EXAMEN DES ARTICLES
Article 1er
Abrogation des interdictions de
recherche, d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures dans les
territoires ultramarins
Cet article vise à lever l'interdiction de recherche, d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures dans les territoires français d'outre-mer, issue de la loi n° 2017-1839 du 30 décembre 2017 mettant fin à la recherche ainsi qu'à l'exploitation des hydrocarbures et portant diverses dispositions relatives à l'énergie et à l'environnement (dite « loi Hulot »).
Pour mémoire, lors de l'examen du projet de loi Hulot en première lecture au Sénat, une dérogation au bénéfice des outre-mer avait été introduite, avant d'être supprimée par l'Assemblée nationale à l'occasion de la nouvelle lecture.
La commission considère que le contexte social dans les outre-mer d'une part, et géopolitique d'autre part, plaide en faveur de la levée de cette interdiction. Une telle décision permettrait, en cas de découverte de gisements d'hydrocarbures liquides ou gazeux exploitables, de contribuer à la souveraineté énergétique de la France et de générer des recettes qui participeraient utilement au développement des territoires ultramarins concernés, au premier rang desquels la Guyane.
La commission a adopté un amendement déposé par l'auteur de la proposition, visant à étendre le dispositif à Saint-Pierre-et-Miquelon, territoire auquel s'applique le code minier.
La commission a adopté l'article ainsi modifié.
I. La situation actuelle - Une interdiction introduite par la loi Hulot du 30 décembre 2017
A. La loi Hulot : une initiative davantage diplomatique qu'écologique
1) L'application des dispositions de la loi aux collectivités d'outre-mer
L'interdiction des activités de recherche et d'exploitation d'hydrocarbures s'applique aux collectivités ultramarines suivant les droits reconnus et les compétences dévolues par les régimes qui leur sont applicables. Les dispositions de la loi Hulot s'appliquent ainsi :
- de plein droit aux départements et régions d'outre-mer régis par l'article 73 de la Constitution, à savoir la Guadeloupe, la Guyane, la Martinique, Mayotte et La Réunion ;
- de manière diverse dans les collectivités d'outre-mer régies par l'article 74 de la Constitution, selon les compétences qui leur ont été transférées :
o à Saint-Pierre-et-Miquelon, sur terre et en mer à défaut de concession à la collectivité par l'État, selon la faculté prévue par l'article L.O. 6414-3 du code général des collectivités territoriales, de « l'exercice des compétences en matière d'exploration et d'exploitation des ressources naturelles, biologiques et non biologiques, du fond de la mer, de son sous-sol et des eaux surjacentes »,
o uniquement sur terre à Saint-Barthélemy et à Saint-Martin, ces deux collectivités étant compétentes pour réglementer le droit d'exploration et d'exploitation des ressources naturelles de leurs eaux intérieures, en vertu respectivement des articles L.O. 6214-6 et L.O. 6314-6 du même code ;
- aux Terres australes et antarctiques françaises (TAAF)2(*) où, outre le droit national, s'appliquent également des traités internationaux, notamment pour la protection de l'Antarctique ;
- à Wallis-et-Futuna3(*), où le droit minier national s'applique ;
- ni sur terre ni en mer en Polynésie française, où le droit minier est régi par les « lois du pays » adoptées par l'assemblée de la collectivité4(*), et en Nouvelle-Calédonie, où la réglementation relative aux hydrocarbures, au nickel, au chrome, au cobalt et aux éléments des terres rares est là aussi fixée par les « lois du pays » adoptées par le congrès et où « les provinces réglementent et exercent les droits d'exploration, d'exploitation, de gestion et de conservation des ressources naturelles biologiques et non biologiques des eaux intérieures, dont celles des rades et lagons, de leur sol et de leur sous-sol, et du sol, du sous-sol et des eaux surjacentes de la mer territoriale »5(*).
2) Une loi inédite qui n'a pas eu l'effet d'entraînement escompté
La France fut le premier pays au monde à inscrire dans la loi l'interdiction de délivrer de nouveaux permis de recherche d'hydrocarbures et la limitation dans le temps du renouvellement des concessions d'exploitation existantes, qui ne sera plus autorisé après 2040.
À travers ces dispositions, le Gouvernement poursuivait deux objectifs : d'une part, manifester la volonté de la France d'être à l'avant-garde de la lutte contre le dérèglement climatique, et d'autre part, inciter les autres pays signataires de l'Accord de Paris à intensifier leurs efforts de lutte contre le réchauffement climatique.
Or, les pays ayant choisi de suivre l'exemple français sont peu nombreux. Il s'agit notamment :
- du Belize qui a adopté un moratoire permanent en décembre 2017 sur toute activité d'exploration et de forage pétroliers en mer. Sa réflexion était néanmoins antérieure à l'initiative prise par la France ;
- de la Nouvelle-Zélande qui a interdit les nouvelles explorations pétrolières et gazières offshore6(*) en avril 2018, avant que le parlement néo-zélandais ne revienne sur cette interdiction en juillet 2025. Le ministre de l'énergie et des ressources naturelles, Shane Jones, a déclaré que « l'interdiction d'exploration de 2018, qui a été un échec, a exacerbé les pénuries de notre approvisionnement national en gaz, en anéantissant les nouveaux investissements » ;
- du Costa Rica qui a décrété, en février 2019, la prorogation jusqu'en 2050 du moratoire sur l'exploration pétrolière, en vigueur depuis 2002 (donc, là aussi, antérieur à la loi Hulot) ;
- de l'Irlande qui a mis fin aux travaux d'exploration pétrolière dans ses eaux territoriales en 2019, sans toutefois renoncer à la prospection et à l'extraction de gaz ;
- de l'Espagne qui a décidé d'arrêter d'extraire du pétrole et du gaz sur son territoire à compter de juin 2021 ;
- du Groenland qui a interdit l'exploration pétrolière sur son territoire en juillet 2021, arguant notamment de la faible rentabilité économique de cette activité ;
- du Québec qui a adopté une loi interdisant la recherche et la production d'hydrocarbures sur son territoire à compter du 23 août 2022 ;
- du Danemark, premier producteur d'hydrocarbures de l'Union européenne depuis le Brexit, dont le gouvernement et le Parlement ont passé un accord en décembre 2020 prévoyant la fin de l'exploitation des hydrocarbures en mer du Nord d'ici 2050. Néanmoins, les productions danoises de pétrole et de gaz devraient atteindre un pic respectivement en 2026 et en 2028.
Aucun des pays précités n'est un grand producteur d'hydrocarbures. Le Danemark, exportateur net de gaz, a différé l'entrée en vigueur de l'interdiction à l'horizon 2050.
Pis, plusieurs de nos voisins européens ont relancé l'exploration et l'exploitation pétrolières et gazières en mer :
- afin de renforcer sa sécurité énergétique, le Royaume-Uni a assoupli en fin d'année dernière sa position sur l'exploitation pétrolière en mer du Nord ;
- il y a quelques mois, l'Italie a accordé 34 licences d'exploration en mer ;
- la Grèce a délivré sa première licence d'exploration pétrolière et gazière marine depuis plus de 40 ans. Les forages en mer Ionienne commenceront au plus tard en 2027 ;
- la Pologne envisage d'exploiter le gisement de 22 millions de tonnes de pétrole et de 5 milliards de mètres cubes de gaz découvert sous la mer Baltique en juillet 2025 ;
- enfin, la Norvège a décidé de forer 250 puits d'exploration pétrolière et gazière en mer au cours de la prochaine décennie.
3) La France continue d'autoriser les forages sur son territoire métropolitain
D'après les renseignements recueillis auprès de la direction générale de l'énergie et du climat (DGEC), 62 concessions de mines d'hydrocarbures sont en cours d'exploitation sur le territoire national, et 7 d'entre elles arriveront à échéance après le 1er janvier 2040.
Depuis le 1er janvier 2018, 5 permis d'exploitation (concessions) d'hydrocarbures liquides ont été délivrés, 15 permis exclusifs de recherche d'hydrocarbures liquides ou gazeux ont été prolongés, 2 extensions de concession ont été acceptées et 8 concessions ont été prolongées.
En 2024, la France a extrait quelque 550 000 tonnes de pétrole brut sur son territoire (soit 4 millions de barils) : la production française a été divisée par plus de cinq depuis la fin des années 1980. Aujourd'hui, cette production couvre environ 1 % de notre consommation et provient exclusivement de forages terrestres, principalement situés dans les bassins parisien et aquitain. La production de gaz est quant à elle tout à fait marginale.
B. La France reste dépendante des énergies fossiles importées qui aggravent le déficit de sa balance commerciale
1) Une dépendance aux États-Unis de plus en plus marquée
La quasi-totalité du pétrole et du gaz consommés en France est importée (99 %).
D'après le service des données et études statistiques (SDES), la facture énergétique de la France s'élevait à 57,8 milliards d'euros en 2024, contre 117 milliards d'euros en 2022, un niveau historique qui avait été atteint à la suite des tensions géopolitiques liées à la guerre en Ukraine.
Selon les données publiées par le SDES, en 2024, l'Amérique du Nord est devenue la première région d'origine du pétrole brut importé en France (23 % du total importé), à la suite de la hausse importante des livraisons depuis les États-Unis (+ 33 % en un an), devant l'Afrique subsaharienne7(*) (21 %) et l'Afrique du Nord8(*) (17 %). Quant au gaz naturel, il provenait principalement de Norvège (40 %), des États-Unis (21 %), de Russie (18 %) et d'Algérie (11 %).
2) La neutralité carbone n'implique pas une sortie définitive des énergies fossiles
Même en cas d'atteinte de l'objectif de neutralité carbone fixée pour 2050, les États membres de l'Union européenne (UE) continueront de consommer des énergies fossiles. Dans le scénario « zéro net » de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), les produits pétroliers représenteraient 12 % de la consommation finale d'énergie dans le monde en 2050 (contre 39 % en 2024), soit une consommation de 24 millions de barils par jour (contre 103 millions de barils par jour en 2024).
D'après les prévisions de TotalEnergies, en 2050, le pétrole et le gaz représenteront respectivement 18 % et 22 % de la demande européenne d'énergie primaire.
C. Les explorations conduites dans nos territoires ultramarins ont démontré l'existence d'un système pétrolier en Guyane, sans toutefois identifier de gisement exploitable
1) Une découverte d'hydrocarbures a été faite en 2011
Le 29 mai 2001, un permis exclusif d'exploration (« Guyane maritime ») a été accordé à un consortium international composé de Shell (45 %), Tullow (27,5 %), Total (25 %) et Northpet (2,5 %).
Le 9 septembre 2011, une découverte d'hydrocarbures à environ 150 kilomètres au nord-est de Cayenne a été annoncée, prouvant ainsi l'existence d'un système pétrolier ; la quantité de pétrole était toutefois insuffisante pour passer en concession. Les forages suivants se sont, quant à eux, tous soldés par un échec, si bien que tous les membres du consortium, à l'exception de Total, ont cessé les explorations. En septembre 2017, Total a obtenu la prolongation du permis d'exploration, qu'il a finalement rendu en février 2019 après une nouvelle tentative infructueuse.
Lors de son audition par la commission d'enquête sénatoriale sur les moyens mobilisés et mobilisables par l'État pour assurer la prise en compte et le respect par le groupe TotalEnergies des obligations climatiques et des orientations de la politique étrangère de la France, Patrick Pouyanné, président-directeur général de TotalEnergies, a déclaré : « Vous n'avez pas beaucoup entendu TotalEnergies râler contre la loi Hulot... Il n'y a pas d'hydrocarbures en Guyane : on en a trouvé à l'ouest du Suriname, mais le bassin ne se prolonge pas à l'est ni en Guyane. On a fait un jour une découverte en Guyane, qui a conduit à cinq puits d'appréciation négatifs. Quant à Juan de Nova, mieux vaut laisser les îles Éparses en paix. Je maintiens donc mon propos : il n'y a pas d'hydrocarbures en France. »
Pour l'Ufip Énergies et mobilités, syndicat professionnel des sociétés énergétiques et pétrolières, il n'est pas acquis que l'un de ses 37 adhérents sollicite la délivrance d'un permis pour explorer les eaux guyanaises en cas d'assouplissement de la loi Hulot, en raison du coût élevé d'une campagne dans cette zone - dû à la profondeur - et des risques économiques qu'elle suppose dans un contexte de prix du baril bas.
En effet, le puits à l'origine de la découverte en Guyane a été foré par un peu plus de 2 000 mètres de profondeur d'eau et a atteint une profondeur de plus de 5 700 mètres sous le niveau de la mer. De tels puits nécessitent un investissement très important, estimé entre 1 et 1,5 milliard de dollars pour l'ensemble de la campagne d'exploration précitée (6 puits forés).
2) L'essor que connaissent le Guyana et le Suriname est dû à une géologie spécifique, distincte de celle de la Guyane
Le contexte géologique offshore de la Guyane est celui d'une marge dite « passive », c'est-à-dire d'une zone de transition entre la croûte continentale - sur laquelle se trouvent le Guyana et le Suriname - et la croûte océanique (plaine abyssale).
D'après les éléments recueillis auprès de Beicip-Franlab, filiale d'IFP Énergies nouvelles (IFPEN)9(*), la configuration géologique guyanaise est proche de celle de l'État de l'Amapá (Brésil), limitrophe de la Guyane au Sud-Est, mais différente de celle du Suriname, limitrophe de la Guyane à l'Ouest ; les gisements surinamais sont d'ailleurs exploités à la frontière de la zone économique exclusive (ZEE) du Guyana.
Ainsi, les zones pétrolifères ne sont pas uniformément réparties sur le plateau des Guyanes du fait des différences géologiques.
3) L'intérêt des sociétés pétrolières pour la Guyane semble suspendu aux résultats des campagnes d'exploration menées au nord du Brésil... et en Afrique de l'Ouest
En octobre 2025, l'entreprise publique brésilienne Petrobras a obtenu l'autorisation de forer un puits exploratoire dans le bassin de Foz do Amazonas, au large de l'État de l'Amapá, limitrophe de la Guyane. Les résultats de cette campagne seront éclairants quant au potentiel pétrolier de cette zone. En cas de succès, l'intérêt pour les eaux guyanaises pourrait être relancé.
Par ailleurs, il existe une relation géologique entre le plateau de Démérara, où se situe la Guyane, et celui de Guinée. En effet, ces deux plateaux étaient liés au Jurassique, avant l'ouverture de l'océan Atlantique ; des zones de fracture océanique s'étendent de l'un à l'autre de ces plateaux. La Guyane et la Sierra Leone constituent ainsi un exemple de « marge conjuguée »10(*), le pays d'Afrique de l'Ouest étant le conjugué exact du département français.
Or, la société italienne d'hydrocarbures Eni, qui a découvert des gisements importants en Côte d'Ivoire en septembre 2021 (Baleine) et mars 2024 (Calao), s'est récemment engagée dans une campagne d'exploration au large de la Sierra Leone. Si un gisement exploitable y était découvert, un regain d'intérêt pour la conduite de nouvelles explorations au large de la Guyane ne serait alors pas à exclure.
4) Dans l'océan Indien, les eaux territoriales françaises présentent un potentiel minier moindre, à l'exception de Juan de Nova (TAAF)
Sollicité par le rapporteur, le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) indique que « dans la partie nord du canal du Mozambique, la ZEE des territoires français (Mayotte, Zélée, Geyser, Glorieuses) se situe essentiellement en contexte de plaine abyssale. L'exploration pétrolière y a été limitée. Les dépôts sédimentaires de la plaine abyssale, tout particulièrement au niveau de l'archipel des Comores, ont été affectés significativement par du volcanisme. Bien que de rares exemples de réservoirs pétroliers associés à des roches volcaniques existent, les contextes de plaine abyssale et de volcanisme récent à actif ne sont généralement pas considérés comme favorables à la formation ni à la préservation des hydrocarbures. »
S'agissant des TAAF (Europa, Bassas da India et Juan de Nova), situées dans la partie sud du canal du Mozambique, le BRGM souligne que « l'essentiel de l'exploration en hydrocarbures s'est concentré à Juan de Nova qui a fait l'objet de campagnes d'exploration entre 2001 et 2013. Elles ont été stoppées par suite de la loi Hulot de 2017. Le contexte géologique de marge et de talus continental de Juan de Nova est en effet le plus favorable à la présence potentielle de systèmes pétroliers. Le contexte géologique d'Europa et Bassas da India (plateforme carbonatée sur un socle volcanique) est a priori peu favorable à la présence d'hydrocarbures. »
II. Le dispositif envisagé - Une levée de l'interdiction pour les seuls territoires ultramarins
A. Un contexte local et une nouvelle configuration internationale dont il est difficile de s'extraire
1) Les collectivités d'outre-mer font face à une pauvreté endémique
Selon l'Institut national de la statistique et des études économiques (Insee)11(*), le taux de pauvreté est très élevé dans les départements d'outre-mer : il s'élève à plus de 77 % à Mayotte et à près de 53 % en Guyane.
Le dernier rapport de l'Observatoire des inégalités révèle que les collectivités d'outre-mer concentrent les écarts de richesse les plus marqués de France. Ces territoires sont confrontés à plusieurs difficultés socio-économiques : extrême pauvreté, cherté de la vie, chômage structurel (37 % à Mayotte en 2023), etc.
2) Tirer les conséquences de la guerre en Ukraine et de l'évolution des relations avec les États-Unis
À la suite de l'invasion de l'Ukraine par la Russie en février 2022, les importations de pétrole et de gaz russes ont progressivement diminué. Si la France n'achète plus de pétrole à la Russie depuis 2023, elle continue de lui acheter du gaz (18 % du total importé en 2024) ; ces achats seront toutefois interdits à partir de 2027, conformément à un accord des États membres de l'UE. Cette décision entraînera une moindre diversification des sources d'approvisionnement et une augmentation de la part de chacune des sources existantes pour compenser celle, significative, en provenance de Russie.
En 2024, une part importante du pétrole et du gaz consommés en France était achetée aux États-Unis (respectivement 23 % et 21 %). Alors que les importations de pétrole brut américain ont augmenté d'un tiers entre 2023 et 2024, l'accord conclu en juillet 2025 entre Washington et Bruxelles prévoit que l'Union européenne achètera chaque année, pendant trois ans, pour 250 milliards de dollars d'énergies fossiles américaines.
Cette trajectoire soulève des interrogations compte tenu de l'attitude de plus en plus hostile de Donald Trump vis-à-vis de l'Union. Sa volonté assumée d'annexer le Groenland, territoire autonome danois, est susceptible de bouleverser les relations transatlantiques. Face à l'opposition de leurs dirigeants, plusieurs pays européens - dont la France - sont désormais menacés de nouveaux droits de douane par les États-Unis.
La faible production française d'hydrocarbures, conjuguée à la part des énergies fossiles dans la consommation énergétique finale (environ 60 %), rend notre pays dépendant des pays exportateurs.
B. La question de la levée de l'interdiction pour les collectivités d'outre-mer a fait apparaître des dissensions au sein du précédent gouvernement
Interrogé sur l'exploitation des ressources naturelles de Guyane par Georges Patient, sénateur du département et auteur de la présente proposition de loi, lors de la séance de questions orales du 11 février 2025, Manuel Valls, ministre des outre-mer du gouvernement de François Bayrou, a répondu que « le 13 décembre 2023, la COP28, organisée à Dubaï, s'est conclue par un appel, rejoint par la France, à “s'éloigner des combustibles fossiles”. Nous observons toutefois que les pays voisins de la Guyane - le Guyana, le Suriname et le Brésil - accélèrent pour leur part la prospection afin d'ouvrir de nouvelles exploitations. Je demanderai donc à mes services d'étudier la conventionnalité, c'est-à-dire la compatibilité avec les traités internationaux et le droit communautaire d'éventuelles initiatives législatives d'origine parlementaire. En tout état de cause, j'estime qu'il nous faut ouvrir le débat, y compris sur la loi Hulot, pour toutes les raisons que vous avez évoquées, qu'elles aient trait à l'exploitation, à l'emploi ou au sentiment profond des citoyens de Guyane. J'y suis prêt et je compte sur votre engagement sur cette question, monsieur le sénateur. Si les territoires ultramarins nous font rayonner, il est temps qu'ils rayonnent aussi par eux-mêmes au sein de territoires qui sont en train d'évoluer. »
La ministre de la transition écologique, Agnès Pannier-Runacher, a réagi à ce geste d'ouverture en déclarant que, « dans un contexte où les énergies fossiles sont responsables du dérèglement climatique et les territoires ultramarins les premières victimes de celui-ci, revenir sur la loi Hulot n'aurait pas de sens. Ce d'autant que la France peut se prévaloir d'être un des leaders en matière d'énergies décarbonées, y compris dans les territoires ultramarins. Ce serait d'autant plus incompréhensible que la France est à l'origine de l'Accord de Paris et a porté à la COP28 des avancées en matière de sortie des énergies fossiles. »
Les considérations socio-économiques défendues par le ministre des outre-mer se sont donc heurtées aux considérations environnementales portées par la ministre de la transition écologique.
III. La position de la commission - Abroger l'interdiction pour permettre le développement socio-économique des territoires d'outre-mer concernés et contribuer à la souveraineté énergétique de la France
La commission considère que le contexte social dans les outre-mer d'une part, et géopolitique d'autre part, plaide en faveur de la levée de cette interdiction. Une telle décision permettrait, en cas de découverte de gisements d'hydrocarbures liquides ou gazeux exploitables, de contribuer à la souveraineté énergétique de la France et de générer des recettes qui participeraient utilement au développement des territoires ultramarins concernés, au premier rang desquels la Guyane.
La commission reste néanmoins prudente quant à ces perspectives économiques qui pourraient, légitimement, nourrir des espoirs chez nos compatriotes ultramarins. En effet, les résultats des explorations d'hydrocarbures conduites dans les collectivités d'outre-mer n'ont, à ce jour, pas abouti à la découverte de gisements exploitables. En outre, le contexte économique et le cours du pétrole ne sont pas propices à la relance d'une activité exploratoire en Guyane.
Cependant, il lui apparaît inopportun d'exclure cette possibilité par principe, malgré les engagements environnementaux de la France : une éventuelle exploitation d'hydrocarbures dans nos territoires d'outre-mer ne saurait remettre en cause l'objectif de neutralité carbone fixé à l'échelle européenne.
Aussi la commission a-t-elle adopté cet article, modifié d'un unique amendement COM-1 rect. déposé par l'auteur de la proposition de loi, qui tend à corriger un oubli. En effet, l'ensemble des collectivités ultramarines frappées par l'interdiction d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures issue de la loi Hulot sont visées par le présent article, à l'exception de Saint-Pierre-et-Miquelon où le code minier s'applique. L'amendement précité étend donc la levée de l'interdiction à ce territoire.
La commission a adopté l'article ainsi modifié.
Article 2
Limitation de la production annuelle d'hydrocarbures au
niveau prévisionnel de consommation nationale
Cet article vise à limiter la production annuelle d'hydrocarbures au niveau prévisionnel de consommation nationale, en tenant compte des données des années précédentes.
Tout en soulignant le risque juridique que ferait peser cette disposition qui, par ailleurs, serait contraire à l'effet recherché, le rapporteur n'a pas souhaité déposer d'amendement en commission pour permettre un débat sur ce point en séance publique.
La commission a adopté l'article sans modification.
I. La situation actuelle - En France, le niveau de production d'hydrocarbures n'est soumis à aucun plafond
Le modèle économique d'un contrat de concession repose sur un endettement initial important du concessionnaire destiné à financer des travaux. Dès lors, les bénéfices résultant de la phase d'exploitation doivent permettre, avant l'échéance de la concession, de rémunérer le capital investi.
L'autorité concédante doit veiller à l'équilibre économique du contrat de concession. À cet égard, l'ensemble des flux financiers doivent être évalués le plus précisément possible avant la conclusion du contrat. Pour ce faire, la demande de concession doit préciser les perspectives de production et comporter des projections de chiffre d'affaires. Pour autant, la production n'est ni revue ni fixée annuellement.
II. Le dispositif envisagé - Limiter la production annuelle d'hydrocarbures au niveau prévisionnel de consommation nationale
L'auteur de la proposition de loi propose de limiter la production d'hydrocarbures au niveau prévisionnel de consommation nationale. Le niveau de production serait alors fixé par arrêté conjoint du ministre chargé des mines et du ministre chargé de l'environnement qui, pour ce faire, devront tenir compte de la consommation nationale observée au cours des années précédentes.
L'instauration d'un plafonnement de la production est mue par un souci de se conformer à la stratégie nationale bas-carbone (SNBC), qui vise à diminuer notre consommation d'énergies fossiles afin d'atteindre la neutralité carbone à l'horizon 2050. Dans l'hypothèse où un gisement d'hydrocarbures viendrait à être mis au jour, l'auteur de la proposition de loi souhaite prémunir notre pays de toute nouvelle dépendance au pétrole.
III. La position de la commission - Une telle limitation serait contraire à l'effet recherché et ferait peser un risque juridique
Dans son avis du 6 septembre 2017 sur le projet de loi Hulot, le Conseil d'État a estimé que l'arrêt définitif de la recherche et de l'exploitation des hydrocarbures était compatible avec la Constitution et les engagements européens de la France, sous réserve de permettre au titulaire d'une concession en cours de validité d'en obtenir la prolongation.
Le dispositif proposé semble incertain au regard de la garantie des droits et des situations légalement acquises. En effet, un texte réglementaire interdisant à un opérateur de tirer les bénéfices de sa concession au motif que la production totale de l'ensemble des opérateurs est susceptible de dépasser la consommation nationale annuelle, alors même que le potentiel exploitable du gisement n'aurait pas été épuisé, pourrait méconnaître cette garantie des droits.
En outre, une telle disposition serait difficile à mettre en oeuvre puisqu'elle supposerait de fixer des quotas de production par opérateur. Enfin, elle semble contraire à l'effet recherché en ce qu'elle pourrait dissuader les entreprises potentiellement intéressées par l'obtention d'un permis d'exploration d'entreprendre cette démarche au regard des restrictions imposées aux futurs producteurs.
Cependant, le rapporteur n'a pas souhaité déposer d'amendement en commission pour permettre un débat sur ce point en séance publique. Le dépôt d'un amendement de la commission tendant à la suppression de cet article sera ultérieurement proposé par le rapporteur.
La commission a adopté l'article sans modification.
* 2 Sous réserve de dispositions spécifiques prévues aux articles L. 661-1 à L. 661-3 du code minier.
* 3 « Dans le respect des compétences dévolues à cette collectivité » (art. L. 691-1 du code minier) et à l'exception de certaines dispositions dudit code.
* 4 Dans le domaine minier, les autorités de l'État ne sont compétentes que pour les « matières premières stratégiques telles qu'elles sont définies pour l'ensemble du territoire de la République, à l'exception des hydrocarbures liquides et gazeux » (cf. 4° de l'article 14 de la loi organique n° 2004-192 du 27 février 2004 portant statut d'autonomie de la Polynésie française).
* 5 Cf. loi organique n° 99-209 du 19 mars 1999 relative à la Nouvelle-Calédonie.
* 6 Au large des côtes.
* 7 Nigéria et Angola, essentiellement.
* 8 Algérie et Libye.
* 9 Institut national de recherche et de formation en énergie, mobilité et environnement, qui a succédé à l'Institut français du pétrole (IFP).
* 10 Marges situées de part et d'autre d'un bassin océanique, qui formaient un seul ensemble avant la rupture continentale.
* 11 Données de 2017 (dernières disponibles).