B. MODALITÉS DE TRANSPOSITION EN DROIT NATIONAL
1. L'article 39 répond à l'obligation de transposer les articles 15 quater, 15 sexies et 16 bis de la directive 2018/2001 telle que modifiée.
L'article 15 quater de la directive 2018/2001 modifiée dispose que les États membres doivent veiller à ce que les autorités compétentes adoptent les plans identifiant les zones d'accélération des énergies renouvelables avant le 21 février 2026. Ces plans sont soumis à évaluation environnementale. Les projets d'énergie renouvelable situés dans ces zones, pour autant qu'ils respectent les mesures d'atténuation prévues dans le plan, peuvent bénéficier d'une exemption d'évaluation environnementale projet et de délais d'autorisation raccourcis (article 16 bis). La directive prévoit également que les États membres peuvent adopter des plans identifiant des zones dans lesquelles les projets d'ouvrage de réseau électrique nécessaires à l'intégration au système électrique des énergies renouvelables ne devraient pas avoir d'incidence sur l'environnement. Ces plans sont soumis à évaluation environnementale. Les projets se développant dans ces zones peuvent être exemptés d'évaluation environnementale (art 15 sexies).
L'article 39 du projet de loi vise à définir les zones d'accélération renforcée pour ces deux types de projets. Il propose que ces zones soient identifiées au sein de documents de planification soumis à évaluation environnementale déjà existants :
les plans climat air énergie territoriaux (PCAET), et les documents stratégiques de façade (DSF) pour les zones relatives aux projets d'énergie renouvelable ;
le schéma décennal du développement du réseau de transport d'électricité ou les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables pour les infrastructures de réseau électrique.
Les dispositions de cet article permettent ainsi de transposer les articles de la directive en s'intégrant au maximum dans le cadre législatif déjà existant en droit français, notamment en ne créant pas de nouveaux plans.
Par ailleurs, l'article 15 de la loi APER88(*) avait définit des zones d'accélération (donc non renforcées) pour la production d'énergie renouvelable correspondant à des zones jugées préférentielles et prioritaires par les communes pour le développement des énergies renouvelables.
Le Conseil d'État, dans son avis sur le projet de loi, rappelle l'importance qu'il y aura à articuler les zones d'accélération, les documents d'urbanismes (SCOT et PLU) et les PAECT réservés aux établissements publics de coopération intercommunale à fiscalité propre de plus de 20 000 habitants.
Enfin, le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) a émis un avis défavorable à cet article du projet de loi « en raison de l'absence de consultation préalable avec les associations nationales représentant les élus locaux et plus particulièrement l'Association des maires de France et des présidents d'intercommunalité (AMF). Les représentants élus du CNEN expriment également des interrogations à propos de la définition donnée aux « zones renforcées d'accélération des énergies renouvelables » et formulent une vive inquiétude vis-à-vis de la dérogation accordée aux porteurs de projet leur permettant de ne pas réaliser une étude environnementale au motif que le plan PCAET aurait préalablement fait l'objet d'une évaluation environnementale, d'une nature très différente ».
2. L'article 40 répond à l'obligation de transposer l'article 20 bis de la directive 2018/2001 telle que modifiée.
Alors que le droit existant (comme suite à la transposition de RED II) prévoit déjà des obligations de mise à disposition de donnée, les paragraphes 1 et 2 de l'article 20 bis précisent la granularité, la fréquence et l'interopérabilité des données que le gestionnaire de réseau de transport voire les gestionnaires de réseau de distribution doivent transmettre sur la part de l'électricité renouvelable et le taux d'émission de gaz à effet de serre. Cette transmission doit favoriser la flexibilité, la transparence et la participation des acteurs de marché.
Les autorités françaises étaient favorables aux évolutions proposées par la Commission européenne et adoptées in fine par le Conseil de l'Union européenne et le Parlement européen à l'article 20 bis, qui n'a pas suscité de nombreux débats lors des négociations.
L'article 40 propose une transposition a minima de l'article 20 bis de la directive.
3. L'article 41 répond à l'obligation de transposition des articles 3 paragraphe 3, 29 et 30 de la directive 2018/2001 telle que modifiée
La directive RED III introduit une révision substantielle des dispositions s'appliquant à la biomasse.
Ces modifications portent notamment sur l'extension à la biomasse forestière des critères de durabilité relatifs à la production de la biomasse, sur le renforcement des exigences en matière de réduction des gaz à effet de serre et sur l'introduction du principe d'utilisation en cascade de la biomasse.
a) Concernant la définition des critères de durabilité pour la biomasse forestière
Les critères environnementaux portant sur la production de la biomasse sont considérablement renforcés pour la biomasse forestière.
Le principe des « zones interdites », qui dans la RED II ne concernait que la biomasse agricole, est étendu à la biomasse forestière. La biomasse forestière ne doit donc plus provenir de zones présentant un intérêt écologique ou de stockage de carbone important, sauf à produire des preuves jugeant du respect de ces limitations pour certaines de ces zones. À noter que la liste des zones a été étendue par rapport à la directive RED II, avec l'ajout des landes.
La directive RED III ajoute des nouveaux critères de durabilité, qui viennent remplacer en le précisant nettement le critère qui imposait, de façon assez générale, que la réalisation de l'exploitation se fasse en respectant la préservation de la qualité des sols et de la biodiversité en réduisant au minimum les incidences négatives.
Elle stipule que la réalisation de la récolte doit, conformément aux principes de gestion durable des forêts, se faire :
· d'une manière qui permette d'éviter la récolte des souches et des racines ;
· d'une manière qui permette d'éviter la dégradation des forêts primaires et des forêts subnaturelles telles qu'elles sont définies dans le pays où elles se situent, ou leur conversion en forêts de plantation ;
· d'une manière qui permette d'éviter la récolte sur les sols vulnérables ;
· conformément aux seuils maximaux pour les coupes rases de grande ampleur, tels qu'ils sont définis dans le pays où la forêt se situe ;
· conformément aux seuils de rétention appropriés au niveau local et d'un point de vue écologique pour le prélèvement de bois mort ;
· conformément à l'obligation d'utiliser des systèmes d'exploitation forestière qui réduisent au minimum les incidences négatives sur la qualité des sols, y compris le tassement des sols, ainsi que sur les caractéristiques de la biodiversité et les habitats.
La vérification du respect de ces critères s'organise autour d'un système d'audits indépendants, menés auprès des entreprises (fournisseurs, producteurs de bioénergies ou tout autre opérateur) de la chaîne de valeur, menant à une installation de production d'énergie à partir de biomasse. En France, pour la biomasse solide et le biogaz, ce sont des systèmes volontaires (organismes privés) qui assurent ce contrôle.
La directive fonde l'étendue de ce contrôle sur un système d'analyse de risque :
· soit le pays a mis en place un cadre national exigeant lui permettant d'être considéré comme à « risque faible » et les audits auxquels se soumettent les opérateurs sont simplifiés ;
· soit le pays est considéré comme à « risque fort », et dans ce cas, les auditeurs exercent des contrôles remontant jusqu'aux exploitants forestiers.
La directive laisse le choix aux États membres de privilégier l'une ou l'autre des catégories.
L'article 41 propose de fixer un cadre national exigeant. Il révise le cadre existant de façon à transposer les critères de durabilité fixés par la directive de façon à pouvoir être considéré comme à « risque faible » par les systèmes volontaires.
b) Concernant le renforcement des exigences en matière de réduction des gaz à effet de serre
Tout d'abord, la directive abaisse le seuil de puissance thermique nominale à partir duquel des installations utilisant des combustibles solides issus de la biomasse sont concernées par les exigences de la directive. Ce dernier passe de 20 MW à 7,5 MW. Les seuils pour la biomasse gazeuse et pour les biocarburants et bioliquides restent les mêmes.
Ensuite, les exigences de réduction de gaz à effet de serre sont renforcées. En effet, l'article 29 de la directive RED III généralise, selon un calendrier progressif s'étalant jusqu'en 2030 (voire au-delà pour les installations de production de bioénergies de petite taille), le critère introduit par la directive RED II de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) à toutes les installations situées au-dessus du seuil de puissance de la directive, quelle que soit leur date de mise en service. Auparavant, les installations entrées en service avant le 1er janvier 2021 n'étaient pas concernées.
Cette généralisation concerne les installations de production d'énergie à partir de biomasse solide (biomasse forestière, déchets) ou de biomasse gazeuse (méthaniseurs en cogénération) et les installations de production de biométhane injecté dans le réseau.
Le paragraphe 15 de l'article 29 de la directive modifiée laisse toutefois la possibilité à certaines installations de déroger aux nouveaux critères de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre de la directive RED III, tant que celles-ci vérifient certaines conditions relatives à l'aide publique qui leur a été octroyée.
La décision de mettre en oeuvre ou non cette dérogation est laissée à la discrétion de chaque État Membre. En cas d'application de la dérogation, les installations concernées continuent d'être soumises au critère de la directive RED II, avant sa modification, et au plus tard jusqu'au 31 décembre 2030.
L'article 41 prévoit un renvoi réglementaire pour permettre la mise en place de ces dérogations (clauses du grand-père).
Il est important de noter que dans le cadre du système européen d'échange de quotas d'émission (SEQE, ou ETS dans son acronyme anglais) fixé dans le cadre de la directive 2003/87/CE89(*), les installations produisant de l'énergie à partir de biomasse doivent également justifier du respect des critères de durabilité de la directive RED, afin de pouvoir comptabiliser l'énergie produite à partir de biomasse comme ayant un facteur d'émission égal à zéro. Ceci conduit à ce que toute modification de la directive RED entraîne une modification pour toutes les installations assujetties à l'ETS, avec des enjeux financiers importants pour ces entreprises, qui doivent payer des quotas ETS en cas de non-respect des critères de la RED.
c) Concernant l'introduction du principe d'utilisation de la biomasse en cascade
L'article 3.3 de la directive modifiée vise à privilégier une utilisation hiérarchisée et efficiente de la biomasse. Celui-ci impose aux États-membres de prendre des mesures permettant de donner la priorité aux usages matière de la biomasse sur ses usages énergétiques lorsque cela est possible, afin de maximiser la quantité de biomasse disponible dans le système. Cela signifie que l'usage énergétique de la biomasse (électricité, chaleur) ne doit intervenir qu'après que les usages prioritaires au sens de ce principe ont été épuisés (notamment usage matière). Ce principe vise notamment la biomasse ligneuse et se concentre principalement sur la biomasse soutenue par des régimes d'aide, définis par la directive comme tout instrument appliqué par un État membre afin de promouvoir l'utilisation d'énergies renouvelables.
La directive laisse une marge de manoeuvre importante aux États membres pour adapter ce principe aux spécificités de leur cadre législatif et réglementaire. Le contrôle de ce principe pouvait ainsi, soit se limiter aux installations aidées, soit être étendu à toutes les installations de production d'énergie. Cette dernière option permettrait d'éviter une déstabilisation du marché de la biomasse en faveur des usages énergétiques. Certains exploitants pourraient, en effet, préférer renoncer aux aides pour ne pas être soumis au principe.
L'article 41 prévoit une application mixte du principe de cascade :
· une application de ce principe par le préfet de Région pour les projets candidats à un soutien public sur son territoire,
· une application à toutes les installations relevant de la réglementation sur les installations classées (ICPE), qu'elles soient aidées ou non aidées. Le principe devra ainsi être pris en compte dans l'étude d'impact réalisée par les porteurs de projet dans le cadre de la procédure environnementale. Dans ce cadre, seules les installations dont la puissance thermique nominale est supérieure à 50 MW seront soumises à ce principe.
d) Dispositions spécifiques pour certains territoires d'outre-mer
L'article 41 du projet de loi prévoit enfin de maintenir la possibilité de renouveler ou de mettre en place une aide publique ou un avantage fiscal en faveur de la production d'électricité, à partir de la biomasse forestière dans les installations exclusivement électriques, sur le territoire de la Guadeloupe, de la Guyane, de la Martinique, de Mayotte, de La Réunion, de Saint-Pierre-et-Miquelon et des îles Wallis-et-Futuna. Cela permettra de ne pas compromettre l'accès à une énergie sûre et sécurisée dans ces territoires.
L'étude d'impact du projet de loi précise, toutefois, que la prise de ces critères dérogatoires ne concerne que le cadre juridique de la directive RED, telle que transposée dans le code de l'énergie. Les installations concernées par le système européen d'échange de quota d'émissions (SEQE - ETS dans son acronyme anglais) doivent donc toujours respecter les critères de droit commun fixés par cette directive, sous peine de payer des quotas. Cela représente un volume théorique d'environ 200 millions d'euros pour toutes les installations de production d'énergie à partir de biomasse concernées et situées sur ces territoires.
Au vu des fortes contraintes qui pèsent sur ces installations par rapport à leurs homologues situées en Europe continentale liées, tant aux fortes températures et à une diversité de biomasse utilisées qui limitent leur rendement, qu'aux spécificités des réseaux électriques des zones non-interconnectées, des discussions sont en cours entre la France et la Commission européenne afin de proposer des adaptations spécifiques du critère de réduction des émissions de gaz à effet de serre de la directive RED, afin de l'aligner avec les spécificités de ces territoires. La commission des affaires européennes soutient totalement cette démarche et encourage le Gouvernement a trouver les adaptations nécessaires.
4. L'article 42 répond à l'obligation de transposition des articles 25, 26, 27, 29 bis et 31 bis de la directive 2018/2001 telle que modifiée.
Cet article vise une mise en conformité du droit national avec la directive (UE) 2023/2413 et son articulation avec le règlement (UE) FuelEU Maritime90(*). Elle vise donc la création d'un mécanisme qui soutient :
· l'atteinte d'une réduction d'intensité carbone91(*) de l'ensemble du secteur des transports en 2030, par rapport au combustible de référence défini par la directive RED III, en parallèle de l'électrification du parc privé de véhicules et l'électrification du ferroviaire ;
· la mise en place d'une trajectoire, lissant cette décarbonation ;
· la consommation d'énergie renouvelable dans le secteur des transports ;
· la juste contribution de chaque vecteur énergétique à ces objectifs ;
· l'atteinte d'un objectif partagé de 5,5 % entre biocarburants avancés, biogaz avancés et de carburants renouvelables d'origine non biologique (dont la part représente au moins 1 %) ;
· l'atteinte d'une part de carburants renouvelables d'origine non biologique d'au moins 1,2 % pour le secteur du transport maritime ;
· la mise en place d'un marché d'échange de certificats, qui permettra notamment aux opérateurs de bornes de recharge électrique ou pour véhicules à hydrogène de financer une partie de leurs coûts opérationnels ;
· la mise en place d'un cadre de sanctions dissuasives.
Le Gouvernement indique que la poursuite de ces objectifs n'aurait pas pu être atteint par une simple réforme de la TIRUERT92(*). Elle n'aurait pas conduit à la prise en compte des réductions carbone sur l'ensemble du cycle de vie des carburants alternatifs (culture, production, transport, etc.), à l'inverse de l'objectif de réduction d'intensité carbone de la directive.
L'article 42 propose ainsi de remplacer la TIRUERT par un dispositif non fiscal, l'incitation à la réduction de l'intensité carbone des carburants (IRICC) fixant trois types d'objectifs reposant sur les metteurs à consommation, jusqu'en 2035 :
Un objectif annuel de réduction d'intensité carbone de l'ensemble des carburants distribués, inscrit dans la loi. Il est à noter que cet objectif est inférieur à 14,5 % (objectif de la directive), ce chiffre étant atteint en comptabilisant, par ailleurs, la réduction d'intensité carbone permise par l'électrification du parc privé de véhicules et l'électrification ferroviaire, dont les trajectoires sont définies par la Stratégie nationale bas carbone.
Des objectifs d'utilisation d'énergie renouvelable séparés par filière de carburant, garantissant leur contribution respective et limitant partiellement la concurrence entre filières, déterminés par voie réglementaire ;
Des objectifs garantissant un usage minimal de biocarburants avancés et d'hydrogène renouvelable et bas-carbone déterminés par voie réglementaire.
L'atteinte de l'objectif de réduction d'intensité carbone devrait être justifiée par les obligés (metteurs à la consommation ou redevables de l'accise sur les carburants, y compris ceux destinés aux besoins de la navigation internationale) au moyen de certificats de réduction de l'intensité carbone du carburant durable consommé. Ces certificats devraient être établis sur le fondement d'une comptabilité relative aux flux physiques et comptables de carburants alternatifs et d'électricité. L'ensemble du suivi des certificats serait dématérialisé, via un registre en ligne, CarbuRe, qui permettrait de définir au 31 mars de d'année suivante l'atteinte ou non des objectifs.
Du 1er janvier 2026 au 1er juillet 2026, il est prévu une période d'adaptation, pour éviter les contraintes opérationnelles lors du passage du système papier à celui numérique consistant à réaliser les déclarations de la TIRUERT selon les nouvelles dispositions du dispositif.
Le texte proposé par l'article 42 du projet de loi prévoit une trajectoire de réduction de l'intensité carbone jusqu'à 2035, alors que la révision de la directive européenne ne prévoit l'objectif qu'à horizon 2030, ce qui constitue une surtransposition de la directive.
Le Gouvernement justifie cette extension du dispositif par une volonté de donner la visibilité nécessaire aux acteurs économiques pour déclencher les investissements permettant la mise en place des nouveaux moyens de productions de carburants alternatifs, notamment pour l'hydrogène et les biocarburants avancés. Une trajectoire portant sur 2027-2030 ne permettrait pas de déclencher ces investissements.
Par ailleurs, le gouvernement constate un fort risque de fraude à la durabilité des carburants alternatifs, ce risque étant déjà avéré. Ce risque s'aggravera avec la croissance des objectifs qui vont accroître la taille du marché des carburants alternatifs. La directive ne permettant pas de lutter efficacement contre ces risques, le projet de texte propose des leviers complémentaires de lutte contre cette fraude. Cela constitue également une surtransposition de la directive.
S'agissant de l'hydrogène bas-carbone, le gouvernement a choisi d'introduire une flexibilité pour les acteurs économiques pour prendre en compte le faible niveau d'émission du mix électrique national et permettre le développement de projets de production d'hydrogène bas-carbone à partir d'électricité issue du réseau électrique en soutien à la filière de l'électrolyse.
La prise en compte de cet hydrogène bas-carbone est un élément qui demande une vigilance particulière, au regard notamment de la conformité du dispositif avec la directive car seul l'hydrogène renouvelable est pris en compte pour l'atteinte de ses objectifs.
Toutefois, ne pas encourager l'hydrogène bas-carbone pénaliserait la filière française et européenne de l'électrolyse. L'articulation de l'objectif de ce soutien et le respect des exigences de la directive suggèrent une grande attention à la modification de ces objectifs dans le dispositif, dans la mesure où l'hydrogène bas-carbone peut être amené à se substituer à des énergies renouvelables éligibles à l'atteinte des objectifs européens et, par conséquent, conduire à ne pas pouvoir garantir l'atteinte les objectifs européens.
Par ailleurs, l'adoption de cet article permettra également de mettre la France en conformité vis-à-vis d'un contentieux porté au sein de l'Organisation mondiale du commerce (OMC) par l'Indonésie et la Malaisie sur l'interdiction, depuis 2020, de l'utilisation d'huile de palme pour contribuer aux objectifs d'incorporation de biocarburants dans la TIRUERT. L'article 42 intègre certains biocarburants issus d'huile de palme à faible risque de changement d'affectation des sols indirects dans le nouveau dispositif de réduction de l'intensité carbone des transports terrestres et maritimes remplaçant la TIRUERT, sous réserve de conditions strictes de traçabilité visant à assurer le strict respect des conditions de durabilité tel que définis par la directive.
Enfin, la commission des affaires européennes appelle à la vigilance sur la soutenabilité environnementale et sociale de ce dispositif.
* 88 Loi n? 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l'accélération de la production d'énergies renouvelables.
* 89 Directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 octobre 2003 établissant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre dans la Communauté et modifiant la directive 96/61/CE du Conseil.
* 90 Règlement (UE) n° 2023/1805 du 13/09/23 relatif à l'utilisation de carburants renouvelables et bas carbone dans le transport maritime et modifiant la directive n° 2009/16. Il fixe une trajectoire de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) des navires (jauge supérieure à 5 000 unités) entre 2025 et 2050, avec des flexibilités pour pouvoir les atteindre. Toutefois, ce règlement ne cible pas les navires dont la jauge est inférieure à 5 000 unités qui soutent en France, et qui sont majoritaires.
* 91 L'intensité carbone s'entend de la quantité de gaz à effet de serre émis par un carburant liquide ou gazeux sur l'ensemble de son cycle de vie. Son calcul est défini par un arrêté du ministre chargé de l'énergie et du ministre chargé des douanes
* 92 Taxe Incitative relative à l'utilisation de l'énergie renouvelable dans les transports (article 266 quindecies du code des douanes) dont l'objectif principal n'est pas le paiement de la taxe mais qui vise à améliorer l'incorporation d'énergie renouvelable dans les transports. La TIRUERT est la dénomination, applicable depuis le 1er janvier 2022, de l'ancienne taxe incitative relative à l'incorporation de biocarburants (TIRIB) qui remplaçait elle-même la « TGAP carburants » depuis le 1er janvier 2019.