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Projet de loi ratifiant les ordonnances du 27 juillet 2016 relative à l'autoconsommation d'électricité et du 3 août 2016 relative à la production d'électricité et à certaines dispositions relatives aux réseaux d'électricité et de gaz et aux énergies renouvelables

11 janvier 2017 : Autoconsommation d'électricité et énergies renouvelables ( rapport - première lecture )

EXAMEN DES ARTICLES

Article 1er (ordonnances n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 et n° 2016-1059 du 3 août 2016) - Ratification des ordonnances relatives à l'autoconsommation d'électricité et à la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables

Objet : cet article tend à ratifier deux ordonnances prises en application de la loi « Transition énergétique », l'une portant sur l'autoconsommation d'électricité, l'autre sur la production d'électricité renouvelable.

I. Le droit en vigueur

Jusqu'à la publication de l'ordonnance du 27 juillet décrite ci-après, l'autoconsommation d'électricité n'était régie par aucun cadre légal spécifique, bien qu'il soit possible d'anticiper son développement dans les années à venir sous l'effet de plusieurs facteurs1(*) :

un contexte économique favorable, avec une baisse marquée des coûts de production des énergies renouvelables décentralisées - en particulier du prix des panneaux photovoltaïques - conjuguée à la hausse prévisible, sur longue période, des prix TTC de l'électricité ;

une forte demande sociale, liée notamment à l'aspiration croissante des consommateurs d'être acteurs de leur consommation et de recourir à des moyens de production locaux et « verts » ;

des avancées technologiques « facilitatrices » telles que le compteur communicant Linky, qui permettra de compter les kWh soutirés ou injectés sans devoir recourir à un second compteur2(*), ou des solutions logicielles permettant d'optimiser les phases d'autoconsommation.

Du reste, l'autoconsommation est déjà pratiquée de longue date pour alimenter des sites industriels grands consommateurs d'électricité - à l'exemple des industries métallurgiques implantées dans les vallées alpines pour s'approvisionner en hydroélectricité ou de l'industrie papetière qui a développé des systèmes de cogénération.

En 2016, plus de 37 % des demandes de raccordement des producteurs sur le réseau géré par Enedis (ex-ERDF) concernaient des installations en autoconsommation, contre 17 % en 2015 et un peu moins de 4 % deux ans plus tôt. Sur le réseau basse tension, ces dernières représentent à ce jour une puissance installée totale de 27 MW (dont 9 MW en autoconsommation totale)3(*), ce qui est encore très faible même si l'on y ajouter les 40 MW attribués, ou en passe de l'être, dans le cadre de l'appel d'offres lancé par le Gouvernement en 2016 pour les installations en autoconsommation de puissance intermédiaire (entre 100 et 500 kW).

À terme, le développement de l'autoconsommation présente à la fois des bénéfices potentiels, sous certaines conditions, et des risques pour la couverture des coûts du système électrique et le financement de la transition énergétique.

Sur le plan des opportunités, l'autoconsommation pourrait permettre une « réduction des coûts du réseau électrique par une amélioration de l'intégration des énergies renouvelables décentralisées à celui-ci [mais] à la condition qu'elle permette de réduire les puissances maximales injectées ou soutirées du réseau »4(*), ce qui suppose une bonne synchronisation des courbes de production et de consommation. La maîtrise des coûts de réseau implique aussi que la production soit localisée sur ou à proximité des lieux de consommation et qu'elle soit dimensionnée à la hauteur des besoins de consommation locaux.

Sur le plan des risques, l'autoconsommation, si elle se développait massivement, pourrait conduire à des transferts de charges significatifs entre les autoconsommateurs et les autres utilisateurs des réseaux ainsi qu'à des baisses de recettes fiscales, notamment pour financer la transition énergétique. En effet, lorsqu'il consomme sa production, l'autoconsommateur :

réduit fortement sa facture d'acheminement5(*) dès lors que la part liée à l'énergie soutirée est aujourd'hui prépondérante dans le calcul du tarif d'utilisation, le TURPE, au détriment de la part fonction de la puissance souscrite ; en vertu du principe de couverture tarifaire des coûts de réseau, ce qu'économisent les autoconsommateurs est alors nécessairement payé par les autres utilisateurs ;

est exonéré de contribution au service public de l'électricité (CSPE) et de taxes locales sur l'électricité6(*) - même si les services fiscaux interprètent restrictivement cette disposition7(*) - et voit sa TVA réduite8(*), ce qui impliquerait, pour préserver le même niveau général de recettes, d'augmenter les prélèvements sur les autres consommateurs.

Enfin, l'autoconsommateur voit logiquement la part « consommation » de sa facture réduite du fait de l'électricité autoconsommée et peut par ailleurs bénéficier d'un soutien public sous des formes diverses9(*).

II. Le texte du projet de loi

Le présent article procède à la ratification expresse de deux ordonnances prises en application de la loi « Transition énergétique »10(*). Ce faisant, il confère une valeur législative à l'ensemble de leurs dispositions.

L'ordonnance « autoconsommation » du 27 juillet 201611(*)


· Dans son article 1er, l'ordonnance insère, au sein du titre Ier (« La production ») du livre III (« Les dispositions relatives à l'énergie ») du code de l'énergie, un nouveau chapitre V dédié à l'autoconsommation, composé des articles L. 315-1 à L. 315-8, qui en fixe le cadre juridique et prévoit en particulier une tarification spécifique de l'accès au réseau pour les installations de faible puissance.

L'article L. 315-1 définit l'opération d'autoconsommation comme « le fait, pour un producteur, dit autoproducteur, de consommer lui-même tout ou partie de l'électricité produite par son installation ».

L'article L. 315-2 crée la notion d'autoconsommation « collective » lorsque l'opération d'autoconsommation fait intervenir un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs consommateurs finals et pose deux conditions :

- premièrement, que les différentes parties concernées soient « [liées entre elles] au sein d'une personne morale » et donc se regroupent au sein d'une entité juridique (association, coopérative, etc.) créée à cet effet ;

- deuxièmement, que « les points de soutirage et d'injection [soient] situés sur une même antenne basse tension du réseau public de distribution » afin de s'assurer du caractère de proximité sur le réseau électrique de l'opération d'autoconsommation ainsi mise en place.

À titre d'illustration d'autoconsommation collective, le Gouvernement cite « par exemple des projets d'approvisionnement de logements collectifs ou de centres commerciaux par une installation solaire implantée sur site »12(*).

L'article L. 315-3 prévoit qu'une tarification spécifique de l'accès au réseau de distribution, parfois qualifiée de « micro-TURPE13(*) », est établie par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) - qui est compétente en matière de tarification des réseaux - pour les installations d'une puissance inférieure à 100 kW. À l'appui de cette tarification « adaptée aux installations en autoconsommation »14(*), le Gouvernement indique qu'il convient de « tenir compte [de] deux aspects » :

- d'une part, que « le fait pour un consommateur de participer à une opération d'autoconsommation modifie son profil de consommation » ;

- d'autre part, qu'une telle opération « peut engendrer des réductions de coûts de réseau, dans la mesure où les injections et les soutirages s'effectuent au même niveau de tension »15(*).

L'article L. 315-4 dispose qu'en cas d'autoconsommation collective, la personne morale organisatrice de l'opération d'autoconsommation communique au gestionnaire du réseau de distribution la répartition de la production autoconsommée entre les consommateurs finals concernés ; lorsque ces consommateurs doivent choisir un fournisseur pour compléter leur alimentation, le gestionnaire de réseau tient alors compte de cette répartition pour établir les index de consommation relevant de ce fournisseur.

L'article L. 315-5 permet de déroger, pour les plus petites installations, à l'obligation de conclure un contrat de vente avec un tiers pour le surplus d'électricité non consommée. À défaut d'être vendu à un tiers, ce surplus sera cédé à titre gratuit au gestionnaire de réseau et affecté aux pertes techniques du réseau. Le Gouvernement justifie cette disposition par le fait qu'elle « facilitera la réalisation des projets et en réduira le coût puisqu'elle supprime la nécessité d'un double dispositif de comptage des excédents de production qui sont injectés sur le réseau, et dont le coût est significatif dans le cas de petites installations » ; il précise par ailleurs que devraient être concernées les installations d'une puissance inférieure à « environ 3 kilowatts, ce qui correspond à une installation d'autoconsommation domestique »16(*).

L'article L. 315-6 prévoit que les gestionnaires de réseau doivent prendre les dispositions techniques et contractuelles nécessaires pour permettre la réalisation des opérations d'autoconsommation, « notamment en ce qui concerne le comptage de l'électricité », et ce « dans des conditions transparentes et non discriminatoires ».

L'article L. 315-7 pose l'obligation de déclaration de toute installation de production participant à une opération d'autoconsommation au gestionnaire de réseau, avant sa mise en service ou, pour les installations existantes et en application de l'article 3 de l'ordonnance, d'ici au 31 mars 2017.

Enfin, l'article L. 315-8 renvoie à un décret le soin le définir les conditions d'application de ces nouvelles dispositions.


· L'article 2 de l'ordonnance complète l'article L. 111-91 du code de l'énergie pour étendre aux opérations d'autoconsommation le droit d'accès aux réseaux publics d'électricité garanti par les gestionnaires de ces réseaux, au même titre que le sont déjà les missions de service public définies à l'article L. 122-5 (tarifs réglementés de vente, tarifs sociaux et fourniture d'électricité de secours en cas de fournisseur défaillant) et l'exécution des contrats d'achat ou d'exportation d'électricité.

L'ordonnance « production d'électricité renouvelable » du 3 août 201617(*)

Cette ordonnance comporte trois titres et 15 articles.

Son titre Ier (articles 1er à 7), consacré aux dispositions applicables aux installations sous obligation d'achat, procède pour l'essentiel à des clarifications rédactionnelles.


· L'article 1er modifie l'article L. 314-1 du code de l'énergie, qui liste les catégories d'installations éligibles aux tarifs d'achat garantis, pour supprimer, à des fins de simplification :

- d'une part, le seuil des 12 MW au-delà duquel les installations de certaines filières ne pouvaient bénéficier de l'obligation d'achat. Les limites de puissance installée seront fixées par décret, comme dans la rédaction antérieure mais sans ce plafond ;

- d'autre part, les modalités selon lesquelles la puissance installée devait être appréciée en présence de plusieurs installations voisines18(*), en prévoyant que les « règles de détermination du périmètre d'une installation de production » seront désormais fixées par arrêté. En outre, est aussi supprimée la mention selon laquelle « ces limites [de puissance installée] sont révisées pour prendre en compte l'ouverture progressive du marché national de l'électricité », qui relevait davantage de la déclaration d'intention que de la règle de droit.


· L'article 2 réécrit l'article L. 314-2 qui pose un principe - les installations ne peuvent bénéficier qu'une seule fois de l'obligation d'achat - mais prévoit des exceptions : pour les installations hydroélectriques ayant bénéficié d'un contrat dit « H97 », échu en 2012, qui pouvaient le renouveler une fois sous conditions d'investissement ; pour les installations situées dans les zones non interconnectées (ZNI), sans limite de cumul dans le temps, de même que pour les installations métropolitaines amorties tant que leurs coûts d'exploitation19(*) restent supérieurs au niveau de leurs recettes.

Les modifications opérées par l'article 2 consistent à en clarifier la rédaction, sans changement sur le fond autre que la suppression de la première exception qui, selon le Gouvernement, « n'est plus nécessaire puisque les installations [hydroélectriques concernées] ont quasiment toutes obtenu un second contrat de quinze ans entre 2012 et aujourd'hui »20(*) et qu'elles basculeront ensuite dans le régime de l'article L. 314-19 permettant de bénéficier d'un complément de rémunération sous condition d'investissement (cf. infra article 6).


· L'article 3 entend expliciter les divers éléments dont il doit être tenu compte pour fixer les tarifs d'achat applicables en métropole continentale. À cette fin, il rapproche la rédaction de l'article L. 314-4, qui se contentait jusqu'alors de renvoyer aux arrêtés ministériels, de celle retenue à l'article L. 314-20 pour préciser les conditions du complément de rémunération, en reprenant des éléments figurant à l'article L. 314-7 qui sont supprimés par ailleurs (cf. infra article 5). Ainsi, les conditions d'achat devront prendre en compte notamment :

les frais de contrôle des installations mis à la charge du producteur, précision déjà apportée par la rédaction antérieure ;

les investissements et les charges d'exploitation d'installations performantes représentatives de chaque filière ;

la compatibilité de l'installation bénéficiaire avec les objectifs de la politique énergétique.

De même, comme pour les conditions du complément de rémunération, il est prévu :

- de tenir compte des cas d'autoconsommation par le producteur de tout ou partie de l'électricité produite ; comme le principe en était déjà prévu à l'article L. 314-7, « les conditions d'achat [pourront] comprendre une prime tenant compte des coûts qui ne sont pas couverts par la vente à l'acheteur de l'électricité non consommée par le producteur » ;

- d'indiquer explicitement que les tarifs d'achat doivent assurer « une rémunération raisonnable des capitaux, compte tenu des risques inhérents à [ces activités] » ; une précision supplémentaire est apportée pour indiquer que le producteur peut être amené à renoncer à « certaines [des] aides financières ou fiscales » qui lui ont été accordées pour bénéficier de l'obligation d'achat ;

- enfin, que les conditions d'achat « font l'objet d'une révision périodique afin de tenir compte de l'évolution des conditions économiques de fonctionnement des installations performantes représentatives des filières concernées ».


· L'article 4 modifie l'article L. 314-6-1 qui permet, depuis la loi « Transition énergétique », à un producteur de céder le contrat d'achat conclu avec un acheteur obligé historique - EDF ou une entreprise locale de distribution dans sa zone de desserte - à un organisme agréé. Jusqu'à présent, deux organismes ont été agréés par arrêté ministériel pour gérer des contrats d'achat21(*).

Bien que la rédaction antérieure ne l'excluait pas, l'article 4 étend explicitement cette possibilité à tous les contrats d'achat, qu'ils aient été conclus à « guichet ouvert » ou à l'issue d'un appel d'offres ; surtout, cette cession peut désormais intervenir à tout moment de la vie du contrat, et non plus uniquement dans les six mois suivants la signature du contrat, ce qui excluait de fait le stock des contrats anciens. Enfin, le contrôle du respect des engagements pris par un organisme agréé pour obtenir cet agrément est réalisé aux frais de celui-ci.


· L'article 5 supprime, dans son 1°, les deux derniers alinéas de l'article L. 314-7 désormais intégrés à l'article L. 314-4. Il abroge, dans son 2°, une disposition obsolète prévue à l'article L. 314-8 qui permettait, pour des raisons de sécurité d'approvisionnement, d'appeler en priorité les centrales à charbon existantes à la date du 11 février 2000 et utilisant du charbon produit en France, dans la limite de 10 % de la quantité totale d'énergie primaire consommée pour la production d'électricité d'une année civile. Enfin, il corrige, dans son 3°, une erreur de numérotation d'article de code.


· L'article 6 modifie la rédaction de l'article L. 314-19 qui, de même que le prévoient les articles L. 314-2 (pour le cumul de plusieurs contrats d'achat successifs) et l'article L. 314-21 (pour celui de plusieurs contrats de complément de rémunération successifs, par ailleurs modifié [cf. infra article 7]), pose un principe - les installations sous obligation d'achat ne peuvent bénéficier ensuite du complément de rémunération - mais prévoit des exceptions : pour les installations qui s'engagent à réaliser un programme d'investissement ; pour les installations amorties tant que leurs coûts d'exploitation restent supérieurs au niveau de leurs recettes ; et pour les installations dont l'exploitant souhaite passer, en cours de contrat d'achat et pour la durée restante de celui-ci, de l'obligation d'achat au complément de rémunération.

Or, si le Gouvernement indique que la rédaction de l'article « est clarifiée, sans toutefois en changer le contenu »22(*), la précision introduite dans la loi « Transition énergétique » selon laquelle les installations sous obligation d'achat ne peuvent bénéficier qu'« une seule fois » du complément de rémunération a été supprimée.


· Enfin, L'article 7 procède à un « toilettage » rédactionnel de l'article L. 314-21.

Le titre II (articles 8 à 11) de l'ordonnance a trait aux dispositions relatives aux procédures de mise en concurrence. Il prévoit, pour l'essentiel, de :

remplacer le terme d'« appel d'offres » par celui de « procédure de mise en concurrence » à chaque fois que nécessaire dans le code (articles 8, 9 et 11 en particulier) ; cette modification permet, comme indiqué par le Gouvernement, d'« [ouvrir] la possibilité de recourir à d'autres procédures [...] que l'appel d'offres, comme la procédure de dialogue concurrentiel, inspirée de la procédure de dialogue compétitif prévue par le code des marchés publics, laquelle pourra notamment s'appliquer à l'éolien en mer ». En instaurant un dialogue entre les candidats et les services de l'État, cette procédure itérative doit permettre d'optimiser le cahier des charges et in fine de réduire le coût des projets ; elle a du reste déjà été précisée par décret23(*) et devrait s'appliquer pour la première fois aux parcs d'éoliennes en mer des zones de Dunkerque et d'Oléron ;

préciser les critères de notation, autres que le prix, sur lesquels l'administration peut se fonder pour désigner le ou les candidats retenus (nouvel article L. 311-10-1 créé par l'article 10)24(*). Ainsi, peuvent être pris en compte :

o La qualité de l'offre, y compris ses performances environnementales et énergétique et le caractère innovant du projet ;

o La rentabilité du projet ;

o La sécurité d'approvisionnement ;

o « Dans une mesure limitée », l'existence d'investissements participatifs lorsqu'une part du capital est détenue ou proposée aux riverains, aux collectivités ou à leurs groupements concernés ;

o Enfin, dans les conditions d'exécution, « des considérations à caractère social ou environnemental [et] des objectifs de développement durable ».

En outre, l'article 10 introduit un nouvel article L. 311-10-2 aux termes duquel tout ou partie des dépenses engagées par l'État pour réaliser des études préalables permettant de qualifier les sites d'implantation et d'organiser les consultations publiques pourront faire l'objet d'un remboursement par les candidats retenus.

Enfin, le titre III (articles 12 à 15) vise à mieux intégrer les énergies renouvelables au système électrique en renforçant la coordination entre les producteurs, le gestionnaire du réseau de transport (GRT) et les gestionnaires des réseaux de distribution (GRD).

À cette fin, les articles 12 et 13, modifiant respectivement les articles L. 321-9 et L. 322-9 relatifs aux rôles du GRT et des GRD pour assurer l'équilibre du système électrique, obligent désormais les producteurs d'installations raccordées aux réseaux de distribution à transmettre leur programme d'appel - c'est-à-dire la quantité d'électricité qu'ils prévoient de livrer le lendemain - :

au GRD dont ils relèvent ; ce dernier devra à son tour transmettre au GRT ces programmes d'appel agrégés selon des modalités à définir par le GRT dans les règles du mécanisme d'ajustement25(*) ;

mais aussi directement au GRT lorsqu'il s'agit d'installations dites « non marginales » - dont le périmètre sera fixé par arrêté (au-delà d'un certain seuil de puissance par exemple) - et d'installations participant au mécanisme d'ajustement,

ce qui permettra, selon le Gouvernement, de « mieux prévoir les indisponibilités programmées des installations de taille intermédiaire »27(*).

L'article 14 créé un nouvel article L. 322-10-1 qui instaure une priorité d'appel des installations de production d'électricité renouvelable dans les zones non interconnectées, en fonction de l'ordre de préséance économique. Jusqu'à présent, seules les installations sous obligation d'achat bénéficiaient de fait, dans les ZNI, d'une telle priorité. Le dispositif prévoit que cette priorité d'appel généralisée devra toutefois être mise en oeuvre dans le respect « des contraintes techniques du réseau ainsi que des obligations de sûreté, de sécurité et de qualité du service public de l'électricité, notamment du seuil de déconnexion » des installations de production mettant en oeuvre de l'énergie fatale à caractère aléatoire, et qu'elle ne s'appliquera, compte tenu de ces contraintes spécifiques, qu'à des moyens de production définis par décret. Le Gouvernement considère que la mesure « permettra de garantir le développement et la rentabilité de certaines installations, notamment les centrales biomasses, lesquelles pourraient sinon être appelées après les centrales fossiles polluantes du fait du prix très faible des combustibles fossiles »28(*).

Enfin, l'article 15 simplifie la rédaction des articles L. 342-7 et L. 342-8 s'agissant de l'autorité administrative chargée d'établir les principes généraux des contributions dues aux gestionnaires de réseaux pour les travaux de raccordement au réseau.

III. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

L'Assemblée nationale a adopté sans modification cet article de ratification mais a apporté trois corrections aux dispositions nouvelles créées par l'ordonnance « autoconsommation » par la voie des articles additionnels 1er bis, 1er ter et 1er quater commentés ci-après.

IV. La position de votre commission

Sur la forme, votre rapporteur observe que le contenu des deux ordonnances est conforme au champ de l'habilitation donnée par le législateur et que les délais de l'habilitation29(*) et de dépôt30(*) du projet de loi de ratification ont été respectés.

Votre commission est en outre favorable au principe d'une ratification expresse des ordonnances, qui permet d'assurer le contrôle du Parlement sur la matière déléguée provisoirement au Gouvernement et de consacrer la valeur législative de leurs dispositions.

Sur le fond, votre commission a cependant souhaité apporter certaines modifications par le biais d'articles additionnels présentés plus en détail ci-après mais dont la philosophie générale peut être résumée ici.


· Si l'ordonnance relative à l'autoconsommation comporte des avancées importantes de nature à en favoriser le développement - définition de l'autoconsommation individuelle et collective, garantie d'accès aux réseaux publics ou possibilité de déroger, pour les petites installations, à l'obligation de conclure un contrat de vente pour le surplus d'électricité non consommée -, votre rapporteur a souhaité s'assurer que la fixation d'un TURPE spécifique ne contrevenait pas au principe de péréquation tarifaire - chacun paie le même tarif, où qu'il se trouve sur le territoire -, principe auquel il a rappelé son attachement. Or, la péréquation tarifaire ne s'oppose pas à ce que le tarif reflète des différences d'usage31(*), pourvu qu'à un même usage soit appliqué le même tarif : en l'espèce, un autoconsommateur ardéchois, par exemple, bénéficiera exactement du même tarif qu'un autoconsommateur parisien. En outre, ce tarif spécifique sera très encadré, parce que fixé par la CRE et limité aux installations de moins de 100 kW.


· Les conséquences pratiques d'une tarification spécifique sur la facture des autoconsommateurs ou des autres utilisateurs du réseau n'en restent pas moins difficiles à évaluer et les partisans de la mesure n'avancent pas toujours les mêmes objectifs : quand certains en attendent une réduction de la facture des autoconsommateurs, justifiée par les économies de réseau qu'ils favoriseraient, d'autres en espèrent une hausse pour refléter une utilisation plus « assurantielle » du réseau, qui pourra toujours être sollicité en cas de besoin. S'il appartiendra à la CRE de fixer le juste tarif, l'on peut penser qu'à terme, la part « puissance » du tarif augmentera pour les autoconsommateurs ; dans cette perspective, l'existence d'un tarif spécifique aurait alors une vertu, celle de protéger les autres utilisateurs d'une hausse excessive de la part « fixe », dont on sait qu'elle serait particulièrement difficile à assumer pour un grand nombre de petits consommateurs.


· Dans le prolongement des modifications déjà apportées par l'Assemblée nationale (articles 1er bis et 1er quater), votre commission a cherché à assurer la meilleure synchronisation possible entre la production et la consommation ; à défaut, les gains attendus pour les réseaux, qui dépendront de la réduction des puissances maximales injectées ou soutirées et de celle des pointes de soutirage, ne seraient pas au rendez-vous (cf. amendement COM-9 à l'article 1er quater).


· Dans le même objectif de maîtrise des coûts de réseau, il importe également que soit garantie la proximité géographique entre les lieux de production et de consommation. À cet égard, votre rapporteur s'interroge en particulier sur l'opportunité de circonscrire l'autoconsommation individuelle à « un même site »32(*) pour éviter tout effet d'aubaine33(*) et se réserve le droit de déposer un amendement en vue de la séance publique pour entendre la position du Gouvernement sur ce point.


· Enfin, votre commission a souhaité faciliter le développement de l'autoconsommation en confortant les exonérations de taxes dont bénéficient les petits autoconsommateurs (cf. amendement COM-6 à l'article 1er bis A), en étendant le champ de l'autoconsommation collective pour permettre les échanges d'énergie entre deux bâtiments et en exonérant ces opérations du régime de l'achat pour revente (cf. amendement COM-7 à l'article 1er ter), ainsi qu'à en préciser certaines modalités techniques (s'agissant du rattachement du surplus d'électricité non consommée au périmètre d'équilibre du gestionnaire de réseau, cf. article 1er quinquies).


· Concernant l'ordonnance relative à la production d'électricité renouvelable, votre commission a procédé à quelques ajustements.

Outre un amendement purement rédactionnel (cf. article 1er bis AA), elle a rétabli dans le code de l'énergie certaines mentions supprimées par l'ordonnance (référence aux compétences « énergie » des communes, intercommunalités et autorités organisatrices de la distribution d'électricité [cf. article 1er bis AB] et limitation à « une seule fois » du bénéfice du complément de rémunération, sous conditions, pour les installations antérieurement sous obligation d'achat) [cf. article 1er bis AD]) et a étendu au complément de rémunération une disposition déjà prévue pour les tarifs d'achat (possibilité pour un producteur de renoncer à des aides financières ou fiscales [cf. article 1er bis AE]).


· Votre commission a aussi souhaité mieux encadrer :

- d'une part, la procédure de mise en concurrence, en prévoyant que le prix comptera pour plus de 50 % de la notation afin de s'assurer que seront sélectionnés les projets au meilleur coût pour la collectivité (cf. article 1er bis AC) ;

- d'autre part, l'extension de la priorité d'appel à certaines installations de production d'électricité renouvelable dans les ZNI, en disposant que les installations visées devront être définies par décret « après avis de la Commission de régulation de l'énergie » (cf. article 1er sexies).

Enfin, votre rapporteur s'étonne de la contradiction entre l'élargissement des possibilités de cession des contrats d'achat à un organisme agréé opéré par l'ordonnance et l'interdiction de valorisation des garanties d'origine associées à la production subventionnée prévue à l'article 2 du présent projet de loi. Ne pouvant utiliser les garanties d'origine correspondantes, l'opérateur agréé ne pourra retirer de cette activité aucune rémunération34(*), ni même aucun bénéfice en termes de « verdissement » de ses offres de fourniture le cas échéant ; en somme, l'article 2 supprime tout l'intérêt opérationnel de la disposition.

Sous le bénéfice de ces observations et des amendements adoptés par voie d'articles additionnels, votre commission a adopté cet article sans modification.

Article 1er bis AA (nouveau) - Intitulé de la section du code de l'énergie relative aux procédures de mise en concurrence pour la production d'électricité

Objet : cet article additionnel modifie l'intitulé de la section du code de l'énergie relative aux procédures de mise en concurrence pour la production d'électricité.

I. Le droit en vigueur

Jusqu'à la publication de l'ordonnance du 3 août 2016, la section 3 du chapitre Ier du titre Ier du livre III du code de l'énergie était intitulée « L'appel d'offres », par cohérence avec l'intitulé des autres sections (« Les règles générales relatives à la production », « L'autorisation d'exploiter » et « Les sanctions administratives et pénales »).

II. La position de votre commission

Par souci de cohérence rédactionnelle, votre commission a souhaité, sur la proposition de son rapporteur, mettre en conformité l'intitulé de la section 3 avec celui des autres sections du même chapitre (amendement COM-1).

Votre commission a adopté cet article additionnel ainsi rédigé.

Article 1er bis AB (nouveau) (article L. 311-10 du code de l'énergie) - Rétablissement de la référence aux compétences « énergie » des communes, intercommunalités et autorités concédantes de la distribution d'électricité

Objet : cet article additionnel rétablit, à l'article L. 311-10 du code de l'énergie, la référence aux compétences « énergie » des communes, intercommunalités et autorités concédantes de la distribution d'électricité.

I. Le droit en vigueur

Jusqu'à la publication de l'ordonnance du 3 août 2016, l'article L. 311-10 relatif aux procédures de mise en concurrence renvoyait aux articles L. 2224-32 et L. 2224-33 du code général des collectivités territoriales définissant les compétences en matière d'énergie des communes, intercommunalités et autorités concédantes de la distribution d'électricité (AODE).

II. La position de votre commission

Sur proposition de son rapporteur, votre commission a rétabli ces références dont la suppression ne lui semblait pas justifiée (amendement COM-2).

Votre commission a adopté cet article additionnel ainsi rédigé.

Article 1er bis AC (nouveau) (article L. 311-10-1 du code de l'énergie) - Importance du prix dans les critères de notation des projets examinés dans le cadre d'une procédure de mise en concurrence

Objet : cet article additionnel prévoit que le prix représente plus de la moitié des critères de notation des projets examinés dans le cadre d'une procédure de mise en concurrence.

I. Le droit en vigueur

L'article L. 311-10-1, dans sa rédaction issue de l'ordonnance du 3 août 2016, précise les critères de notation sur lesquels l'administration peut se fonder pour désigner le ou les candidats retenus à l'issue d'une procédure de mise en concurrence (cf. article 1er).

II. La position de votre commission

Afin que les projets sélectionnés à l'issue d'une procédure de mise en concurrence le soient au meilleur coût pour la collectivité, il importe que le prix compte pour plus de 50 % dans les critères de notation des projets. En effet, si les autres critères sont pertinents (qualité technique, performance environnementale et énergétique, caractère innovant, etc.), une notation qui accorderait une place insuffisante au prix permettrait aux candidats d'arbitrer entre les différents critères, au risque d'écarter les projets les moins coûteux pour la collectivité. En outre, certains de ces critères font déjà l'objet d'une procédure administrative spécifique qui assure de leur respect (autorisation environnementale par exemple).

Sur la proposition de son rapporteur, votre commission a donc adopté un amendement COM-3 en ce sens, Celui-ci procède également à une coordination avec l'article 4 bis introduit à l'Assemblée nationale pour prévoir qu'il peut être tenu compte, dans la notation des projets, du caractère participatif de leur financement, y compris lorsque des collectivités ou leurs groupements situées à proximité du projet y participent.

Votre commission a adopté cet article additionnel ainsi rédigé.

Article 1er bis AD (nouveau) (article L. 314-19 du code de l'énergie) - Rappel du caractère transitoire du bénéfice du complément de rémunération

Objet : cet article additionnel vise à réaffirmer le caractère transitoire du bénéfice du complément de rémunération.

I. Le droit en vigueur

Jusqu'à la publication de l'ordonnance du 3 août 2016, l'article L. 314-19 prévoyait que les installations ayant déjà bénéficié de tarifs d'achat ne pouvaient ensuite, lorsqu'elles répondent aux dérogations prévues au présent article, bénéficier qu'« une seule fois » d'un complément de rémunération

II. La position de votre commission

Afin de rappeler que l'objectif est bien de parvenir in fine à une intégration complète au marché, sans subventionnement, et de réaffirmer le caractère nécessairement transitoire du complément de rémunération, votre commission, sur proposition de son rapporteur, a rétabli cette précision qu'elle avait déjà introduite dans la loi « Transition énergétique » (amendement COM-4, qui procède aussi à une correction rédactionnelle). S'il est vrai que cette mention demeure à l'article L. 314-21, ce dernier ne vise pas spécifiquement les installations précédemment sous obligation d'achat et prévoit ensuite d'autres cas de dérogation, ce qui justifie le rétablissement de cette mention au présent article.

Votre commission a adopté cet article additionnel ainsi rédigé.

Article 1er bis AE (nouveau) (article L. 314-20 du code de l'énergie) - Possibilité de conditionner le bénéfice du complément de rémunération à la renonciation à certaines aides financières ou fiscales

Objet : cet article additionnel permet de conditionner le bénéfice du complément de rémunération à la renonciation par le producteur à certaines aides.

I. Le droit en vigueur

L'article L. 314-4 relatif aux conditions d'achat, tel qu'issu de l'ordonnance du 3 août 2016, prévoit la possibilité de conditionner l'octroi du soutien public à la renonciation à tout ou partie des autres aides financières ou fiscales dont bénéficierait l'installation.

II. La position de votre commission

Sur la proposition de votre rapporteur, votre commission a étendu au complément de rémunération cette possibilité (amendement COM-5).

Votre commission a adopté cet article additionnel ainsi rédigé.

Article 1er bis A (article 266 quinquies C du code des douanes) - Exonération de contribution au service public de l'électricité pour les producteurs d'électricité de taille modeste qui la consomment en tout ou partie

Objet : cet article, introduit par l'Assemblée nationale, crée un régime spécifique d'exonération de contribution au service public de l'électricité pour les producteurs exploitant des installations d'une puissance installée inférieure à 1 MW et qui consomment en tout ou partie leur production.

I. Le droit en vigueur

L'article 266 quinquies C du code des douanes relatif à la contribution au service public de l'électricité (CSPE) dispose qu'en sont redevables :

- les fournisseurs d'électricité - qui la répercutent ensuite sur la facture de leurs clients ;

- les personnes qui produisent de l'électricité et l'utilisent pour leurs propres besoins.

Plusieurs cas d'exemption ou d'exonération sont prévus, parmi lesquels une exonération pour les « petits producteurs d'électricité qui la consomment pour les besoins de leur activité. Sont considérées comme petits producteurs d'électricité les personnes qui exploitent des installations de production d'électricité dont la production annuelle n'excède pas 240 millions de kilowattheures par site de production ». 

Jusqu'il y a peu, ces dispositions étaient interprétées comme exonérant de CSPE tous les autoconsommateurs dès lors que leur production n'excédait pas le seuil visé de 240 GW par an. Or, il est apparu que les services fiscaux considéraient qu'une telle exonération ne vaudrait que pour les cas d'autoconsommation totale, où le producteur autoconsomme l'intégralité de sa production.

En l'état, une telle interprétation constitue un frein au développement de l'autoconsommation à partir d'énergies renouvelables dans la mesure où les autoproducteurs ne consomment le plus souvent qu'une partie de leur électricité - notamment du fait de l'intermittence de la production et de son caractère asynchrone avec la consommation - et injectent le surplus non consommé sur le réseau.

II. Le texte adopté par l'Assemblée nationale

Pour répondre à cette problématique, l'Assemblée nationale a adopté, en séance publique, un amendement présenté par M. Christophe Bouillon et Mme Catherine Troallic créant un régime spécifique d'exonération de CSPE pour les producteurs de taille modeste consommant « en tout ou partie » leur production.

Pour ce faire, l'article 266 quinquies C est ainsi précisé et complété :

- parmi les redevables de la taxe, sont visés les personnes produisant de l'électricité et l'utilisant « pour les besoins de [leur] activité économique » ;

- une exonération nouvelle est prévue pour les autoproducteurs « de taille modeste », soit les producteurs exploitant des installations d'une puissance installée inférieure ou égale à 1 MW ou, s'agissant de panneaux photovoltaïques, d'une puissance crête installée inférieure ou égale à ce même seuil, qui consomment en tout ou partie leur production.

III. La position de votre commission

Votre rapporteur approuve le présent article en ce qu'il ne pénalise pas le développement de l'autoconsommation à partir d'énergies renouvelables et reste circonscrit à des installations de petite taille.

Ayant fait observer que le problème se posait, en des termes rigoureusement identiques, pour les taxes communale et départementale sur la consommation finale d'électricité - alors que l'exonération pour les autoconsommateurs ne faisait jusqu'alors pas plus de doute qu'en matière de CSPE -, il a proposé à votre commission, qui l'a adopté, un amendement COM-6 transposant auxdites taxes la solution retenue par le présent article, ainsi qu'un amendement COM-35 purement rédactionnel.

Votre commission a adopté cet article ainsi modifié.

Article 1er bis (article L. 315-1 du code de l'énergie) - Consommation de l'électricité produite dans le cadre d'une opération d'autoconsommation soit instantanément, soit après une période de stockage

Objet : cet article, introduit par l'Assemblée nationale, complète la définition de l'autoconsommation pour préserver les gains attendus en matière de réduction des coûts de réseau et éviter d'éventuels effets d'aubaine contraires à l'objectif recherché.

I. Le droit en vigueur

Parmi les gains attendus du développement de l'autoconsommation figure la réduction des coûts de réseau, qui justifierait - avec la spécificité de la chronique des soutirages - qu'une tarification particulière de l'utilisation des réseaux lui soit appliquée. Cette réduction des coûts peut résulter de plusieurs facteurs :

- « dans le cadre d'une opération d'autoconsommation individuelle, la chronique des soutirages sur le réseau [différente] de celle d'un consommateur qui soutirerait toute sa consommation du réseau »35(*) pourrait le cas échéant réduire la pointe locale du réseau pour une même puissance souscrite et un même volume d'énergie soutirée ;

- certains autoconsommateurs, parce qu'ils auraient moins besoin du réseau, pourraient être amenés à réduire leur puissance maximale souscrite ;

- « lors d'une opération d'autoconsommation collective, les soutirages sur le réseau public entrant dans ce cadre pourraient engendrer une moindre sollicitation des réseaux en amont »36(*) et contribuer à diminuer les coûts de renforcement ou de remplacement des ouvrages amont.

Cependant, pour avoir un effet bénéfique sur le dimensionnement - et partant sur le coût - des réseaux, qui doivent couvrir l'ensemble des soutirages à la pointe, il est essentiel que la production et la consommation des autoconsommateurs soient relativement synchrones, voire que leurs soutirages soient asynchrones des pointes nationale ou locale, sans quoi l'autoconsommation pourrait augmenter la demande à la pointe, et donc les coûts de réseau, à rebours de l'objectif visé.

Or, la définition de l'autoconsommation retenue par l'ordonnance n'empêcherait pas un autoproducteur de soutirer à la pointe, là où c'est le plus coûteux pour le réseau, et de compenser ces soutirages par des injections en période « creuse », quand le réseau n'a pas besoin d'un surplus de production, tout en voyant les quantités d'énergie correspondantes prises en compte dans le périmètre de l'opération d'autoconsommation.

II. Le texte adopté par l'Assemblée nationale

En commission, l'Assemblée nationale, sur proposition de la rapporteure de la commission des affaires économiques, a complété l'article L. 315-1 du code de l'énergie pour indiquer que « l'électricité produite est consommée soit instantanément, soit après une période de stockage », ce qui permet effectivement de ne pas solliciter le réseau. Comme indiqué dans l'exposé des motifs de l'amendement, le concept de « net metering » (ou « comptage compensé »), qui « consiste à compenser des kWh injectés par des KWh soutirés même si ces deux opérations se font à des moments différents de la journée » ne saurait être retenu, d'abord parce que l'électricité n'a pas la même valeur selon le moment où elle est consommée, ensuite parce qu'une telle compensation pourrait paradoxalement inciter à consommer davantage à la pointe.

En séance publique, les députés ont ensuite adopté un amendement de précision rédactionnelle de la rapporteure pour viser uniquement « la part de l'électricité produite [consommée] », le surplus d'électricité non consommé pouvant toujours être injecté sur le réseau.

II. La position de votre commission

Votre rapporteur adhère à cette précision qui participe d'une régulation vertueuse du modèle de l'autoconsommation. Pour être bénéfique au réseau, la synchronisation de la consommation avec la production doit être recherchée, le cas échéant en recourant à des moyens de stockage sur le site de production.

En outre, la mention explicite du rôle du stockage dans les opérations d'autoconsommation a le mérite d'envoyer un signal positif au développement de cette technologie, qui permettra d'optimiser le taux d'autoconsommation, d'améliorer le rendement économique de l'opération et de réduire les impacts sur le réseau.

Votre commission a adopté cet article sans modification.

Article 1er ter (article L. 315-2 du code de l'énergie) - Proximité des points de soutirage et d'injection dans le cadre d'une opération d'autoconsommation

Objet : cet article, introduit par l'Assemblée nationale, précise la définition du caractère de proximité sur le réseau électrique des points de soutirage et d'injection d'une opération d'autoconsommation.

I. Le texte adopté par l'Assemblée nationale

Pour assurer la proximité des points de soutirage et d'injection dans le cadre d'une opération d'autoconsommation collective, l'article L. 315-2 du code de l'énergie prévoit que ces points doivent être situés sur une même « antenne basse tension » du réseau de distribution. Or, comme indiqué par la rapporteure de l'Assemblée nationale, cette notion d'« antenne basse tension » n'est pas définie précisément sur le plan technique, « ce qui pourrait entraîner des problèmes de sécurité juridique ». Le présent article lui substitue donc la notion, mieux identifiée par les acteurs, de « départ basse tension ».

II. La position de votre commission

Sur la proposition de son rapporteur, votre commission a adopté un amendement COM-7 pour préciser le périmètre d'une opération d'autoconsommation collective et exonérer ces opérations de l'application du régime de l'achat pour revente.

En étendant le champ de l'autoconsommation collective aux soutirages et injections situées « en aval d'un même poste de distribution publique d'électricité », la rédaction retenue préserve le caractère de proximité sur le réseau de l'opération mais permet des échanges d'énergie entre deux bâtiments, à finalité éventuellement différente - tertiaire ou domestique -, ce qui n'est pas toujours possible depuis un même départ basse tension. À ce niveau du réseau, il est en effet probable que les flux locaux d'énergie pourront engendrer une moindre utilisation des réseaux amont, et donc un bénéfice pour l'ensemble de la collectivité.

En revanche, votre rapporteur n'a pas jugé opportun d'aller au-delà, d'abord parce que les effets de l'autoconsommation collective sur les réseaux sont encore largement méconnus et qu'il importe de les expérimenter à une échelle raisonnable, au moins dans un premier temps ; ensuite, parce qu'une extension éventuelle, par exemple au même départ moyenne tension HTA d'un « poste source », concernerait des opérations dont les participants sont plus éloignés sur le réseau et qui en font donc un usage proche des autres consommateurs.

En second lieu, l'amendement adopté par votre commission exclut l'application à ces opérations du régime des fournisseurs souhaitant réaliser de l'achat pour revente. Dans certaines situations d'autoconsommation collective, il n'est en effet pas exclu que l'opération puisse consister en une activité d'achat pour revente. Or, dans une telle hypothèse, les parties concernées pourraient se voir appliquer le même régime, très contraignant, que les fournisseurs (obligations de disposer d'une autorisation administrative, d'informer les consommateurs sur l'origine de l'électricité fournie, de disposer de garanties de capacités, de mettre en oeuvre le tarif social de l'électricité, etc.) alors que ces obligations sont manifestement inadaptées à la taille et aux finalités de l'opération, pas plus qu'à la nature des acteurs concernés.

Votre commission a adopté cet article ainsi modifié.

Article 1er quater (article L. 315-4 du code de l'énergie) - Mesures de l'électricité consommée dans le cadre d'une opération d'autoconsommation par le gestionnaire de réseau

Objet : cet article, introduit par l'Assemblée nationale, entend préciser la façon dont le gestionnaire du réseau de distribution mesure l'électricité consommée dans le cadre d'une opération d'autoconsommation.

I. Le texte adopté par l'Assemblée nationale

L'article L. 315-4 du code de l'énergie prévoit que lorsqu'un autoconsommateur fait appel à un fournisseur pour compléter son approvisionnement, le gestionnaire de réseau établit des « index de consommation » de l'électricité relevant de ce fournisseur.

L'Assemblée nationale, sur proposition de la rapporteure de la commission des affaires économiques, a remplacé la notion d'« index » par celle de « mesures », en justifiant cette substitution par la nécessité d'« exclure tout net metering ».

II. La position de votre commission

Si votre rapporteur adhère à l'objectif poursuivi, il n'est pas certain que la modification terminologique proposée garantisse que les consommations seront comptabilisées à un pas de temps assez fin pour mesurer le niveau de synchronisme entre la production et la consommation, duquel dépendent pourtant en grande partie les bénéfices attendus de l'autoconsommation pour les réseaux.

À l'inverse, les notions de « courbes de charge » ou de « courbes de mesure » permettraient de mieux rendre compte du comportement des autoconsommateurs mais pourraient être lourdes à gérer pour les gestionnaires de réseaux comme pour les fournisseurs, sachant que les mécanismes de facturation liés à l'autoconsommation collective doivent rester suffisamment simples pour être compréhensibles.

Du reste, de telles précisions techniques ne relèvent sans doute pas du domaine législatif.

Aussi votre commission a-t-elle adopté un amendement COM-9 du rapporteur prévoyant qu'il appartiendra au pouvoir réglementaire d'arrêter, après concertation avec les différentes parties prenantes, la nature et la périodicité optimales de ces mesures de consommation, la volonté du législateur - un pas de temps suffisamment fin et des règles de facturation compréhensibles pour les usagers - ayant été clairement exprimée.

Votre commission a adopté cet article ainsi modifié.

Article 1er quinquies (nouveau) (article L. 315-5 du code de l'énergie) - Rattachement au périmètre d'équilibre du gestionnaire de réseau des surplus d'électricité non consommée

Objet : cet article additionnel prévoit que les surplus d'électricité non consommée qui seront cédés à titre gratuit au gestionnaire de réseau seront rattachés au périmètre d'équilibre de ce dernier.

I. Le droit en vigueur

Afin de faciliter la réalisation des projets, l'article L. 315-5 du code de l'énergie permet de déroger, pour les plus petites installations, à l'obligation de conclure un contrat de vente avec un tiers pour le surplus d'électricité non consommée et prévoit que ce surplus pourra être cédé à titre gratuit au gestionnaire de réseau et affecté aux pertes techniques du réseau.

En revanche, rien n'est aujourd'hui prévu s'agissant du rattachement de ces injections d'électricité à un périmètre d'équilibre, au sein duquel un responsable d'équilibre s'engage à financer les écarts constatés a posteriori entre l'électricité injectée et l'électricité soutirée.

II. La position de votre commission

L'ensemble du système reposant sur le fait que tout flux d'électricité doit nécessairement être affecté à un responsable d'équilibre, votre commission a, sur la proposition de son rapporteur, prévu que ce surplus sera rattaché au périmètre d'équilibre sur lequel le gestionnaire de réseau impute ses pertes techniques (amendement COM-10).

Votre commission a adopté cet article additionnel ainsi rédigé.

Article 1er sexies (nouveau) (article L. 322-10-1 du code de l'énergie) - Avis de la Commission de régulation de l'énergie sur la liste des installations bénéficiant d'une priorité d'appel dans les zones non interconnectées

Objet : cet article additionnel prévoit que la Commission de régulation de l'énergie (CRE) émet un avis sur le décret fixant la liste des installations d'électricité renouvelable hors obligation d'achat qui bénéficieront d'une priorité d'appel dans les zones non interconnectées (ZNI).

I. Le droit en vigueur

L'article L. 322-10-1 du code de l'énergie instaure une priorité d'appel pour certaines installations de production d'électricité renouvelable dans les ZNI, alors que cette priorité était jusqu'à présent réservée aux seules installations bénéficiant de l'obligation d'achat.

Concrètement, des installations de production à partir de combustibles renouvelables (biomasse, bioéthanol) pourront être appelées avant des moyens de production conventionnels bien que leurs coûts variables soient plus élevés.

II. La position de votre commission

S'il ne s'agit pas de contester l'objectif de baisse des émissions de CO2 visé par la mesure, la CRE a cependant pointé, dans son avis sur le projet d'ordonnance, deux risques importants :

- « une augmentation des charges de service public de l'énergie », liée en particulier aux importations de biomasse et au fait que les moyens conventionnels non appelés, rémunérés en partie pour leur disponibilité, continueraient de coûter à la collectivité,

- et une « distorsion du signal tarifaire » qui perturberait la maîtrise des consommations à la pointe (les prix des heures de pointe pourraient être inférieurs aux prix en heures creuses).

Tout en jugeant le second risque non significatif, le Gouvernement convient que la disposition aura pour effet de renchérir les charges de service public, mais sans l'évaluer.

En l'absence d'une telle évaluation des coûts, dont la dérive pèserait sur les consommateurs via la fiscalité énergétique, votre commission a adopté, sur la proposition de son rapporteur, un amendement COM-11 qui prévoit que le décret fixant la liste des installations concernées devra être pris après avis de la CRE. Ceci permettra d'encadrer davantage le dispositif et de s'assurer, en particulier, que les différents modes de fonctionnement des installations (en base ou en pointe) seront bien pris en compte pour arrêter la liste des installations bénéficiaires. Il importera notamment d'exclure de la priorité d'appel certaines technologies qui, bien qu'utilisant des énergies renouvelables, sont conçues pour fonctionner en pointe (filière bioéthanol ou certaines installations hydrauliques capables de stocker de l'énergie).

Votre commission a adopté cet article additionnel ainsi rédigé.

Article 2 (articles L. 121-24, L. 314-14 et L. 314-20 du code de l'énergie) - Interdiction de la valorisation des garanties d'origine de la production d'électricité renouvelable bénéficiant d'un soutien public

Objet : cet article vise à interdire le cumul, pour une même production d'électricité renouvelable, entre la valorisation financière des garanties d'origine qui lui sont associées et les subventions publiques dont elles bénéficient sous forme d'obligation d'achat ou de complément de rémunération.

I. Le droit en vigueur

1° La définition des garanties d'origine

Les garanties d'origine sont définies par la directive 2009/28/CE du 23 avril 2009 comme « un document électronique servant uniquement à prouver au client final qu'une part ou une quantité déterminée d'énergie a été produite à partir de sources renouvelables »37(*). Son article 15 précise que « les États membres veillent à ce qu'une garantie d'origine soit émise en réponse à une demande d'un producteur d'électricité utilisant des sources d'énergie renouvelables ». Ce producteur peut ensuite vendre ces garanties en même temps que l'électricité produite pour alimenter un client ayant souscrit une offre d'électricité dite « verte », ou les céder à un autre fournisseur qui pourra à son tour attester de l'origine renouvelable de la production correspondante auprès de ses clients.

Dans l'ordre interne, l'article L. 314-16 du code de l'énergie rappelle que « sur le territoire national, seules ces garanties ont valeur de certification de l'origine de l'électricité produite à partir de sources renouvelables aux fins de démontrer aux clients finals la part ou la quantité d'énergie produite à partir de sources renouvelables que contient l'offre commerciale contractée auprès de leurs fournisseurs d'énergie ». Conformément à la directive, une garantie d'origine au plus est émise pour chaque MWh produit et ne peut être utilisée que dans les douze mois suivant la production correspondante.

2° La valorisation des garanties d'origine

La valorisation des garanties d'origine diffère, en théorie, selon qu'elles sont associées à des productions renouvelables bénéficiant de tarifs d'achat ou du complément de rémunération. En pratique cependant, aucune garantie issue d'une production subventionnée n'est aujourd'hui valorisée.


· Les garanties d'origine dans le cadre de l'obligation d'achat

L'article L. 314-14 prévoit que les « acheteurs obligés » - EDF, les entreprises locales de distribution (ELD), les organismes agréés ou le cas échéant, les acheteurs de dernier recours - se subrogent aux producteurs des installations sous obligation d'achat dans leur droit à obtenir la délivrance de garanties d'origine. En d'autres termes, la garantie d'origine est cédée en même temps qu'est vendue l'électricité.

La valorisation des garanties ainsi obtenues par les acheteurs obligés vient alors en déduction de la compensation de leurs charges de service public, en vertu de l'article L. 121-24. Dans les faits cependant, l'arrêté38(*) devant fixer les modalités d'évaluation de cette valorisation financière n'a jamais été pris, empêchant toute déduction, voire la mise en place d'un mécanisme incitatif de partage de la valeur comparable à celui existant pour le biométhane injecté dans les réseaux39(*).

En outre, comme le rappelle l'étude d'impact, « en pratique, les acheteurs obligés ne valorisent pas ces garanties d'origine car ils y sont aujourd'hui peu incités (ils ne sont pas compensés des frais d'émission, de transfert et d'annulation des garanties d'origine) », l'article L. 314-14 précisant que le « coût du service afférent à la délivrance et au suivi des garanties (...) est à la charge du demandeur ».


· Les garanties d'origine dans le cadre du complément de rémunération

L'article L. 314-20, créé par la loi « Transition énergétique »40(*) dispose qu'il est tenu compte, pour établir le complément de rémunération, entre autres, « des recettes de l'installation, notamment la valorisation de l'électricité produite, la valorisation par les producteurs des garanties d'origine et la valorisation des garanties de capacités prévues à l'article L. 335-3 ».

Contrairement au mécanisme de transfert aux acheteurs obligés prévu dans le cadre de l'obligation d'achat, les garanties d'origine restent la propriété du producteur qui peut donc, aux termes de la loi, les valoriser, cette valorisation devant alors être intégrée aux recettes de l'installation considérées pour fixer le niveau du soutien public.

La volonté du législateur avait du reste été clairement exprimée lors de l'examen, au Sénat, d'un amendement du groupe écologiste tendant à préciser explicitement que les producteurs conservaient le bénéfice de ces garanties d'origine et que leur valorisation venait en déduction du complément de rémunération. Le rapporteur de votre  commission l'avait jugé « doublement satisfait », la précision sur le premier point étant inutile - « dès lors que le producteur reste propriétaire de l'électricité produite et qu'il lui appartient de la vendre sur le marché, celui-ci conserve automatiquement le bénéfice de ses garanties d'origine » - et le second point étant satisfait par la rédaction de l'article L. 314-20. La ministre avait ensuite confirmé que « les deux objectifs [étaient] déjà satisfaits par des dispositions existantes, en l'occurrence tant par le texte sur les garanties d'origine que par l'article que nous sommes en train d'examiner » et, sous le bénéfice de ces observations, l'amendement avait été retiré.

Or, en méconnaissance, sinon de la lettre41(*), au moins de l'esprit de la loi, le décret fixant les conditions du complément de rémunération42(*) a prévu, à l'article R. 314-32, que « pour bénéficier d'un contrat de complément de rémunération, le producteur renonce au préalable au droit d'obtenir la délivrance des garanties d'origine pour l'électricité produite par l'installation pendant la durée du contrat. Par suite, il ne peut ni demander, ni transférer, ni acquérir, ni utiliser des garanties d'origine pour la production de cette installation ». C'est d'ailleurs sur ce fondement de la non-conformité du décret à la loi, ainsi que de sa contrariété avec le droit européen, que l'Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (Anode) a attaqué le texte devant le Conseil d'État en septembre 2016.

Dans les faits, la concertation engagée par le Gouvernement avec les représentants des producteurs sur les modalités de calcul du complément de rémunération, en amont du décret d'application, a cependant rapidement fait apparaître :

- d'une part, la difficulté opérationnelle à anticiper le produit de la vente des garanties d'origine, qui peut intervenir jusqu'à un an après la production correspondante et à des prix fixés de gré à gré (cf. infra) ;

- d'autre part, l'inquiétude des producteurs quant à l'incertitude qu'un tel élément aurait fait peser sur leur niveau de rémunération, et partant sur la « bancabilité » de leurs projets43(*).

3° Le marché des garanties d'origine aujourd'hui

Si la tenue du registre des garanties d'origine est confiée à un seul acteur - depuis 2013, c'est la société Powernext, désignée après appel d'offres et pour cinq ans, qui assure la délivrance et l'enregistrement des garanties44(*) -, il n'existe pas en France de marché organisé de vente des garanties d'origine, qui s'échangent uniquement dans le cadre de contrats de gré à gré.

Selon les acteurs consultés, le prix des garanties d'origine s'élève en moyenne entre 0,1 et 0,3 euro par MWh45(*) mais peut varier en fonction des filières - jusqu'à quelques euros par MWh pour les filières autres que l'hydroélectricité qui représente une très grande part des volumes échangés46(*).

En 2015, 25 TWh de garanties d'origine ont été émises en France47(*) - soit environ un quart de la production totale d'électricité renouvelable - et environ 400 TWh l'ont été à l'échelle européenne. Au plan national, l'offre excède aujourd'hui la demande, les trois quarts des garanties émises étant exportées (cf. tableau ci-après).

Enfin, parmi la dizaine de fournisseurs proposant de l'électricité verte en France, deux types d'offres peuvent être distingués :

- la plupart des fournisseurs attestent de l'origine renouvelable de l'électricité fournie en achetant des garanties d'origine sur les marchés français ou européen et en répercutant, ou non48(*), ce surcoût sur le consommateur final ;

- un fournisseur (Enercoop) a développé un modèle différent, coopératif et décentralisé, basé sur un approvisionnement direct auprès de producteurs indépendants, à qui il achète l'énergie physique ainsi que les garanties d'origine associées, en gré à gré ; l'offre ainsi proposée, qui s'adresse à des consommateurs plus « militants »49(*), est en moyenne 15 % plus chère qu'une offre classique.

Volume et utilisation des garanties d'origine émises en France
en 2014 et 2015

en TWh

 

2014

2015

Garanties d'origine émises, dont

20

25


· garanties exportées (principalement vers les Pays-Bas, l'Allemagne et la Norvège)

15

20


· garanties utilisées pour attester de l'origine renouvelable de l'électricité fournie en France

8

9


· garanties importées

3

4

Production d'électricité renouvelable, dont

96

100


· production sous obligation d'achat

nc

40

Production totale d'électricité

540

546

Source : réponses du Gouvernement (ordre de grandeur) et bilans électriques RTE

II. Le projet de loi initial

Selon l'étude d'impact, le Gouvernement, en « [empêchant] la valorisation des garanties d'origine de la production d'électricité renouvelable bénéficiant d'un dispositif de soutien sous forme d'obligation d'achat ou de complément de rémunération », entend :

- d'une part, éviter que le consommateur ne paie deux fois pour la même électricité renouvelable : une première fois en finançant les aides versées par la fiscalité énergétique qu'il acquitte50(*), et une deuxième fois en souscrivant à une offre de fourniture d'électricité « verte » dont le prix est majoré par la valorisation des garanties d'origine de la même production. Ce faisant, le client d'une offre verte serait en partie « trompé », en pensant qu'il a contribué davantage au développement des énergies renouvelables alors que ces installations auraient vu le jour sans qu'il fasse ce choix ; à l'inverse, les autres consommateurs, bien que souscrivant à des offres « classiques », ne bénéficieraient pas directement de l'électricité verte qu'ils ont pourtant très largement financée. Ce double paiement aurait son pendant du côté des producteurs, qui seraient doublement rémunérés pour la même électricité, par les aides publiques et par la vente des garanties d'origine ;

- d'autre part, « encourager le développement de nouvelles capacités renouvelables qui se développeraient exclusivement sur le marché » par la vente de leur production et des garanties d'origine associées, dont la valeur augmenterait grâce à une diminution de l'offre.

À cette fin, l'article 2, dans son , modifie l'article L. 314-14 pour :

supprimer le mécanisme de subrogation des acheteurs obligés aux producteurs pour la délivrance des garanties d'origine,

- et le remplacer par les dispositions suivantes :


· l'incompatibilité entre l'émission d'une garantie d'origine et le bénéfice d'un contrat de soutien public à la production, quelle que soit sa forme : contrats d'achat anciens conclus ou négociés avant le 11 février 2000 (art. L. 121-27), contrats d'achat ou de complément de rémunération conclus à « guichet ouvert » (respectivement, art. L. 314-1 et L. 314-18) ou après un appel d'offres (art. L. 311-12, 1° et 2°) ou contrats repris par un acheteur de dernier recours (art. L. 314-26) ;


· consécutivement, la résiliation immédiate de tout contrat de soutien public à une production d'électricité pour laquelle une garantie d'origine aurait été émise. Les conditions et les modalités de cette résiliation devront être fixées par décret en Conseil d'État mais le projet de loi précise :

- premièrement, qu'elle s'appliquera aux nouveaux contrats conclus à compter de la date publication de la présente loi mais aussi aux contrats en cours à cette même date ;

- deuxièmement, que cette résiliation entraîne le remboursement des sommes actualisées versées à compter de la publication de loi, soit, selon le type de contrat, les surcoûts résultant des tarifs d'achat par rapport aux prix de marché ou le complément de rémunération.

Par cohérence, l'article 2, dans son , supprime le premier alinéa de l'article L. 121-24 qui prévoyait que la valorisation des garanties d'origine venait en déduction des charges de service public compensées aux acheteurs obligés.

Enfin, dans la même logique, le revient sur la rédaction de l'article L. 314-20 pour supprimer le fait qu'il soit tenu compte, pour le calcul du complément de rémunération, de « la valorisation par les producteurs des garanties d'origine » dans les recettes de l'installation. Ce faisant, la loi serait de fait « mise en conformité » avec le décret, ce qui pose question au regard du respect de la hiérarchie des normes.

III. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission, l'Assemblée nationale a adopté, sur proposition de la rapporteure, quatre amendements rédactionnels. Bien qu'un amendement de suppression de l'article présenté par les députés écologistes ait été rejeté, de nombreux membres de la commission ont souligné que le dispositif proposé risquait, en l'état, d'empêcher la traçabilité de l'électricité verte, pourtant souhaitée par l'ensemble des acteurs (producteurs, fournisseurs et consommateurs). En réponse, la rapporteure s'était engagée à réfléchir, avec le Gouvernement, à une solution alternative en vue de la séance publique.

En séance, les députés ont donc adopté, sur proposition de la rapporteure, un amendement qui maintient l'interdiction, pour un producteur, d'émettre et de valoriser les garanties d'origine associées à une production subventionnée mais permet à l'État de récupérer ces garanties d'origine et de les vendre aux fournisseurs intéressés via un système de mise aux enchères.

Pour ce faire, l'article L. 314-14-1 nouvellement créé au sein du code de l'énergie prévoit :

- une obligation d'inscription sur le registre des garanties d'origine de l'ensemble des installations d'une puissance installée de plus de 100 kW bénéficiant d'un contrat d'achat ou de complément de rémunération ;

l'émission d'office, pour le compte de l'État et à sa demande, des garanties d'origine correspondantes par le teneur du registre51(*) ;

la mise aux enchères de ces garanties par le ministre chargé de l'énergie, assortie d'un prix plancher de vente ;

l'affectation des recettes ainsi obtenues à la diminution des charges de service public de l'électricité mentionnées aux 1° (contrats d'achat) et 4° (contrats de complément de rémunération) de l'article L. 121-7, déduction faite des frais de gestion de la mise aux enchères et des « frais d'accès au registre » ;

- enfin, le renvoi à un décret pour préciser les modalités d'application du dispositif, que le Gouvernement s'est engagé à l'Assemblée à prendre « dans les six mois [après] une large concertation ».

IV. La position de votre commission

1° Le dispositif initial

Comme les débats en commission à l'Assemblée nationale et les auditions que votre rapporteur a effectuées l'ont montré, la solution initiale proposée par le Gouvernement, qui consistait à interdire toute émission des garanties d'origine en cas d'aides publiques à la production, et donc à empêcher toute traçabilité de l'électricité verte subventionnée, a fait l'unanimité contre elle, ou presque.

Au surplus, votre rapporteur observe que le Gouvernement, sur ce sujet comme sur celui du rétablissement de la réfaction tarifaire au bénéfice des producteurs, a d'abord tenté, comme en atteste l'avis de la CRE sur le projet d'ordonnance52(*), d'inclure ces dispositions dans le texte même des ordonnances en outrepassant l'habilitation que le Parlement lui avait accordée, avant que le Conseil d'État ne l'invite, s'agissant au moins des garanties d'origine53(*), à sortir les dispositions incriminées de l'ordonnance pour les intégrer au présent projet de loi.

Sur le fond, s'il ne s'agit pas de nier la bonne foi des arguments mis en avant par le Gouvernement pour justifier la mesure - éviter la double rémunération du producteur, améliorer la lisibilité du système pour le consommateur et développer de nouvelles capacités renouvelables en recourant uniquement au marché -, le dispositif proposé présente des limites et surtout comportait, dans sa version initiale, des inconvénients importants :


· s'agissant du risque de double rémunération des producteurs, celui-ci pourrait déjà être évité si la valorisation des garanties d'origine était effectivement déduite des charges de service public supportées par l'acheteur obligé ou du complément de rémunération versé au producteur, comme la loi l'avait prévu ; il est cependant vrai qu'outre la confusion qui serait maintenue dans l'esprit du consommateur, des acheteurs obligés également fournisseurs pourraient utiliser les garanties dans leurs offres vertes sans les avoir vendues et la valorisation à déduire de leurs charges serait alors nulle, bien qu'un bénéfice commercial en ait été tiré ;


· par ailleurs, le Gouvernement n'entend pas appliquer, dans l'immédiat, la même solution en matière de biométhane, où le cumul entre valorisation des garanties d'origine et aides publiques reste possible bien qu'il permette une double rémunération partielle du producteur54(*) ; à l'appui de ce maintien, le Gouvernement rappelle que la filière est moins mature55(*) et que le surplus de garanties d'origine sur le marché n'est pas aussi significatif, tout en annonçant une réflexion plus globale, en cours, sur l'aide au développement du biogaz ;


· concernant le développement de capacités additionnelles qui se financeraient sans aide publique, uniquement par la vente de leur électricité et des garanties d'origine associées sur le marché, malgré la baisse des coûts et sauf à anticiper le développement massif de modèles « militants » du type de celui d'Enercoop, la construction d'installations d'électricité renouvelable devrait encore être très majoritairement subventionnée, et pour longtemps, en France et en Europe ;


· au rang des inconvénients, on notera en particulier :

- avant tout, l'absence de traçabilité de l'électricité renouvelable subventionnée dont les garanties d'origine, ne pouvant alimenter des offres vertes, seraient perdues pour la collectivité ;

une conformité au droit européen faisant débat : si le Conseil d'État a jugé que la disposition ne méconnaissait « aucun principe général du droit de l'Union européenne »56(*) et qu'elle était compatible avec la directive européenne dans la mesure où l'émission de la garantie d'origine n'est pas interdite mais oblige seulement le producteur à renoncer à ses aides57(*), la CRE considère que la « compatibilité [avec la directive] n'est pas garantie » et que « si [cette] directive laisse la possibilité aux États membres de «prévoir qu'aucune aide n'est accordée à un producteur lorsqu'il reçoit une garantie d'origine pour la même production d'énergie à partir de sources renouvelables», le cas inverse ne semble pas expressément autorisé »58(*) ; il reste que dans la proposition de révision de la directive présentée par la Commission le 30 novembre dernier, l'impossibilité pour un producteur aidé d'obtenir des garanties d'origine deviendrait désormais la règle59(*) ;

une absence de réduction des charges de service public, faute de déduction de la valorisation des garanties d'origine ; il est cependant vrai qu'en raison d'une offre de garanties aujourd'hui très excédentaire par rapport à la demande, les prix d'échange des garanties restent peu élevés et ne concourraient donc que faiblement à la baisse des charges publiques ;

un renforcement de la position concurrentielle d'EDF et d'Engie, qui seraient les seuls acteurs, ou presque, à pouvoir valoriser des garanties d'origine issues d'une production renouvelable non subventionnée, c'est-à-dire celle de leur parc hydraulique historique ; cette disposition serait « donc de nature à [leur] donner un avantage concurrentiel indu » ;

- enfin, l'importation de garanties d'origine étrangères pour alimenter les offres vertes des autres fournisseurs qui ne parviendraient plus, dans l'hypothèse d'un développement probable de ce marché, à couvrir leurs offres uniquement par le volume disponible de garanties de la production française non aidée.

2° La première alternative envisagée

En réponse aux objections soulevées à l'encontre du dispositif initial, le Gouvernement a travaillé à une première solution alternative. Celle-ci aurait consisté à redistribuer chaque année à l'ensemble des fournisseurs, et donc indirectement à l'ensemble des consommateurs d'électricité qui l'ont financée, l'électricité renouvelable subventionnée, ou plus exactement la certification de son caractère renouvelable. Concrètement, en prenant pour hypothèse que l'électricité renouvelable représenterait 7 % du mix électrique national, chaque fournisseur aurait pu se prévaloir de ces 7 % et ne plus avoir à acquérir que les 93 % restants de garanties d'origine pour couvrir 100 % de ses offres vertes.

Si elle avait le mérite d'utiliser les garanties d'origine de la production aidée ou d'éviter que certains fournisseurs ne bénéficient d'un avantage concurrentiel du fait du dispositif, cette distribution indifférenciée à l'ensemble des fournisseurs, en fonction de leurs parts de marché respectives, soulevait au moins deux difficultés : d'une part, elle n'aurait pas permis de réduire le coût du soutien public et, d'autre part, tous les fournisseurs en auraient bénéficié, indifféremment de leur motivation à proposer des offres vertes.

3° Le dispositif adopté par l'Assemblée nationale

Le Gouvernement a donc finalement proposé une autre alternative, portée par la rapporteure de l'Assemblée et adoptée en séance publique, créant un système de mise aux enchères des garanties d'origine de la production soutenue, organisé par et au bénéfice de l'État.

Votre rapporteur adhère à la philosophie générale d'un dispositif qui permettra d'assurer la traçabilité des énergies renouvelables subventionnées et le développement des offres vertes, tout en préservant l'objectif initial visant à éviter la double rémunération des producteurs et son pendant, le double paiement des consommateurs, dans la mesure où le produit de la vente des garanties reviendra à l'État et viendra en déduction des aides publiques à l'électricité renouvelable.

Votre rapporteur note, en outre, que le mécanisme est compatible, par anticipation, avec le projet de directive européenne qui prévoit, en l'état actuel, un dispositif identique de mise aux enchères des garanties d'origine de la production aidée et d'affectation du produit obtenu à la réduction des aides publiques60(*).

Deux précisions techniques sont également bienvenues :

la fixation d'un prix plancher de vente évitera que les volumes de garanties mises aux enchères n'inondent le marché d'un excédent d'offres et ne « détruisent » la valeur des garanties échangées ; en outre, compte tenu de la rareté des garanties aujourd'hui disponibles provenant d'autres filières que l'hydroélectricité, on peut imaginer que les garanties d'origine de la production aidée, essentiellement d'origine éolienne et photovoltaïque, seront recherchées et pourront s'échanger à des prix plus élevés61(*) ; à l'opposé, il conviendra que le prix de réserve ne soit pas non plus trop élevé pour permettre effectivement aux fournisseurs intéressés d'acheter des garanties ;

l'obligation d'inscription au registre pour les seuls installations de plus de 100 kW permettra, d'une part, de réduire les coûts de gestion du dispositif en écartant les installations les plus petites - qui sans cela auraient représenté, compte tenu de leur nombre62(*), la quasi-totalité des charges de gestion malgré une production totale très faible -, et, d'autre part, d'exonérer ces installations (parmi lesquelles celles détenues par les particuliers) d'une démarche administrative supplémentaire. Les installations d'une puissance installée inférieure pourront s'y inscrire mais sur la base du volontariat.

En réponse aux questions de votre rapporteur, qui s'interrogeait en particulier sur les rôles respectifs des différents acteurs concernés - producteurs, acheteurs ou payeur obligés63(*), État et teneur du registre - et sur la répartition entre eux des coûts et des bénéfices du système, le Gouvernement a apporté plusieurs précisions.


· S'il appartiendra aux exploitants des installations de plus de 100 kW de les inscrire sur le registre, les frais correspondants seront bien pris en charge par l'État.


· En application de l'arrêté du 19 décembre 2012 désignant la société Powernext comme gestionnaire du registre64(*), les frais d'inscription sont aujourd'hui fixés à 2 000 euros hors taxes (HT) par an et par titulaire de compte, auxquels s'ajoutent 450 euros HT par installation pour une période de trois ans, et les frais d'émission à 0,03 euro par MWh. En l'état, l'obligation nouvelle d'inscription des installations de plus de 100 kW et d'émission d'office des garanties d'origine associées à leur production constituerait donc à la fois une charge importante pour la collectivité et un surcroît de chiffre d'affaires inattendu pour l'acteur privé gestionnaire du registre ; sans modification des conditions financières du marché initial, ce dernier bénéficierait alors d'une forme de « rente de situation ».


· Pour éviter cet écueil, le Gouvernement, ayant rappelé que l'agrément du teneur actuel arrivera à échéance le 16 janvier 201865(*), a indiqué que l'ensemble du système ne serait opérationnel qu'à compter de la désignation du nouvel organisme gestionnaire d'ici au 15 janvier 2018 et que le cahier des charges de la nouvelle procédure de mise en concurrence inclurait cette mission nouvelle de mise aux enchères.


· En imaginant que toutes les garanties d'origine de la production des installations aidées de moins de 100 kW trouvent preneur (soit environ 24 millions de garanties) avec un prix plancher fixé à 0,3 euro par MWh, le produit pour l'État pourrait atteindre 7 à 8 millions d'euros, desquels il faudrait déduire des frais de gestion qui devraient rester mesurés.

Sur la proposition de son rapporteur, outre un amendement COM-32 rédactionnel, votre commission a adopté :

- un amendement COM-29 rappelant que l'interdiction du cumul entre aides publiques et garanties d'origine ne vaut que lorsque les garanties sont émises par le producteur, et non par l'État ;

- un amendement COM-30 prévoyant, pour optimiser les frais d'émission et n'émettre que le volume de garanties que le marché sera capable d'absorber, que l'État pourra ne demander que l'émission d'office d'une partie des garanties de la production subventionnée des installations inscrites sur le registre ;

- un amendement COM-34 permettant d'allotir la mise aux enchères des garanties par filière et par zone géographique afin de mieux répondre aux demandes des fournisseurs et des consommateurs, soucieux de diversifier leur mix d'énergies renouvelables et de bénéficier d'une énergie produite localement ;

- un amendement COM-31 de cohérence rédactionnelle remplaçant le terme de « frais d'accès au registre » par celui de « frais d'inscription » qui permet aussi de clarifier le fait que l'État les prendra à sa charge dès lors qu'il les déduit des revenus tirés de la mise aux enchères ;

- enfin, un amendement COM-33 prévoyant que le régulateur se prononcera sur les modalités de la mise aux enchères, notamment sur le niveau du prix de réserve, sur la périodicité des mises en vente ou encore sur la constitution, le cas échéant, de lots de garanties.

Votre commission a adopté cet article ainsi modifié.

Article 3 (articles L. 341-2 et L. 342-12 du code de l'énergie) - Prise en charge par la collectivité d'une partie des coûts de raccordement des installations de production d'électricité renouvelable

Objet : cet article propose d'élargir aux producteurs d'électricité renouvelable le bénéfice de la réfaction tarifaire.

I. Le droit en vigueur

La « réfaction tarifaire » consiste à couvrir par le tarif d'utilisation des réseaux, le TURPE, qui est acquitté par l'ensemble des consommateurs, une partie des coûts de raccordement, ceux restant à couvrir constituant une recette extratarifaire des gestionnaires de réseaux.

Son principe a été posé par la loi « modernisation du service public de l'électricité » du 10 février 200066(*) telle que modifiée par la loi « Urbanisme et habitat » du 2 juillet 200367(*) qui prévoyait que « les tarifs d'utilisation des réseaux couvrent notamment une partie des coûts de raccordement à ces réseaux ». Le taux de réfaction, c'est-à-dire la part couverte par le TURPE, a été fixé à 40 %68(*).

Lors de l'examen de la loi « Nome »69(*) en 2010, votre commission avait fait le constat que « l'emballement des demandes de raccordement des installations de production d'électricité [induisait] pour les gestionnaires de réseaux une charge de trésorerie croissante, avant d'être répercuté dans un relèvement du TURPE » et que le risque existait que les autres investissements sur les réseaux soient réduits d'autant.

À son initiative, l'article 11 de la loi a donc réservé le bénéfice de la réfaction tarifaire aux seules installations de consommation et prévu que « s'agissant du raccordement d'une installation de production d'électricité, la contribution versée au maître d'ouvrage (...) couvre intégralement les coûts de branchement et d'extension des réseaux ».

Le droit en vigueur a depuis été codifié à l'article L. 341-2 du code de l'énergie, qui dispose que « [les coûts couverts par le TURPE] comprennent notamment : (...)

« 3° Une partie des coûts de raccordement à ces réseaux et une partie des coûts des prestations annexes réalisées à titre exclusif par les gestionnaires de ces réseaux, l'autre partie pouvant faire l'objet d'une contribution dans les conditions fixées aux articles L. 342-6 et suivants.

« Toutefois, lorsque le raccordement est destiné à desservir une installation de production d'électricité, la contribution versée au maître d'ouvrage couvre intégralement les coûts de branchement et d'extension des réseaux (....) ».

II. Le projet de loi initial

Considérant que « le coût du raccordement se révèle parfois être un obstacle dirimant pour les projets des producteurs d'électricité [renouvelable] » et citant l'exemple des « installations de petite ou moyenne puissance, dont l'éloignement par rapport au réseau nécessite parfois une extension significative de ces derniers afin d'évacuer l'électricité produite », le Gouvernement propose d'étendre le bénéfice de la réfaction aux installations de production d'électricité renouvelable.

À cette fin, le b) du 1° présent article remplace le sixième alinéa de l'article L. 341-2, qui prévoyait la prise en charge intégrale des coûts de raccordement par les producteurs, par la liste élargie des bénéficiaires de la réfaction, soit :

comme aujourd'hui, les consommateurs dont les installations sont raccordées aux réseaux publics, de transport comme de distribution, et les gestionnaires des réseaux de distribution pour le raccordement de leurs ouvrages au réseau amont de distribution ou de transport ;

- et désormais, aussi les producteurs mais uniquement pour les installations raccordées au réseau de distribution.

Il est par ailleurs précisé que le niveau de la prise en charge ne pourra excéder 50 % du coût de raccordement - pour mémoire, ce taux est aujourd'hui fixé à 40 % pour les consommateurs et pour les gestionnaires de réseaux - et qu'il sera arrêté, comme c'est actuellement le cas, par l'autorité administrative après avis de la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

En outre, le a) du 1° étend le champ des références au code visées pour fixer les conditions de la contribution due pour financer les coûts non couverts par le TURPE.

Le 2° du présent article précise, à l'article L. 342-12, les modalités selon lesquelles la réfaction s'applique aux installations de production d'électricité renouvelables selon qu'elles s'inscrivent ou non dans un schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) :

lorsque l'installation s'inscrit dans un S3REnR, le droit en vigueur dispose aujourd'hui que « 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 », cette dernière permettant, en répartissant les coûts entre tous les producteurs, de ne pas faire porter aux premiers projets l'ensemble des coûts d'adaptation du réseau (ouvrages créés ou renforcés) à l'échelle régionale ; le projet de loi prévoit que la réfaction portera désormais « sur l'un ou sur l'ensemble des éléments constitutifs de la contribution », et donc possiblement aussi sur la quote-part de mutualisation ;

lorsque l'installation ne s'inscrit pas dans un S3REnR, c'est-à-dire lorsque sa puissance de raccordement est inférieure à 100 kVA ou que ses conditions de raccordement sont fixées dans le cadre d'une procédure de mise en concurrence, le producteur est redevable d'une contribution au titre du raccordement de ses ouvrages propres, tel que défini au premier alinéa de l'article L. 342-170(*), et que la réfaction portera sur l'ensemble de cette contribution.

Enfin, l'article L. 342-12 est complété pour préciser que la réfaction ne s'appliquera pas aux projets sélectionnés à l'issue d'une procédure de mise en concurrence lorsque les conditions de raccordement sont fixées par celle-ci, et donc en creux qu'elle s'appliquera aux procédures qui ne fixent pas de telles conditions.

III. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission, outre trois amendements rédactionnels, l'Assemblée nationale a adopté, sur proposition de la rapporteure, deux amendements relatifs aux énergies renouvelables marines visant :

- d'une part, à plafonner l'indemnité due au producteur en cas de retard dans le raccordement des installations de production d'électricité renouvelable en mer ;

- d'autre part, à faire prendre en charge, par la collectivité, tout ou partie de cette indemnité, selon que le gestionnaire de réseau serait ou non responsable de la cause du retard.

Le principe d'un délai maximal de dix-huit mois pour le raccordement des installations nécessitant des travaux d'extension ou de renforcement du réseau - assorti, en cas de non-respect, du versement d'indemnités - a été introduit à l'initiative du Sénat dans la loi « Transition énergétique », à l'article L. 342-371(*). Afin de l'adapter à la diversité des cas rencontrés sur le terrain, plusieurs dérogations permettant de le proroger ont cependant été prévues :

au cas par cas, sur décision de l'autorité administrative en réponse à la demande motivée du gestionnaire de réseau, « en fonction de la taille des installations et de leur localisation par rapport au réseau ou lorsque le retard pris pour le raccordement est imputable à des causes indépendantes de la volonté du gestionnaire de réseau » ;

et pour « les catégories d'installations ainsi que les cas pour lesquels, en raison de contraintes techniques ou administratives particulières », par décret.

Publié en avril dernier, ce décret72(*) fixe comme point de départ la date de réception de la convention de raccordement et énumère les différents cas de suspension ou d'interruption du délai : suspension ou modification du projet par le producteur, sujétions nouvelles résultant d'une décision de l'autorité administrative, travaux sur des ouvrages de haute tension imposant l'obtention d'une autorisation administrative ou d'une déclaration d'utilité publique, impossibilité matérielle d'exécuter les travaux, recours juridictionnels ou, sur demande du gestionnaire et à l'appréciation du préfet, lorsque la taille des installations et leur localisation par rapport au réseau le justifient ou lorsque le retard pris ne relève pas de la volonté du gestionnaire de réseau. Le barème des indemnités a ensuite été fixé par un autre décret en octobre dernier73(*).

Malgré les nombreuses dérogations prévues, l'Assemblée nationale a souhaité complété l'article L. 342-3 pour plafonner spécifiquement, à hauteur d'« un montant par installation fixé par décret », les indemnités dues en cas de retard de raccordement des installations d'énergies renouvelables marines au motif qu'« il est nécessaire de prévoir un régime de pénalités incitatif (...) pour permettre la réalisation [de tels projets], qui mobilisent des investissements importants ».

En outre, « afin [selon l'exposé des motifs de l'amendement] de préserver le bilan des gestionnaires de réseau », l'Assemblée a aussi prévu que ces indemnités seraient couvertes par le TURPE, et donc prises en charge par la collectivité, en tout ou partie :

en totalité, « lorsque la cause du retard n'est pas imputable au gestionnaire du réseau concerné mais résulte de la réalisation d'un risque que celui-ci assume aux termes de la convention de raccordement » ;

en partie seulement, « lorsque la cause du retard est imputable au gestionnaire de réseau », ce dernier n'étant alors « redevable que d'une part de ces indemnités, dans la limite d'un pourcentage et d'un plafond sur l'ensemble des installations par année civile » qui sera fixé par arrêté pris après avis de la CRE.

En séance publique, les députés ont adopté deux amendements :

- un amendement de MM. Jean-Marie Tétart et Laurent Furst sous-amendé par le Gouvernement, prévoyant explicitement que le taux de réfaction « peut être différencié par niveau de puissance et par source d'énergie » ; à l'appui de cette possibilité de modulation, les auteurs de l'amendement ont souligné la charge excessive qu'une réfaction au taux maximal unique de 50 % risquerait de faire peser sur la trésorerie des entreprises locales de distribution (ELD) en cas de « rythme [de raccordement] excessivement rapide » et le fait qu'une telle modulation permettrait de « distinguer les petits producteurs locaux, qui sont ceux qui ont le plus besoin d'un soutien financier, et les gros producteurs qui intègrent ce coût dans leur business-model dès le lancement du projet » ;

- un amendement de coordination du Gouvernement, dont le sens échappe à votre rapporteur.

IV. La position de votre commission

Après avoir entendu toutes les parties prenantes, votre rapporteur a d'abord été réservé sur l'opportunité de la mesure proposée par le Gouvernement, non pas tant parce qu'elle reviendrait sur la suppression de la réfaction pour les producteurs votée, à son initiative, dans la loi « Nome » de 2010 - le contexte ayant il est vrai pu évoluer -, mais parce que ses bénéfices attendus étaient insuffisamment établis et qu'elle pouvait comporter plusieurs inconvénients.

1° Des bénéfices attendus insuffisamment établis

Alors que le Conseil d'État a noté que, « de façon générale, l'étude d'impact transmise par le Gouvernement est très insuffisante, voire confuse sur les objectifs poursuivis »74(*), votre rapporteur tient d'abord à souligner l'indigence de cette étude d'impact s'agissant, en particulier, de l'évaluation des impacts financiers de l'extension de la réfaction tarifaire aux installations de production.

Celle-ci se contente en effet d'énoncer cette lapalissade : « la mesure a pour effet de diminuer significativement le coût de raccordement pour les producteurs (...), donc d'exercer un effet de levier important sur le développement des projets (...). La couverture par le TURPE d'une partie des coûts de raccordements induira pour les consommateurs un renchérissement du tarif (...) et donc de la facture d'électricité » ; en d'autres termes, la mesure rapportera à ceux qui en bénéficieront et coûtera à ceux qui la paieront...

En réponse à votre rapporteur, le Gouvernement a cependant précisé certains éléments de contexte et avancé une estimation chiffrée. S'agissant du contexte, la mesure viserait principalement à répondre aux demandes de porteurs de projets concernant des installations de puissance modeste mais nécessitant une emprise au sol importante, le cas le plus représentatif étant celui d'installations photovoltaïques de 100 à 250 kW installées sur des exploitations agricoles, mobilisant une surface de 1 000 à 2 500 m; l'énergie produite ne pouvant être consommée sur place, les coûts d'extension et de renforcement du réseau sur de longues distances représenteraient, selon le Gouvernement, un obstacle à la réalisation des projets. Aucune estimation n'a cependant été fournie, que ce soit par le Gouvernement ou par les représentants des producteurs, sur le nombre de projets qui n'auraient pas abouti du fait de coûts de raccordement excessifs, et partant sur le volume de capacités nouvelles que la mesure permettrait de créer.

S'agissant du coût de la mesure, qui dépendra des taux unitaires de réfaction effectivement retenus, le Gouvernement indique les ordres de grandeur suivants : si la réfaction au taux maximal s'était appliquée sur la période 2014-2017, elle aurait conduit à une prise en charge par le TURPE de 81 millions d'euros, représentant une hausse d'environ 0,6 % du tarif75(*). Sur la période 2017-2020, cette prise en charge atteindrait un peu moins de 110 millions d'euros, soit 0,8 % du tarif76(*). Ces chiffres sont globalement cohérents avec ceux de la CRE qui estimait, sur la base de 200 millions d'euros de coûts de raccordement et d'une réfaction à 40 %, la hausse du tarif à 0,65 %77(*).

Si la hausse du tarif peut paraître modérée, votre rapporteur rappellera cependant qu'elle s'inscrit dans un contexte d'augmentation déjà importante qui pèsera sur la facture d'électricité des consommateurs (+ 2,71 % de hausse moyenne au 1er août 2017, revalorisé ensuite, en moyenne, à hauteur de l'inflation au 1er août de chaque année). En outre, ces estimations ne tiennent pas compte de l'effet attendu de la mesure elle-même : l'objectif étant d'aller chercher des « gisements » d'énergies renouvelables aujourd'hui inexploités car trop éloignés du réseau, elle devrait logiquement faire augmenter le coût moyen comme le nombre de raccordements.

2° Les inconvénients potentiels de la mesure


· Un risque de surrémunération des producteurs

Comme la CRE le rappelle, « les tarifs - d'obligation d'achat ou de complément de rémunération - dont bénéficient les [différentes filières] sont conçus pour couvrir les coûts de raccordement moyens applicables au type d'installations visé » et assurent déjà une rémunération raisonnable des capitaux investis. « Ainsi, l'introduction d'un taux de réfaction pour ces producteurs devrait nécessairement s'opérer conjointement à une révision à la baisse de ces tarifs, sous peine de modifier l'équilibre économique en faveur des producteurs ».

Si le Gouvernement concède que les tarifs intègrent déjà les coûts moyen de raccordement, il fait observer, d'une part, que les coûts ont évolué significativement en 2015 par rapport aux derniers barèmes datant de 2011 (+ 12% en moyenne pour les branchements inférieurs à 36 kVA et + 21,9 % en moyenne pour les branchements supérieurs à 36 kVA et pour les extensions) et, d'autre part, que les coûts moyens ne sont pas représentatifs des charges des exploitants agricoles visés prioritairement par la mesure.


· Une disposition générale pour traiter d'une difficulté particulière

Si votre rapporteur est favorable aux mesures permettant à des agriculteurs de développer des sources de revenus complémentaires par la vente d'une production d'électricité renouvelable, notamment par l'installation de panneaux photovoltaïques sur les hangars agricoles, il observe que, pour répondre à une difficulté certes réelle mais particulière, le Gouvernement créé une mesure générale qui bénéficiera à tous les producteurs. Il se réjouit cependant de ce que la possibilité de moduler la réfaction selon le niveau de puissance ou le type d'énergie figure désormais explicitement dans la loi, ce qui devrait permettre d'adapter la disposition à la variété des situations.


· Une différence de traitement entre :

- les raccordements sur les réseaux publics de distribution et sur le réseau public de transport, d'une part,

- entre l'électricité et le gaz renouvelables, d'autre part

Le bénéfice de la réfaction étant limité aux seules installations raccordées aux réseaux de distribution, les exploitants d'installations de forte puissance (aujourd'hui supérieure à 12 MW, voire 17 MW avec dérogation) pourraient avoir théoriquement intérêt à les raccorder à un réseau de distribution plutôt qu'au réseau de transport, conduisant ainsi à une forme de « saucissonnage » des parcs de production. En pratique cependant, la survenance d'un tel risque est très peu probable, notamment car les contentieux augmenteraient d'autant et que les coûts de raccordement comptent moins dans l'équation financière des très grands projets.

Autre différence de traitement, celle existant entre la production d'électricité renouvelable, qui bénéficierait de la réfaction, et la production de biogaz, qui, dans le texte initial, en était exclue. Cette différence était d'autant plus gênante que le biométhane peut notamment soit produire de l'électricité (ainsi que de la chaleur, par cogénération), soit être injecté directement dans le réseau de gaz naturel, solution que recommande l'Ademe, lorsqu'elle est possible, en raison de son rendement énergétique supérieur. Limiter la réfaction à l'électricité aurait donc pu conduire des producteurs à arbitrer en défaveur de l'injection. Votre rapporteur se réjouit par conséquent de l'extension de la réfaction au gaz renouvelable adoptée par l'Assemblée78(*), dont le coût sera par ailleurs très mesuré au vu du développement actuel de la filière et qui participera de la sécurisation de son modèle économique.


· Une charge de trésorerie pour les gestionnaires de réseaux

Avant d'être remboursée par le TURPE, la mesure pèsera transitoirement sur la trésorerie des gestionnaires de réseaux de distribution, en particulier sur les entreprises locales de distribution (ELD) les plus petites, avec le risque que certains gestionnaires aient à arbitrer en défaveur d'autres investissements sur les réseaux.

Pour toutes ces raisons, votre rapporteur a envisagé plusieurs options. La suppression pure et simple de la disposition n'aurait pas permis de traiter le problème, certes difficile à quantifier mais sans doute réel, des petites installations dont l'éloignement du réseau, en particulier dans les zones rurales très peu denses, empêcherait la réalisation. La révision conjointe à la baisse des tarifs, bien que justifiée sur le principe, aurait impliqué de revoir l'ensemble des tarifs puis de les renotifier à la Commission européenne, ce qui aurait créé une nouvelle période d'incertitude.

Aussi votre rapporteur a-t-il préféré maintenir la disposition mais en réduire le taux maximal.

S'agissant du régime indemnitaire spécifique créé en cas de retard de raccordement des énergies renouvelables en mer, votre rapporteur estime qu'il est justifié de traiter différemment des risques très spécifiques : il n'existe par exemple que quelques « câbliers » en Europe capables de raccorder des parcs d'éoliennes offshore, ce qui démultiplie les conséquences financières potentielles en cas de défaillance, et les risques d'exploitation sont aussi bien plus élevés qu'à terre.

Du reste, un tel régime, dérogatoire du droit commun, s'avère nécessaire pour permettre la réalisation des parcs déjà attribués ou à venir. En effet, les consortiums ayant remporté les appels d'offres ont aujourd'hui les plus grandes difficultés à trouver des financements, les banques jugeant les risques de raccordement insuffisamment couverts. Et sans une « socialisation » partielle de ces risques, RTE n'aurait pas la surface financière suffisante pour assumer la totalité des aléas, en particulier s'ils résultaient de la défaillance de l'un de ses fournisseurs.

Pour autant, votre rapporteur rappelle qu'un tel régime, s'il devait être « activé », pourrait engager jusqu'à plusieurs centaines de millions d'euros qui s'ajouteraient à un coût pour la collectivité déjà particulièrement élevé - de l'ordre de 38 milliards d'euros au total sur vingt ans pour les six parcs dont la construction a déjà été décidée, avec un prix de plus de 200 euros par MWh produit.

Sur la proposition de son rapporteur, votre commission a adopté, outre des amendements rédactionnel (COM-15), de précision (COM-12) ou de correction d'une référence (COM-42) ou procédant au simple déplacement d'une disposition (COM-43 et COM-44) :


· sur l'extension de la réfaction tarifaire aux producteurs d'électricité renouvelable

- un amendement COM-38 rétablissant la mention du rôle des autorités organisatrices de la distribution publique (AODE) en matière de maîtrise d'ouvrage des travaux de raccordement ;

- un amendement COM-14 plafonnant à 40 % le taux maximal de réfaction : ce plafond correspond au taux déjà appliqué aux consommateurs ainsi qu'aux gestionnaires de réseaux pour leur raccordement sur des ouvrages amont ; il permettra de minorer le coût maximal de la mesure pour les autres utilisateurs du réseau, dans un contexte déjà marqué par la hausse des tarifs et des coûts de raccordement anticipés sur la période 2017-2020, mais aussi la charge de trésorerie qu'elle représentera pour les gestionnaires de réseau, en particulier pour les petites ELD ; enfin, le plafond de 50 % n'est justifié par aucun argument économique et il est probable que les producteurs eux-mêmes ne revendiqueront pas plus de 40 % de prise en charge ;

- un amendement COM-39 prévoyant que le plafonnement de la réfaction concerne uniquement les raccordements sous maîtrise d'ouvrage des gestionnaires de réseaux afin de s'assurer que les AODE pourront toujours prendre en charge, hors couverture par le tarif, une part supérieure pour les consommateurs, lorsqu'elles en décident ainsi ;


· sur le régime indemnitaire spécifique en cas de retard de raccordement des EMR

- un amendement COM-17 précisant le délai de raccordement auquel il est fait référence, qui est celui fixé dans la convention de raccordement ou, à défaut, le délai « de droit commun » de dix-huit mois visé à l'article L. 342-3 ;

- deux amendements COM-40 et COM-19 déplaçant la référence au plafonnement des indemnités versées au producteur par installation et prévoyant que ce plafond est fixé par décret en Conseil d'État, et non par décret simple, par analogie avec ce qui est déjà prévu dans le régime de droit commun ;


· sur les S3REnR

- enfin, un amendement de simplification COM-22 prévoyant que les S3REnR devront être révisés, par dérogation aux dispositions de la loi « NOTRe », au plus tard six mois après l'adoption des schémas régionaux d'aménagement, de développement durable et d'égalité des territoires (SRADDET) ; à défaut, les S3REnR devraient être révisés deux fois en moins d'un an, sans raison valable et alors que ce processus de révision est très lourd.

Votre commission a adopté cet article ainsi modifié.

Article 4 (articles L. 421-9-1 [nouveau], L. 432-13 et L. 452-1 du code de l'énergie et articles L. 554-10 et L. 554-11 [nouveaux] du code de l'environnement) - Coordination par les gestionnaires des réseaux de distribution de gaz des opérations liées à la modification de la nature du gaz acheminé

Objet : cet article vise à confier aux gestionnaires des réseaux de distribution de gaz la coordination des opérations de conversion et d'adaptation des installations liées à la modification de la nature du gaz acheminé dans le nord de la France.

I. Le droit en vigueur

Contrairement au reste de la France qui est desservi en gaz naturel à haut pouvoir calorifique dit « gaz de type H », les consommateurs d'une grande partie de la région des Hauts-de-France sont approvisionnés en gaz naturel à bas pouvoir calorifique, dit « gaz de type B », issu du gisement de Groningue aux Pays-Bas. Or, la production de ce gisement, qui a d'ores et déjà diminué, est appelée à s'arrêter entre 2020 et 2030, ce calendrier étant toutefois susceptible de s'accélérer en raison des tremblements de terre enregistrés dans la région. Selon l'étude d'impact, « le gaz B représente 10 % de la consommation française et 1,3 million de clients en distribution ».

Départements concernés par la conversion du gaz B en gaz H


· Aisne


· Nord


· Oise, pour partie


· Pas-de-Calais


· Seine-Maritime, pour une faible partie


· Somme, pour partie

 

Source : GRTgaz

Pour assurer la continuité d'approvisionnement de ces clients, d'importantes opérations de conversion de ce réseau au gaz H doivent donc être engagées rapidement.

À cette fin, la loi « Transition énergétique » a confié aux gestionnaires des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel une nouvelle mission consistant, « en cas de modification de la nature du gaz acheminé dans les réseaux[, à mettre] en oeuvre les dispositions nécessaires pour assurer le bon fonctionnement et l'équilibrage des réseaux, la continuité du service d'acheminement et de livraison du gaz et la sécurité des biens et des personnes »79(*). En application de ces dispositions, le décret du 23 mars 201680(*) a fixé le périmètre - soit les réseaux, sites de stockage et équipements raccordés des clients domestiques et non domestiques du Nord, de la Somme, du Pas-de-Calais et de l'Aisne -, le calendrier - avec en particulier une phase pilote dans certaines communes entre 2016 et 2020 -, le plan ainsi que les modalités de coordination de cette conversion.

Après analyse, il est toutefois apparu que ce cadre législatif et réglementaire n'était pas suffisant pour permettre aux gestionnaires de réseaux d'intervenir sur les installations intérieures de gaz (appareils industriels, chaudières, chauffe-eau et gazinières), dont les utilisateurs sont aujourd'hui responsables de la conformité et la sécurité. Comme indiqué par l'étude d'impact, « en l'absence d'évolution de ce cadre, il faudrait alors que chaque consommateur fasse appel à un professionnel qualifié pour procéder aux réglages indispensables, sans pour autant que le gestionnaire du réseau de distribution ait la moindre maîtrise du déroulement du programme de conversion. Cette démarche serait d'autant plus complexe à mettre en oeuvre qu'elle doit être réalisée sur une courte période de temps et que la coexistence de deux approvisionnements simultanés (B et H) dans une même zone géographique, même pour une période très courte, est exclue ».

II. Le projet de loi initial

Dans son I, l'article 4 complète l'article L. 432-13 du code de l'énergie créé par la loi « Transition énergétique » pour confier aux gestionnaires de réseaux de distribution de gaz naturel la mission de direction et de coordination de l'ensemble des opérations de modification de leur réseau ainsi que des « installations des consommateurs finals », dont ils « veillent à la compatibilité (...) durant tout le processus de modification et à son issue ».

Pour ce faire, les gestionnaires sélectionneront et missionneront des entreprises disposant des qualifications nécessaires pour réaliser les opérations de contrôle, d'adaptation et de réglage des installations intérieures concernées. Comme dans le dispositif précédent, les modalités d'application de l'article seront précisées par décret après évaluation technico-économique de la CRE.

En outre, il est prévu que ces dispositions seront également applicables aux réseaux de distribution de gaz combustibles autres que le gaz naturel en cas de modification de la nature du gaz concerné. Même si aucun projet concret n'est visé ici, pourraient être concernés, potentiellement, les réseaux de distribution en zone rurale alimentés en gaz de pétrole liquéfié (GPL) ou les réseaux desservant les villes d'Ajaccio et de Bastia, aujourd'hui alimentés en gaz composé d'un mélange de propane et d'air.

L'article prévoit par ailleurs, en modifiant l'article L. 452-1 relatif aux tarifs d'utilisation des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel, que les coûts associés à ces opérations de contrôle, d'adaptation et de réglage seront couverts, comme ceux des opérations de modification du réseau, par les tarifs d'utilisation, c'est-à-dire par la collectivité des utilisateurs de réseaux.

Or, l'évaluation des coûts donnée par l'étude d'impact atteste de l'ampleur du projet, avec un coût total de l'opération de conversion estimé, « en première approche, (...) à environ 650 millions d'euros sur la période 2016-2029, dont 400 millions d'euros pour les opérations de contrôle, d'adaptation et de réglage des appareils et équipements des consommateurs ». Pour ces dernières, la couverture par le tarif d'utilisation du réseau « impliquera une charge estimée à 38 euros pour un consommateur moyen chauffé au gaz naturel ».

Si les sommes en cause sont importantes, le Gouvernement précise que la coordination du dispositif par les gestionnaires de réseaux et le processus de sélection des entreprises, qui est aussi le mode d'intervention retenu par les autres pays concernés par le passage du gaz B au gaz H81(*), permettront, en rationalisant les opérations de conversion, de réaliser des économies d'échelle « estimées à près de 14 M€ par secteur de 200 000 installations ».

Dans son II, l'article 4 créé, dans la partie du code de l'environnement dédiée à la sécurité des canalisations de transport et de distribution à risques, une nouvelle section « Risques propres aux canalisations de gaz ou liés au changement de la nature du gaz acheminé » composée de deux articles :


· l'article L. 554-10 pose l'obligation, pour un exploitant de canalisation de transport ou de distribution de gaz, d'interrompre la livraison d'un consommateur qui s'opposerait aux opérations de contrôle, d'adaptation et de réglage liées au changement de nature du gaz acheminé, et plus généralement au « contrôle réglementaire de ses appareils et équipements », ainsi que lorsque cet exploitant a connaissance du « danger grave et immédiat pour la sécurité des biens et des personnes » que présenteraient ces appareils et équipements ;


· l'article L. 554-11, visant spécifiquement les risques liés à la modification de nature du fluide acheminé :

- d'une part, rappelle que l'exploitant doit « assurer à tout moment, dans le cadre de ses missions, la sécurité des biens et des personnes » ;

- d'autre part, prévoit expressément que l'exploitant ou l'entreprise qu'il a missionnée ont le droit d'accéder au domicile ou aux locaux industriels ou commerciaux des consommateurs concernés, sous réserve de leur consentement.

III. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

En commission, outre une correction rédactionnelle, l'Assemblée nationale a adopté, sur proposition de la rapporteure, quatre amendements :


· le premier amendement précise que les gestionnaires de réseaux de distribution « peuvent sélectionner et missionner » - et non « sélectionnent et missionnent » - des entreprises pour contrôler, adapter ou régler les installations intérieures et peuvent donc aussi, le cas échéant, réaliser eux-mêmes ces opérations ;


· le second amendement, essentiellement rédactionnel, prévoit expressément que le décret d'application est pris « après avis » de la CRE et que c'est cet avis qui comporte l'évaluation technico-économique déjà prévue permettant de « garantir l'adéquation des mesures envisagées au bon fonctionnement du marché du gaz naturel et à l'intérêt des consommateurs finals » ;


· le troisième amendement précise :

- premièrement, que l'exploitant d'une canalisation « peut interrompre » plutôt qu'« est tenu d'interrompre » la livraison du gaz en cas d'opposition du consommateur au contrôle de ses appareils et équipements, dans ou hors du cadre des opérations de conversion, mais qu'en revanche, « il interrompt » cette livraison lorsqu'il a connaissance d'un danger grave et immédiat ;

- deuxièmement, que les contrôles réglementaires des appareils et équipements à gaz sont ceux prévus au livre V « Prévention des pollutions, des risques et des nuisances » du code de l'environnement, précision qui paraît cependant insuffisante au regard de l'ensemble des sujets traités par ledit livre qui sont sans rapport avec les présentes dispositions ;


· le dernier amendement prévoit que si les gestionnaires des réseaux de transport et de distribution doivent s'assurer auprès des consommateurs concernés par une opération de conversion que les contrôles, adaptation et réglages ont bien été réalisés, seuls les gestionnaires des réseaux de distribution - ou le cas échéant, les entreprises qu'ils ont missionnées - accèdent au domicile ou aux locaux industriels ou commerciaux des consommateurs finals, « le gestionnaire du réseau de transport [n'ayant, selon l'objet de l'amendement,] pas vocation à intervenir chez les clients industriels raccordés à son réseau ».

IV. La position de votre commission

Les mesures proposées par cet article étant nécessaires pour assurer la continuité d'approvisionnement en gaz d'une partie des consommateurs, votre rapporteur ne peut bien entendu que les approuver. Il regrette simplement qu'à l'occasion de l'examen de la loi « Transition énergétique », aucun des acteurs concernés n'ait alerté sur la nécessité d'intervenir sur les installations intérieures elles-mêmes, ce qui aurait permis de régler la question sans avoir à y revenir aujourd'hui.

Votre rapporteur estime cependant que deux sujets doivent encore être traités :

- d'une part, le cadre juridique mis en place ne vise aujourd'hui que les infrastructures de transport et de distribution, alors que les opérations liées au changement de nature du gaz acheminé impactent aussi les installations de stockage ; en l'espèce, dans le cadre de la conversion en gaz H de la zone desservie en gaz B, il sera nécessaire de convertir le seul site de stockage français de gaz B, situé à Gournay-sur-Aronde, et les coûts associés à l'opération (coûts directs et pertes de performance et de revenus liés au sous-remplissage prolongé du stockage) seront de l'ordre d'une vingtaine de millions d'euros ;

- d'autre part, aucun dispositif n'est aujourd'hui prévu pour accompagner les consommateurs aux revenus les plus modestes qui seraient tenus, du seul fait du changement de gaz, de remplacer un ou des appareils inadaptables, ce qui pourrait être le cas, en particulier, de chaudières à condensation antérieures à 1993, occasionnant alors plusieurs milliers d'euros de dépenses par chaudière ; en réalité, le principe d'une aide versée par le gestionnaire de réseau figurait dans la version initiale du texte mais le Conseil d'État, sans méconnaître la réalité du problème, a été contraint de l'écarter pour une raison de droit.

Pour répondre à ces deux préoccupations, votre commission a décidé, sur la proposition de son rapporteur :

- d'adopter un amendement COM-23 qui définit les missions des opérateurs de stockages souterrains de gaz naturel en cas de modification de la nature du gaz acheminé ; pour être recevable au titre de l'article 40 selon la jurisprudence établie par notre commission des finances, cet amendement ne peut prévoir que les coûts correspondants seront couverts par les tarifs d'utilisation des réseaux, alors qu'une telle prise en charge est justifiée, au même titre que pour les coûts de réseaux, par le caractère contraint des opérations et par la nécessité d'assurer la continuité d'approvisionnement en gaz des zones concernées ; votre rapporteur interrogera donc le Gouvernement en séance sur ce point ;

- de déposer, en vue de l'examen en séance publique et à défaut de pouvoir introduire dans le texte le principe d'une aide pécuniaire pour le même motif de recevabilité financière, un amendement d'appel qui permettra de connaître les intentions du Gouvernement en matière d'accompagnement des consommateurs précaires contraints de remplacer ou des appareils inadaptables.

Votre commission a aussi adopté un amendement COM-24 rédactionnel et un amendement COM-25 pour préciser le champ des contrôles réglementaires des appareils et équipements à gaz auxquels le consommateur ne peut s'opposer sous peine de risquer l'interruption de sa fourniture de gaz.

Votre commission a adopté cet article ainsi modifié.

Article 4 bis (article L. 314-28 du code de l'énergie) - Possibilité, pour les collectivités territoriales et leurs groupements, de participer au capital ou au financement des projets de production d'énergie renouvelable situés à proximité de leur territoire

Objet : cet article, introduit à l'Assemblée nationale, prévoit que le financement participatif des projets de production d'énergie renouvelable peut être ouvert aux collectivités territoriales et à leurs groupements, y compris lorsque le projet est situé à proximité de leur territoire.

I. Le droit en vigueur

L'article L. 314-28 du code l'énergie relatif au financement participatif des projets de production d'énergie renouvelable prévoit notamment que les sociétés de projet peuvent faire participer au capital ou au financement du projet les collectivités territoriales et leurs groupements « sur le territoire desquels il se situe ».

L'article L. 2253-1 du code général des collectivités territoriales dispose quant à lui que les communes et leurs groupements peuvent entrer au capital d'une société de production d'énergie renouvelable dont les installations sont « situées sur leur territoire ou sur des territoires situés à proximité et participant à l'approvisionnement énergétique de leur territoire ».

II. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

En séance, l'Assemblée nationale a adopté, sur la proposition de plusieurs députés du groupe socialiste, écologiste et républicain, un amendement visant à « mettre en cohérence » ces deux dispositions en prévoyant, dans le code de l'énergie, que le financement participatif pourra être ouvert aux collectivités et à leurs groupements, y compris lorsque le projet est situé à proximité.

III. La position de votre commission

Votre rapporteur est favorable, sur le principe, à la possibilité pour les collectivités et leurs groupements d'investir dans les projets d'énergies renouvelables. Au même titre que celle des riverains, cette participation favorise l'acceptabilité sociale des projets et leur appropriation locale.

Sur sa proposition, votre commission a simplement adopté un amendement COM-27 supprimant la référence inutile au code général des collectivités territoriales dans le code de l'énergie, et un amendement rédactionnel COM-37.

Votre commission a adopté cet article ainsi modifié.

Article 4 ter (articles L. 341-4 et L. 453-7 du code de l'énergie) - Renvoi à un décret pour définir les données mises à disposition des consommateurs dans le cadre du déploiement des compteurs communicants

Objet : cet article, introduit à l'Assemblée nationale, prévoit qu'un décret précisera le contenu et les modalités de mise à disposition aux consommateurs des données issues des compteurs communicants.

I. Le droit en vigueur

Les articles L. 341-4 et L. 453-7 du code de l'énergie tels que modifiés de la loi « Transition énergétique » prévoient que les gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité et de gaz devront, dans le cadre du déploiement des compteurs communicants Linky et Gazpar, mettre à disposition des consommateurs « leurs données de comptage, des systèmes d'alerte liés au niveau de leur consommation, ainsi que des éléments de comparaison issus de moyennes statistiques basées sur les données de consommation locales et nationales ».

II. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

En séance, les députés ont adopté un amendement du Gouvernement prévoyant l'intervention d'un décret pour préciser le contenu des données concernées ainsi que les modalités de leur mise à disposition. Selon la ministre, « un décret est nécessaire [et] permettra (...) l'application de ces mesures ».

III. La position de votre commission

Votre rapporteur ne comprend pas en quoi le Gouvernement, qui dispose d'un pouvoir réglementaire autonome, aurait besoin que la loi l'y autorise pour prendre un décret d'application lorsqu'il estime que les dispositions législatives doivent être précisées. À l'inverse, le Gouvernement reproche assez souvent aux parlementaires d'ajouter des renvois explicites à des mesures réglementaires inutiles pour que la règle ne s'applique pas, a fortiori, à lui.

Votre commission a supprimé cet article.

Article 4 quater (article L. 452-1 du code de l'énergie) - Prise en charge par la collectivité d'une partie des coûts de raccordement des installations de production de gaz renouvelable

Objet : cet article, introduit à l'Assemblée nationale, prévoit la prise en charge, par les tarifs d'utilisation des réseaux de gaz, d'une partie des coûts de raccordement des installations de production de biogaz

I. Le texte adopté à l'Assemblée nationale

Sur proposition de la rapporteure de la commission des affaires économiques, les députés ont étendu au biogaz le principe de la réfaction tarifaire rétabli à l'article 3 du présent projet de loi pour la production d'électricité renouvelable.

Le dispositif adopté, qui complète l'article L. 452-1 du code de l'énergie relatif aux tarifs d'utilisation des réseaux de gaz et aux coûts qu'ils couvrent, ne vaudra que pour les réseaux « qui ne sont pas concédés en application de l'article L. 432-6 et qui ont pour société gestionnaires une société mentionnée à l'article L. 111-61 », c'est-à-dire uniquement dans les zones de plus de 100 000 clients bénéficiant d'un tarif péréqué.

Comme indiqué par la rapporteure, l'impact de la mesure sur les tarifs sera « très négligeable » au vu du faible développement actuel de la filière mais n'en constituera pas moins un effet de levier important pour la réalisation de nouveaux projets, avec pour enjeu d'atteindre les objectifs fixés par la loi « Transition énergétique » et par la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) en la matière, soit 10 % de gaz renouvelable dans la consommation de gaz en 2030, 1,7 TWh d'injection de biométhane dans le réseau de gaz en 2018 et 8 TWh en 2023.

II. La position de votre commission

Votre rapporteur est favorable à l'extension de la réfaction tarifaire au biométhane qui soutiendra le développement d'une filière naissante et dont le modèle économique reste encore à pérenniser.

Comme indiqué à l'article 3, l'asymétrie des règles entre l'électricité et le gaz renouvelable aurait par ailleurs eu pour effet pervers de désinciter les producteurs à injecter leur biogaz dans le réseau, alors qu'il est établi que cette forme de valorisation a un meilleur rendement énergétique que la production d'électricité à partir du même biogaz.

Votre commission a adopté cet article sans modification.

Article 5 (supprimé) (articles L. 141-1 et L. 446-5 du code de l'énergie) - Possibilité de recourir à des appels d'offres pour développer le biométhane injecté dans les réseaux dans l'attente de la publication de la programmation pluriannuelle de l'énergie

Objet : cet article prévoit une mesure transitoire permettant d'organiser des appels d'offres pour développer les capacités de biométhane destiné à être injecté dans les réseaux dans l'attente de la publication de la programmation pluriannuelle de l'énergie.

I. Le droit en vigueur

Conformément à l'habilitation donnée au Gouvernement par la loi « Transition énergétique »82(*), l'ordonnance du 7 avril 201683(*) permet désormais à l'autorité administrative de lancer un appel d'offres « lorsque les capacités de production de biogaz destiné à être injecté dans le réseau de gaz ne répondent pas aux objectifs chiffrés de la programmation pluriannuelle de l'énergie [PPE] ».

Pour ce faire, l'article L. 446-5 du code de l'énergie créé par l'ordonnance prévoit que l'autorité administrative devra se fonder notamment sur les critères suivants :

« 1° Le prix du biogaz injecté ;

« 2° La sécurité et la sûreté des réseaux de gaz naturel, des installations et des équipements associés ;

« 3° Les capacités techniques, économiques et financières du candidat ;

« 4° Le choix des sites, l'occupation des sols et l'utilisation du domaine public ;

« 5° L'efficacité énergétique ;

« 6° La compatibilité avec les principes et les missions de service public, notamment avec les objectifs de programmation pluriannuelle de l'énergie et la protection de l'environnement ;

« 7° Les ressources destinées à la méthanisation disponibles dans chacun des territoires sur lesquels porte l'appel d'offres ;

« 8° Dans une mesure limitée, à titre de critère de sélection, la part du capital détenue par les habitants résidant à proximité du projet d'injection de biogaz ou par les collectivités territoriales ou leurs groupements [concernés] », 

les modalités de l'appel d'offres devant en outre être précisées par un décret en Conseil d'État.

II. Le projet de loi initial

À défaut de publication de la PPE, ces dispositions ne pouvaient cependant trouver à s'appliquer concrètement dès lors que le document de planification antérieur - le plan indicatif pluriannuel des investissements dans le secteur du gaz, qui valait PPE dans l'attente de sa publication84(*) - ne comportait aucun objectif chiffré pour le développement du biométhane injecté pouvant servir de fondement au lancement d'un tel appel d'offres.

Dès lors, le Gouvernement avait souhaité, par cet article, introduire une disposition transitoire par laquelle des objectifs fixés par arrêté ministériel vaudraient PPE jusqu'à la publication de celle-ci. De tels objectifs ont du reste déjà été fixés par l'arrêté du 24 avril 201685(*), à 1,7 TWh en 2018 et 8 TWh en 2023.

III. Les modifications apportées par l'Assemblée nationale

Constatant la caducité de la disposition transitoire proposée par le présent article depuis la publication de la PPE le 27 octobre dernier86(*), l'Assemblée nationale, sur proposition de la rapporteure, en a logiquement décidé la suppression.

III. La position de votre commission

Votre rapporteur s'étonne que le Gouvernement ait envisagé une telle disposition transitoire alors qu'il était très probable, voire certain - sauf à envisager un énième report de la PPE - que cette dernière serait publiée avant l'adoption définitive du présent projet de loi.

Il apparaît, en outre, paradoxal que le décret censé préciser les modalités de l'appel d'offres ne soit, à ce jour, toujours pas paru.

Votre commission a maintenu la suppression de cet article.


* 1 Pour une présentation détaillée des perspectives et des enjeux de l'autoconsommation, voir notamment le rapport sur l'autoconsommation et l'autoproduction de l'électricité renouvelable, ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, décembre 2014, et la seconde partie de l'avis budgétaire n° 4127, tome V (AN-XIVe législature) de Mme Béatrice Santais, députée, au nom de la commission des affaires économiques.

* 2 Mais aussi de bénéficier d'un tarif d'utilisation à quatre index (heures pleines, heures creuses, hiver, été) qui permettra de mieux prendre en compte les effets de l'autoconsommation. À compter du 1er janvier 2017, Linky sera déployé prioritairement chez tous les nouveaux autoconsommateurs.

* 3 Source : Enedis.

* 4 Rapport du ministère précité.

* 5 Sans que cette réduction corresponde nécessairement à une moindre sollicitation du réseau, lorsqu'il ne modifie pas sa puissance souscrite. En outre, si l'autoconsommation permet de réduire les pertes par effet Joule sur le réseau en rapprochant les installations de production des lieux de consommation, cette économie pour le réseau reste marginale.

* 6 Art. 226 quinquies C du code général des impôts et art. L. 2333-2 et L. 3333-2 du code général des collectivités territoriales, jusqu'à 240 GWh par an et par site de site de production.

* 7 Selon cette interprétation, l'exonération ne concernerait que l'autoconsommation totale, c'est-à-dire les cas où le producteur autoconsomme l'intégralité de sa production (cf. article 1er bis A).

* 8 La TVA étant assise sur toutes les composantes de la facture (acheminement, taxes et consommation).

* 9 Tarif d'achat ou complément de rémunération pour la vente de l'électricité non consommée, assortis d'une prime « autoconsommation » et versés à guichet ouvert, ou prime versée à l'issue d'un appel d'offres : ainsi, dans le cadre de l'appel d'offres lancé en 2016, une prime de 40,88 €/MWh a été attribuée à 72 projets représentant un peu plus de 20 MW de puissance installée et une autre tranche de 20 MW sera prochainement attribuée. Dans le cadre du prochain appel d'offres en zone non interconnectée (ZNI), un cumul tarif d'achat pour l'électricité non consommée/prime pour la part non consommée est prévu.

* 10 Art. 119 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, 3° (pour l'ordonnance « autoconsommation »), 1°, 2°, 10° et 12° (pour l'ordonnance « production d'électricité renouvelable »).

* 11 Ordonnance n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l'autoconsommation d'électricité.

* 12 Rapport au Président de la République relatif à l'ordonnance n° 2016-1019 du 27 juillet 2016.

* 13 Tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité.

* 14 Exposé des motifs du projet de loi.

* 15 Rapport au Président de la République précité.

* 16 Ibid.

* 17 Ordonnance n° 2016-1059 du 3 août 2016 relative à la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables.

* 18 Dans sa rédaction antérieure, l'article L. 314-1 disposait que « pour apprécier le respect [des limites de puissance installée], deux machines électrogènes, appartenant à une même catégorie d'installations, exploitées par une même personne ou par les sociétés qu'elle contrôle directement ou indirectement au sens de l'article L. 233-3 du code de commerce, ne peuvent être considérées comme situées sur deux sites distincts si la distance qui les sépare est inférieure à une distance minimale fixée par voie réglementaire ».

* 19 Rapportés à ceux d'une installation performante représentative de la filière.

* 20 Rapport au Président de la République relatif à l'ordonnance n° 2016-1059 du 3 août 2016.

* 21 Enercoop par arrêté du 20 septembre 2016 et Hydronext par arrêté du 31 octobre 2016.

* 22 Rapport au Président de la République précité.

* 23 Décret n° 2016-1129 du 17 août 2016 relatif à la procédure de dialogue concurrentiel pour les installations de production d'électricité.

* 24 Jusqu'alors, le deuxième alinéa de l'article L. 311-10, supprimé par coordination à l'article 9, prévoyait que le cahier des charges était élaboré sur la base des critères de l'autorisation d'exploiter une installation (impact sur l'équilibre offre/demande et sur la sécurité d'approvisionnement ; nature et origine des sources d'énergie primaire ; efficacité énergétique ; capacités techniques, économiques et financières du candidat ; impact sur les objectifs de lutte contre l'aggravation de l'effet de serre).

* 2526 Le mécanisme d'ajustement (ou réserve tertiaire) fonctionne comme un appel d'offres permanent permettant à RTE, en cas de déséquilibre sur le réseau, de disposer d'une réserve d'ajustement à la hausse ou à la baisse activable en temps réel selon des critères techniques et de préséance économique.

* 27 Rapport au Président de la République précité.

* 28 Ibid.

* 29 Les ordonnances, qui devaient être prises dans un délai d'un mois suivant la promulgation de la loi, soit le 17 août 2016 au plus tard, ont été prises les 27 juillet et 3 août 2016.

* 30 Le projet de loi de ratification, qui devait être déposé dans un délai de six mois à compter de la publication de l'ordonnance, soit au plus tard respectivement les 27 janvier et 3 février 2017, a été déposé le 12 octobre 2016 à l'Assemblée nationale.

* 31 C'est du reste sur la base de ces différences d'usage, et de leurs bénéfices attendus pour le réseau, qu'a été instauré, dans la loi « Transition énergétique », l'abattement de TURPE au profit des industries électro-intensives, dont le profil de consommation prévisible et stable ou anticyclique était utile au réseau.

* 32 Précision qui, selon les informations de votre rapporteur, figurait dans la version initiale du projet d'ordonnance.

* 33 Des clients « multi-sites » pourraient se voir accorder le statut d'autoconsommateur alors que leurs pratiques n'entraînent aucun bénéfice pour le réseau, qu'il s'agisse par exemple de clients résidentiels produisant sur le site de leur résidence secondaire et consommant l'excédent sur le site de leur résidence principale, ou de clients non résidentiels exploitant une centrale photovoltaïque dans le sud de la France et consommant sur d'autres sites ailleurs en France.

* 34 Au contraire, les coûts de gestion des contrats d'achat n'étaient, jusqu'à l'adoption de l'article 137 de la loi de finances rectificative pour 2016 applicable à compter du 1er janvier 2017, pas compensés aux acheteurs obligés.

* 35 CRE, délibération du 13 juillet 2016 portant avis sur le projet d'ordonnance relative à l'autoconsommation d'électricité.

* 36 CRE, délibération du 13 juillet 2016 précitée.

* 37 Art. 2 de la directive 2009/28/CE du 23 avril 2009 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE.

* 38 Prévu à l'article R. 121-31 crée par le décret 2016-158 du 18 février 2016 relatif à la compensation des charges de service public de l'énergie.

* 39 Pour le biométhane, seuls 75 % de la valorisation des garanties d'origine sont déduits des charges de service public, les acheteurs obligés en conservant donc les 25 % restants (arrêté du 23 novembre 2011 pris en application du décret n° 2011-1595 du 21 novembre 2011).

* 40 Art. 104 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

* 41 En prévoyant qu'il devait être tenu compte de la valorisation des garanties d'origine, le législateur entendait clairement, d'une part, que ces garanties devaient être émises, d'autre part, qu'elles pouvaient être valorisées.

* 42 Décret n° 2016-682 du 27 mai 2016 relatif à l'obligation d'achat et au complément de rémunération prévus aux articles L. 314-1 et L. 314-18 du code de l'énergie et complétant les dispositions du même code relatives aux appels d'offres et à la compensation des charges de service public de l'électricité.

* 43 Si ces deux arguments peuvent être entendus, on rappellera simplement qu'une telle difficulté opérationnelle était surmontable, en se basant par exemple sur un prix de référence comme en matière de capacité, et que l'incertitude pesant sur le financement des projets devait être relativisée eu égard aux sommes en cause - moins d'un euro par MWh contre plusieurs dizaines d'euros de subventions par MWh -, sans compter que l'objet même du complément de rémunération était d'accroître l'intégration des énergies renouvelables au marché, et donc d'introduire une forme d'incertitude.

* 44 Arrêté du 19 décembre 2012 désignant l'organisme en charge de la délivrance, du transfert et de l'annulation des garanties d'origine de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables ou par cogénération.

* 45 Les garanties d'origine les moins chères correspondraient à la production hydraulique norvégienne.

* 46 Les fournisseurs souhaitant diversifier leur mix, ils sont prêts à payer plus cher des garanties d'origine plus rares.

* 47 Ce chiffre est relativement stable depuis quelques années - 20 TWh émis en 2012, 2013 et 2014 - mais devrait atteindre 35 TWh en 2016 (source : Powernext).

* 48 Un fournisseur au moins (Engie) propose depuis quelques mois une offre verte sans surcoût par rapport à ses offres classiques et alimentée, notamment mais pas exclusivement, par des garanties d'origine issues des actifs de production du groupe et de ses filiales en France.

* 49 Enercoop revendique environ 40 000 clients, dont 25 000 sociétaires.

* 50 Historiquement, par la contribution au service public de l'électricité (CSPE) et, à compter du 1er janvier 2017, par la fraction des taxes intérieures de consommation sur le pétrole et le charbon (TICPE et TICC) alimentant le compte d'affectation spéciale « Transition énergétique ».

* 51 Cette émission d'office intervient après un délai, à fixer par décret, au-delà duquel le producteur n'aura pas demandé l'émission de ses garanties d'origine. Cette précision est nécessaire dès lors que les garanties d'origine peuvent, en droit, être émises jusqu'à un an après la production.

* 52 CRE, délibération du 2 juin 2016 portant avis sur le projet d'ordonnance pris en application de l'article 119 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (articles 6, 17 et 18 du projet d'ordonnance soumis à la CRE).

* 53 Comme souligné dans le rapport n° 4192 (AN-XIVe législature) de Mme Béatrice Santais, députée, au nom de la commission des affaires économiques : « le Conseil d'État a considéré, dans son avis sur le projet d'ordonnance, que le Gouvernement n'était pas habilité à prendre par ordonnance des mesures relatives aux garanties d'origine. Le 1° du I de l'article 119 de la loi transition énergétique habilite, en effet, uniquement le Gouvernement à modifier par ordonnance les dispositions applicables aux installations de production d'électricité à partir de sources renouvelables « en clarifiant les dispositions relatives à l'obligation d'achat mentionnée à la section 1 du chapitre IV du titre Ier du livre III du code de l'énergie ».

* 54 Seuls 75 % du produit de la vente des garanties sont déduits des charges de service public.

* 55 Début octobre 2016, 24 sites injectaient du biométhane dans les réseaux de gaz naturel en France.

* 56 Conseil d'État, avis sur le projet de loi, n° 392061, séance du 6 octobre 2016.

* 57 A contrario, le Conseil d'État se félicite de l'abrogation du mécanisme de subrogation par l'acheteur obligé dont la conformité à la directive n'était pas assurée car il empêchait le producteur d'émettre lui-même ses garanties d'origine. Le nouveau dispositif serait donc moins fragile sur le plan juridique que l'ancien.

* 58 CRE, délibération du 9 décembre 2015 portant avis sur le projet de décret relatif au complément de rémunération mentionné à l'article L. 314-18 du code de l'énergie.

* 59 Art. 19 de la proposition de la Commission 2016/0382 (COD) (non encore disponible en version française) : « Member States shall ensure that no guarantees of origin are issued to a producer that receives financial support from a support scheme for the same production of energy from renewable sources (...) ».

* 60 Art. 19 de la proposition précitée : « Moreover, for electricity that received support, the guarantees of origin should be auctioned to the market and the revenues should be used to reduce public subsidies for renewable energy ».

* 61 D'ores et déjà, des garanties d'origine issues de centrales d'incinération d'ordures ménagères vaudraient, du fait de leur rareté, quelques euros par MWh.

* 62 En ordre de grandeur, sur les 90 TWh d'électricité renouvelable, 27 TWh sont subventionnés, pour 367 000 installations ; sur ce total, les installations de moins de 100 kW sont au nombre de 360 000 mais ne représentent que 2,5 TWh.

* 63 Acheteurs obligés : EDF, les entreprises locales de distribution (ELD) ou les organismes agrées ; payeur obligé (du complément de rémunération) : EDF.

* 64 Arrêté du 19 décembre 2012 désignant l'organisme en charge de la délivrance, du transfert et de l'annulation des garanties d'origine de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables ou par cogénération

* 65 Soit cinq ans après la date d'entrée en vigueur de l'arrêté du 19 décembre 2012, publié au Journal officiel le 15 janvier 2013.

* 66 Art. 4, II, de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité.

* 67 Art. 61 de la loi n° 2003-590 du 2 juillet 2003 urbanisme et habitat.

* 68 Arrêté du 17 juillet 2008 fixant les taux de réfaction mentionnés dans l'arrêté du 28 août 2007 fixant les principes de calcul de la contribution mentionnée aux articles 4 et 18 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité.

* 69 Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité.

* 70 Qui précise que « Le raccordement d'un utilisateur aux réseaux publics comprend la création d'ouvrages d'extension, d'ouvrages de branchement en basse tension et, le cas échéant, le renforcement des réseaux existants ».

* 71 Ce dernier prévoyait déjà un délai maximal de deux mois en l'absence de travaux d'extension et de renforcement du réseau pour les installations d'une puissance installée inférieure ou égale à 3 kVA.

* 72 Décret n° 2016-399 du 1er avril 2016 relatif au délai de raccordement des installations de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable.

* 73 Décret n° 2016-1316 du 5 octobre 2016 fixant le barème des indemnités dues en cas de dépassement du délai de raccordement d'une installation de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable d'une puissance installée supérieure à trois kilovoltampères.

* 74 Conseil d'État, avis sur le projet de loi précité.

* 75 Soit 50 % des 162 millions d'euros payés, en moyenne par an sur la période considérée, par les producteurs à Enedis pour le raccordement de leurs installations, rapportés aux 13 milliards couverts par le TURPE.

* 76 Soit 50 % des 219 millions d'euros attendus en moyenne par an sur la période, rapportés aux 13,5 milliards du TURPE 5.

* 77 CRE, délibération sur le projet d'ordonnance précitée.

* 78 Qu'il n'aurait du reste pas pu lui-même porter compte tenu des divergences de jurisprudence entre les deux assemblées en matière de recevabilité financière.

* 79 Art. L. 431-6-1 et L. 432-13 créés par l'article 164 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 précitée.

* 80 Décret n° 2016-348 du 23 mars 2016 relatif au projet de conversion du réseau de gaz naturel à bas pouvoir calorifique dans les départements du Nord, du Pas-de-Calais, de la Somme, de l'Oise et de l'Aisne.

* 81 Allemagne et Belgique, également pour une partie de leur réseau.

* 82 11° de l'article 119 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 précitée.

* 83 Ordonnance n° 2016-411 du 7 avril 2016 portant diverses mesures d'adaptation dans le secteur gazier.

* 84 Conformément à l'article 176 de la loi « Transition énergétique ».

* 85 Art. 3 de l'arrêté du 24 avril 2016 relatif aux objectifs de développement des énergies renouvelables.

* 86 Décret n° 2016-1442 du 27 octobre 2016 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie.