger à certaines obligations.

Concrètement, des acteurs du secteur de l'énergie pourront tester des produits ou des modèles économiques innovants dans un environnement réel mais en s'exonérant d'un certain nombre de contraintes juridiques, pour lesquelles des dérogations temporaires leur seront accordées, sous la supervision des pouvoirs publics. Ce type de dispositif existe depuis 2017 en Angleterre dans le secteur de l'énergie ; en France, l'Autorité de régulation des communications électroniques et des postes (Arcep) peut aussi alléger temporairement les obligations d'un opérateur pour l'accompagner dans le développement d'une technologie ou d'un service innovants212(*).

En séance publique, outre un amendement rédactionnel du rapporteur, il a simplement été précisé, toujours à l'initiative du rapporteur, que les gestionnaires de réseaux seront associés lorsqu'il sera dérogé à un ou plusieurs des articles relatifs à leurs missions.

II. La position de la commission

Lors de l'examen de la loi « Pacte », la commission spéciale puis le Sénat ont approuvé et complété cet article.

La rédaction proposée ici reprend l'intégralité des apports du Sénat, qui avaient été conservés dans le texte définitif : ouverture du dispositif au gaz, possibilité de renouveler une fois les dérogations, association des gestionnaires de réseaux et des autorités organisatrices, publicité du suivi et de l'évaluation par la CRE.

Approuvant la philosophie générale du dispositif, la commission a simplement supprimé, par deux amendements identiques COM-102 du groupe socialiste et COM-202 du rapporteur, la partie de l'article ajoutée en nouvelle lecture à l'Assemblée nationale sur la loi « Pacte » pour clarifier les missions des gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité en matière d'études de raccordement, disposition sans lien avec l'article et qui a par ailleurs été adoptée conforme dans le projet de loi d'orientation des mobilités213(*) en cours d'examen.

Elle a également adopté, sur la proposition du rapporteur, un amendement COM-201 de précision juridique.

En facilitant le développement de technologies et de services innovants en faveur de la transition énergétique et des réseaux et infrastructures intelligents - qui permettront notamment de réduire les consommations -, cet article 7 quater est en lien direct avec l'objectif d'atteinte de la neutralité carbone figurant dans le texte déposé.

La commission a adopté l'article 7 quater ainsi modifié.

Article 8
(articles L. 134-4, L. 336-2, L. 336-5 et L. 337-16 du code de l'énergie)

Accès régulé à l'électricité nucléaire historique (Arenh) : relèvement du plafond, révision du prix et adaptation du complément de prix en cas d'atteinte du plafond

Objet : initialement limité à l'adaptation des modalités de calcul et d'affectation du complément de prix en cas d'atteinte du plafond de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (Arenh), cet article procède désormais à une réforme substantielle de la régulation du nucléaire en augmentant le plafond de l'Arenh de 100 à 150 TWh et en permettant la révision de son prix au-delà des 42 euros/MWh actuels.

I. Le droit en vigueur

Créé par la loi du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité, dite « Nome »214(*), puis codifié aux articles L. 336-1 à L. 336-10 et L. 337-13 à L. 337-16 du code de l'énergie, l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (Arenh) permet aux fournisseurs alternatifs d'accéder, jusqu'au 31 décembre 2025 et sous la forme d'un droit d'option qu'ils sont libres d'exercer ou non en fonction des conditions de marché, à la production du parc nucléaire historique d'EDF à un prix et à la hauteur d'un volume maximal fixés par la puissance publique, soit 42 euros/MWh dans la limite de 100 TWh par an.

L'Arenh est donc un dispositif à la fois transitoire, « régulé et limité »215(*) et asymétrique en ce qu'EDF est tenu d'offrir à la vente, mais que les fournisseurs alternatifs ne sont pas tenus d'acheter.

1° Les objectifs initiaux de l'Arenh

À la lecture du dispositif et de l'exposé des motifs de la loi « Nome », l'Arenh devait répondre à quatre grands objectifs :

- « Assurer la liberté de choix du fournisseur d'électricité »216(*), c'est-à-dire permettre à la concurrence de s'exercer sur le marché de la fourniture dans un contexte où l'opérateur historique, EDF, conservait une position dominante malgré l'ouverture à la concurrence initiée dès 1996. Ce faisant, la création de l'Arenh était une réponse à plusieurs procédures ouvertes par la Commission européenne à l'encontre des tarifs réglementés français217(*), présumés constituer des aides d'État, qu'elle a contribué à clôturer218(*).

Considérant qu'il existe aujourd'hui plus d'une trentaine de fournisseurs d'électricité actifs sur le marché de détail, dont certains ont atteint une taille conséquente219(*), qu'ils fournissaient, fin 2018, 22 % des sites et 35 % de la consommation d'électricité220(*) ou encore qu'EDF perd environ 100 000 clients par mois, ce premier objectif, auquel l'Arenh a indéniablement participé221(*), est largement atteint.

- « [Faire] bénéficier l'attractivité du territoire et l'ensemble des consommateurs de la compétitivité du parc électronucléaire français »222(*), c'est-à-dire faire en sorte que l'investissement des Français dans la construction de ce parc bénéficie à tous les consommateurs, quel que soit leur fournisseur et leur type d'offres. Jusqu'en 2019, cet objectif a lui aussi été pleinement rempli, en particulier dans les années où le prix de marché de gros était supérieur à 42 euros/MWh, où l'Arenh a apporté aux consommateurs une stabilité et une visibilité sur une part conséquente de leur consommation - entre 60 % et 95 % selon les profils223(*).

Toutefois, le dépassement du plafond en 2019 n'a pas permis à l'Arenh de jouer à plein, les consommateurs bénéficiant alors d'une proportion d'Arenh de 53 % au lieu de 70 % du fait de l'écrêtement224(*) (cf. infra).

- « Assurer le financement du parc de production existant »225(*) : l'article L. 337-14 dispose que l'Arenh doit être « représentatif des conditions économiques de production d'électricité » du parc nucléaire historique « sur la durée du dispositif », soit de janvier 2011 à décembre 2025, et « assurer une juste rémunération » à EDF.

Initialement fixé par arrêté à 40 euros/MWh, sur la base de la méthodologie proposée par la commission Champsaur de 2011 qui avait suggéré un prix de 39 euros/MWh226(*) et en « cohérence » avec le tarif de retour dit « TaRTAM » qui l'avait précédé, ce prix a ensuite été relevé à 42 euros à partir du 1er janvier 2012 afin de couvrir le coût anticipé des mesures de sûreté à mettre en place suite à l'accident nucléaire de Fukushima (« grand carénage »), sans être réévalué depuis.

En l'absence de parution du décret prévu par la loi pour établir la méthodologie du prix de l'Arenh qui aurait permis d'assurer, dans la durée, le financement du parc de production nucléaire, il est difficile de déterminer, avec certitude, si les coûts d'EDF sont toujours couverts. En revanche, lorsque les prix de marché sont en dessous du niveau de l'Arenh, comme entre début 2016 et mi-2018, les revenus moyens de parc nucléaire ne couvrent plus ses coûts.

Enfin, depuis début 2017 et l'entrée en vigueur du mécanisme de capacité, l'Arenh intègre une valeur de la garantie de capacité qui, au cours actuel, atteint environ 2 euros/MWh ; déduction faite de cette valeur capacitaire, le prix de l'Arenh est donc en réalité plus proche des 40 euros/MWh que des 42 euros/MWh initialement fixés.

- « Favoriser les investissements en responsabilisant les fournisseurs en les encourageant à développer des offres de consommation et à investir dans les moyens de productions nécessaires »227(*) : alors que, dans l'esprit du législateur, l'Arenh devait permettre aux fournisseurs alternatifs de développer un portefeuille substantiel de clients avant d'investir dans des moyens de production voire d'effacement, il n'en a rien été ou presque228(*) - les fournisseurs alternatifs actifs en France ne disposant aujourd'hui que de moyens de production autres que des capacités de base229(*) - sans que cet échec ne puisse toutefois être imputé ni à l'Arenh ni aux fournisseurs alternatifs eux-mêmes230(*).

Au-delà de la situation de surcapacité rencontrée depuis 2010 au niveau européen qui a davantage conduit à fermer ou à mettre sous cocon des actifs de production de semi-base ou de pointe - en particulier des centrales au gaz - qu'à en ouvrir231(*), les fournisseurs alternatifs n'ont pu investir ni dans la production nucléaire, qui constitue un monopole de fait où la possibilité de conclure des contrats de long terme avec EDF ne s'est jamais concrétisée, ni dans l'hydroélectricité au fil de l'eau en l'absence de renouvellement des concessions hydroélectriques.

2° La fixation du plafond de l'Arenh

Contrairement au prix de l'Arenh, qui est établi par arrêté, le plafond a été fixé par le législateur et codifié à l'article L. 336-2 qui prévoit que son « volume maximal global, qui demeure strictement proportionné aux objectifs poursuivis, ne peut excéder 100 TWh par an » tout en indiquant, dans le même temps, que ce volume est « déterminé par arrêté (...) en fonction notamment du développement de la concurrence » sur le marché de détail.

Pour justifier le plafonnement, l'exposé des motifs de la loi « Nome » précise que l'Arenh est une régulation « asymétrique » d'un « acteur historique dominant » qui a en conséquence « vocation à être plafonnée » à la hauteur d'un volume « établi de sorte à ne pas brider le développement de la concurrence sur la fourniture aux clients finals ». Dans l'esprit du législateur, ce plafond, correspondant au « quart de la production nucléaire d'EDF »232(*), devait suffire à couvrir la demande pendant plusieurs années, voire jusqu'à l'échéance du dispositif, même s'il ressort clairement des engagements auprès de la Commission européenne que le plafond serait relevé s'il devait être atteint de manière répétée.

Dans les années suivant la mise en place du dispositif et malgré le développement continu de la concurrence, l'évolution à la baisse des prix sur les marchés de gros, qui est allée jusqu'à rejoindre des niveaux significativement inférieurs aux 42 euros/MWh entre 2015 et 2017, a longtemps prémuni du risque d'une atteinte du plafond, conduisant même les fournisseurs alternatifs à ne plus souscrire le moindre volume d'Arenh. Avec la remontée des prix de marché sur les deux dernières années, la demande d'Arenh est repartie à la hausse jusqu'à dépasser le plafond pour atteindre environ 133 TWh lors du dernier guichet de novembre 2018 pour une livraison en 2019.

3° Les conséquences du dépassement du plafond de l'Arenh, notamment sur l'évolution des prix de fourniture

- En cas de dépassement du plafond, le volume d'Arenh est réparti au prorata des demandes des fournisseurs, à l'exception des filiales d'EDF qui sont intégralement écrêtées pour les volumes conduisant à un dépassement du plafond233(*). Pour 2019, cet écrêtement a eu pour effet de rationner le volume d'Arenh attribué à chaque fournisseur alternatif aux trois quarts environ de ses droits théoriques, et donc de s'approvisionner à un prix moyen de marché en décembre 2018 plus élevé que l'Arenh pour le quart restant, renchérissant ses coûts d'approvisionnement d'environ 10 %, et dans des proportions connues un mois au plus avant la livraison des quantités achetées.

- Consécutivement, l'atteinte du plafond de l'Arenh conduit mécaniquement à une hausse de la facture d'électricité pour tous les consommateurs, qu'ils soient en offre de marché mais aussi aux tarifs réglementés, en vertu des principes de construction tarifaire par empilement des coûts234(*) et de réplication des conditions d'approvisionnement à l'Arenh dans les tarifs, y compris lorsque ce dernier est rationné du fait de l'atteinte du plafond235(*), et ce afin de garantir leur contestabilité - c'est-à-dire la possibilité pour les fournisseurs alternatifs de les concurrencer236(*).

Dans sa décision du 7 février 2019 entrée en vigueur au 1er juin dernier, la Commission de régulation de l'énergie estime que le surcoût pour le consommateur lié au rationnement de l'Arenh est de 3,3 euros/MWh HT en moyenne pour les consommateurs au portefeuille d'EDF, soit 40 % de la hausse appliquée à cette date (+ 5,9 % TTC), les 60 % restants étant liés à la hausse des prix de l'électricité sur les marchés du gros et au doublement du prix des garanties de capacité.

Si cette hausse augmente mécaniquement la marge réelle d'EDF237(*), qui vend à un tarif plus élevé mais n'est par définition, et hors filiales, pas limité dans l'accès à sa production nucléaire du fait de l'atteinte du plafond de l'Arenh, il est à noter que les tarifs construits par empilement des coûts sont toujours inférieurs, même après réplication des effets de l'écrêtement, au coût complet de production intégrant la rémunération des capitaux engagés dans l'activité de production qui servait à calculer les tarifs jusqu'à l'adoption de cette nouvelle méthode de construction.

- Enfin, l'atteinte du plafond de l'Arenh a aussi des effets sur le calcul du complément de prix prévu à l'article L. 336-5. En cas de sursouscription de volumes d'Arenh par rapport à leurs droits réels238(*), les fournisseurs doivent s'acquitter de deux compléments de prix :

o le terme « CP1 » qui vise à reverser à EDF les gains réalisés par un fournisseur demandant une quantité excédentaire d'Arenh par rapport à son portefeuille de clients pour la revendre sur les marchés de gros, et qui correspond au manque à gagner subi par EDF pour avoir livré une quantité supérieure aux droits réels du fournisseur ; l'article L. 336-5 précise que ce complément, « qui tient compte du coût de financement lié au caractère différé de son règlement, est au moins égal à la partie positive de l'écart moyen entre les prix observés sur les marchés de gros et le prix » de l'Arenh ;

o et le terme « CP2 » qui vise à inciter les fournisseurs à mieux prévoir leurs volumes de ventes et fonctionne comme une pénalité pour éviter les demandes excessives, sans rapport avec leurs besoins réels. Ce second terme, qui s'applique lorsque les quantités demandées excèdent une marge de tolérance, fixée à 10 % de la consommation constatée pour tenir compte des erreurs de prévision de bonne foi, est reversé aux autres fournisseurs.

Or, lorsque le plafond est atteint, l'incitation à ajuster les volumes demandés à ses droits réels anticipés est largement réduite voire annulée puisque le volume d'Arenh obtenu par le fournisseur est diminué du facteur d'écrêtement, alors que le calcul de ses droits n'est quant à lui pas modifié. Dans ce cas, même une surestimation manifeste pourrait n'être pas pénalisée si le facteur d'écrêtement est supérieur à la surestimation initiale.

4° Un contexte marqué par la volonté présidentielle d'une refonte globale de la régulation du nucléaire et d'une réorganisation capitalistique des activités d'EDF

Dans son discours du 27 novembre 2018, le Président de la République a annoncé son intention d'« engager un travail sur une nouvelle régulation du parc nucléaire existant car le dispositif actuel, qui permet aux Français d'avoir les prix de l'électricité parmi les plus bas d'Europe, s'arrête en 2025. Il est pourtant indispensable que les Français puissent en bénéficier au-delà, tant que les réacteurs nucléaires sont toujours en activité ».

En parallèle de cette remise à plat de la régulation du nucléaire, le Président de la République a mandaté Jean-Bernard Lévy, récemment reconduit à la tête de l'entreprise, pour réfléchir à une réorganisation d'EDF qui permette d'« optimiser la gestion des actifs et des passifs »239(*) et dont les contours ont été récemment présentés aux organisations syndicales : le projet, baptisé « Hercule », consisterait à regrouper la production nucléaire, hydraulique et thermique ainsi que l'ingénierie et la participation de 50,1 % dans le réseau de transport RTE au sein d'une maison-mère, « EDF bleu », renationalisée à 100 %, et à filialiser le reste des activités au sein d'un « EDF vert » regroupant la distribution (Enedis), les activités commerciales et de services et la production et le développement des énergies renouvelables, filiale dont le capital serait ouvert au privé. Dans un tel schéma, l'hypothèse d'une régulation de la totalité des volumes de la production nucléaire historique, auquel la branche « EDF commerce » aurait accès dans les mêmes conditions que tous les autres fournisseurs, pourrait être envisagée.

II. Le projet de loi initial

Dans sa version initiale, l'article 8 ne traitait que d'un point très spécifique : l'adaptation des modalités de calcul et d'affectation du complément de prix en cas d'atteinte du plafond de l'Arenh.

En premier lieu, « l'effet du plafonnement » est mentionné explicitement à l'article L. 336-5, à la fois comme facteur explicatif, « le cas échéant », de l'excès de demande d'Arenh par rapport aux droits réels, et comme élément dont il doit être tenu compte dans le complément de prix à acquitter.

En second lieu, plusieurs cas d'affectation des recettes de ce complément de prix sont distingués :

lorsque le plafond est atteint, ces recettes seraient réparties entre les fournisseurs et non perçues par EDF : ce sont en effet les premiers qui seraient collectivement lésés par les demandes excessives d'un ou de plusieurs fournisseurs, tandis que le second ne subirait pas de manque à gagner dès lors que le volume d'Arenh à livrer, ayant atteint le niveau du plafond, n'a pas été modifié ;

lorsque le plafond n'est pas atteint, les recettes seraient reversées à EDF, pour couvrir le manque à gagner lié à une livraison d'Arenh supérieure aux droits réels des fournisseurs ;

- enfin, si une part du complément de prix devait excéder le manque à gagner d'EDF, elle reviendrait à la collectivité, sous la forme d'une déduction des charges imputables aux missions de service public d'EDF.

Au-delà du traitement de cette difficulté, réelle mais relativement accessoire, cet article 8 avait surtout pour but de permettre au Gouvernement d'y introduire, le cas échéant, une réforme plus substantielle de l'Arenh.

III. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission, les députés ont d'abord adopté un amendement du rapporteur précisant certaines des modalités d'affectation du complément de prix en cas d'atteinte du plafond : il prévoit, d'une part, que la compensation est versée à EDF et aux fournisseurs dans la limite du préjudice réel subi du fait du caractère excédentaire de la demande des autres fournisseurs et, d'autre part, que toutes les sommes reversées à EDF qui excèderaient la compensation de la perte subie par la revente sur le marché de volumes d'Arenh obtenus indûment reviennent à la collectivité, sous la forme d'une déduction des charges imputables aux missions de service public d'EDF. Un autre amendement du rapporteur renvoie à un décret en Conseil d'État pris après avis de la CRE le soin de préciser les modalités de répartition du complément de prix en cas d'atteinte du plafond.

Mais c'est surtout par le biais d'un amendement du Gouvernement que le dispositif a été profondément modifié, avec la possibilité offerte au Gouvernement de réviser deux éléments clés de l'Arenh - son volume et son prix - pour répondre à une difficulté de court terme liée à l'effet du plafonnement sur l'évolution des prix de la fourniture.

Selon son exposé des motifs, cet amendement poursuit un double objectif :

- dans l'attente d'« une nouvelle régulation qui succédera à l'Arenh, voire pourra la remplacer avant son échéance fixée à 2025 », « permettre à tous les consommateurs de pouvoir continuer à bénéficier de la stabilité des prix du nucléaire dans un contexte de développement de la concurrence », en ouvrant la possibilité au Gouvernement de relever le plafond de l'Arenh.

Pour ce faire, le plafond fixé à l'article L. 336-2 est porté à 150 TWh à compter du 1er janvier 2020, sans que le choix de ce nouveau plafond ne soit justifié autrement que par la mention au sein du même article de l'objectif de « contribuer à la stabilité des prix pour le consommateur final » ;

- « prendre en compte une évolution du plafond au regard de l'impact financier sur EDF » en permettant au Gouvernement de modifier le prix de l'Arenh. À la mise en place de l'Arenh, il était prévu qu'après une période transitoire s'achevant le 7 décembre 2013 au cours de laquelle le prix de l'Arenh était fixé par arrêté après avis motivé de la CRE240(*), la méthodologie de calcul du prix devait être précisée par un décret en Conseil d'État241(*).

Ce texte n'est cependant jamais paru faute d'accord de la Commission européenne sur certains aspects de la méthodologie qui lui avait été soumise. Pour contourner la difficulté, le dispositif retenu prolonge la période transitoire au cours de laquelle un simple arrêté suffit jusqu'à l'entrée en vigueur du décret en Conseil d'État, qui n'interviendra sans doute pas avant l'expiration ou le remplacement de l'Arenh, et établit un lien242(*) entre la fixation de ce prix et la prise en compte d'« une évolution du volume global maximal » de l'Arenh.

Or, dans sa décision du 12 juin 2012, la Commission européenne indique pourtant très explicitement que « le niveau du prix de [l'Arenh] ne peut excéder 42 euros par MWh et n'évolue pas tant qu'une mesure fixant la méthode de calcul pour l'établir n'est pas entrée en vigueur. Cette mesure est soumise à la Commission à l'état de projet en vue de son approbation préalable ».

Dès lors, il est plus que probable que malgré le lien établi par le Gouvernement entre relèvement du plafond et évolution du prix, notamment aux fins de « prise en compte de l'inflation » dont l'absence « génère pour EDF un impact croissant avec le temps »243(*), la Commission européenne approuverait le relèvement du plafond, qui devrait également lui être notifié, mais pas l'évolution du prix.

En séance publique, outre deux amendements rédactionnels du rapporteur, un amendement de coordination juridique du même auteur a été adopté pour rapatrier au sein de cet article 8 le pouvoir de délégation par la CRE à son président de la notification du complément de prix, qui avait été introduit en commission à l'article 7 ter.

IV. La position de la commission

Sur la forme, la commission déplore les conditions dans lesquelles cette réforme substantielle de l'Arenh, est envisagée. Au vu de ses effets structurels sur l'organisation de la concurrence, sur le niveau des tarifs réglementés et des offres de marché et sur l'équilibre économique de l'exploitant historique, ces dispositions devraient avoir été précédées d'une étude d'impact et d'une concertation avec toutes les parties prenantes, et non être introduites par voie d'amendement gouvernemental au sein d'un article traitant, à l'origine, d'un point périphérique de la régulation.

Pensée comme une solution de court terme répondant à la problématique de l'effet de l'atteinte du plafond sur les prix de fourniture, le relèvement du plafond de l'Arenh est loin d'épuiser le sujet de fond.

Si l'Arenh n'a pas démérité depuis sa création en 2010, en permettant en particulier le partage de la « rente nucléaire » et le développement de la concurrence sur le marché de la fourniture tout en préservant le modèle intégré d'EDF, il a toutefois échoué à développer la concurrence à l'amont, c'est-à-dire sur les moyens de production - même si la responsabilité de cet échec n'incombe en réalité ni au dispositif lui-même ni aux fournisseurs alternatifs (cf. supra). De même, en l'absence de révision de son prix depuis 2012 et a fortiori dans les périodes où les prix de marché sont inférieurs à 42 euros/MWh, la question de la couverture des coûts du parc historique se pose.

Même si les préconisations divergent, voire s'opposent parfois diamétralement pour « l'après-Arenh », chacun convient aujourd'hui que le système est à bout de souffle, l'atteinte du plafond n'étant qu'une illustration des limites de la régulation actuelle à qui l'on assigne des objectifs parfois contradictoires.

Dans son discours du 21 novembre 2018, le Président de la République a annoncé tout à la fois son souhait d'engager les travaux sur « une nouvelle régulation du parc nucléaire existant » et la demande faite à EDF de « travailler à l'élaboration d'un programme de nouveau nucléaire » qui posera aussi la question de son financement244(*).

En marge de cette feuille de route, il a aussi été demandé à l'entreprise de réfléchir à une réorganisation qui assure un financement pérenne de ces activités tout en préservant le caractère intégré du groupe ; dans le cadre de ce projet baptisé « Hercule », il serait question, selon des échos de presse, de regrouper, au sein d'une société-mère (parfois dénommée « EDF bleu ») qui ne serait pas forcément 100 % publique, le nucléaire historique, le nouveau nucléaire, Framatome, le transport de l'électricité (RTE245(*)) et peut-être les concessions hydroélectriques - dont l'ouverture à la concurrence serait par ce biais probablement remise en cause. Une société-fille (« EDF vert »), détenue à 65 % ou 70 % par la maison-mère et dont le capital serait ouvert aux investisseurs privés, reprendrait la distribution de l'électricité (Enedis246(*)), les services énergétiques (Dalkia), les activités commerciales d'EDF et la production d'énergies renouvelables hors hydraulique.

C'est dans ce cadre très mouvant que devra s'inscrire la future réforme de l'Arenh qui pourrait intervenir bien avant 2025 et sera fonction de l'avancée des autres dossiers : dans l'hypothèse où « EDF commerce » aurait par exemple accès dans les mêmes conditions que ses concurrents à la production d'« EDF nucléaire », le principe d'un accès à un prix régulé avec rationnement des volumes n'aurait plus de raison d'être et le prix du nucléaire historique pourrait résulter uniquement du jeu de l'offre et de la demande.

Mais en attendant cette réforme d'ampleur, à laquelle il serait souhaitable que le Parlement soit davantage associé tant l'entreprise EDF fait partie du patrimoine des Français, il est impératif que l'ajustement proposé par le présent article soit équilibré, dans ses objectifs comme dans ses effets.

Aussi, pour concilier l'objectif de contribution à la stabilité des prix pour le consommateur final poursuivi par le relèvement du plafond de l'Arenh avec la nécessité d'assurer le financement du parc nucléaire historique et de garantir à EDF une juste rémunération, la commission a adopté un amendement COM-204 du rapporteur qui prévoit :

- d'une part, de conditionner le relèvement du plafond de l'Arenh à la révision concomitante de son prix, selon les modalités prévues par le code de l'énergie telles que modifiées par le présent article : en l'absence de publication du décret en Conseil d'État fixant la méthode de calcul, ce prix devra être fixé par arrêté pris après avis motivé de la CRE ;

- d'autre part, de préciser que la fixation du prix devra tenir compte non seulement de l'évolution du plafond mais aussi de l'inflation constatée depuis le 1er janvier 2012, date à partir de laquelle le prix actuel de l'Arenh n'a plus évolué.

À défaut, le relèvement du plafond serait certain et la révision du prix très improbable. En conditionnant l'un à l'autre, il ne s'agirait pas de préempter le résultat des discussions avec la Commission européenne mais bien d'imposer l'un et l'autre, dans une position d'équilibre que pourrait entendre la Commission entre poursuite de l'ouverture du marché et maintien d'une juste rémunération du parc historique, sachant qu'il ne serait question, le cas échéant, que de la simple prise en compte de l'inflation. Dans cette hypothèse, le gain attendu pour le consommateur par le relèvement du plafond restera supérieur à l'effet de l'actualisation du prix.

La commission a par ailleurs adopté un amendement COM-203 du rapporteur pour rapatrier au sein de cet article 8 la mesure de coordination prévue à l'article 8 bis.

La commission a adopté l'article 8 ainsi modifié.

Article 8 bis (supprimé)
(article L. 134-4 du code de l'énergie)

Coordination juridique avec l'adaptation du complément de prix
en cas d'atteinte du plafond de l'Arenh

Objet : cet article, introduit à l'Assemblée nationale, entend procéder à une coordination juridique dans le code de l'énergie pour tenir compte de l'adaptation des modalités de calcul et d'affectation du complément de prix.

I. Le droit en vigueur

L'article L. 134-4 du code de l'énergie dispose que dans le cadre de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (Arenh), il appartient à la Commission de régulation de l'énergie (CRE) de « [calculer] le volume maximal d'électricité nucléaire historique pouvant être cédé à un fournisseur (...), [répartir], si nécessaire, entre les fournisseurs le volume global maximal [en cas d'atteinte du plafond de l'Arenh] et [fixer] le complément de prix à acquitter dans le cas prévu à l'article L. 336-5 », c'est-à-dire lorsque les quantités d'Arenh demandées par un fournisseur excèdent ses droits réels à l'Arenh.

II. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

Pour tenir compte de la modification opérée, il y a lieu de préciser, à l'article L. 134-4, que la CRE fixe le montant de ce complément de prix dans l'un ou l'autre des cas visés à l'article L. 336-5. C'est l'objet de cet article additionnel introduit à l'Assemblée nationale en commission par un amendement du rapporteur et non modifié en séance publique.

III. La position de la commission

Considérant que cette coordination juridique avec l'article 8 ne justifie pas l'ajout d'un article additionnel, la commission l'a réintroduite, avec une modification rédactionnelle, au sein de l'article 8 et a en conséquence supprimé l'article 8 bis par un amendement COM-205 du rapporteur.

La commission a supprimé l'article 8 bis.

Article 9
(articles L. 111-88, L. 121-32, L. 121-46, L. 131-4 [nouveau], L. 441-4 [abrogé], L. 441-5, L. 443-6, L. 443-9-1 et L. 443-9-2 [nouveaux], L. 443-12, L. 445-1 à L. 445-4 [abrogés] du code de l'énergie, L. 224-3 du code de la consommation, L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales du code de l'énergie et 1519 HA du code général des impôts)

Suppression des tarifs réglementés de vente du gaz

Objet : cet article ajouté par lettre rectificative au projet de loi réintroduit le dispositif figurant dans la loi « Pacte » mais censuré par le Conseil constitutionnel pour organiser la disparition progressive des tarifs réglementés de vente du gaz.

I. Le droit en vigueur247(*)

Par une décision du 19 juillet 2017248(*), le Conseil d'État a jugé, après avoir saisi la Cour de justice de l'Union européenne (CJUE) d'une question préjudicielle, que la réglementation des prix du gaz « ne poursuit aucun objectif d'intérêt économique général » dès lors qu'elle ne garantit pas, en elle-même, la sécurité d'approvisionnement des consommateurs, l'harmonisation du prix du gaz sur l'ensemble du territoire national, son caractère raisonnable ou sa stabilité. Il a donc jugé ces tarifs incompatibles avec le droit européen et annulé le décret attaqué, qui avait en réalité déjà cessé de s'appliquer, mais en consolidant ses effets passés au regard des graves conséquences qu'une annulation rétroactive aurait fait peser sur les 9 millions de consommateurs concernés à la date du décret attaqué (2013).

Depuis cette décision, le Gouvernement doit donc, de fait, se conformer au droit européen en abrogeant les dispositions législatives et réglementaires en vigueur en matière de tarifs réglementés de vente du gaz.

II. Le projet de loi initial

À la suite de la censure opérée par le Conseil constitutionnel des dispositions introduites dans la loi « Pacte » pour traiter la question des tarifs réglementés, au motif que celle-ci était sans lien même indirect avec le projet de loi initial, le Gouvernement a déposé, le 12 juin dernier, une lettre rectificative pour les réintroduire au sein du présent texte.

Dans sa version initiale, l'article 9 reprend en très grande partie les dispositions de la loi « Pacte » que le Sénat avait jugées nécessaires, au vu de l'importance du sujet, d'introduire directement dans la loi plutôt que d'habiliter le Gouvernement à légiférer par ordonnances, comme celui-ci le demandait à l'origine.

Ce faisant, le dispositif proposé met en conformité le droit français avec le droit européen en prévoyant l'extinction progressive des tarifs réglementés de vente du gaz selon le calendrier suivant :

- dès la publication de la loi pour les nouveaux contrats,

un an après la publication de la loi pour les contrats en cours des clients non domestiques,

- et à compter du 1er juillet 2023 pour les contrats en cours des clients domestiques.

Comme dans le texte de la loi « Pacte » adopté au Sénat, l'article prévoit en particulier les conditions de bascule en offre de marché auprès du fournisseur historique pour les clients restés inactifs en fin de période et crée deux dispositifs, un fournisseur de dernier recours pour les clients qui ne trouveraient pas de fournisseur et un fournisseur de secours pour les clients dont le fournisseur serait défaillant ou se verrait retirer son autorisation de fourniture.

En revanche, le dispositif se distingue du texte proposé par le Sénat et retenu en tout ou partie dans la loi « Pacte » définitivement adoptée sur plusieurs points, plus ou moins substantiels et qui sont plus ou moins bienvenus :

pour éviter d'avoir à saisir au préalable la Commission nationale de l'informatique et des libertés (Cnil) des modalités d'information des clients, et d'accès aux données pour les fournisseurs, ce qui n'aurait pas permis le dépôt de la lettre rectificative dans des délais compatibles avec le calendrier d'examen très resserré du projet de loi voulu par le Gouvernement, ce dernier a tout simplement fait le choix de les écarter en vue de les réintroduire, en cours de discussion, par voie d'amendement : sachant que ces dispositions avaient déjà été introduites par voie d'amendement dans la loi « Pacte », elles n'auront donc, par ce contournement, jamais été soumises à la Cnil en méconnaissance des textes applicables en la matière ;

- alors que le Sénat avait prévu que la CRE continuerait à calculer et à publier un prix de référence de la fourniture de gaz à vocation purement informative pour aider les consommateurs dans leur choix d'une offre de gaz, et ainsi jouer le même rôle de point de repère que les anciens tarifs, le Gouvernement a rétabli le texte finalement adopté dans la loi « Pacte » qui ne prévoit que la publication d'un « prix moyen » de la fourniture qui ne serait rien d'autre qu'une photographie du marché ;

- à la demande du Conseil d'État, la possibilité de sanctionner pécuniairement les fournisseurs historiques qui auraient conservé un nombre élevé de clients aux tarifs en fin de période et qui auraient cherché à freiner la bascule de ces clients en offre de marché a été mieux encadrée, à la fois en fixant un plafond unitaire maximal par client concerné de 200 euros, qui est représentatif du coût d'acquisition d'un tel client, et en confiant le pouvoir de prononcer cette sanction au Comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDIS), dont c'est davantage la mission que le ministre à qui il était précédemment prévu de la confier ;

- il est aussi prévu que si un client aux tarifs se voyait résilier son contrat à la suite d'une erreur du gestionnaire de réseau ou du fournisseur lors du traitement de la résiliation d'un autre client, celui-ci pourrait de nouveau se voir proposer un contrat aux tarifs tant qu'il y est éligible, ce qui est une précision technique utile ;

- enfin, il a été procédé à diverses coordinations, notamment avec le code général des impôts.

III. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission, les députés n'ont que très peu retouché l'article. Outre plusieurs amendements rédactionnels du rapporteur, n'ont été adoptés que des amendements du rapporteur rétablissant les mesures relatives à l'information des consommateurs et à l'accès aux données des fournisseurs que le Gouvernement avait écartées pour ne pas avoir à en saisir la Cnil.

En séance publique, seuls deux amendements rédactionnels du rapporteur ont été adoptés.

IV. La position de la commission

Au regard de la nécessité de mettre en conformité notre législation avec le droit européen et de la reprise quasi-intégrale du droit introduit par le Sénat dans la loi « Pacte » en lieu et place de l'habilitation à légiférer par ordonnance demandée par le Gouvernement, la commission approuve les grandes lignes de cet article 9.

Si nos concitoyens restent attachés aux tarifs, la protection qu'ils sont censés leur procurer est en réalité toute relative : non seulement les offres de marché sont plus compétitives que le tarif mais ce dernier évolue lui aussi, chaque mois, en fonction des cours mondiaux du gaz.

Dès lors, l'intérêt des tarifs réside avant tout dans le rôle de point de repère qu'ils jouent pour nombre de consommateurs, pour lesquels ils objectivent ce que devrait être, a minima, le prix de la fourniture de gaz naturel.

Dans cette optique, la commission a adopté un amendement COM-206 du rapporteur qui réintroduit le principe de la publication par la CRE, chaque mois et à titre indicatif, d'un prix de référence moyen de la fourniture de gaz qui ne pourra être commercialisé en tant que tel mais permettra de rassurer le consommateur dans le contexte de l'achèvement de l'ouverture à la concurrence du marché.

Ce prix de référence se substituera au prix moyen constaté de la fourniture, qui ne ferait rien d'autre que de dire comment le marché évolue, ainsi qu'à la publication mensuelle de la marge moyenne réalisée par les fournisseurs de gaz naturel, qui est redondante avec la publication de cette même information dans le cadre des rapports de l'Observatoire des marchés de détail de la CRE, par ailleurs consacrés à l'article 11.

En outre, par un amendement COM-207 du rapporteur, la commission a élargi les dispositions permettant de retirer une autorisation de fourniture à un fournisseur de gaz resté inactif pendant deux années consécutives.

La commission a adopté l'article 9 ainsi modifié.

Article 10
(articles L. 121-5, L. 331-1, L. 333-3, L. 333-3-1 [nouveau],
L. 337-7 et L. 337-9 du code de l'énergie)

Limitation des tarifs réglementés de vente de l'électricité
aux ménages, aux microentreprises et aux petites associations
et collectivités territoriales

Objet : cet article ajouté par lettre rectificative au projet de loi réintroduit le dispositif figurant dans la loi « Pacte » mais censuré par le Conseil constitutionnel pour limiter le bénéfice des tarifs réglementés de vente de l'électricité aux clients domestiques, aux microentreprises et aux petites associations et collectivités territoriales pour les sites souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kilovoltampères.

I. Le droit en vigueur249(*)

Par une décision du 18 mai 2018250(*), le Conseil d'État a jugé que, s'agissant des tarifs réglementés de vente de l'électricité, l'objectif d'intérêt économique général permettant de justifier une intervention étatique est caractérisé à la fois par la nature particulière de l'électricité, « énergie non substituable constituant un bien de première nécessité » ainsi que par la « relative stabilité » garantie par la méthode de calcul des tarifs « dans un contexte de forte volatilité des prix du marché de gros de l'électricité ».

Il a toutefois considéré que la réglementation était disproportionnée à l'objectif poursuivi sur deux points : l'absence de « révision périodique du principe ou, à tout le moins, des modalités de l'intervention publique en fonction de l'évolution » du marché, et l'application indifférenciée des tarifs « à tous les consommateurs finals, domestiques et non domestiques, pour leurs sites souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kVA », y compris les sites non résidentiels appartenant à de grandes entreprises. C'est ce second point qui a conduit le Conseil d'État à annuler la décision tarifaire attaquée.

En application de cette décision, les grandes entreprises ne peuvent d'ores et déjà plus souscrire, à compter du 1er août 2018, un nouveau contrat aux tarifs ni modifier l'option ou la puissance souscrite de leurs contrats actuels. En revanche, les contrats aux tarifs en cours se poursuivent normalement ; l'application de la décision du Conseil d'État, s'agissant des grandes entreprises, n'est donc que partielle.

Depuis la décision du Conseil d'État, le droit européen a été modifié par l'adoption définitive et la publication, le 5 juin dernier, de la directive sur le marché intérieur de l'électricité251(*) qui dispose que :

des tarifs réglementés de l'électricité pourront être maintenus pour tous les ménages, qu'ils soient ou non en situation de précarité énergétique, ainsi que pour les microentreprises, au sens du droit européen et de l'analyse statistique et économique française, soit les entreprises employant moins de dix personnes et dont le chiffre d'affaires annuel ou le total de bilan n'excède pas 2 millions d'euros ;

- le principe de tels tarifs devra faire l'objet de réexamens par les États membres qui en disposent au plus tard les 1er janvier 2022 et 2025 et la Commission européenne devra présenter d'ici au 31 décembre 2025 un rapport « assorti ou suivi, s'il y a lieu, d'une proposition législative [qui pourra] comprendre une date de fin pour les prix réglementés ».

La directive doit être transposée au plus tard le 31 décembre 2020.

II. Le projet de loi initial

Après la censure opérée par le Conseil constitutionnel des dispositions de la loi « Pacte » visant à mettre en conformité les tarifs de l'électricité tant avec la décision du Conseil d'État qu'avec le droit européen, le Gouvernement a réintroduit ces mesures par lettre rectificative dans le présent projet de loi.

Contrairement à la loi « Pacte » cependant, où le Gouvernement avait rétabli dans le texte définitif le recours à des ordonnances après que le Sénat avait souhaité introduire les dispositions directement dans la loi, l'article 10 ne renvoie plus à une ordonnance, ce dont on peut se satisfaire même s'il s'écarte du texte adopté au Sénat en adoptant un calendrier d'extinction resserré des tarifs pour les consommateurs non éligibles.

En revanche, le Gouvernement, suivi en cela par le Conseil d'État qui a confirmé la justesse de l'analyse, retient le périmètre élargi des clients éligibles que défendait le Sénat, c'est-à-dire incluant non seulement et pour autant qu'ils souscrivent une puissance inférieure ou égale à 36 kVA (les « tarifs bleus ») les ménages et les microentreprises, comme visé dans la directive, mais aussi :

- d'une part, les propriétaires uniques et les syndicats de copropriétaires d'un immeuble unique à usage d'habitation, assimilables à des clients résidentiels ;

- d'autre part, en retenant l'expression de « consommateurs finals non domestiques » (et non des seules entreprises), les petites collectivités territoriales et les petites associations, sur le modèle du traitement réservé aux microentreprises, dont les profils de consommation sont identiques, et selon des seuils comparables252(*).

Dans le dispositif du Gouvernement, les tarifs réglementés sont limités aux clients domestiques et aux clients non domestiques ainsi définis :

dès le 1er janvier 2020 pour les nouveaux contrats,

- et à compter du 1er janvier 2021 pour les contrats en cours.

À ces dates rapprochées, ne pourront donc plus bénéficier des tarifs, pour leurs sites souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kVA :

les grandes entreprises (5 000 personnes ou plus et chiffre d'affaires d'1,5 milliard d'euros ou total de bilan de 2 milliards ou plus)253(*) ;

les entreprises de taille intermédiaire (ETI) (entre 250 et 5 000 personnes et chiffre d'affaires compris entre 50 millions et 1,5 milliard ou total de bilan compris entre 43 millions et 2 milliards) ;

les petites et moyennes entreprises (PME) hors microentreprises (entre 10 et 250 personnes et chiffre d'affaires compris entre 2 millions et 50 millions ou total de bilan inférieur à 43 millions) ;

les grandes collectivités territoriales et leurs groupements employant 10 agents ou plus ou dont les recettes atteignent ou dépassent 2 millions ainsi que les grandes associations et les grands groupements à but non lucratif occupant 10 personnes ou plus.

Au regard du profil des clients concernés et à la lumière du retour d'expérience des étapes précédentes d'extinction des tarifs, le Sénat avait proposé d'organiser une sortie « en sifflet », qui fixait des échéances proches pour les plus gros consommateurs et des échéances plus éloignées pour les plus petits consommateurs et distinguait les nouveaux contrats des contrats en cours d'exécution, tout en étant conforme au futur droit européen254(*), selon le calendrier suivant :

- les grandes entreprises, pour leurs contrats en cours à partir du 1er juillet 2020 ;

- les ETI, pour leurs nouveaux contrats à partir du 1er janvier 2020 et pour leurs contrats en cours à partir du 1er juillet 2021 ;

- les PME hors microentreprises, pour leurs nouveaux contrats à partir du 1er janvier 2021 et pour leurs contrats en cours à partir du 1er juillet 2023 ;

- les grandes collectivités territoriales et leurs groupements ainsi que les grandes associations et les grands groupements à but non lucratif, aux mêmes échéances que les PME hors microentreprises.

Par ailleurs, et comme dans le texte de la loi « Pacte » adopté au Sénat, l'article prévoit notamment les conditions de bascule en offre de marché auprès du fournisseur historique pour les clients restés inactifs en fin de période, et adapte le dispositif du fournisseur de secours qui se substitue au fournisseur défaillant ou dont l'autorisation de fourniture a été retirée.

Mais, de la même façon qu'à l'article 9 sur les tarifs du gaz et pour les mêmes raisons, le Gouvernement a écarté les dispositions relatives à l'information des consommateurs et à l'accès aux données des fournisseurs pour éviter d'avoir à saisir la Commission nationale de l'informatique et des libertés (Cnil), ce qui revient clairement à contourner les textes applicables en la matière.

Enfin, le texte relève le seuil au-delà duquel les fournisseurs historiques pourraient être sanctionnés en cas d'inertie - si la proportion de clients restés aux tarifs à l'issue de leur période d'éligibilité est supérieure à 50 %, contre 25 % dans le texte du Sénat sur la loi « Pacte » et alors que cette même proportion est retenue, à l'article 9, pour les fournisseurs historiques de gaz, et plafonne le montant unitaire des sanctions à 200 euros, cette fois-ci comme pour le gaz.

III. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission, outre des amendements rédactionnels du rapporteur, les députés n'ont modifié qu'à la marge le dispositif :

- par un amendement du groupe La République en Marche, il a été précisé, à l'article L. 331-1, que seules les entreprises installées sur le territoire d'un État membre de l'Union européenne ou, dans le cadre d'accords internationaux, sur le territoire d'un autre État, peuvent se voir délivrer une autorisation de fourniture ; cette règle, qui n'est pas liée à la fourniture aux tarifs réglementés, était en réalité déjà prévue au même article mais la vérification en incombait au client ;

- par deux amendements du rapporteur, ont été rétablies les modalités d'information et d'accès aux données écartées de la lettre rectificative pour contourner la saisine de la Cnil.

En séance publique, seuls sept amendements rédactionnels ou de précision du rapporteur ont été adoptés.

IV. La position de la commission

La réforme proposée permet de maintenir les tarifs réglementés de l'électricité pour les petits clients domestiques et non domestiques au moins jusqu'en 2025, où leur principe fera l'objet d'une réévaluation par la Commission européenne sur la base des éléments transmis par les États membres mettant en oeuvre une réglementation des prix.

Le texte proposé reprend par ailleurs en grande partie la législation directe ajoutée par le Sénat en première lecture du projet de loi « Pacte » avant que le Gouvernement ne rétablisse, à l'Assemblée nationale, sa demande d'habilitation à légiférer par ordonnance.

En particulier, pourront continuer à bénéficier des tarifs, comme le Sénat l'avait proposé sur la base d'une analyse du droit européen confirmée par le Conseil d'État, tous les clients non domestiques occupant moins de dix personnes ou dont le chiffre d'affaires, les recettes ou le bilan ne dépasse pas 2 millions d'euros, ce qui inclut non seulement les microentreprises mais toutes les petites collectivités territoriales et associations respectant ces seuils.

Considérant que l'équilibre du texte est globalement satisfaisant malgré des délais de mise en oeuvre resserrés qu'il aurait sans doute été possible de rendre plus progressifs sans méconnaître le droit européen, la commission en a approuvé les grands lignes en retouchant seulement certains paramètres.

Alors que le dispositif proposé ne disait rien de la façon dont les consommateurs non domestiques non éligibles aux tarifs pourront être identifiés par les fournisseurs, l'amendement COM-212 précise qu'il appartiendra à l'État de transmettre aux fournisseurs les données permettant cette identification, cette transmission devant intervenir rapidement après la publication pour que les fournisseurs soient en mesure de respecter la première échéance d'envoi des courriers d'information, prévue en janvier 2020.

Au vu des données dont il dispose et de sa compétence en la matière, l'Institut national de la statistique et des études économiques (INSEE) apparaît comme l'acteur le plus à même de collecter et de transmettre ces informations, dont il dispose du reste déjà en tout ou partie.

Plusieurs précisions de nature à garantir le respect de la protection des données personnelles et des secrets fiscal et statistique sont apportées : stricte proportionnalité des informations transmises a l'objectif poursuivi, utilisation exclusivement aux fins d'identification par les fournisseurs de ces clients, non communicabilité à des tiers et destruction des informations de l'année N-1 après transmission des informations de l'année N.

Sur la proposition du rapporteur, la commission a également adopté, outre deux amendements COM-208 et COM-210 rédactionnel et de correction :

- un amendement COM-209 élargissant, comme pour le gaz, les dispositions permettant de retirer une autorisation de fourniture à un fournisseur d'électricité resté inactif pendant deux années consécutives ;

- un amendement COM-213 prévoyant que les fournisseurs devront transmettre au ministre, dès janvier 2020 puis chaque mois jusqu'en décembre 2020, le nombre de leurs clients concernés par la fin prochaine des tarifs qui en bénéficient encore ;

- un amendement COM-214 alignant les conditions dans lesquelles les fournisseurs historiques d'électricité qui mèneraient des actions visant à promouvoir le maintien des contrats aux tarifs pour leurs clients non éligibles pourraient être sanctionnés sur celles prévues à l'article 10 pour les fournisseurs historiques de gaz : dans les deux cas, les sanctions pourraient être prononcées au-delà d'un seuil de 25 % de clients restés aux tarifs à l'issue de la période bien que n'y étant plus éligibles, et uniquement en cas de manquement.

La commission a adopté l'article 10 ainsi modifié.

Article 10 bis
(article L. 337-6 du code de l'énergie)

Prise en compte de l'atteinte du plafond de l'Arenh dans le calcul des tarifs réglementés de vente d'électricité

Objet : cet article ajouté à l'Assemblée nationale élève au niveau législatif le principe de la prise en compte de l'atteinte du plafond de l'Arenh dans le calcul des tarifs réglementés de vente d'électricité, tel qu'il est déjà posé au niveau réglementaire et mis en oeuvre par la Commission de régulation de l'énergie.

I. Le droit en vigueur

Comme indiqué à l'article 8, en cas d'atteinte du plafond de l'Arenh, le rationnement appliqué aux fournisseurs alternatifs entraîne un renchérissement de leurs coûts d'approvisionnement qui doit être répercuté dans le niveau des tarifs réglementés, en vertu des principes de construction tarifaire par empilement des coûts255(*) et de réplication des conditions d'approvisionnement à l'Arenh dans les tarifs, y compris lorsque ce dernier est rationné du fait de l'atteinte du plafond, en application de l'article R. 337-19256(*), et ce afin de garantir leur contestabilité - c'est-à-dire la possibilité pour les fournisseurs alternatifs de les concurrencer.

Sans cette mécanique, la conformité des tarifs au droit européen ne serait plus assurée, et leur existence menacée.

Dans son avis du 25 mars 2019257(*), l'Autorité de la concurrence émet des réserves sur la méthode retenue par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) pour appliquer l'article R. 337-19, sur la compatibilité de cet article avec « les contraintes de niveau législatif qui entourent le mode de fixation des TRV » et sur son caractère insuffisamment précis, qui pose la question de son interprétation.

II. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

Introduit en séance publique par un amendement du Gouvernement, cet article 10 bis élève au niveau législatif, à l'article L. 337-6, le principe de la prise en compte de l'atteinte du plafond de l'Arenh dans le calcul des tarifs.

Ce faisant, le Gouvernement entend conforter « l'interprétation déjà mise en oeuvre à la lumière du cadre jurisprudentiel européen et des dispositions de nature réglementaire »258(*).

III. La position de la commission

Si le dispositif proposé a le mérite de renforcer la sécurité juridique de la méthode retenue pour construire les tarifs réglementés en élevant au niveau législatif le principe d'une répercussion des effets de l'atteinte du plafond sur les tarifs, il ne répond pas au manque de précisions soulevé par l'Autorité de la concurrence, ni plus fondamentalement à la difficulté de concilier, dans la régulation du marché de l'électricité, l'intervention de la puissance publique en vue d'assurer la modération et la stabilité des prix, et l'absence d'entrave au développement de la concurrence, dont dépend la conformité au droit européen de ces mécanismes.

Au-delà de la présente disposition, cette question ne pourra être résolue qu'au travers de la remise à plat de la régulation du nucléaire existant.

En attendant, la commission a approuvé la modification proposée, qui est de nature à sécuriser l'existant et qui est le lien à la fois avec les articles 8 et 10 du texte déposé.

La commission a adopté l'article 10 bis sans modification.

Article 11
(articles L. 122-3 [rétabli], L. 122-5, L. 134-15-1 [nouveau]
et L. 134-16 du code de l'énergie)

Information des consommateurs sur les offres de fourniture d'électricité
et de gaz

Objet : pour accompagner la poursuite de l'ouverture à la concurrence des marchés de l'énergie, cet article ajouté par lettre rectificative après la censure par le Conseil constitutionnel d'articles de la loi « Pacte » entend renforcer l'information donnée aux consommateurs par le biais du comparateur d'offres en ligne du Médiateur national de l'énergie et des rapports trimestriels de l'Observatoire des marchés de détail de la Commission de régulation de l'énergie.

I. Le projet de loi initial

Comme les articles 9 et 10, cet article réintroduit des dispositions de la loi « Pacte » censurées comme cavaliers législatifs par le Conseil constitutionnel, et pour lesquelles le Sénat avait préféré une législation directe259(*) au recours aux ordonnances.

Cet article 11 consacre dans la loi et renforce deux dispositifs d'information du consommateur :

- la mise à disposition par le Médiateur national de l'énergie, sur le site energie-info.fr, d'un comparateur d'offres fiable, transparent et indépendant ;

- la publication trimestrielle par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) d'un rapport sur le fonctionnement des marchés de détail qui présente, comme c'est déjà le cas aujourd'hui, l'évolution des prix moyens de fourniture payés par les ménages et par les entreprises, mais aussi celle des marges moyennes réalisées par les fournisseurs.

II. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission, les députés ont précisé, par deux amendements identiques du rapporteur et de M. Zulesi et plusieurs de ses collègues, que les critères de tri du comparateur doivent permettre de distinguer les offres vertes pour lesquelles les fournisseurs achètent uniquement des garanties d'origine pour « verdir » leur offre, des offres vertes où les garanties d'origine sont accolées à l'achat de l'électricité.

En séance publique, seul un amendement de précision juridique du rapporteur a été adopté.

III. La position de la commission

La commission approuve ces dispositions reprises de la loi « Pacte » qui ne font en réalité que consacrer dans la loi deux dispositifs d'information existants, le comparateur d'offres du Médiateur et les rapports de l'Observatoire des marchés de la CRE.

Sur la proposition du rapporteur, la commission a adopté :

- un amendement COM-215 qui élargit au biogaz l'information sur les différents types d'offres vertes et qui renvoie à un décret le soin de préciser ces modalités d'information, afin de ne pas préempter les conclusions des travaux menés actuellement par l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe) pour créer un label en matière d'offres vertes. En complément de la question de la corrélation entre la garantie d'origine et la production acquises, pourra par exemple être étudiée la façon dont les offres pourraient être distinguées selon qu'elles comportent des garanties d'origine issues d'une filière ou d'un territoire particulier ;

- un amendement COM-216 prévoyant la publication de la marge moyenne des fournisseurs d'électricité et de gaz une fois par an, et non une fois par trimestre, ce qui paraît mieux proportionné au regard du travail demandé à la CRE et de l'objectif poursuivi, comme de la réalité de l'évolution des marchés et de l'attente des consommateurs.

La commission a adopté l'article 11 ainsi modifié.

Article 12

Suppression des dispositifs transitoires prévus lors des étapes précédentes d'extinction des tarifs réglementés de vente du gaz et de l'électricité

Objet : cet article ajouté par lettre rectificative après la censure par le Conseil constitutionnel d'articles de la loi « Pacte » met fin aux offres transitoires prévues lors des étapes précédentes de disparition des tarifs réglementés pour assurer la fourniture des clients qui, malgré la fin de leur éligibilité aux tarifs, n'avaient pas choisi d'offre de marché.

I. Le projet de loi initial

Comme les articles 9 et 10, cet article réintroduit des dispositions de la loi « Pacte » censurées comme cavaliers législatifs par le Conseil constitutionnel, et pour lesquelles le Sénat avait préféré une législation directe260(*) au recours aux ordonnances.

Cet article 12 met en extinction deux dispositifs spécifiques créés lors des phases d'extinction précédentes des TRV pour traiter le cas des clients dits « dormants » car n'ayant pas basculé en offre de marché au terme de la période de transition :

- d'une part, l'« offre transitoire » proposée par leur fournisseur historique, à un prix majoré par rapport au dernier tarif en vigueur, prévue par la loi « Consommation »261(*) ;

- d'autre part, le « dispositif de continuité de fourniture » ratifié par la loi du 11 octobre 2016262(*) et qui a consisté à attribuer ces clients dormants à des fournisseurs mis en concurrence par la CRE, là aussi à des prix majorés pour les inciter à basculer en offre de marché.

Pour assurer la continuité de l'alimentation de ces clients ainsi que de ceux dont la consommation aurait dépassé le seuil d'éligibilité aux tarifs réglementés, ils seront basculés, un an après la publication de la loi, dans une nouvelle offre proposée par leur fournisseur dont les conditions devront être approuvées par la CRE, qu'ils pourront refuser puis résilier à tout moment et sans frais dans l'année suivant sa souscription.

II. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

Cet article n'a été amendé ni en commission ni en séance publique.

III. La position de la commission

Cet article n'appelle pas de modification.

La commission a adopté l'article 12 sans modification.

Article 13

Rapport du Gouvernement sur la contribution des plans climat-air-énergie et des schémas régionaux d'aménagement, de développement durable et d'égalité des territoires aux politiques de transition écologique et énergétique

Objet : cet article prévoit que le Gouvernement remet un rapport sur la contribution des plans climat-air-énergie (PCAET) et des schémas régionaux d'aménagement, de développement durable et d'égalité des territoires (Sraddet) aux politiques de transition écologique et énergétique.

Le présent article a fait l'objet d'une délégation au fond de votre commission à la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable.

La position de la commission

Lors de sa réunion, la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable n'a pas retenu d'amendement.

La commission a adopté l'article 13 sans modification.


* 1 Dans sa rédaction issue de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (article 1er).

* 2 Par rapport à 1990.

* 3 Par rapport à 2012.

* 4 Par rapport à 2012.

* 5 Cet objectif est modulé par énergie fossile en fonction de leur facteur d'émissions de GES.

* 6 Pour parvenir à cet objectif, des sous-objectifs prévoient que 40 % de la production d'électricité, 38 % de la consommation finale de chaleur, 15 % de la consommation finale de carburant et 10 % de la consommation de gaz soient issues d'énergies renouvelables.

* 7 Dans sa rédaction issue de la loi n°2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (article 176).

* 8 Décret n° 2015-1491 du 18 novembre 2015 relatif aux budgets carbone nationaux et à la stratégie nationale bas-carbone.

* 9 Millions de tonnes d'« équivalent CO2 ».

* 10 À comparer à des émissions annuelles de 551 CO2eq par an en 1990, 556 en 2005 et 492 en 2013.

* 11 Dans sa rédaction issue de la loi n°2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (article 176).

* 12 Décret n° 2016-1442 du 27 octobre 2016 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie.

* 13 Par rapport à 2012.

* 14 Par rapport à 2012.

* 15 Imputable à la fermeture des centrales au charbon d'ici 2022 - prévue à l'article 3 du projet de loi
- ainsi qu'à l'arrêt du chauffage domestique au charbon.

* 16 Permise par une baisse (de 31 %) de la consommation du secteur des transports, sous l'effet espéré de l'essor des véhicules à carburants alternatifs.

* 17 Due à la baisse (de 40 %) de la consommation du secteur du logement, consécutive aux bénéfices attendus de la rénovation énergétique.

* 18 Par rapport à 2012.

* 19 Sous-amendé par Mme Battistel et plusieurs de ses collègues et le rapporteur pour la commission des affaires économiques.

* 20 Sous-amendé par le rapporteur pour la commission des affaires économiques.

* 21 Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (article 1er).

* 22 Conseil d'État, avis n°397668 sur un projet de loi relatif à l'énergie, au climat et à l'environnement, 25 avril 2019.

* 23 Par rapport à 1990.

* 24 Dans sa version française, l'Accord de Paris du 12 décembre 2015 est disponible ci-après : https://unfccc.int/files/essential_background/convention/application/pdf/french_paris_agreement.pdf

* 25 Ce scénario supposerait de réduire les émissions de GES de 550 à 80 Mt CO2eq et de porter les puits de carbone naturels à 65 Mt CO2eq et ceux technologiques à 15 Mt CO2eq.

* 26 Précisant que la stratégie bas-carbone intègre des mesures de redistribution directes (comme le chèque énergie) ou indirectes (comme l'aide à l'investissement).

* 27 INSEE, INSEE Première, n° 1749, avril 2019, p. 2.

* 28 Naturellement, les dépenses comprises dans ces postes budgétaires vont au-delà de la seule consommation d'énergie et de carburant.

* 29 Source : étude d'impact au projet de loi (chiffres 2017).

* 30 Commission européenne, recommandation C(2019) 4410 du 18 juin 2019 sur le projet de plan national intégré en matière d'énergie et de climat de la France couvrant la période 2021-2030, p.4.

* 31 GRDF, Panorama du gaz renouvelable en 2018, p. 12.

* 32 Le projet de décret est consultable ci-après :

https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/2019.02.22%20Projet%20de%20d%C3%A9cret%20PPE.pdf

* 33 Au total, les objectifs en volume envisagés par le projet de PPE sont de 14 TWh en 2023 (dont 6 TWh pour le gaz renouvelable injecté) et entre 24 et 32 TWh en 2028 (soit entre 14 et 22 TWh pour le gaz renouvelable injecté).

* 34 Tout comme sept autres pays européens.

* 35 Le communiqué de presse publié par la Commission européenne est disponible ci-après :

http://europa.eu/rapid/press-release_IP-19-1477_fr.htm

* 36 Source : étude d'impact au projet de loi (chiffres 2017).

* 37 Selon qu'elle est ou non associée à une retenue d'eau.

* 38 Ces éléments sont disponibles ci-après :

https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/eolien-en-mer#e1

* 39 L'échéance de 2024 est reprise des éléments d'information issus du déplacement du ministre de la Transition écologique et solidaire à Saint-Nazaire le 14 juin dernier : « Enfin, François de Rugy a annoncé l'augmentation des objectifs des énergies marines renouvelables fixés dans la Programmation pluriannuelle de l'énergie. Le projet publié en janvier 2019 prévoyait le lancement et l'attribution de projets éoliens en mer pour une moyenne d'environ 750 MW par an d'ici 2024. Conformément à l'annonce du Premier ministre lors de sa déclaration de politique générale, François de Rugy a annoncé le rehaussement de cette ambition en fixant un objectif d'1 GW par an. »

* 40 Energy Technology R&D Budgets : Overview, 2019, p. 5.

* 41 Le rapport est consultable ci-après :

https://travail-emploi.gouv.fr/IMG/pdf/rapport_parisot_ppec_200219.pdf

* 42 CGDD, Chiffres clés de l'énergie, 2019, p. 13.

* 43 Loi n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en oeuvre du Grenelle de l'environnement (article 19).

* 44 Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (articles 175 et 197).

* 45 Sans prise en compte des crédits internationaux de compensation carbone, ainsi que l'a prévu le texte issu des travaux de l'Assemblée nationale.

* 46 Directive (UE) n° 2018/844 du Parlement Européen et du Conseil du 30/05/18 modifiant la directive 2010/31/UE sur la performance énergétique des bâtiments et la directive 2012/27/UE relative à l'efficacité énergétique (article 2 bis).

* 47 Le dispositif transmis disposait que la feuille de route était publiée en annexe de la PPE ...dans un délai de 6 mois à compter de la publication de ce document.

* 48 Sous-amendé par le rapporteur pour la commission des affaires économiques.

* 49 Sous-amendé par le rapporteur pour la commission des affaires économiques.

* 50 S'agissant des budgets carbone, cette présentation doit comprendre une présentation des résultats atteints par rapport aux plafonds d'émissions de gaz à effet de serre (GES).

* 51 Visé à l'article 3 du règlement (UE) n° 2018/1999 du 11/12/18 sur la gouvernance de l'union de l'énergie et de l'action pour le climat.

* 52 Visée à l'article 15 du règlement (UE) n° 2018/1999 du 11/12/18 sur la gouvernance de l'union de l'énergie et de l'action pour le climat.

* 53 Visée à l'article 2 bis de la directive 2010/31/UE sur la performance énergétique des bâtiments et la directive 2012/27/UE relative à l'efficacité énergétique.

* 54 Loi n° 2018-1317 du 28 décembre 2018 de finances pour 2019 (II de l'article 206).

* 55 Ont ainsi été regroupés dans ce document ;

- le « orange budgétaire » sur la lutte contre le changement climatique (10° de l'article 128 de la loi n° 2005-1720 du 30 décembre 2005 de finances rectificative pour 2005) ;

- le « jaune budgétaire » afférent au financement de la transition énergétique (article 174 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte) ;

- le « jaune budgétaire » récapitulant l'effort consenti et prévu au titre de la protection de la nature et de l'environnement (article 131 de la loi n° 89-935 du 29 décembre 1989 de finances pour 1990).

* 56 Ces états financiers portent sur :

- l'ensemble des financements publics en faveur de l'écologie, de la transition énergétique et de la lutte contre le changement climatique inscrits dans la loi de finances de l'année en cours et dans le projet de loi de finances (1°) ;

- les moyens financiers publics et privés mis en oeuvre pour financer la transition écologique et énergétique ainsi que leur adéquation au respect des engagements européens, de l'Accord de Paris et de l'Agenda 2030 du développement durable (2°) ;

- la stratégie en matière de fiscalité écologique et énergétique (3°).

* 57 Sous-amendé par Mme Batho.

* 58 Article 21 de la loi n° 94-654 du 29 juillet 1994 relative au don et à l'utilisation des éléments et produits du corps humain, à l'assistance médicale à la procréation et au diagnostic prénatal.

* 59 En ce qui concerne la stratégie de long terme dont la notification à la Commission européenne est requise au regard du droit européen, on relèvera que le Gouvernement n'exclut pas de la présenter dans le cadre de la stratégie nationale bas-carbone, selon les informations communiquées au rapporteur ; elle pourrait donc ne pas constituer un document distinct.

* 60 En effet, le a) du 2° du III du présent article prévoyait que la stratégie bas-carbone soit publiée dans les douze mois suivant la publication de la loi, ce qui pouvait entrer en contrariété avec l'article L. 222-1 C du code de l'environnement, qui dispose qu'elle est révisée au plus tard le 1er juillet de la dixième année précédant le début du nouveau budget carbone à déterminer (soit le 1er juillet 2014 pour la période 2034-2038).

* 61 Identique à l'amendement COM-220 présenté par la rapporteure pour avis pour la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable.

* 62 Consistant à reprendre la terminologie exacte des consommations d'énergie « primaire », « finale » ou « brute », telle qu'elle figure actuellement à l'article L. 100-4 du code de l'énergie (COM-128).

* 63 Dans sa rédaction issue de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (article 173).

* 64 OACI, Rapport A29-WP/350 du Comité exécutif sur le point d'ordre du jour, 2016, p. 10.

* 65 Également appelé « Carbon Offsetting and Reduction Scheme for International Aviation » (CORSIA).

* 66 Avec des phases pilote (2021-2023), volontaire (2024-2027) et de conformité (2027-2035).

* 67 Rapport de la Commission européenne au Parlement européen et au Conseil sur le fonctionnement du marché européen du carbone, 2018, p. 14.

* 68 Le communiqué de presse de l'OMI est disponible ci-après :

http://www.imo.org/fr/MediaCentre/PressBriefings/Pages/06GHGinitialstrategy.aspx

* 69 Par rapport à 2018.

* 70 Ce qui recouvre les liaisons aériennes, maritimes et fluviales internationales non prises en compte dans le périmètre du Protocole de Kyoto.

* 71 Tel qu'il résulte de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (article 176).

* 72 La Corse, la Guadeloupe, la Guyane, Mayotte, La Réunion, Saint-Pierre-et-Miquelon et Wallis-et-Futuna font chacun l'objet d'une programmation pluriannuelle de l'énergie distincte (article L. 141-5 du code de l'énergie).

* 73 Ces volets portent sur : la sécurité d'approvisionnement ; l'amélioration de l'efficacité énergétique et la baisse de la consommation d'énergie primaire ; le développement de l'exploitation des énergies renouvelables et de récupération ; le développement des réseaux, du stockage, de la transformation des énergies, du pilotage de la demande d'énergie, des réseaux intelligents, de l'autoproduction ; la préservation du pouvoir d'achat des consommateurs et de la compétitivité des entreprises ; l'évaluation des besoins de compétences professionnelles.

* 74 Du Conseil national de la transition écologique, du comité d'experts pour la transition énergétique - dont la suppression est prévue par l'article 2 du projet de loi - et du comité du système de distribution de l'électricité.

* 75 Dans le cadre de la révision de la PPE, le ministère chargé de la Transition écologique et solidaire a ainsi publié une synthèse de ce projet (de 38 pages... contre 368), disponible ci-après :

https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/default/files/Synth%C3%A8se%20finale%20Projet%20de%20PPE.pdf

* 76 Dans sa rédaction issue de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (article 176).

* 77 Dans ces collectivités, à l'exception de la Corse et de Wallis-et-Futuna, la PPE constitue le volet énergie du schéma régional du climat, de l'air et de l'énergie (SRCAE).

* 78 Tel qu'il résulte de l'ordonnance n° 2016-1028 du 27 juillet 2016 relative aux mesures de coordination rendues nécessaires par l'intégration dans le schéma régional d'aménagement, de développement durable et d'égalité des territoires, des schémas régionaux sectoriels mentionnés à l'article 13 de la loi n° 2015-991 du 7 août 2015 portant nouvelle organisation territoriale de la République (article 10).

* 79 Tel qu'il résulte de l'ordonnance n° 2016-572 du 12 mai 2016 portant extension et adaptation aux îles Wallis-et-Futuna de diverses dispositions du code de l'énergie (article 1).

* 80 Chaque PPE se décline en deux périodes de cinq ans - 2019-2023 et 2024-2028 pour la PPE à venir -, hormis la première période de la première PPE qui ne durait que trois ans - 2016-2018 et 2019-2023.

* 81 Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

* 82 Sanction pécuniaire ou retrait ou suspension, pour une durée n'excédant pas un an, de l'autorisation d'exploiter une installation de production ou de l'autorisation de fourniture dont l'intéressé est titulaire.

* 83 Tel qu'il résulte de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (article 173).

* 84 En l'espèce, les schémas de cohérence territoriale (SCOT) ou, à défaut, les plans locaux d'urbanisme (PLU), les cartes communales, les plans de déplacements urbains (PDU), les plans climat-air-énergie territoriaux (PCET) et les chartes des parcs naturels régionaux.

* 85 Conseil d'État, 6ème et 1ère sous-sections réunies, arrêt n° 311443, 17 mars 2010.

* 86 Rapport d'information n° 174 fait au nom de la commission des lois sur le projet portant nouvelle organisation territoriale de la République par MM. Jean-Jacques Hyest et René Vandierendonck, 10 décembre 2014, page 94.

* 87 Rapport d'information n°2063 fait au nom de la commission des Affaires économiques sur le projet de loi relatif à l'énergie et au climat par M. Anthony Cellier, 20 juin 2019, p. 22.

* 88 Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, art. 187.

* 89 Source : RTE, bilan électrique 2018, de même que pour les puissances installées et parts des autres moyens de production thermiques.

* 90 Y compris des turbines bi-combustibles fonctionnent au fioul ou au gaz.

* 91 Source : RTE, bilan électrique 2018.

* 92 Source : RTE, bilan électrique 2018. Pour cette même année, le charbon comptait pour 1,1 % du mix, le fioul pour 0,4 % et le gaz pour 5,7 %.

* 93 Sources : Agence internationale de l'énergie, Global Energy & CO2 Status Report ; Coal 2018, Analysis and forecasts to 2023.

* 94 Selon l'expression du Conseil d'État, dans son avis sur le projet de loi.

* 95 Les centrales concernées ayant été régulièrement autorisées, sans limite de durée, et ayant fait l'objet d'investissements leur permettant de fonctionner au-delà de 2022.

* 96 EPR de Flamanville, centrale de Landivisiau ou interconnexion Eleclink ; RTE, Analyses complémentaires sur l'équilibre offre-demande d'électricité en France sur la période 2019-2023, avril 2019.

* 97 En précisant que les émissions à comptabiliser étaient celles résultant de la somme des productions d'électricité et de chaleur.

* 98 Ministère de la transition écologique et solidaire, communiqué de presse du 5 juin 2019.

* 99 Art. 79 de la loi de finances n° 2018-1317 du 28 décembre 2018 de finances pour 2019.

* 100 Article 28 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

* 101 Se reporter au commentaire sur l'application de la loi « Transition énergétique » dans le bilan annuel de l'application des lois au 31 mars 2019 (rapport d'information n° 542 (2018-2019)) ainsi qu'au rapport n° 537 (2018-2019) sur la proposition de loi visant à instaurer un droit effectif à l'accès à l'énergie et à lutter contre la précarité énergétique.

* 102 Dans sa réponse à la question écrite n° 09215 de M. Patrick Chaize publiée au Journal officiel du 28 février 2019.

* 103 Un financement par les CEE n'est pas possible en l'état du droit, le code de l'énergie prévoyant que des CEE ne peuvent être délivrés pour des actions résultant exclusivement du respect de la réglementation en vigueur (puisqu'il s'agit bien d'inciter à réaliser des économies d'énergie nouvelles et non exigées, par ailleurs, par une disposition légale ou réglementaire).

* 104 Soit les collectivités territoriales ou leurs groupements qui sont propriétaires des réseaux de distribution d'électricité et de gaz et qui contrôlent l'exécution des missions de service public, le plus souvent déléguées à des gestionnaires de réseaux.

* 105 Article 12 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

* 106 Relatif aux caractéristiques du logement décent pris pour l'application de l'article 187 de la loi n° 2002-1208 du 13 décembre 2000 relative à la solidarité et au renouvellement urbains.

* 107 Art. 6 de la loi n° 2014-366 du 24 mars 2014.

* 108 Arrêté du 15 septembre 2006 relatif au diagnostic de performance énergétique pour les bâtiments existants proposés à la vente en France métropolitaine et arrêté du 3 mai 2007 relatif au diagnostic de performance énergétique pour les bâtiments existants à usage principal d'habitation proposés à la location en France métropolitaine.

* 109 Art. 321-1 du CCH.

* 110 Art. 1 de la loi n° 2010-788 du 12 juillet 2010.

* 111 Art. 7 de la loi n° 2006-872 du 13 juillet 2006.

* 112 Loi n° 2017-1839 du 30 décembre 2017 mettant fin à la recherche ainsi qu'à l'exploitation des hydrocarbures et portant diverses dispositions relatives à l'énergie et à l'environnement.

* 113 Cf. le commentaire de la loi « Hydrocarbures » dans le rapport d'information n° 542 (2018-2019).

* 114 Loi n° 2010-788 du 12 juillet 2010 portant engagement national pour l'environnement (article 75).

* 115 Ordonnance n° 2015-1737 du 24 décembre 2015 relative aux bilans d'émission de gaz à effet de serre et aux audits énergétiques (Article 1er).

* 116 ADEME, Évaluation réglementaire 2017 sur la réglementation des bilans d'émissions de gaz à effet de serre (mis à jour de 2018), page 5.

* 117 Arrêté du 25 janvier 2016 relatif à la plate-forme informatique pour la transmission des bilans d'émission de gaz à effet de serre (Articles 2 et 4).

* 118 ADEME, Évaluation réglementaire 2017 sur la réglementation des bilans d'émissions de gaz à effet de serre (mis à jour de 2018), p. 6.

* 119 Le rapport au Président de la République relatif à l'ordonnance n° 2015-1737 du 24 décembre 2015 relative aux bilans d'émission de gaz à effet de serre et aux audits énergétiques est disponible ici : https://www.legifrance.gouv.fr/eli/rapport/2015/12/26/DEVR1523496P/jo/texte/fr

* 120 Tel qu'il a été modifié notamment par la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 sur la transition énergétique pour la croissance verte (article 173).

* 121 Décret n° 2015-1850 du 29 décembre 2015 pris en application de l'article L. 533-22-1 du code monétaire et financier.

* 122 En anglais, « comply or explain »

* 123 Conseil constitutionnel, commentaire de la décision n° 2011-640 DC du 4 août 2011, loi modifiant certaines dispositions de la loi n° 2009-879 du 21 juillet 2009 portant réforme de l'hôpital et relative aux patients, à la santé et aux territoires.

* 124 Le projet de règlement est consultable ci-après :

http://www.europarl.europa.eu/doceo/document/TA-8-2019-0435_FR.html

* 125 Art. 25 du projet de loi d'orientation des mobilités créant un dispositif de soutien au biogaz non injecté.

* 126 Fournisseurs d'électricité, de gaz, de fioul domestique, de chaleur et de froid et distributeurs de carburant (dont les grandes surfaces) dont les ventes dépassent un certain seuil.

* 127 Collectivités territoriales, Agence nationale de l'habitat (Anah), bailleurs sociaux, sociétés d'économies mixtes (Sem) exerçant une activité de construction ou de gestion de logements sociaux et Sem et sociétés publiques locales (SPL) dont l'objet est l'efficacité énergétique.

* 128 En fixant des montants forfaitaires d'économies d'énergie pour les opérations les plus fréquentes, les fiches sécurisent les acteurs et les orientent vers les actions sur lesquelles elles portent ; elles ont donc un effet d'entraînement important.

* 129 Les kWh ou MWh cumac sont l'unité utilisée pour quantifier les économies d'énergie réalisées dans le cadre des CEE. Le terme « cumac » correspond à la contraction de « cumulés » et « actualisés ». Par exemple, le montant de kWh cumac économisé suite à l'installation d'un appareil performant d'un point de vue énergétique correspond au cumul des économies d'énergie annuelles réalisées durant la durée de vie de ce produit (source : site du ministère de la transition écologique et solidaire).

* 130 Niveau qui se rapproche du reste progressivement de celui de la pénalité, fixée à 15 euros. Or, s'il devait devenir équivalent d'acheter des CEE ou de s'acquitter de la pénalité, le dispositif pourrait devenir sans effet sur la baisse des consommations d'énergie. Dans le cadre des programmes, le coût des CEE est de 5 euros et l'on estime que le coût des CEE produits en interne est de l'ordre de 6 euros.

* 131 Dans le cas des tarifs réglementés, les CEE sont pris en compte dans la construction des tarifs, qui intègre une composante représentative de leurs coûts d'acquisition par les acteurs obligés.

* 132 Source : lettre du 1er février 2019 adressée par dix organisations au ministre de la transition écologique et solidaire.

* 133 Source : Union française des industries pétrolières (Ufip).

* 134 Source : Commission de régulation de l'énergie (CRE).

* 135 Alors qu'il fallait auparavant envoyer l'ensemble des pièces justificatives (devis, factures, etc.) avant la délivrance des CEE, ces pièces ne sont désormais transmises que dans le cadre de contrôles réalisés ex post et portant sur un échantillon d'opérations, cette évolution ayant été rendue nécessaire par la très forte augmentation des dossiers à traiter.

* 136 La mention RGE est attribuée par un organisme indépendant de qualification ou de certification (Qualibat, Certibat, etc.) selon différents critères techniques.

* 137 Hors les cas de manquements aux obligations déclaratives, les CEE ont déjà été délivrés lorsque le manquement est constaté dans le cadre de contrôles ex post ; la mise en demeure est donc inutile et la procédure reste contradictoire en application des principes généraux rappelés à l'article L. 222-5.

* 138 Conseil européen, conclusions du 24 octobre 2014.

* 139 Par rapport à 1990.

* 140 Directive 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 (refonte).

* 141 Directive 2018/2002 du Parlement Européen et du Conseil du 11 décembre 2018 modifiant la directive 2012/27/UE relative à l'efficacité énergétique.

* 142 Du 1er janvier 2014 au 31 décembre 2020.

* 143 Hors les cas spécifiques de Chypre et Malte.

* 144 Du 1er janvier 2021 au 31 décembre 2030.

* 145 Directive 2018/844 du Parlement Européen et du Conseil du 30 mai 2018, modifiant la directive 2010/31/UE sur la performance énergétique des bâtiments et la directive 2012/27/UE relative à l'efficacité énergétique.

* 146 Pour les installations dont la puissance est supérieure à 70 kW.

* 147 Pour les installations dont la puissance est supérieure à 290 kW.

* 148 Directive 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant les règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et modifiant la directive 2012/27/UE.

* 149 Sans facturation des frais liés au changement pour les clients résidentiels et les petites entreprises.

* 150 Les « clients actifs » sont une personne ou un groupe de personnes qui consomment, vendent ou stockent l'électricité produite dans leurs locaux (ou d'autres locaux autorisés), ou participent à des programmes de flexibilité ou d'efficacité énergétique, dès lors que ces activités ne constituent pas leur activité commerciale ou professionnelle principale (définition 8).

* 151 Soit le droit d'être approvisionné en électricité d'une qualité définie et à des prix compétitifs.

* 152 Médiateur de l'énergie, association de consommateur, autorité de régulation.

* 153 Règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l'union de l'énergie et de l'action pour le climat, modifiant les règlements (CE) n663/2009 et (CE) n715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) n525/2013 du Parlement européen et du Conseil.

* 154 Règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2009 sur la préparation aux risques dans le secteur de l'électricité et abrogeant la directive 2003/89/CE.

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

* 156 Ainsi que les règles sur la propriété des actifs de stockage.

* 157 Conseil d'État, avis n°397668 sur un projet de loi relatif à l'énergie, au climat et à l'environnement, 25 avril 2019.

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

* 159 Loi n° 2017-227 du 24 février 2017 ratifiant les ordonnances n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l'autoconsommation d'électricité et n° 2016-1059 du 3 août 2016 relative à la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables et visant à adapter certaines dispositions relatives aux réseaux d'électricité et de gaz et aux énergies renouvelables (article 1er).

* 160 Directive 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 (refonte).

* 161 Les « autoconsommateurs d'énergies renouvelables » désignent les personnes qui produisent, à titre individuel ou collectif, de l'énergie pour leur propre consommation, voire pour son stockage ou sa vente. Le stockage ou la vente ne doivent pas constituer leur activité professionnelle ou commerciale principale. En outre, seules peuvent produire de l'énergie collectivement les personnes qui résident dans le même bâtiment ou le même immeuble résidentiel (définition n°14).

* 162 Les « communautés d'énergie renouvelable » constituent des entités juridiques, reposant sur une participation ouverte, volontaire et autonome, de personnes physiques, de collectivités territoriales et de petites entreprises, se situant à proximité des projets d'énergies renouvelables auxquels ils ont souscrit et qu'ils ont élaborés, et dont l'objectif premier est de fournir des avantages environnementaux, économiques ou sociaux (définition n°16).

* 163 Directive 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant les règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et modifiant la directive 2012/27/UE.

* 164 Les « communautés énergétiques citoyennes » sont des entités juridiques regroupant, sur la base d'une participation ouverte et volontaire, des personnes physiques, des collectivités territoriales ou des petites entreprises, dont le principal objectif est de proposer des avantages communautaires environnementaux, économiques ou sociaux, et qui peuvent prendre part à la production, à la distribution, à la fourniture, à la consommation, à l'agrégation, et au stockage d'énergie, ou fournir des services liés à l'efficacité énergétique, des services de recharge pour les véhicules électriques ou d'autres services énergétiques (définition n°16).

* 165 Sous-amendé par le Gouvernement.

* 166 Article 116 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

* 167 Article 70 de l'ordonnance n° 2016-65 du 29 janvier 2016 relative aux contrats de concession.

* 168 Selon la répartition suivante, établie par le droit en vigueur : un tiers pour les départements, un douzième pour les communes, un douzième pour les groupements de communes et la moitié pour l'État.

* 169 Article L. 111-1-4 du code de l'urbanisme avant sa recodification à l'article L. 111-6 du même code par l'ordonnance n° 2015-1174 du 23 septembre 2015.

* 170 Les routes à grande circulation, quelle que soit leur appartenance domaniale, sont les routes qui permettent d'assurer la continuité des itinéraires principaux et, notamment, le délestage du trafic, la circulation des transports exceptionnels, des convois et des transports militaires et la desserte économique du territoire, et justifient, à ce titre, des règles particulières en matière de police de la circulation. La liste des routes à grande circulation est fixée par décret (article L. 110-3 du code de la route).

* 171 La surface agricole utile est composée des terres arables (y compris jachères, cultures sous abri, jardins familiaux), des surfaces toujours en herbe et des cultures permanentes (vignes, vergers, etc.).

* 172 Anciennement article L. 123-1 du code de l'urbanisme.

* 173 CE, 8 février 2017, n° 395464.

* 174 Source : SAFER, 2018.

* 175 ADEME, I Care & Consult, Blézat consulting, CERFrance, Céréopa. 2017. Agriculture et énergies renouvelables : état de l'art et opportunités pour les exploitations agricoles. p. 70.

* 176 Dont la moitié est de taille importante (supérieure à 600 m²).

* 177 178 Ademe, Transénergie. Mars 2019. Évaluation du gisement relatif aux zones délaissées et artificialisées propices à l'implantation de centrales photovoltaïques-Synthèse.

* 179 La production d'électricité d'une ombrière de stationnement équipée de panneaux photovoltaïques est généralement comprise entre 1 100 et 1 300 kWh.

* 180 Ademe, juin 2017, Solaire photovoltaïque, feuille de route stratégique.

* 181 L'article 10 de la loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité prévoit qu'EDF et les distributeurs non nationalisés sont tenus de conclure, si les producteurs intéressés en font la demande, un contrat pour l'achat de l'électricité produite sur le territoire national par, entre autres, les installations de production d'électricité qui utilisent des énergies renouvelables.

* 182 L'article L. 752-1 du code de commerce liste les projets soumis à une autorisation d'exploitation commerciale. Ce sont les projets ayant pour objet, entre autres, la création d'un magasin de commerce de détail d'une surface de vente supérieure à 1 000 mètres carrés, l'extension de la surface de vente d'un magasin de commerce de détail ayant déjà atteint le seuil des 1 000 mètres carrés, la création d'un ensemble commercial, la création ou l'extension d'un point permanent de retrait par la clientèle d'achats au détail commandés par voie télématique.

* 183 Notamment du point de vue de la performance énergétique et des émissions de gaz à effet de serre, du recours le plus large qui soit aux énergies renouvelables et à l'emploi de matériaux ou procédés écoresponsables, de la préservation de l'environnement.

* 184 Installations classées pour la protection de l'environnement.

* 185 Anciennement article L. 146-4 du code de l'urbanisme, abrogé par l'ordonnance n° 2015-1174 du 23 septembre 2015 relative à la partie législative du livre Ier du code de l'urbanisme.

* 186 CAA de Bordeaux, 04/04/2013, n° 12BX00153.

* 187 Rapporteur pour avis de la commission de l'aménagement du territoire et du développement durable.

* 188 Guadeloupe, Guyane, Martinique, La Réunion et Mayotte.

* 189 Article 94 de la loi n° 2018-938 du 30 octobre 2018 pour l'équilibre des relations commerciales dans le secteur agricole et alimentaire et une alimentation saine, durable et accessible à tous.

* 190 Loi ratifiant les ordonnances n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l'autoconsommation d'électricité et n° 2016-1059 du 3 août 2016 relative à la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables et visant à adapter certaines dispositions relatives aux réseaux d'électricité et de gaz et aux énergies renouvelables.

* 191 Décret n° 2011-1595 du 21 novembre 2011 relatif à la compensation des charges de service public portant sur l'achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel et arrêté du 23 novembre 2011 fixant la part du montant des valorisations financières des garanties d'origine venant en réduction des charges de service public portant sur l'achat de biométhane injecté dans les réseaux de gaz naturel donnant droit à compensation.

* 192 Article 19 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, dont il est par ailleurs proposé la transposition par voie d'ordonnance à l'article 6.

* 193 Mais dont les textes d'application ne sont parus qu'en avril 2018.

* 194 La demande de garanties constituant une incitation pour les fournisseurs à conclure un tel contrat, car leur permettant ensuite de valoriser dans leurs offres cet approvisionnement en gaz renouvelable.

* 195 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.

* 196 Exposé des motifs de l'amendement du Gouvernement.

* 197 Ordonnance à l'élaboration de laquelle la filière sera associée, selon l'exposé des motifs.

* 198 L'analyse mentionnée dans l'étude d'impact est la suivante : « Les dispositions législatives qui interdisent au membre désigné de participer au délibéré ne visent pas explicitement le cas où aucune mise en demeure n'a été prononcée. Si cette interdiction se déduit du contexte dans lequel s'inscrivent les dispositions législatives considérées ainsi que des normes constitutionnelles imposant une séparation entre les fonctions de poursuite et de jugement et est donc effective aujourd'hui, il paraît utile de le clarifier dans la loi. »

* 199 Loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité (article 28).

* 200 Sous la dénomination « Commission de régulation de l'électricité ».

* 201 Loi n° 2017-55 du 20 janvier 2017 portant statut général des autorités administratives indépendantes et des autorités publiques indépendantes (article 38).

* 202 À ces quatre membres titulaires s'ajoutent des membres suppléants.

* 203 Conseil d'État, avis n° 388853 du 22 juillet 2015.

* 204 Cour de Justice de l'Union européenne, affaire C-103/17, Messer France SAS c./ France, 25 juillet 2018.

* 205 Directive 92/12/CEE du Conseil, du 25 février 1992, relative au régime général, à la détention, à la circulation et aux contrôles des produits soumis à accise.

* 206 Conseil d'État, 9ème - 10ème chambres réunies, arrêt n° 399115, 3 décembre 2018.

* 207 Rapport d'information fait au nom de la commission des finances par M. Roman Grau et Mme Véronique Louwagie en conclusion des travaux de la mission d'information relative à la gestion du risque budgétaire associé au contentieux fiscaux et non fiscaux de l'État, 17 octobre 2018, page 46.

* 208 Conseil d'État, avis n° 397668 sur un projet de loi relatif à l'énergie, au climat et à l'environnement, 25 avril 2019.

* 209 Conseil d'État, avis n° 388853 du 22 juillet 2015.

* 210 Tel qu'il a été codifié par l'ordonnance n°2011-504 du 9 mai 2011 portant codification de la partie législative du code de l'énergie.

* 211 Devenu article 141 dans sa numérotation définitive.

* 212 Pour un commentaire complet du dispositif, se reporter au commentaire de l'article 52 bis A dans le rapport n° 254 (2018-2019) de la commission spéciale du Sénat sur le projet de loi « Pacte ».

* 213 Article 23 bis. Cette disposition est en lien même indirect avec la loi « LOM » dans la mesure où les études de raccordement visées évalueront notamment l'incidence sur le réseau du déploiement des bornes de recharge pour les véhicules électriques.

* 214 Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010, article 1er.

* 215 Article 1er de la loi Nome, codifié à l'article L. 336-1.

* 216 Article L. 336-1.

* 217 Tarifs jaunes et verts et tarif réglementé et transitoire d'ajustement au marché (TaRTAM). Dans ces procédures lancées en 2006 et 2007, il était reproché à la France de généraliser les tarifs règlementés à l'ensemble des consommateurs finals, y compris des grandes entreprises, et non à une catégorie particulière de clients, de n'autoriser la vente aux tarifs réglementés qu'à EDF et aux entreprises locales de distribution, ce qui en faisait une procédure non transparente et discriminatoire, et de maintenir un niveau de tarifs en deçà des prix de marché.

* 218 Décision de la Commission européenne du 12 juin 2012 concernant l'affaire n° SA.21918, mise à exécution par la France.

* 219 Y compris après des opérations de consolidation, comme Total Direct énergie qui compte plusieurs millions de clients.

* 220 Source : CRE, Observatoire des marchés de détail, 4e trimestre 2018.

* 221 De même que la fin des tarifs jaunes et verts pour les consommateurs professionnels ainsi que la construction des tarifs bleus par empilement des coûts, qui a permis aux fournisseurs alternatifs de proposer des offres plus compétitives que les tarifs.

* 222 Art. L. 336-1.

* 223 Source : Cleee (Association de grands consommateurs industriels et tertiaires d'électricité), en réponse au rapporteur.

* 224 Source : CRE, en réponse au rapporteur.

* 225 Exposé des motifs de la loi « Nome ».

* 226 Une première commission présidée par M. Champsaur, réunie en 2009, était à l'origine de la création du dispositif.

* 227 Exposé des motifs de la loi « Nome ».

* 228 Dans son rapport d'évaluation de l'Arenh de décembre 2015, l'Autorité de la concurrence relève qu'« il ressort des constats faits sur le marché de gros que l'Arenh n'a pas exercé d'influence dans le domaine de l'investissement productif ».

* 229 Centrales au gaz et énergies renouvelables pour la quasi-totalité, et à l'exception d'Engie qui au travers de la Compagnie nationale du Rhône, exploite une importante production hydroélectrique au fil de l'eau.

* 230 Pour l'Association des fournisseurs indépendants de l'électricité et du gaz (Afieg) ou pour le Cleee, cet objectif d'une concurrence à l'amont sur la production de base était un voeu pieu dont aucun acteur ne pensait, à l'époque, qu'il puisse se réaliser.

* 231 Avant que la mise en place du marché de capacité ne rende ces actifs de nouveau attractifs.

* 232 Proportion qui résultait sans doute d'un compromis tenant compte du droit de propriété d'EDF sur le parc nucléaire historique et des objectifs visés par la loi.

* 233 Conformément aux principes fixés à l'article R. 336-18 et précisés par la délibération de la CRE du 25 octobre 2018.

* 234 En application de l'article L. 337-6 du code de l'énergie, « les tarifs réglementés de vente d'électricité sont établis par addition du prix d'accès régulé à l'électricité nucléaire historique, du coût du complément d'approvisionnement au prix de marché, de la garantie de capacité, des coûts d'acheminement de l'électricité et des coûts de commercialisation ainsi que d'une rémunération normale de l'activité de fourniture ».

* 235 L'article R. 337-19 du code de l'énergie prévoit explicitement que « le coût de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique est déterminé en fonction du prix de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (...) compte tenu, le cas échéant, de l'atteinte du volume global maximal d'électricité nucléaire historique ».

* 236 Comme indiqué par l'Autorité de la concurrence dans son avis du 25 mars 2019 qui formule « plusieurs objections d'ordre méthodologique et juridique à la méthode de prise en compte du rationnement de l'Arenh dans l'élaboration des tarifs », ceux-ci sont aujourd'hui construits « à partir d'un empilement de coûts représentatifs de l'approvisionnement des concurrents d'EDF ».

* 237 Dans une proportion évaluée par l'Autorité de la concurrence à 87 % pour les tarifs bleus vendus aux ménages, cette marge passant de 3,8 euros/MWh à 7,1 euros/MWh.

* 238 Qui seront calculés a posteriori en fonction de la consommation constatée de leurs clients et qu'il leur faut donc anticiper.

* 239 Jean-Bernard Lévy, lors de son audition par la commission des affaires économiques du Sénat le 2 mai dernier.

* 240 Article L. 337-16.

* 241 Article L. 337-15.

* 242 L'exposé des motifs précise également que le relèvement du plafond et la question du prix doivent être examinés « de manière coordonnée ».

* 243 Exposé des motifs de l'amendement.

* 244 Dans le cadre du nouveau nucléaire, la problématique diffère cependant de celle du nucléaire historique, qui suppose l'accès de tous les Français, quel que soit leur fournisseur, aux fruits du patrimoine qu'ils avaient financés en tant que contribuables et « actionnaires » de l'entreprise monopolistique d'alors. De son côté, le financement du nouveau nucléaire pose surtout la question d'une garantie publique sur longue période du prix - par exemple sur le modèle du contrat pour différence retenu pour les EPR anglais - reflétant le bénéfice pour la collectivité d'une production bas carbone en base.

* 245 RTE est aujourd'hui propriété à 50,1 % d'EDF et à 49,9 % de la Caisse des dépôts et consignations et de CNP Assurances.

* 246 RTE est déjà propriété à 49,9 % de la Caisse des dépôts et consignations et de CNP Assurances tandis qu'Enedis est détenue à 100 % par EDF.

* 247 Pour un commentaire complet du droit en vigueur et du dispositif, se reporter au commentaire de l'article 71 ter dans le rapport n° 254 (2018-2019) de la commission spéciale du Sénat sur le projet de loi « Pacte », ainsi qu'à l'exposé des motifs de l'amendement du rapporteur adopté en commission.

* 248 Conseil d'État, 19 juillet 2017, Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (Anode).

* 249 Pour un commentaire complet du droit en vigueur et du dispositif, se reporter au commentaire de l'article 71 ter dans le rapport n° 254 (2018-2019) de la commission spéciale du Sénat sur le projet de loi « Pacte », ainsi qu'à l'exposé des motifs de l'amendement du rapporteur adopté en commission et de l'amendement de la commission spéciale adopté en séance.

* 250 Conseil d'État, 18 mai 2018, Société Engie et Anode.

* 251 Directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité, dont la transposition est prévue par voie d'ordonnance à l'article 6 du projet de loi.

* 252 Dans son avis sur la lettre rectificative, le Conseil d'État estime que les articles de la directive doivent « s'entendre comme assimilant aux clients résidentiels les unités de très petite taille qui ne sont, au sens des catégories statistiques, ni des ménages, ni des entreprises » et que le périmètre proposé par le projet de loi « est conforme à l'objectif poursuivi » par la directive.

* 253 Pour lesquelles la possibilité de souscrire de nouveaux contrats aux tarifs leur est déjà fermée depuis le 1er août 2018.

* 254 Dès lors que, conformément à la directive, il n'était plus possible de souscrire un nouveau contrat aux tarifs au plus tard à compter du 1er janvier 2021.

* 255 En application de l'article L. 337-6 du code de l'énergie.

* 256 Qui prévoit que « le coût de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique est déterminé en fonction du prix de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (...) compte tenu, le cas échéant, de l'atteinte du volume global maximal d'électricité nucléaire historique ».

* 257 Autorité de la concurrence, avis n° 19-A-07 du 25 mars 2019 relatif à la fixation des tarifs réglementés de vente d'électricité.

* 258 Exposé des motifs de l'amendement.

* 259 Cf. l'amendement du rapporteur adopté en commission spéciale sur la loi « Pacte ».

* 260 Cf. l'amendement du rapporteur adopté en commission spéciale sur la loi « Pacte ».

* 261 Loi n° 2014-344 du 17 mars 2014 relative à la consommation, dont les dispositions ont été introduites à l'article L. 445-4 du code de l'énergie.

* 262 Loi n° 2016-1341 du 11 octobre 2016 ratifiant l'ordonnance n° 2016-129 du 10 février 2016 portant sur un dispositif de continuité de fourniture succédant à la fin des offres de marché transitoires de gaz et d'électricité.