Programmation nationale et simplification normative dans le secteur économique de l'énergie

 A (nouveau) (article L. 100-1 du code de l’énergie) Ajout d’un objectif relatif à l’octroi du monopole de la construction et de l’exploitation des réacteurs électronucléaires à l’État et à EDF

(article L. 100-2 du code de l’énergie) Consécration de nouveaux principes auxquels l’État doit veiller pour atteindre les objectifs de politique énergétique

(article L. 100-2 du code de l’énergie) Garantie d’accès à l’énergie pour les foyers ruraux mal raccordés au réseau

(article L. 100-2 du code de l’énergie) Abrogation de l’objectif de croissance de la composante carbone des taxes intérieures sur la consommation d’énergie

(nouveau) (article L. 100-3 du code de l’énergie) Abrogation des dispositions précisant les différents paramètres dont la fiscalité des énergies doit tenir compte

(articles L. 100-2 et L. 100-4 du code de l’énergie) Définition des objectifs de politique énergétique liés à l’énergie nucléaire et à la décarbonation des mix électrique et énergétique

(articles L. 100-2 et L. 100-4 du code de l’énergie) Définition d’objectifs de politique énergétique liés aux réseaux électriques, à la flexibilité, à l’hydrogène et aux technologies de capture et de stockage du dioxyde de carbone

(article L. 100-4 du code de l’énergie) Définition des objectifs de politique énergétique liés à la production et à la consommation d’énergie décarbonée

(article L. 641-6 du code de l’énergie) Définition d’un objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre dans le secteur des transports

(articles L. 641-6 et L. 661-1-1 du code de l’énergie) Intégration d’objectifs relatifs aux carburants renouvelables d’origine non biologique

(articles L. 100-4 et L. 311-5-3 du code de l’énergie et ordonnance n° 2020-921 du 29 juillet 2020) Renforcement des objectifs de réduction de la consommation d’énergie et interdiction de la production d’électricité à partir de charbon

(article L. 100-4 du code de l’énergie) Création d’objectifs spécifiques et chiffrés applicables à la rénovation des bâtiments

(article L. 100-4 du code de l’énergie) Objectifs de politique énergétique dans les collectivités ultramarines relevant de l’article 73 de la Constitution

Relèvement de 40 à 50 % – hors terres et forêts – de l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) d’ici 2030, figurant parmi les objectifs énergétiques chiffrés mentionnés à l’article L. 100-4 du code de l’énergie

(nouveau) Créer un objectif de réduction de l’empreinte carbone de la France

Chapitre II Adapter la programmation énergétique à l’évolution technologique

(article L. 100-1 A du code de l’énergie) Report de la date d’entrée en vigueur et actualisation des objectifs de la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie

(articles L. 141-1, L. 141-2  et L. 141-4 du code de l’énergie) Fixation, au sein de la programmation pluriannuelle de l’énergie, d’objectifs explicites relatifs à la production nucléaire, à la production d’hydrogène, et au développement des carburants renouvelables et des dispositifs de captage de carbone

(article L. 141-1 du code de l’énergie) Exposé de la stratégie française pour l’énergie et le climat dans la synthèse de la programmation pluriannuelle de l’énergie

titre ii Poursuivre une simplification idoine des normes applicables aux projets d’Énergie et d’hydrogÈne, nuclÉaires comme renouvelables

Chapitre Ier Simplifier les normes applicables aux projets d’énergie nucléaire

(articles 7 et 14 de la loi n° 2023-491 du 22 juin 2023 relative à l’accélération des procédures liées à la construction de nouvelles installations nucléaires à proximité de sites nucléaires existants et au fonctionnement des installations existantes) Renforcement de certaines mesures de la loi d’accélération du nucléaire de 2023

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Chapitre IV Accroître la protection des consommateurs dans la transition énergétique

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

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

titre III dispositions diverses

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

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

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

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

Gage financier

EXAMEN EN COMMISSION

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

2. Réunion du lundi 2 juin 2025 à 21 h 30 : examen des articles (suite)

3. Réunion du mardi 3 juin 2025 à 17 h 30 : examen des articles (suite)

4. Réunion du mardi 3 juin 2025 à 21 h 30 : examen des articles (suite)

5. Réunion du mercredi 4 juin 2025 à 9 h 30 : examen des articles (suite)

6. Réunion du mercredi 4 juin 2025 à 15 h : examen des articles (suite et fin)

Liste des personnes auditionnées

Contributions écrites reçues

Comptes rendus des travaux de la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire, saisie pour avis

1. Réunion du mardi 27 mai à 9 h 30 : examen pour avis des articles

2. Réunion du mercredi 28 mai à 9 h 30 : examen pour avis des articles (suite)

Liste des personnes auditionnées par M. Jean-Marie fiévet, rapporteur pour avis de la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire

   Avant-Propos de la commission des affaires économiques

La présente proposition de loi s’inscrit dans un contexte singulier. Promulguée en 2019, la loi relative à l’énergie et au climat avait prévu qu’avant le 1er juillet 2023, puis tous les cinq ans, le Parlement vote une loi de programmation quinquennale pour déterminer nos grands objectifs de politique énergétique. Le Gouvernement n’a jamais présenté de projet de loi en ce sens, ni dans les délais impartis, ni même après le 1er juillet 2023.

Cette proposition de loi permet donc de pallier ce manque et d’avoir un débat sur l’avenir de notre mix énergétique, afin de répondre aux enjeux de sécurité d’approvisionnement et à l’urgence écologique. De tels enjeux auraient cependant mérité la réalisation d’une étude d’impact approfondie par le Gouvernement, ce que le dépôt d’une proposition de loi ne permet pas.

La nécessité pour le Parlement de se prononcer sur la politique énergétique pour notre pays répond à une triple nécessité.

Premièrement, la nécessité de renforcer notre souveraineté énergétique et de lutter contre le réchauffement climatique. Les conséquences inexorables du réchauffement climatique de même que l’urgence d’agir contre celui-ci ne sont plus à démontrer.

La France a ratifié l’Accord de Paris de 2015, qui a fixé pour objectif de « contenir l’élévation de la température moyenne de la planète nettement en dessous de 2 °C par rapport aux niveaux préindustriels et de poursuivre l’action menée pour limiter l’élévation des températures à 1,5 °C » ([1]).

Au niveau de l’Union européenne, le paquet Fit for 55 ou « Ajustement à l’objectif 55 », comporte un ensemble de dispositions législatives pour réduire les émissions de gaz à effet de serre de 55 % en 2030 par rapport à 1990, puis atteindre la neutralité climatique d’ici à 2050.

Au niveau national, les articles L. 100-1 à L. 100-5 du code de l’énergie fixent les grands objectifs de politique énergétique du pays. Parmi ceux-ci figure l’atteinte de la neutralité carbone à horizon 2050, en divisant les émissions de gaz à effet de serre (GES) par un facteur supérieur à six entre 1990 et 2050 (article L. 100‑4).

Ces engagements ne pourront pas être tenus sans décarboner le mix énergétique de la France, qui dépend encore à plus de 60 % d’énergies fossiles. Cette décarbonation est également nécessaire pour renforcer notre souveraineté énergétique, dans la mesure où les énergies fossiles créent des dépendances majeures à l’égard de pays tiers. Les conséquences de la guerre en Ukraine sur les approvisionnements en gaz naturel en 2022 ont illustré avec force cet enjeu. Pour réussir cette décarbonation, la France doit s’appuyer sur trois piliers : l’accélération de la production d’électricité nucléaire, l’accélération de la production d’énergies renouvelables et enfin la sobriété et l’efficacité énergétiques.

Deuxièmement, comme cela a déjà été mentionné, la nécessité de fixer les grandes orientations de politique énergétique par la voie législative. L’article 2 de la loi « énergie-climat » ([2]) a créé un nouvel article L. 100-1 A dans le code de l’énergie, qui prévoit qu’avant le 1er juillet 2023, puis tous les cinq ans, une loi détermine les objectifs et fixe les priorités d’action de la politique énergétique nationale pour répondre à l’urgence écologique et climatique.

C’est cette loi de programmation sur l’énergie et le climat (LPEC) qui doit servir de guide à l’élaboration des textes réglementaires en matière énergétique, alors que la tentation du Gouvernement a été de procéder à rebours de cette logique. L’article L. 100-1 A du code de l’énergie dispose notamment que la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), la stratégie nationale bas-carbone et le plan national intégré énergie-climat (Pniec) doivent être compatibles avec cette loi de programmation.

Les principaux documents de programmation
en matière énergétique et environnementale

Les objectifs législatifs de politique énergétique et environnementale sont déclinés à travers plusieurs documents.

Définie aux articles L. 141-1 et suivants du code de l’énergie, la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) est un document réglementaire fixant les modalités d’action des pouvoirs publics pour la gestion des enjeux relatifs à l’énergie. Elle doit comporter au moins six volets, relatifs à la sécurité d’approvisionnement, à l’efficacité énergétique et à la consommation d’énergie, au développement des énergies renouvelables et de récupération, aux réseaux et aux flexibilités, au pouvoir d’achat et aux prix de l’énergie et enfin aux besoins en compétences professionnelles. Elle est élaborée pour deux périodes successives de cinq ans.

La stratégie nationale bas-carbone (SNBC), également d’ordre réglementaire, est définie à l’article L. 222-1 B du code de l’environnement. Elle porte sur les moyens permettant de diminuer les émissions de GES. Elle fixe notamment des budgets carbone par secteur d’activité économique.

Le plan national d’adaptation au changement climatique (Pnacc) vise à adapter le territoire aux conséquences du changement climatique. Il doit permettre « d’adapter nos modes de vie, notre économie, nos infrastructures et nos décisions politiques en intégrant le climat futur dans l’ensemble de la planification écologique » ([3]).

L’élaboration d’un plan national intégré énergie-climat (Pniec) est imposée par le droit de l’Union européenne. Tous les dix ans, chaque État membre doit notifier ce plan à la Commission européenne ([4]). Il doit contenir une description des grands objectifs en matière d’énergie et de climat, notamment au regard des cinq domaines de l’Union de l’énergie (sécurité énergétique ; marché intérieur de l’énergie ; efficacité énergétique ; décarbonation de l’économie ; recherche et innovation), ainsi que des moyens pour les atteindre.

Votre rapporteur appelait déjà, dans la recommandation n° 2 du rapport d’enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France, à « se donner une loi de programmation énergie climat sur 30 ans avec des objectifs climatiques, énergétiques et industriels ainsi que les moyens afférents, qui fera l’objet d’un suivi étroit et régulier par le Parlement et les institutions expertes ».

Troisièmement, la nécessité de donner de la visibilité aux acteurs du secteur et de sécuriser les investissements qu’ils envisagent. De nombreuses filières industrielles sont ainsi tributaires de l’adoption d’objectifs de politique énergétique. Elles ont besoin de signaux clairs de la part des décideurs politiques pour investir, éviter les phénomènes de stop and go, etc.

En outre, les appels d’offres de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) permettant d’octroyer des soutiens financiers aux énergies renouvelables, ainsi que la définition des zones d’accélération, ou encore la déclinaison locale des objectifs de politique énergétique dépendent de l’adoption des objectifs de politique énergétique au niveau national.

Faute de publication d’un nouveau texte, c’est aujourd’hui la dernière version de la PPE, publiée en 2020, qui s’applique. Or, elle contient de nombreux objectifs qui ne sont plus d’actualité. L’exemple le plus flagrant est la mention de la fermeture de 14 réacteurs nucléaires à l’horizon 2035.

Un travail important a été engagé ces dernières années en matière de politique énergétique, tant par le Gouvernement que par le Parlement.

Deux lois d’accélération ont été votées par le Parlement en 2023, l’une portant sur l’accélération de la production d’énergies renouvelables, l’autre sur l’accélération de la production d’énergie nucléaire. En outre, la commission d’enquête de l’Assemblée nationale visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France, de même que celle du Sénat portant sur la production, la consommation et le prix de l’électricité aux horizons 2035 et 2050, ont permis de mener des analyses détaillées sur les choix passés, leurs conséquences et les orientations futures à adopter en matière d’énergie.

Le Gouvernement a mené, dès la fin de l’année 2021, un travail important autour de la Stratégie française pour l’énergie et le climat (Sfec), qui regroupe la PPE, la SNBC et le Pnacc. Plusieurs séries de consultations publiques ont été organisées, notamment, entre octobre 2022 et février 2023, une grande consultation citoyenne baptisée « Notre avenir énergétique se décide maintenant », incluant un Forum des jeunesses. Cette consultation a permis de recueillir trente-et-un mille contributions citoyennes. La dernière phase de consultation du public sur le projet de PPE 3 s’est tenue du 7 mars au 5 avril 2025.

Au cours de l’année 2023, plusieurs parlementaires ont par ailleurs été associés à sept groupes de travail créés à l’initiative de Mme Agnès Pannier‑Runacher, alors ministre de la transition énergétique, afin de contribuer à la préparation de la Sfec ([5]). Chacun de ces groupes était piloté par un binôme composé d’un parlementaire et d’un élu local.

Un projet de Pniec a également été transmis à la Commission européenne en novembre 2023, puis actualisé à la mi-2024.

Enfin, le gouvernement en place en 2023 avait travaillé à un avant-projet de loi relatif à la souveraineté énergétique, dont le contenu avait été révélé dans la presse au début de l’année 2024. Il avait cependant été abandonné par le gouvernement qui lui a succédé.

Il convient aussi de mentionner l’important travail de prospective sur l’avenir du mix électrique mené par RTE dans le cadre de son étude Futurs énergétiques 2050, dont elle a publié une actualisation en 2024, cette dernière portant sur des objectifs à l’horizon 2035.

Faute de présentation d’un projet de loi de programmation par le Gouvernement, le sénateur Daniel Gremillet a donc pris l’initiative du dépôt de la présente proposition de loi, portant programmation nationale et simplification normative dans le secteur économique de l’énergie. Elle s’articule autour de mesures de programmation (articles 1 à 13 bis) et de simplification (articles 14 à 25). Elle a été examinée en mai puis en octobre 2024 au Sénat.

Votre rapporteur salue cette initiative, qui permet au Parlement de définir la politique et les ambitions énergétiques de la France à moyen terme, ainsi que le choix du Gouvernement d’inscrire cette proposition de loi à l’ordre du jour de l’Assemblée nationale.

Parallèlement à ce véhicule législatif, le Premier ministre a annoncé, lors de sa déclaration sur la souveraineté énergétique de la France le lundi 28 avril 2025 devant l’Assemblée nationale, la création d’un groupe de travail confié à deux parlementaires : le sénateur Daniel Gremillet et votre rapporteur. Le Premier ministre a également annoncé, à cette occasion, la publication d’ici à la fin de l’été 2025 du décret d’adoption de la PPE.

Sur les articles 11, 16 bis, 22 ter, 22 quater et 22 quinquies de la proposition de loi, la commission des affaires économiques, saisie au fond, a sollicité l’avis de la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire sur ces articles (avis avec délégation au fond). La commission des affaires économiques, en raison de cette délégation au fond, a suivi les positions prises par cette commission sur ces articles et les amendements qui leur étaient liés. Les commentaires des articles ayant fait l’objet de cette délégation au fond sont intégrés au présent rapport.

   Avant-propos de la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire,
saisie pour avis

Le principe d’une loi quinquennale sur l’énergie a été créé par la loi « Énergie-Climat », du 8 novembre 2019 ([6]). Depuis lors, l’article L. 100-1 A du code de l’énergie dispose qu’une loi « détermine les objectifs et fixe les priorités d’action de la politique énergétique nationale ». Cette loi doit englober six grands domaines : la réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES), la réduction de la consommation énergétique, le développement et le stockage des énergies renouvelables, la diversification du mix électrique, la rénovation énergétique des bâtiments et l’autonomie énergétique dans les outre-mer. Elle doit servir de cadre à plusieurs documents réglementaires dont le Gouvernement a engagé la révision : la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), la stratégie nationale bas carbone (SNBC) et le plan national d’adaptation au changement climatique (Pnacc). L’ensemble de ces trois documents forme aujourd’hui la Stratégie française pour l’énergie et le climat (Sfec).

L’article L. 100-1 A du code de l’énergie impose par ailleurs que cette loi soit adoptée « à compter du 1er juillet 2023 puis tous les cinq ans », tandis que le même article subordonne la compatibilité de la PPE et de la SNBC aux objectifs qu’elle fixe. L’article L. 141-4 précise encore que la PPE doit être publiée dans un délai maximal de douze mois suivant l’adoption de la loi, disposition symétrique à celle qui, à l’article L. 222-1 C du code de l’environnement, encadre la révision de la SNBC. Au niveau territorial, enfin, les objectifs régionaux et les zones d’accélération pour les énergies renouvelables doivent permettre d’atteindre les cibles fixées par le législateur dans le cadre de la programmation nationale (articles L. 141-5-1 et L. 141-5-3 du code de l’énergie).

Or, depuis la loi « Énergie-Climat », la représentation nationale n’a été saisie d’aucune loi de programmation dans le domaine de l’énergie et l’échéance fixée par l’article L. 100-1 A du code de l’énergie – adoption d’une loi quinquennale « à compter du 1ᵉʳ juillet 2023 puis tous les cinq ans » – n’a donc pas été respectée, alors même que ce texte conditionne la révision cohérente de la PPE et de la SNBC, aujourd’hui engagée par le Gouvernement.

L’adoption d’une loi quinquennale sur l’énergie accompagnée de documents réglementaires compatibles n’est pas une simple exigence juridique ; elle doit être aussi l’expression d’une volonté politique. Faute de ce cadre, les collectivités, les filières industrielles et les investisseurs opèrent aujourd’hui dans un contexte d’incertitude qui ralentit l’atteinte des objectifs européens fixés par le paquet « Ajustement à l’objectif 55 » — notamment la neutralité climatique à l’horizon 2050 et la réduction de 55 % des émissions nettes en 2030. En examinant une proposition de loi sénatoriale portant programmation nationale et simplification normative dans le secteur économique de l’énergie, le Parlement reprend l’initiative et réaffirme sa compétence de définition des grandes orientations de la politique énergétique.

Il revient donc aujourd’hui à la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire (CDDAT) de rétablir, par la voie législative, la boussole stratégique dont notre politique énergétique demeure privée depuis l’échéance – non tenue – du 1er juillet 2023. Faute d’initiative gouvernementale, cette exigence d’une loi de programmation est restée lettre morte, atténuant par ricochet la portée donnée à l’actualisation de la PPE et de la SNBC et l’ensemble du mécanisme réglementaire qui leur est subordonné.

Cette exigence normative répond à une attente forte et convergente des filières industrielles. Le présent texte reçoit en effet un accueil globalement positif, tant du côté du groupe EDF – qui y voit la sécurisation de la relance du programme EPR2 et la perspective des réacteurs à neutrons rapides – que des organisations représentatives des énergies renouvelables, pour lesquelles les objectifs fixés impliqueront plusieurs dizaines de milliards d’euros d’investissements d’ici à 2030. La relance des grands projets nucléaires, le renforcement de la dynamique des énergies renouvelables, l’essor de nouvelles filières comme l’hydrogène et la montée en puissance du stockage de l’énergie et du carbone requièrent en effet un cap clair, gage de crédibilité auprès des collectivités, des investisseurs privés et des filières industrielles concernées.

La présente proposition de loi (n° 463) apporte cette lisibilité en deux mouvements complémentaires. Son titre Ier actualise la programmation énergétique : il relève à 50 % (hors terres et forêts) l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre pour 2030 ; il consolide la trajectoire nucléaire avec la programmation de 27 gigawatts de nouvelles capacités installées de production à l’horizon 2050 ; il confirme l’engagement d’ici à 2026 d’au moins six réacteurs électronucléaires de grande puissance (EPR2) et de huit réacteurs supplémentaires d’ici à 2030, et prévoit l’essor des petits réacteurs modulaires ; il fixe enfin, pour les énergies renouvelables, des volumes et des jalons compatibles avec le projet de PPE 3, avec un objectif de production de 200 térawattheures d’origine renouvelable en 2030. Le texte prévoit ainsi de porter la « part des énergies décarbonées à 58 % au moins de la consommation finale brute d’énergie en 2030 ».

Outre cette actualisation de la programmation énergétique nationale, le titre II du texte poursuit une simplification des normes applicables aux projets d’énergies nucléaire comme renouvelables : facilitation des investissements dans les sociétés de production d’énergies renouvelables, possibilité d’étendre la contribution au partage territorial de la valeur aux parcs éoliens en mer, modification du régime des concessions hydroélectriques, etc. Ces mesures visent à faciliter la relance de la filière nucléaire et l’essor des filières renouvelables, tout en préservant les exigences environnementales.

Le champ de saisine de la CDDAT, avec « délégation au fond », porte en premier lieu sur l’article 11, qui substitue à l’objectif actuel de 40 % de réduction des émissions de gaz à effet de serre une cible de réduction de 50 % de ces émissions pour 2030, hors émissions et séquestrations de carbone par les écosystèmes forestiers ou agricoles. Ce relèvement traduit la contribution de la France à l’objectif européen de réduction de 55 % des émissions nettes de GES en 2030. L’article ajoute également aux objectifs de politique énergétique le développement des puits de carbone, en cohérence avec la définition de la neutralité climatique fixée par l’accord de Paris.

L’article 16 bis permet de requalifier des matières radioactives en « stock stratégique » quand existent des perspectives de valorisation dont l’opérabilité n’est pas encore établie. Cet article vise à éviter l’éventuelle classification en déchets des 341 000 tonnes d’uranium appauvri entreposées sur le territoire. Cette catégorie vise à asseoir la dimension stratégique de l’uranium appauvri, qui constituera la matière première des futurs réacteurs de quatrième génération, dont la création est prévue pour la fin du siècle. Cette nouvelle qualification réduit la contrainte temporelle pesant sur la démonstration de valorisation, tout en maintenant la possibilité pour l’autorité administrative de requalifier ces matières en déchets, le cas échéant.

En matière de foncier, l’article 22 ter étend aux installations solaires thermiques et aux dispositifs de stockage l’exemption d’artificialisation dont bénéficie déjà l’énergie photovoltaïque. Alors que la consommation annuelle d’espaces naturels s’établit encore à plus de 22 700 hectares par an, cette disposition préserve la dynamique du « zéro artificialisation nette » (ZAN) tout en garantissant le développement de la filière solaire, en maintenant les conditions selon lesquelles les installations concernées ne doivent pas remettre en cause ni les fonctions écologiques des sols ni le maintien d’une activité agricole.

Les articles 22 quater et 22 quinquies poursuivent quant à eux l’effort de simplification d’instruction des projets. Le premier encadre à douze mois, prolongeables de six mois, l’instruction des nouveaux projets d’énergies renouvelables situés dans les zones d’accélération issues de la loi « Aper » ([7]), et à vingt-quatre mois en dehors de ces zones, alignant de manière incomplète le droit interne sur les dispositions de la nouvelle directive européenne « RED III » ([8]). Le second applique le même principe d’encadrement des délais d’instruction aux opérations de rééquipement des installations d’énergies renouvelables existantes : six mois en zone d’accélération, douze mois hors zone, avec une faculté de prorogation de trois mois.

Par cette architecture, la proposition de loi réaffirme le rôle du Parlement sur les questions énergétiques, rétablit la cohérence entre les objectifs programmatiques et les instruments réglementaires qui en découlent et adresse aux acteurs économiques un signe de stabilité et de confiance. La commission est ainsi invitée, avec l’avis favorable du rapporteur pour avis, à inscrire durablement la transition énergétique française dans le cadre juridique et financier exigé par l’urgence climatique, la souveraineté industrielle et l’équité territoriale.

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   Commentaire des articles

titre ier
actualiser la programmation énergétique nationale

Chapitre Ier
Fixer une programmation énergétique ambitieuse

 A (nouveau)
(article L. 100-1 du code de l’énergie)
Ajout d’un objectif relatif à l’octroi du monopole de la construction et de l’exploitation des réacteurs électronucléaires à l’État et à EDF

Introduit par la commission

Créé en commission, cet article fixe parmi les objectifs de politique énergétique l’octroi du monopole de la construction et de l’exploitation des réacteurs électronucléaires à l’État et à EDF.

I.   Le droit en vigueur

La libéralisation du marché européen de l’électricité a été imposée progressivement à compter des années 1990, à travers plusieurs directives successives. Traduites en droit français, celles-ci font des activités de production et de fourniture d’électricité des activités ouvertes à la concurrence, tandis que les activités de distribution et de transport sont, elles, considérées comme régulées car constitutives d’un monopole naturel. Ainsi :

– l’article 3 de la directive (UE) 2019/944 ([9]) dispose que « les États membres veillent à ce qu’il n’existe pas de barrières injustifiées au sein du marché intérieur de l’électricité en ce qui concerne l’entrée sur le marché, le fonctionnement du marché et la sortie du marché, sans préjudice des compétences que les États membres conservent en ce qui concerne les pays tiers » ;

– l’article L. 111-1 du code de l’énergie dispose que « les activités de production, de stockage d’énergie dans le système électrique et de vente aux consommateurs finales ou de fourniture s’exercent au sein des marchés concurrentiels », sous réserve des obligations de service public assignées par le même code.

Dans sa décision n° 2019-791 DC du 7 novembre 2019 sur la loi relative à l’énergie et au climat, le Conseil constitutionnel a souligné qu’EDF disposait d’un « monopole de production de l’électricité nucléaire en France ». Le Conseil a ainsi reconnu un monopole de fait à EDF, ce qui diffère de l’attribution d’un monopole en droit. Les 53 réacteurs du parc historique en service sont en effet exploités par cet opérateur. Le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) exploite lui aussi des réacteurs nucléaires à des fins de recherche.

Plusieurs entreprises développent de petits réacteurs modulaires (PRM) ou small modular reactors (SMR). Ces réacteurs électronucléaires de petite taille ont plutôt vocation à approvisionner directement des clients industriels et disposent, selon l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection, d’une puissance 10 à 400 fois moins élevée que celle de l’EPR de Flamanville. Dans le cadre de France 2030, plusieurs projets de réacteurs nucléaires innovants ont obtenu des dispositifs de soutien via un appel à projets.

Deux projets de PRM sont aujourd’hui en phase réglementaire auprès de l’ASNR. Au total, celle-ci recense près de 24 projets de PRM à l’étude dans le monde, dont une dizaine en France.

II.   le dispositif proposé

L’insertion dans la proposition de loi de l’article 1er A résulte de l’adoption par la commission de l’amendement CE249 de M. Karim Benbrahim (SOC), avec un avis défavorable du rapporteur.

Cet amendement prévoit, parmi les dispositions programmatiques du code de l’énergie, plus précisément à son article L. 100-1, que la politique énergétique confie le monopole de la construction et de l’exploitation des réacteurs électronucléaires « à la puissance publique et à la société Électricité de France ». Le double renvoi à la notion de « puissance publique », elle-même peu précise, et à EDF ne permet pas d’indiquer précisément qui serait véritablement détenteur de ce monopole.

Les auteurs de l’amendement souhaitent notamment que les PRM ne puissent pas être construits ou exploités par d’autres opérateurs qu’EDF, considérant que seul l’opérateur historique dispose du savoir-faire nécessaire en matière de sûreté, de sécurité et de génie atomique. Ils estiment que « les enjeux propres à l’énergie nucléaire impliquent une maîtrise totale par la puissance publique, pour des raisons stratégiques comme démocratiques ».

L’article L. 100-1 du code de l’énergie ne fixe que des orientations très générales de la politique énergétique et non les règles précises de fonctionnement du marché. Ainsi, les sept grands objectifs mentionnés à cet article concernent la compétitivité de l’économie, la sécurité d’approvisionnement, le prix de l’énergie, la préservation de la santé humaine et de l’environnement, la cohésion sociale et territoriale, la précarité énergétique et la contribution à une « Union européenne de l’énergie ».

Surtout, reconnaître en droit un monopole sur la construction et l’exploitation d’énergie nucléaire crée une contradiction avec le droit de l’Union européenne et avec l’article L. 111-1 du code de l’énergie mentionné précédemment. L’ajout d’une telle disposition est donc source d’insécurité juridique pour l’exploitant historique.

Enfin, il peut être rappelé que la construction et l’exploitation de réacteurs électronucléaires se fait sous le contrôle étroit de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection, pour les PRM comme pour les réacteurs de grande puissance, garantissant ainsi le respect des exigences liées à la sûreté nucléaire.

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(article L. 100-2 du code de l’énergie)
Consécration de nouveaux principes auxquels l’État doit veiller pour atteindre les objectifs de politique énergétique

Adopté par la commission avec modifications

Cet article consacre plusieurs nouveaux principes auxquels l’État doit veiller pour garantir l’atteinte des objectifs de politique énergétique fixés par le code de l’énergie. Ces nouveaux objectifs concernent tant l’électricité que le gaz et portent sur les coûts de production et les prix pour le consommateur final, l’actionnariat d’EDF et celui d’Engie, la propriété des réseaux de transport et de distribution, la sécurité d’approvisionnement ainsi que les importations et les exportations.

La commission des affaires économiques a adopté l’article premier, en ajoutant des dispositions relatives :

– s’agissant de l’électricité, aux modalités de calcul des tarifs réglementés de vente de l’électricité et à la transformation d’EDF en établissement public industriel et commercial (EPIC) ;

– s’agissant du gaz, au rétablissement des tarifs réglementés de vente du gaz naturel et à la diminution des importations.

I.   Le droit en vigueur

A.   Les dispositions programmatiques du code de l’énergie

Les objectifs de politique énergétique que la France doit poursuivre sont fixés aux articles L. 100‑1 A à L. 100-5 du code de l’énergie.

Créé par la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019, dite loi « Énergie‑climat », l’article L. 100-1 A prévoit que ces objectifs doivent être déterminés par une loi quinquennale, plus communément appelée « loi de programmation énergie‑climat » (LPEC).

L’article L. 100-1 fixe sept objectifs que la politique énergétique doit poursuivre :

– favoriser l’émergence d’une économie compétitive et riche en emplois grâce à la mobilisation de toutes les filières industrielles, notamment celles de la croissance verte ;

– assurer la sécurité d’approvisionnement et réduire la dépendance aux importations ;

– maintenir un prix de l’énergie compétitif et maîtriser les dépenses en énergie des consommateurs ;

– préserver la santé humaine et l’environnement, notamment en luttant contre l’aggravation de l’effet de serre, les risques industriels majeurs et la pollution de l’air et en garantissant la sûreté nucléaire ;

– garantir la cohésion sociale et territoriale en garantissant à tous les ménages un accès « sans coût excessif » à l’énergie au regard de leurs ressources ;

– lutter contre la précarité énergétique ;

– contribuer à la mise en place d’une Union européenne de l’énergie. Celle‑ci doit permettre de garantir la sécurité d’approvisionnement et de construire une économie décarbonée et compétitive, à travers le déploiement des énergies renouvelables (EnR), des interconnexions, la flexibilité du système électrique, le soutien à l’amélioration de l’efficacité des politiques énergétiques et la mise en place d’instruments de coordination des politiques nationales.

L’article L. 100-2 dresse la liste des priorités auxquelles l’État, en lien avec les collectivités territoriales, les entreprises et la société civile, doit veiller pour atteindre les objectifs fixés à l’article L. 100-1. Cette liste comporte actuellement onze priorités, parmi lesquelles figurent notamment :

– la diversification des sources d’approvisionnement énergétique (3°) ;

– l’information et la transparence sur les coûts et les prix des énergies (6°) ;

– assurer des moyens de transport et de stockage de l’énergie adaptés aux besoins (9°).

La dernière modification de l’article L. 100-2 date de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets, dite loi « Climat et résilience » : son article 188 ajoute un 11° à cet article L. 100-2 disposant qu’aucune aide de l’État ne peut financer des opérations d’économies d’énergie conduisant à augmenter directement les émissions de gaz à effet de serre (GES), sauf pour des opérations concernant les réseaux de chaleur ou de froid.

L’article L. 100-3 précise les paramètres dont la fiscalité des énergies doit tenir compte.

L’article L. 100-4 fixe différents objectifs chiffrés à atteindre en matière de politique énergétique. Ces objectifs portent tant sur les différentes sources de production d’énergie que sur la consommation d’énergie, ainsi que sur les émissions de gaz à effet de serre. Les commentaires des articles 3 à 11 de la présente proposition de loi permettront de détailler l’ensemble de ces dispositions.

Enfin, l’article L. 100-5 prévoit la remise d’un rapport par le Gouvernement au Parlement sur la stratégie nationale à l’horizon de 2050 pour maîtriser la consommation d’énergie dans le parc national de bâtiments publics ou privés, à usage résidentiel ou tertiaire.

B.   La portée normative de ces dispositions de programmation

Les juridictions administratives, ainsi que le Conseil constitutionnel, ont progressivement reconnu une portée normative à certains objectifs de politique énergétique et environnementale.

Dans sa décision Grande‑Synthe ([10]) de 2021, le Conseil d’État enjoint au Gouvernement de prendre toutes mesures utiles pour baisser les émissions de gaz à effet de serre afin de garantir le respect des objectifs fixés en la matière, notamment par l’article L. 100‑4 du code de l’énergie.

Le Conseil constitutionnel a rendu deux décisions importantes concernant la portée normative des dispositions contenues dans certains de ces articles de programmation :

– dans sa décision sur la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte de 2015 ([11]), il a considéré que les articles L. 100-1, L. 100-2 et L. 100-4 du code de l’énergie étaient de nature programmatique ;

– cependant, dans sa décision sur la loi portant mesures d’urgence pour la protection du pouvoir d’achat de 2022, le Conseil constitutionnel, rejoignant en cela des jurisprudences précédentes du Conseil d’État, a implicitement reconnu une portée normative à des objectifs chiffrés de politique énergétique mentionnés à l’article L. 100-4 du code de l’énergie ([12]).

II.   Le dispositif proposé

A.   Les dispositions initiales de la proposition de loi

L’article premier de la présente proposition de loi ajoute de nouvelles priorités à la liste de celles fixées à l’article L. 100-2 du code de l’énergie, auxquelles l’État doit veiller pour atteindre les objectifs de politique énergétique. Elles concernent à la fois le gaz et l’électricité.

1.   Les dispositions relatives à l’électricité

Le 3° bis nouveau de l’article L. 100-2 du code de l’énergie consacre les principes suivants :

– le maintien du principe de péréquation tarifaire. Celui-ci est déjà prévu à l’article L. 121-5 du code de l’énergie, qui dispose que la fourniture d’électricité « concourt à la cohésion sociale, au moyen de la péréquation nationale des tarifs » ;

– la détention par l’État de la totalité des parts du capital du groupe EDF. La loi n° 2024-330 du 11 avril 2024 visant à protéger le groupe Électricité de France d’un démembrement a déjà inscrit à l’article L. 111-67 du code de l’énergie la détention à 100 % par l’État du capital d’EDF ;

– la propriété publique des réseaux de distribution et de transport d’électricité. Celle-ci est déjà mentionnée, pour les réseaux de distribution, à l’article L. 322-4 du code de l’énergie, qui dispose que les ouvrages de ces réseaux appartiennent aux collectivités territoriales ou à leurs groupements. Pour les réseaux de transport, la propriété publique découle de l’article L. 111-41 du même code, qui rend RTE propriétaire des réseaux de transport, ainsi que de l’article L. 111-42 qui dispose que le capital de cette société « est détenu en totalité par Électricité de France, l’État ou d’autres entreprises ou organismes appartenant au secteur public » ;

– la sécurité d’approvisionnement en électricité, déjà mentionnée à l’article L. 100-1 du code de l’énergie : « la politique énergétique (…) assure la sécurité d’approvisionnement et réduit la dépendance aux importations » ;

– la recherche d’exportations dans le secteur de l’électricité. Le 7° de l’article L. 100-1 précité dispose que la politique énergétique contribue à la mise en place d’une Union européenne de l’énergie, qui vise notamment à garantir la sécurité d’approvisionnement au moyen du développement des interconnexions physiques.

2.   Les dispositions relatives au gaz

Le 3° ter nouveau comporte les principes suivants, relatifs cette fois‑ci au gaz :

– le maintien d’un prix repère de vente de gaz naturel. Ce « prix repère » est un prix indicatif de vente du gaz naturel pour les consommateurs résidentiels, publié chaque mois par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) depuis la disparition complète des tarifs réglementés de vente du gaz naturel (TRVg), en juillet 2023 ([13]). Ce prix, qui porte sur le mois suivant la date de sa publication, reflète, selon la CRE, « une estimation moyenne des coûts supportés par les fournisseurs au titre de la fourniture de gaz naturel pour un client résidentiel » : il a donc vocation à permettre au consommateur de se rendre compte si le prix de son contrat de fourniture de gaz naturel correspond à la moyenne des prix pratiqués sur le marché et lui offre donc un point de repère, rôle joué autrefois par les TRVg. Il est publié sur la base du volontariat par la CRE. Par ailleurs, l’article 24 de la présente proposition de loi crée un nouvel article L. 134‑9‑1 dans le code de l’énergie, précisant que la CRE doit publier chaque mois le prix repère de vente du gaz naturel ;

– la détention par l’État d’une partie du capital du groupe Engie. Cette disposition est déjà prévue à l’article L. 111-68 du code de l’énergie, qui prévoit que l’État dispose d’au moins une action au capital de cette entreprise. De plus, l’article L. 111-69 du même code prévoit la possibilité, pour l’État, de transformer cette action en action spécifique pour préserver les intérêts essentiels de la France dans le secteur de l’énergie. Un décret de 2007 a effectivement conduit à la transformation de cette action en action spécifique ([14]) ;

– la propriété publique des réseaux de distribution de gaz, celle-ci étant déjà prévue à l’article L. 432-4 du code de l’énergie, qui précise que ces réseaux appartiennent aux collectivités territoriales et à leurs groupements. En revanche, le réseau de transport de gaz n’est plus sous propriété publique : cette propriété a été transférée aux gestionnaires de réseau NaTran (ex-GRTgaz) et Teréga par l’article 181 de la loi n° 2001-1276 de finances rectificative pour 2001. Ces entreprises sont à capitaux majoritairement privés ;

– la sécurité d’approvisionnement en gaz. Comme pour l’électricité, cet objectif est déjà mentionné à l’article L. 100-1 du code de l’énergie ;

– la diversification des importations dans ce secteur. Le 2° de l’article L. 100-1 du code de l’énergie évoque déjà la réduction de la dépendance aux importations. L’article L. 141-2 du code de l’énergie prévoit aussi que le volet « Sécurité d’approvisionnement » de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) puisse prévoir la mise en œuvre de dispositions relatives « à la diversification des moyens de production ou des sources d’approvisionnement en énergie ».

Les rapporteurs du Sénat ont souligné les garanties apportées par ces ajouts concernant les participations de l’État dans les principales entreprises des secteurs électrique et gazier, la propriété des réseaux et les mécanismes de protection des consommateurs. Ils ont estimé que la rédaction était sans incidence sur le cadre budgétaire, fiscal ou de régulation, que la consécration de ces principes était cohérente avec le paquet européen « Ajustement à l’objectif 55 » et le plan « REPower EU », et qu’elle ne s’opposait pas aux travaux alors en cours du Gouvernement sur la programmation énergétique – à savoir, le plan national intégré énergie-climat (Pniec) et stratégie française énergie-climat (Sfec).

B.   les modifications apportées par le sénat

1.   En commission

La commission des affaires économiques du Sénat a adopté quatre amendements :

– deux amendements, proposés par M. Patrick Chaize (LR) et adoptés avec avis favorable du rapporteur, ont concerné les dispositions relatives à l’électricité. Le premier amendement a ajouté l’existence des tarifs réglementés de vente de l’électricité à la liste des priorités auxquelles l’État doit veiller pour mettre en œuvre les objectifs de politique énergétique – l’auteur de l’amendement ayant souligné notamment que l’Union européenne n’admet ce type de tarifs qu’à titre dérogatoire. Le second amendement a clarifié le fait que la propriété des réseaux de distribution relève des communes et non de l’État ;

– deux autres amendements ont porté sur les dispositions relatives au gaz. Le premier, présenté par les rapporteurs, a corrigé une référence concernant le prix repère de vente du gaz naturel publié par la Commission de régulation de l'énergie. Le second, présenté par M. Patrick Chaize et adopté avec avis favorable du rapporteur, a précisé, comme pour l’électricité, que le réseau de distribution de gaz est la propriété des communes et de leurs groupements.

2.   En séance publique

En séance publique, le Sénat a adopté deux amendements.

Un amendement, adopté avec des avis favorable de la commission et défavorable du Gouvernement, a ajouté à la rédaction de l’article premier l’« existence de prix stables et abordables de l’électricité reflétant les coûts complets du système de production électrique ». Il a aussi remplacé le terme d’« existence » par celui de « maintien » des TRVe. Le Gouvernement a justifié son avis défavorable en faisant valoir que ces objectifs étaient déjà mentionnés à l’article L. 100-2 du code de l’énergie.

Un autre amendement a été adopté avec un double avis favorable de la commission et du Gouvernement. Il a précisé, s’agissant de la mention de la propriété publique du réseau de transport d’électricité, que celle-ci s’inscrit dans le cadre des dispositions du code de l’énergie réglementant déjà cette propriété (articles L. 111‑19, L. 111-41 et L. 111-42).

III.   La position de la commission

A.   Les dispositions relatives à l’électricité

La commission a adopté l’amendement CE154 de M. Maxime Laisney (LFI-NFP), avec avis défavorable du rapporteur, qui précise, toujours parmi les priorités auxquelles l’État doit veiller pour la mise en œuvre de sa politique énergétique, que les tarifs réglementés de vente de l’électricité (TRVe) doivent reflèter les coûts de production du système électrique français.

La même phrase mentionne déjà « l’existence de prix stables et abordables de l’électricité reflétant les coûts complets du système de production électrique ». En revanche, les modalités de calcul des TRVe sont précisément fixées aux articles L. 337-4 et suivants du code de l’énergie. Ce calcul est effectué selon une méthode « d’empilement des coûts », qui inclut les éléments suivants :

– jusqu’au 31 décembre 2025, l’addition du prix de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh), du coût du complément d’approvisionnement au prix de marché ainsi que de divers autres coûts (commercialisation, acheminement, prix des garanties de capacité et une « rémunération normale de l’activité de fourniture ») ;

– à compter du 1er janvier 2026, les mêmes coûts mais sans l’Arenh, ce dernier dispositif prenant fin au 31 décembre 2025.

Cette formule de calcul permet de garantir la compatibilité des TRVe avec l’existence d’une activité concurrentielle de fourniture d’électricité. La méthode d’établissement des TRVe n’a pas pour objet de refléter les coûts de production du système électrique français : le Gouvernement rappelle, dans son récent rapport d’évaluation des TRVe, que « Le niveau des TRVe reflète, par construction, les coûts supportés par un fournisseur aussi efficace qu’EDF » ([15]). L’adoption de l’amendement CE154 crée donc une incompatibilité entre les dispositions de la partie programmatique du code de l’énergie et celles mentionnées aux articles L. 337-4 et suivants du même code. Cela conduit à fragiliser la définition juridique de ces tarifs, à rebours d’une sécurisation du consommateur final.

La commission a également adopté l’amendement CE160 de M. Matthias Tavel (LFI-NFP), malgré un avis défavorable du rapporteur. Du fait de cette adoption, le texte de la commission précise désormais que pour atteindre les objectifs de politique énergétique, l’État doit veiller à ce que la détention d’EDF par l’État se fasse en vue de la transformation de cette entreprise en établissement public industriel et commercial (EPIC).

EDF disposait du statut d’EPIC avant sa transformation en société anonyme par la loi du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz. Cette transformation était nécessaire pour se conformer au droit de l’Union européenne, qui considère que le statut d’EPIC emporte une présomption de garantie implicite et illimitée de l’État. Un retour au statut d’EPIC déclencherait immédiatement l’ouverture d’une procédure d’infraction par la Commission européenne et va donc à l’encontre des intérêts de l’opérateur historique et, partant, du pays.

Le rapporteur a également rappelé que le statut d’EPIC obèrerait les capacités d’EDF à financer ses investissements, notamment ceux liés au programme du nouveau nucléaire français, en pesant de manière conséquente sur les finances publiques.

La commission a enfin adopté les amendements rédactionnels CE535 et CE536 du rapporteur.

B.   Les dispositions relatives au gaz

La commission a adopté l’amendement CE169 de M. Maxime Laisney (LFI-NFP), en dépit d’un avis défavorable du rapporteur. Cette adoption a eu pour effet d’ajouter à la liste des priorités auxquelles l’État doit veiller, pour la mise en œuvre des objectifs de politique énergétique, le rétablissement des tarifs réglementés de vente du gaz (TRVg).

L’article 63 de la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat a supprimé les TRVg, faisant suite à une décision du Conseil d’État ([16]). Celui-ci a jugé ces tarifs contraires au droit de l’Union européenne, à la différence des TRVe, l’électricité étant reconnue comme un produit de première nécessité par le code de l’énergie. Le Conseil d’État souligne également que la formule de calcul des TRVg ne permettait pas de garantir une stabilité du prix pour le consommateur final, ce qui aurait pu justifier une entrave à la concurrence sur le développement du marché de détail du gaz.

Comme les précédents amendements adoptés à l’article premier, cet amendement est donc frontalement en contradiction avec le droit national et européen.

La commission a aussi adopté l’amendement CE420 de M. Julien Brugerolles (GDR), avec avis favorable du rapporteur, prévoyant que la priorité accordée à la diversification des importations de gaz doit s’accompagner de leur diminution.

La commission a enfin adopté les amendements rédactionnels CE533 et CE534 du rapporteur.

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Article 1er bis
(article L. 100-2 du code de l’énergie)
Garantie d’accès à l’énergie pour les foyers ruraux mal raccordés au réseau

Supprimé par la commission

Cet article prévoit la prise en compte, dans la mise en œuvre de la politique énergétique nationale, des problématiques propres aux foyers, notamment ruraux, qui sont mal raccordés au réseau de chaleur, de gaz ou d’électricité. Il a été supprimé par la commission.

I.   L’état du droit

Le contenu global de l’article L. 100-2 du code de l’énergie a déjà été présenté dans le commentaire de l’article premier du présent rapport. Sont ainsi déclinées à cet article onze priorités, avec notamment, au 2°, la garantie d’un accès à l’énergie, « bien de première nécessité », pour les personnes les plus démunies. Surtout, le 5° de l’article L. 100-1 du code de l’énergie dispose que la politique énergétique « garantit la cohésion sociale et territoriale en assurant un droit d’accès de tous les ménages à l’énergie sans coût excessif au regard de leurs ressources ».

Les foyers situés en zone rurale peuvent présenter des difficultés de raccordement au réseau d’électricité, de chaleur ou de gaz plus importantes que les foyers situés en zone urbaine.

Par exemple, d’après une étude Mines Paris Tech pour France Gaz Liquides de 2022 ([17]), parmi les 30 746 communes rurales, 24 523 n’ont pas accès aux réseaux de gaz naturel (soit près de 80 %), ce qui représente plus de 7 millions de logements non raccordés à ce réseau. Par conséquent, les logements ruraux sont dépendants d’énergie hors réseaux.

En outre, les mécanismes de soutien aux chaudières à gaz, y compris à très haute performance énergétique, ont été supprimés des récents dispositifs visant à accélérer la décarbonation des modes de chauffage (à l’instar de MaPrimeRénov’ ([18])). Les ménages en milieu ruraux supportent pourtant un surcoût estimé par EDF à 20 % par rapport à la moyenne nationale des dépenses en énergie ([19]).

II.   Le dispositif proposé par le sénat

L’article additionnel 1er bis a été introduit au Sénat par un amendement de M. Michel Canévet (Union Centriste), adopté en séance publique avec avis favorable de la commission et défavorable du Gouvernement.

Lors des débats sénatoriaux, l’auteur de l’amendement avait souligné l’insuffisante prise en compte des spécificités des zones rurales parmi les priorités fixées pour atteindre les objectifs de politique énergétique.

Cette disposition additionnelle vise, par l’introduction d’un 2° bis à l’article L. 100-2 du code de l’énergie, à garantir l’accès à l’énergie pour les foyers, en particulier ruraux, qui ne disposeraient pas de raccordement adapté aux réseaux (chaleur, gaz, électricité) à un coût proportionné par rapport à leurs ressources.

Dans une réponse à une question écrite ([20]), le ministère de la transition écologique et de la cohésion des territoires a souligné que des solutions moins carbonées que le gaz existent en zone rurale, comme les pompes à chaleur (PAC) aérothermiques et géothermiques, les PAC hybrides, les systèmes solaires combinés ou les chaudières biomasse. Il a également souligné que le dispositif MaPrimeRénov’ encourage la réalisation de travaux améliorant la performance de l’isolation pour réduire les factures énergétiques des ménages. Enfin, le ministère a rappelé à cette occasion que les aides publiques doivent être dirigées vers les équipements les plus performants, afin de limiter la dépendance aux énergies fossiles.

III.   La position de la commission

La commission a adopté les amendements identiques de suppression CE538 du rapporteur et CE360 de Mme Julie Laernoes (EcoS).

Le rapporteur a souligné, à l’appui de son amendement de suppression, que l’objectif poursuivi par l’article 1er bis est déjà satisfait par le droit existant, en particulier, comme cela a été rappelé au présent I :

– par le 5° de l’article L. 100-1 du code de l’énergie, qui mentionne déjà la garantie de la cohésion sociale et territoriale parmi les objectifs de la politique énergétique, « en assurant un droit d’accès à tous les ménages à l’énergie sans coût excessif au regard de leurs ressources » ;

– par le 9° de l’article L. 100-2 du même code, qui fixe comme priorité d’assurer des moyens de transport et de stockage de l’énergie adaptés aux besoins.

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(article L. 100-2 du code de l’énergie)
Abrogation de l’objectif de croissance de la composante carbone des taxes intérieures sur la consommation d’énergie

Supprimé par la commission

Cet article prévoit d’abroger l’objectif d’augmentation de la composante carbone,  communément appelée « taxe carbone », dans les taxes intérieures sur la consommation des énergies. Il a été supprimé par la commission.

I.   L’ÉTAT DU DROIT

Parmi les onze moyens de l’État pour mettre en œuvre la politique énergétique déclinés dans l’article L. 100-2 du code de l’énergie, le quatrième place la fiscalité comme un levier à part entière de la politique énergétique. Il dispose que l’État « veille en particulier à […] 4° Procéder à un élargissement progressif de la part carbone, assise sur le contenu en carbone fossile, dans les taxes intérieures de consommation sur les énergies, cette augmentation étant compensée, à due concurrence, par un allègement de la fiscalité pesant sur d’autres produits, travaux ou revenus ».

En d’autres termes, le législateur prévoit une augmentation progressive de la tarification du carbone ou « composante carbone » dans le prix des énergies fossiles, cette augmentation devant être compensée par une baisse d’autres dispositifs fiscaux afin de ne pas peser sur la facture du consommateur.

Introduite par la loi de finances pour 2014, la composante carbone sur les taxes intérieures de consommation a vocation à inciter les consommateurs à se détourner des énergies fossiles, en indexant le prix de l’énergie sur la quantité de carbone émise lors de leur combustion ([21]).

A.   LA composante carbone ATTRIBUE UNE fonction incitative À la fiscalitÉ ÉnErgÉtique

Au-delà d’un simple paiement pour les émissions engendrées, la différence de prix liée à la tarification du carbone entre les produits carbonés et non-carbonés doit inciter à un changement de comportement au profit des seconds.

Aussi dénommée « contribution climat-énergie », la composante carbone est une modalité de calcul des trois taxes intérieures de consommation (TIC) sur les énergies carbonées, à l’exception de la TICFE (taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité, aujourd’hui appelée accise sur l’électricité), qui n’est pas concernée. Il en ressort que les taxes intérieures de consommation sur les produits énergétiques (TICPE), la taxe intérieure de consommation sur le charbon (TICC) et l’accise sur le gaz naturel (ex-taxe intérieure de consommation sur le gaz naturel, TICGN) sont pondérées suivant la quantité de CO2 induite par les sources d’énergie sur lesquelles elles sont assises. Initialement fixée à 7 euros en 2014, la tonne de CO2 a progressé les années suivantes, avant d’être stabilisée à 44,60 euros depuis la loi de finances pour 2018.

L’introduction de la « composante carbone » a engendré une augmentation importante du niveau des accises sur l’énergie, faisant de la France le deuxième plus important percepteur européen de recettes fiscales liées à l’énergie en 2021 ([22]).

Tout en modifiant en volume les accises concernées, cet outil a structurellement modifié la tarification de l’énergie en vertu de sa fonction incitative nouvelle. L’introduction de la composante carbone a ainsi entraîné une dissociation importante entre les accises sur les énergies fossiles et celles concernant les sources décarbonées. À titre d’exemple, en 2021, la TICPE représentait près d’un tiers du prix du carburant, tandis que la TICFE ne couvrait que 10 % des prix de l’énergie ([23]).

Toutefois, ce rôle incitatif nouveau des accises sur l’énergie, qui suppose que le consommateur puisse librement adapter sa consommation d’énergies fossiles, se heurte aux réalités du quotidien. Nombre de Français, en particulier dans les zones rurales, n’ont pas d’alternative au moteur thermique ou n’ont pas les moyens de remplacer leur véhicule. Dans ce cadre, la hausse de ces accises au-delà d’un certain seuil n’a pas de pertinence, puisqu’elle n’a pas d’effet incitatif et pénalise injustement certains concitoyens.

B.   UNE fiscalitÉ environnementale mise À l’ARRET fin 2018

Le VIII de l’article premier de la loi TECV, ajouté par la loi de finances rectificative pour 2015, quantifie une trajectoire de croissance de la composante carbone jusqu’en 2030 avec un prix de la tonne du carbone devant passer à « 30,50 € en 2017, 39 € en 2018, 47,50 € en 2019, 56 € en 2020 et 100 € en 2030 ».

Le projet de loi de finances pour 2019 avait prévu de rehausser pour sa part les objectifs de cette trajectoire. Toutefois, cette annonce avait été à l’origine du mouvement des Gilets jaunes, en raison de sa répercussion sur le coût du carburant. Depuis lors, la suspension décidée par le Gouvernement a perduré, témoignant tant de la crispation sociale que suscite encore la « taxe carbone ».

En 2019, le Conseil des prélèvements obligatoires (CPO) soulignait la plus grande vulnérabilité des ménages modestes habitant en zone rurale ou dans les plus petites unités urbaines à l’égard de la taxe carbone. Celle-ci s’explique par deux facteurs distincts, à savoir le poids relativement plus important des dépenses énergétiques dans le budget de ces foyers et l’absence d’alternative à l’automobile pour les déplacements quotidiens de ces Français ([24]).

En raison de cet effet inégalitaire, la taxe carbone souffre d’un manque d’acceptabilité sociale. Une étude publiée par la Direction de la recherche, des études, de l’évaluation et des statistiques en février 2024 met en avant que seul un tiers des personnes se déclare favorable à une hausse de la taxe carbone sans contrepartie ([25]). Dans l’éventualité où cette augmentation est compensée par une mesure distributive, l’acceptabilité sociale de la taxe carbone demeure inégale suivant le territoire concerné. Les habitants des communes rurales demeurent en effet relativement réticents à cette hausse, sauf si la contrepartie consiste en la création de transports, d’emplois et de services de proximité dans les zones périphériques et rurales.

II.   LE DISPOSITIF PROPOSÉ

L’article 2 de la proposition de loi supprime le 4° de l’article L. 100-2 du code de l’énergie, qui est une disposition d’ordre programmatique. Cela revient à abroger la trajectoire de hausse de la composante carbone de la fiscalité énergétique qui avait été initialement prévue en 2015 par la loi TECV.

Sans effet sur le niveau de la fiscalité énergétique, il s’agit, d’après les rapporteurs du Sénat, d’un « signal clair » pour les consommateurs d’énergie. Ils soulignent que la commission des affaires économiques du Sénat est convaincue « de la nécessité de veiller à la soutenabilité fiscale, et donc à l’acceptabilité sociale, de la transition énergétique, pour favoriser l’atteinte de ses objectifs ».

À ce titre, les rapporteurs du Sénat estiment cette abrogation d’autant plus utile dans le contexte actuel, alors que l’inflation historique des prix de l’énergie courant 2022 a pénalisé les ménages comme les entreprises et que de nombreux ménages rencontrent des difficultés à s’acquitter de leurs factures d’énergie.

Le Sénat a adopté l’article 2 sans modification.

III.   La position de la commission

La commission a adopté les amendements identiques de suppression CE541 du rapporteur, CE7 de Mme Olga Givernet (EPR), CE55 de Mme Cyrielle Chatelain (EcoS), CE221 de Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC), CE422 de M. Julien Brugerolles (GDR) et CE445 de M. Philippe Bolo (Dem). Il a été rappelé l’importance d’une fiscalité incitant à privilégier les énergies décarbonées plutôt que fossiles, accompagnée de mesures de soutien adaptées aux moyens et aux contraintes territoriales des ménages.

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(nouveau)
(article L. 100-3 du code de l’énergie)
Abrogation des dispositions précisant les différents paramètres dont la fiscalité des énergies doit tenir compte

Introduit par la commission

Créé à l’initiative du rapporteur en commission, l’article 2 bis abroge l’article L. 100-3 du code de l’énergie, qui détaille les différents paramètres dont la fiscalité des énergies doit tenir compte afin de contribuer aux objectifs de politique énergétique.

I.   L’état du droit

L’article L. 100-3 du code de l’énergie fait partie des différents articles relatifs aux objectifs de politique énergétique du code de l’énergie (L. 100-1 A à L. 100-5).

Il dispose que pour contribuer aux objectifs de politique énergétique mentionnés à l’article L. 100-1 du code de l’énergie, la fiscalité des énergies :

– doit tenir compte de l’incidence de l’utilisation de ces énergies sur la compétitivité de l’économie, la santé publique, l’environnement et la sécurité d’approvisionnement ;

– doit viser, au regard de ces objectifs, à un traitement « équilibré » des différents types d’énergie.

Il est enfin précisé que la fiscalité des énergies doit tenir compte de la nécessité de rendre les énergies renouvelables compétitives, afin de favoriser leur développement.

Cet article L. 100-3 est issu des dispositions de l’article 8 la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique, dite « loi POPE ».

II.   Le dispositif proposé

La commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale a adopté l’amendement CE542 du rapporteur, qui abroge l’article L. 100-3 du code de l’énergie.

Le caractère extrêmement général de cet article ne permet ni de fixer des objectifs de politique énergétique précis, ni d’être exhaustif sur la liste des paramètres que la fiscalité des énergies doit prendre en compte. Il ne mentionne pas clairement la nécessité de favoriser les énergies décarbonées. Enfin, plusieurs dispositions de la partie programmatique du code de l’énergie recoupent déjà les enjeux mentionnés à cet article :

– le 1° de l’article L. 100-1 du code de l’énergie dispose que la politique énergétique « favoriser l’émergence d’une économie compétitive et riche en emplois » ;

– le 2° du même article précise qu’elle « assure la sécurité d’approvisionnement et réduit la dépendance aux importations » ;

– le 3° dudit article dispose qu’elle « préserve la santé humaine et l’environnement » ;

– enfin, le 4° de l’article L. 100-2 du code de l’énergie indique que l’État doit veiller, dans la mise en œuvre de la politique énergétique, à procéder à un élargissement progressif de la part carbone dans les taxes intérieures de consommation sur les énergies ([26]).

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Article 3
(articles L. 100-2 et L. 100-4 du code de l’énergie)
Définition des objectifs de politique énergétique liés à l’énergie nucléaire et à la décarbonation des mix électrique et énergétique

Rejeté par la commission

S’inscrivant résolument dans le cadre d’une relance du nucléaire, l’article 3 fixe plusieurs objectifs relatifs à la production de cette énergie et au cycle du combustible. Il définit également des objectifs plus généraux relatifs à la décarbonation de la production électrique, d’une part, et énergétique, d’autre part.

Après avoir adopté plusieurs amendements, la commission a finalement rejeté cet article.

I.   L’état du droit

A.   L’article L. 100-4 du code de l’énergie Précise les grands objectifs de la politique énergétique francaise

L’article L. 100-4 du code de l’énergie fixe plusieurs objectifs chiffrés de politique énergétique pour répondre à l’urgence écologique et climatique, qui portent notamment :

– sur la réduction des émissions de gaz à effet de serre (1°) ;

– sur la réduction de la consommation énergétique finale (2°) ;

– sur la réduction de la consommation énergétique primaire d’énergies fossiles (3°) ;

– sur l’augmentation de la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie (4°) ;

– sur l’attribution de capacités installées d’éoliennes en mer à l’issue de procédures de mise en concurrence (4° ter) ;

– sur la décarbonation des mix énergétique et électrique dans les collectivités relevant de l’article 73 de la Constitution (8°) ;

– sur le développement de la chaleur et du froid renouvelables (9°) ;

– sur le développement de l’hydrogène renouvelable et bas-carbone (10°) ;

– sur les capacités d’effacement électrique (11°).

D’autres objectifs non-chiffrés sont mentionnés, par exemple concernant le développement de l’hydroélectricité (4° bis), de l’agrivoltaïsme (4° quater), ou encore sur la rénovation énergétique du parc immobilier (7°).

Le 4° de l’article L. 100-1 A du code de l’énergie dispose également que la loi quinquennale de programmation sur l’énergie et le climat, prévue par l’article L. 100-1 A du code de l’énergie, fixe « les objectifs de diversification du mix de production d’électricité, pour deux périodes successives de cinq ans ».

B.   Les objectifs de politique énergétique propres à l’énergie nucléaire

La France dispose d’un important parc de production d’électricité, composé de 57 réacteurs totalisant une puissance installée de 63 gigawatts (GW). En 2024, la production d’électricité nucléaire a été de 361,7 térawattheures (TWh), soit 67,1 % de la production électrique française. C’est le niveau de production le plus élevé depuis la fermeture de la centrale de Fessenheim en 2020 ([27]).

Les autorisations d’exploitation de réacteurs ne sont pas délivrées pour une durée limitée de temps. Des visites décennales ont lieu afin de vérifier leur fonctionnement et que toutes les exigences, en particulier celles liées à la sûreté nucléaire, sont remplies. Le projet de PPE 3 prévoit la poursuite du fonctionnement des réacteurs électronucléaires après 50 ans, puis 60 ans, tant que toutes les exigences de sûreté applicables sont respectées.

Évolution de la production nucléaire en France entre 1995 et 2024

Source : RTE.

En 2015, l’article premier de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, dite « loi TECV », avait fixé, au 5° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie, un objectif de réduction de la part de l’électricité d’origine nucléaire dans la production totale d’électricité à 50 % à l’horizon 2025.

L’article 187 de cette même loi avait aussi créé l’article L. 311-5-5 du code de l’énergie, qui plafonnait la capacité totale de production électrique à partir d’énergie nucléaire à 63,2 gigawatts (GW). Autrement dit, compte tenu de la capacité installée du parc, cela impliquait que pour toute nouvelle construction de réacteur, il était nécessaire d’en fermer un autre. Cette disposition a entraîné la fermeture de la centrale de Fessenheim.

En 2019, l’article premier de la loi n° 2019-1147 relative à l’énergie et au climat, dite « loi énergie-climat », a repoussé l’atteinte de l’objectif de 50 % d’électricité d’origine nucléaire à l’horizon 2035.

L’article 86 de la loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets, dite loi « climat et résilience », a ajouté un I bis à l’article L. 100-4 du code de l’énergie. Il dispose que, tout en tenant compte des impératifs de sûreté nucléaire, la décision d’arrêt d’exploitation d’un réacteur nucléaire dans le but d’atteindre les objectifs de la politique énergétique nationale doit tenir compte, d’une part, du critère de sécurité d’approvisionnement et, d’autre part, de l’objectif de réduction des émissions de GES associées à la consommation d’énergie. Cette disposition souligne donc l’intérêt du nucléaire pour le mix de production électrique.

Dans le prolongement de la volonté de relance du nucléaire annoncée par le Président de la République lors de son discours de Belfort, en février 2022, l’article premier de la loi n° 2023-491 du 22 juin 2023 relative à l’accélération des procédures liées à la construction de nouvelles installations nucléaires à proximité de sites nucléaires existants et au fonctionnement des installations existantes, dite loi « accélération du nucléaire », a supprimé cet objectif de réduction de la part du nucléaire dans le mix de production électrique à 50 %.

Cette même loi a abrogé l’article L. 311-5-5 du code de l’énergie, qui plafonnait à 63,2 gigawatts (GW) la capacité installée des installations nucléaires.

Le rapport de la commission d’enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France a largement souligné que cet objectif de 50 % a été maintenu « au mépris de la réalité scientifique et technique ». Votre rapporteur, également rapporteur de cette commission d’enquête, rappelait dans ce cadre que « cet objectif quantitatif, qui prend la forme d’un pourcentage, apparaît dépourvu de sens industriel et s’avère déconnecté d’une réflexion en termes de sécurité d’approvisionnement » ([28]).

La France est désormais engagée dans la construction de 6 EPR2 (sur les sites de Penly, de Gravelines et de Bugey) et dans l’étude de la construction de 8 EPR2 supplémentaires.

La programmation pluriannuelle de l’énergie actuellement en cours (2019‑2028) n’est cependant pas à jour et mentionne toujours l’objectif de réduction de 50 % de la part du nucléaire, impliquant la fermeture de 14 réacteurs dont ceux de Fessenheim, ainsi que la possibilité de fermer deux réacteurs additionnels en 2025‑2026. Ces orientations sont désormais abandonnées, le Président de la République ayant clairement acté la relance du secteur nucléaire lors son discours sur la politique de l’énergie, à Belfort, le 10 février 2022.

Il existe cependant un risque d’« effet falaise » : les dates de mise en service des 52 réacteurs les plus anciens s’échelonnent sur une période d’environ quinze ans. Ces mises en service ayant été réalisées dans les années 1990, cela pourrait conduire à ce qu’un grand nombre de réacteurs ferme au cours d’une période de temps très resserrée. Il est donc nécessaire de prévoir la construction de nouvelles capacités pour garantir le maintien de notre production d’énergie nucléaire et la sécurité d’approvisionnement.

Illustration du risque « d’effet falaise » en cas d’arrêts de nombreux réacteurs en fonctionnement pendant une période relativement brève

Source : Concertation sur la stratégie française énergie-climat, d’après l’étude « Futurs énergétiques 2050 » de RTE.

C.   Les objectifs de politique énergétique relatifs àu cycle du combustible et aux réacteurs de quatrième génération

Le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) définit le cycle du combustible comme les « différentes étapes d’extraction, fabrication, retraitement puis recyclage du combustible des centrales nucléaires » ([29]). Les enjeux qui s’y rattachent sont donc indissociables de ceux relatifs à la production d’énergie nucléaire. Il est en effet nécessaire de disposer des ressources nécessaires en uranium pour faire fonctionner les centrales, mais aussi des capacités suffisantes pour entreposer, retraiter et recycler les combustibles usés. Pour la partie du combustible usé qui ne peut être recyclée (4 % environ aujourd’hui), il est nécessaire de disposer d’installations de stockage des déchets radioactifs correspondants.

La France a ainsi fait le choix d’un cycle fermé du combustible, c’est‑à‑dire qu’elle traite le combustible usé pour recycler les matières premières qui peuvent être à nouveau réutilisées dans le cycle de production nucléaire.

Le développement de réacteurs nucléaires de quatrième génération permettrait d’accroître considérablement les capacités de recyclage et de multi‑recyclage, comme le souligne le CEA : « En cours de développement, ces réacteurs seraient capables de « multi-recycler » le combustible usé et même d’utiliser presque tout l’uranium appauvri (résidu de la fabrication du combustible) présents sur notre territoire, avec à la clé plusieurs milliers d’années de ressource énergétique. Sur le long terme, ils permettraient d’envisager le recyclage de certains éléments radioactifs à vie longue, réduisant ainsi la toxicité globale des déchets ».

L’article 5 de la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique, dite « loi POPE », abrogé par la loi TECV de 2015, prévoyait des objectifs de recherche liés au cycle de combustible. Il prévoyait notamment :

– le soutien au développement des combustibles nucléaires innovants ;

– le développement « des technologies des réacteurs nucléaires du futur (fission ou fusion), en particulier avec le soutien du programme ITER, et également des technologies nécessaires à une gestion durable des déchets nucléaires ».

L’article 3 de la loi n° 2006-739 du 28 juin 2006 de programme relative à la gestion durable des matières et déchets radioactifs mentionne la poursuite des recherches et des études sur la séparation et la transmutation des éléments radioactifs à vie longue, en lien avec les dispositions de la loi POPE précédemment mentionnées, ainsi « que sur les réacteurs pilotés par accélérateur dédiés à la transmutation des déchets, afin de disposer, en 2012, d’une évaluation des perspectives industrielles de ces filières et de mettre en exploitation un prototype d’installation avant le 31 décembre 2020 ».

Enfin, l’article 17 de la loi n° 2024-450 du 21 mai 2024 relative à l’organisation de la gouvernance de la sûreté nucléaire et de la radioprotection pour répondre au défi de la relance de la filière nucléaire mentionne, parmi les missions de conseil du haut-commissaire à l’énergie atomique, les enjeux relatifs au cycle du combustible.

L’horizon de la fermeture complète du cycle du combustible demeure. Mais il est aujourd’hui nécessaire de marquer un engagement politique clair sur le sujet et d’inscrire un objectif dans la loi. Alors que l’arrêt du projet de démonstrateur industriel de réacteur à neutrons rapides (RNR) ASTRID en 2019 n’a pas envoyé les bons signaux à la filière, il faut désormais donner davantage de visibilité aux porteurs de projets de RNR.

II.   Le dispositif proposÉ

A.   les dispositions inItiales de la proposition de loi

L’article 3 de la proposition de loi fixe de nouveaux objectifs de politique énergétique en matière d’énergie nucléaire, aux articles L. 100-2 et L. 100-4 du code de l’énergie. Ces objectifs s’inscrivent clairement dans la logique de relance de l’énergie nucléaire.

1.   Les objectifs en matière de recherche et d’innovation

L’article 3 ajoute un 7° bis à la rédaction de l’article L. 100-2 du code de l’énergie, ce dernier fixant les grands principes auxquels l’État doit veiller pour l’atteinte des objectifs de politique énergétique. Ce nouvel alinéa a pour objectif de renforcer l’effort de recherche et d’innovation en faveur de l’énergie nucléaire et de l’hydrogène bas-carbone.

La rédaction précise ce sur quoi cet effort de recherche doit porter : les réacteurs européens pressurisés, les petits réacteurs modulaires, les réacteurs de quatrième génération – dont ceux refroidis au sodium –, le projet de réacteur de fusion nucléaire ITER, la fermeture du cycle du combustible, le couplage entre les projets d’énergie nucléaire et d’hydrogène bas-carbone et enfin les projets importants d’intérêt européen commun (PIIEC) sur l’hydrogène.

L’article L. 100-2 comporte déjà un objectif général concernant la recherche, au 7° : « impulser une politique de recherche et d’innovation qui favorise l’adaptation des secteurs d’activité à la transition énergétique ».

Le Sénat avait déjà intégré une disposition très semblable à l’article 1er B du projet de loi « accélération du nucléaire » de 2023. Supprimée par l’Assemblée nationale au motif qu’elle était programmatique, alors que le projet de loi se concentrait sur des mesures opérationnelles d’accélération, puis rétablie dans une rédaction légèrement différente en commission mixte paritaire, cette disposition avait finalement été censurée par le Conseil constitutionnel comme étant un « cavalier législatif » (disposition sans lien avec le texte en discussion), contraire au premier alinéa de l’article 45 de la Constitution.

2.   Les objectifs en matière de décarbonation des mix électrique et énergétique

Le 2° de l’article 3 ajoute deux dispositions à l’article L. 100-4 du code de l’énergie.

Premièrement, il prévoit le maintien de la part du nucléaire dans la production d’électricité à plus de 60 % à horizon 2030 et un mix de production d’électricité majoritairement nucléaire à l’horizon 2050.

Sans le mentionner comme objectif en tant que tel, le projet de PPE 3 souligne qu’« en 2030, la PPE devrait conduire à une production d’environ […] 360 TWh d’origine nucléaire, soit […] 60 % de la production d’électricité d’origine nucléaire », puis, en 2035, respectivement a minima 360 TWh et 53 %. Une cible de 400 TWh est cependant visée par EDF comme « ambition managériale ».

Par ailleurs, le scénario N03 de l’étude Futurs énergétiques 2050 de RTE, dans sa trajectoire de référence, conduit à un mix électrique à l’horizon 2050 composé à 50 % de nucléaire et, dans sa trajectoire de réindustrialisation profonde, à 43 % de nucléaire ;

Deuxièmement, ce même 2° prévoit la décarbonation du mix électrique à plus de 90 % et celle du mix énergétique à plus de 50 % à l’horizon 2030.

Le mix électrique est aujourd’hui déjà décarboné à plus de 90 % (95 % en 2024 selon le bilan électrique de RTE). Le Plan national intégré énergie-climat (Pniec), dans sa version de juin 2024, prévoit « un bouquet électrique à 96 % décarboné en 2030 (61 % nucléaire, 35 % énergies renouvelables) ».

Quant au mix énergétique, le projet de PPE 3 souligne que l’« objectif est de passer d’un mix énergétique constitué d’environ 60 % d’énergie fossile importée en 2023 à un mix énergétique constitué d’environ 60 % d’énergies bas-carbone en 2030 ».

Comme pour les objectifs fixés en matière de recherche et d’innovation, ces dispositions s’inspirent des dispositions de l’article 1er B du projet de loi d’accélération du nucléaire, supprimées par l’Assemblée nationale lors de l’examen de ce texte du fait de leur caractère programmatique.

3.   Les objectifs en matière de capacités nucléaires installées

Il est ajouté, à l’article L. 100-4 du code de l’énergie, un 5° quater portant sur les objectifs de capacités installées de production nucléaire. Au total, l’objectif est de construire 27 GW de nouvelles capacités d’ici 2050, dont au moins 14 réacteurs européens pressurisés et 15 petits réacteurs modulaires. Cet objectif général est décomposé en deux échéances :

– engager la construction de 9,9 GW de capacités installées d’ici à 2026. Ce chiffre correspond à la réalisation de 6 réacteurs de type EPR2. Il est mentionné dans le Pniec ;

– engager la construction de 13 GW de capacités installées et d’un premier prototype de petit réacteur modulaire d’ici 2030.

Enfin, il est précisé qu’avant le dépôt de la prochaine loi de programmation énergie-climat, la construction de 6 réacteurs européens pressurisés additionnels, représentant 9,9 GW de capacités installées, doit également être étudiée.

En cohérence avec les différentes annonces effectuées par le Gouvernement, notamment à l’issue des Conseils de politique nucléaire, le projet de PPE 3 prévoit :

– la construction de six nouveaux réacteurs nucléaires de type EPR2, étant précisé que « L’État confirme son soutien à ce programme et s’inscrit dans la perspective d’une décision finale d’investissement par le conseil d’administration d’EDF en vue de son lancement au plus tard durant l’année 2026 » ;

– une décision, d’ici 2026, sur la réalisation d’un éventuel second palier de 13 GW (correspondant à 8 EPR2) ;

– la réalisation d’un « premier béton » de petit réacteur modulaire (PRM) à eau pressurisée et le lancement d’au moins un prototype de PRM de technologie différente à l’horizon du début de la décennie 2030.

Le scénario N03 de l’étude Futurs énergétiques 2050 prévoit quant à lui 24 GW de nucléaire historique et 27 GW de nouveau nucléaire dans sa trajectoire de référence (14 EPR représentant 23 GW et quelques PRM représentant 4 GW).

Les rapporteurs du Sénat soulignent, dans leur rapport, que les deux paliers proposés par la proposition de loi sont cohérents avec le Pniec, de même qu’avec ceux donnés par l’avant-projet de loi « souveraineté énergétique ». Ils soulignent également les besoins croissants en électricité. Dans l’actualisation de son étude Futurs énergétiques 2050 publiée en 2024, RTE estime la consommation intérieure d’électricité en 2035 entre 580 et 640 TWh dans les scénarios de référence (cette consommation était 475 TWh en 2019) ([30]).

Un 5° quinquies est en outre ajouté à la rédaction de l’article L. 100-4 du code de l’énergie, relatif au maintien en fonctionnement des installations de production existantes. Il propose de maintenir en fonctionnement toutes les installations de production d’électricité nucléaire existantes, sous réserve des impératifs de sûreté, afin d’atteindre une capacité installée d’au moins 63 GW jusqu’en 2035 et une disponibilité de cette capacité installée de 75 % à l’horizon 2030.

Les rapporteurs du Sénat font référence au Pniec et à la Stratégie française énergie-climat (Sfec) pour justifier cet objectif, cette dernière mentionnant « un objectif de production de 400 TWh, ce qui correspond à un taux de disponibilité de 75 % ». L’avant-projet de loi relatif à la souveraineté énergétique mentionnait également explicitement l’objectif de 63 GW de capacités installées.

Le projet de PPE 3 ne mentionne pas d’objectifs de disponibilité des centrales nucléaires, évoquant cependant que l’amélioration de l’équilibre offre‑demande « sera permise essentiellement par l’augmentation de la disponibilité du nucléaire, même s’il n’est pas attendu qu’elle retrouve son niveau du début des années 2010 ». Ce projet souligne par ailleurs l’objectif de poursuivre l’exploitation des réacteurs en fonctionnement, au-delà de 50 puis de 60 ans, sous réserve des enjeux de sûreté.

Dans l’actualisation de son étude Futurs énergétiques publiée en 2024, RTE estime les capacités installées de production nucléaire entre 60 et 63 GW en 2035, quelle que soit la trajectoire retenue.

4.   Les objectifs relatifs au cycle du combustible

Enfin, l’article 3 de la proposition de loi complète l’article L. 100-4 du code de l’énergie en ajoutant trois objectifs relatifs au cycle du combustible :

– le maintien en fonctionnement de toutes les installations nécessaires à la mise en œuvre du traitement et de la valorisation des combustibles usés, sous réserve des enjeux de sûreté ;

– l’objectif de maintenir les usines actuelles de retraitement-recyclage et de les compléter après 2040. C’est aujourd’hui l’usine Orano de La Hague qui permet de retraiter le combustible usé. Le plutonium qui en est issu peut ensuite être assemblé avec de l’uranium appauvri pour créer du combustible MOx. L’uranium extrait du combustible usé peut également être ré-enrichi, puis réutilisé ;

– l’utilisation de 20 % de matières recyclées dans la production d’électricité d’origine nucléaire à l’horizon 2030. Cet objectif avait déjà été introduit dans le projet de loi d’accélération du nucléaire de 2023 par le Sénat, mais supprimé par l’Assemblée nationale au motif que les acteurs n’avaient pas souhaité s’engager à l’époque sur un tel objectif – qui, par ailleurs, était lui aussi de nature programmatique, dans un projet de loi qui ne l’était pas.

Cycle du combustible en France

Source : projet de PPE 3.

L’avant-projet de loi relatif à la souveraineté énergétique proposait le maintien en fonctionnement des installations contribuant au retraitement et à la valorisation des combustibles usés.

Le projet de PPE 3 consacre le maintien de la stratégie de retraitement et de valorisation du combustible et souligne que « Dans la perspective de renouveler les installations de l’aval du cycle nucléaire, la filière nucléaire mènera, d’ici la fin de l’année 2026, sous la supervision de l’État, des travaux visant à définir les scénarios industriels les plus appropriés pour l’avenir du cycle du combustible post-2040, les modalités de financement et le calendrier de décisions associés, en veillant à favoriser la gestion durable des substances radioactives, la sécurité d’approvisionnement et la maîtrise des coûts ». Ce même document évoque par ailleurs « un potentiel de réduction de 10 % du besoin français d’uranium naturel grâce à la filière MOx et de 15 % supplémentaires grâce à la filière URE (uranium recyclé enrichi), soit un total de 25 % de réduction ».

B.   les modifications apportÉes par le sÉnat

1.   En commission

La commission des affaires économiques du Sénat a adopté un amendement du sénateur Franck Menonville (LR), avec un avis favorable du rapporteur, ajoutant à la liste des projets de recherche et d’innovation devant être soutenus (1° de l’article 3) le projet Cigéo de stockage de déchets radioactifs en couche géologique profonde. Il s’agissait ainsi de rappeler, selon les auteurs de l’amendement, « le rôle essentiel et stratégique du projet dans la relance de la filière nucléaire ».

Elle a également adopté un amendement des rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet, indiquant, en complément de précisions rédactionnelles sur la nature des réacteurs nucléaires visés, que d’ici 2030, c’est une première installation de PRM qui doit être engagée, au lieu d’un premier prototype de ce type de réacteur. Cet amendement a également conduit à préciser dans le texte que la disponibilité visée des réacteurs est une disponibilité moyenne, et à ajuster l’objectif de matières recyclées à utiliser dans le combustible pour les réacteurs nucléaires : au lieu d’un objectif de 20 % à l’horizon 2030, il est désormais prévu un objectif de 10 % en 2030, puis de 20 % à l’horizon 2040, afin de mieux graduer l’effort.

2.   En séance publique

Six amendements ont été adoptés lors de l’examen de cet article en séance publique au Sénat.

Un amendement des rapporteurs, adopté par le Sénat avec un avis favorable du Gouvernement, a conduit à préciser, à l’alinéa 3 de l’article, qu’il est question de « renforcer » l’effort de recherche et d’innovation en matière de nucléaire et d’hydrogène bas‑carbone, plutôt que de « poursuivre » un tel effort.

Un deuxième amendement des rapporteurs, adopté par le Sénat malgré un avis défavorable du Gouvernement, a conduit à prévoir le renforcement de la place des réacteurs à neutrons rapides dans la rédaction de l’article 3 :

– en apportant une précision rédactionnelle à ce sujet au troisième alinéa de cet article ;

– en complétant cet article par un nouvel alinéa qui prévoit, à l’article L. 100‑4 du code de l’énergie, un nouvel objectif de soutien spécifique à un programme de développement de ce type de réacteurs de quatrième génération, ainsi qu’à la valorisation des matières nucléaires associées, dans la perspective éventuelle de leur développement à l’échelle industrielle. Les auteurs de l’amendement entendent notamment valoriser les travaux de la commission sénatoriale sur la production, la consommation et le prix de l’électricité aux horizons 2035 et 2050 ([31]). Celle-ci a appelé à concentrer les moyens de recherches sur les réacteurs à neutrons rapides et, à l’inverse, a émis « un jugement négatif » sur le multirecyclage en REP. Votre rapporteur rappelle avoir, lors de la commission d’enquête sur la souveraineté énergétique, déjà regretté des efforts insuffisants concernant la recherche sur les réacteurs de quatrième génération par rapport à l’option de multirecyclage en REP ([32]).

Un premier amendement du Gouvernement, adopté par le Sénat avec un avis favorable de la commission, a conduit à revoir la rédaction du septième alinéa, qui porte sur le calendrier de construction de nouvelles capacités de production nucléaire :

– en remplaçant le terme « construire au moins » 27 GW de nouvelles capacités nucléaires d’ici 2050 par le terme « tendre vers » ;

– en supprimant, pour la capacité installée à l’horizon 2050, l’expression de l’objectif en nombre de réacteurs construits (fixé par le Sénat à 14 EPR 2 et 15 PRM) et en utilisant par ailleurs les termes plus génériques de « réacteurs électronucléaires de grande puissance » pour qualifier les réacteurs à construire, plutôt que ceux de « réacteurs européens pressurisés » ;

– à la deuxième phrase de l’alinéa, en arrondissant l’objectif de capacités engagées de nucléaire de 9,9 à 10 GW et en précisant que cet objectif correspond à six réacteurs électronucléaires de grande puissance, et que le second palier de 13 GW en concerne huit, auxquels s’ajoute un PRM.

– en rédigeant différemment la dernière phrase portant sur l’étude de capacités additionnelles avant le dépôt de la prochaine LPEC, ce qui a conduit à mentionner là aussi le chiffre de 10 GW (plutôt que 9,9 GW) et à supprimer la précision sur le nombre de réacteurs que cela pourrait représenter.

Un deuxième amendement du Gouvernement, adopté par les sénateurs avec un avis favorable de la commission, a conduit à supprimer l’objectif de disponibilité moyenne des installations de production d’électricité d’origine nucléaire. À l’appui de cette modification, il a été avancé au Sénat que, d’une part, l’intérêt économique conduira l’exploitant à maximiser la disponibilité des réacteurs et que, d’autre part, la disponibilité peut être contrainte par des exigences de sûreté.

Un troisième amendement des rapporteurs a été adopté au Sénat malgré un avis défavorable du Gouvernement. Outre un ajustement rédactionnel, il a précisé que le retraitement et le recyclage des combustibles usés doivent devenir leur principal mode de gestion. Il précise également que la pérennité et le développement des usines de retraitement et de recyclage au-delà de 2040 devront se faire « en définissant des modalités d’organisation et de gestion adaptées ».

Enfin, un troisième amendement du Gouvernement, adopté par les sénateurs avec un avis favorable de la commission, a conduit à donner une nouvelle rédaction à l’alinéa 10 relatif au recyclage des combustibles usés. Outre certaines précisions rédactionnelles, cet amendement a amené à :

– assouplir les objectifs proposés, en évoquant des objectifs de réduction de la consommation d’uranium naturel d’« environ » 10 % à horizon 2030 et 20 % à horizon 2024 grâce à du combustible issu de matières recyclées, et ce par rapport à un scénario d’absence de recyclage ;

– préciser que ces objectifs sont valables sous réserve des impératifs liés à la sûreté nucléaire et « de la prise en compte des besoins pour le long terme ».

Le Gouvernement a souligné que le choix d’une part de matières recyclées relève « d’une optimisation économique et industrielle à laquelle il convient de laisser une latitude suffisante au bénéfice de l’efficacité d’ensemble ». Les exigences de sûreté, mais aussi la situation du marché de l’uranium et l’arbitrage entre consommation présente et future, notamment dans les réacteurs de quatrième génération, sont autant d’éléments à prendre en compte.

III.   La position de la commission

A.   La mention des financements publics et des énergies renouvelables dans les dispositions relatives au renforcement de la recherche

La commission a adopté l’amendement CE424 de M. Julien Brugerolles (GDR), avec avis favorable du rapporteur, prévoyant que l’effort de recherche et d’innovation en faveur de l’énergie nucléaire et de l’hydrogène bas-carbone doit être significativement renforcé, par des financements publics adaptés.

Elle a également adopté l’amendement CE124 de M. Jean-Luc Fugit (EPR), avec avis de sagesse du rapporteur, prévoyant que cet effort de recherche porte aussi sur l’hydrogène renouvelable et pas uniquement bas-carbone. L’adoption de cet amendement devait conduire à inclure par la même occasion les énergies renouvelables, aux côtés de l’énergie nucléaire, pour ce qui concerne les enjeux de couplage de ces deux types d’énergie avec l’hydrogène.

B.   La suppression des objectifs liés à l’énergie nucléaire et décarbonée exprimés en pourcentage du mix de production

L’amendement CE544 du rapporteur, adopté par la commission, devait conduire à supprimer les alinéas 5 et 6 de l’article 3 :

– l’alinéa 5 prévoyait un mix électrique composé à plus de 60 % de nucléaire à l’horizon 2030, puis un mix de production d’électricité majoritairement nucléaire à l’horizon 2050. Ces objectifs, exprimés en pourcentage, ne permettaient pas de donner des objectifs clairs à la filière industrielle, à l’inverse d’un objectif exprimé en capacité installée ou en production. L’important n’est pas d’atteindre une certaine part au sein du mix, que ce soit grâce à l’énergie nucléaire ou aux EnR, mais de décarboner la production d’énergie. Le plafonnement de la production nucléaire à 50 % du mix a été supprimé, et il convient de ne pas retomber dans le même écueil ;

– l’alinéa 6 prévoyait de décarboner le mix électrique à plus de 90 % et le mix énergétique à plus de 50 % à l’horizon 2030. Le mix électrique est déjà décarboné à plus de 90 %. Quant à la décarbonation du mix énergétique, un objectif de réduction de la consommation énergétique primaire à partir des énergies fossiles est déjà fixé par le 3° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie. Il est préférable de conserver cette seule notion, plus claire et précise. En effet, la notion de « mix énergétique » fait référence à la production d’énergie, mais c’est généralement la notion de production primaire d’énergie sur le territoire national qui est utilisée dans les différentes productions statistiques du ministère chargé de l’énergie. Or, celle‑ci n’inclut pas les énergies importées ; la notion de consommation primaire, utilisée au 3° de l’article L. 100-4 de l’énergie, est donc plus satisfaisante à cet égard ([33]).

C.   Le maintien en fonctionnement des capacités installées est repositionné en premier dans la présentation des objectifs relatifs au nucléaire

L’adoption en commission de l’amendement CE453 du rapporteur devait simplement permettre de déplacer l’alinéa 8, qui prévoit le maintien en fonctionnement des capacités nucléaires existantes, au début de l’énumération des objectifs de politique énergétique relatifs au nucléaire à l’article L. 100-4 du code de l’énergie. Cet ordre de présentation avait pour intérêt de clarifier la présentation de l’article et d’être davantage en adéquation avec la logique qui sous-tend la relance du nucléaire (maintien des capacités existantes premièrement ; puis développement de nouvelles capacités ; enfin, enjeux relatifs au cycle du combustible).

Un sous-amendement CE562 de Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC) à cet amendement, que la commission a également adopté, devait conduire à préciser qu’il s’agit bien de maintenir une capacité installée de production d’au moins 63 GW plutôt que de l’« atteindre », étant donné que la puissance installée actuelle du parc nucléaire est déjà de 63 GW lorsque l’on y inclut l’EPR de Flamanville.

D.   La suppression des échéances intermédiaires fixées pour engager la construction de nouveaux réacteurs nucléaires

L’amendement CE135 de M. Jérôme Nury (LR), adopté avec avis favorable du rapporteur, visait à préciser qu’il fallait tendre vers « au moins » 27 GW de nouvelles capacités nucléaires à l’horizon 2050.

L’amendement CE224 de Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC), adopté avec avis défavorable du rapporteur, amenait à supprimer la deuxième phrase de l’alinéa 7, c’est-à-dire les objectifs intermédiaires de 2026, puis de 2030, pour engager respectivement la construction de 10 GW puis de 13 GW de capacités nucléaires installées. Seul un objectif global à l’horizon de 2050 devait donc être fixé.

E.   plusieurs modifications relatives aux dispositions sur le cycle du combustible

À l’alinéa 9, l’amendement CE254 de M. Karim Benbrahim (SOC), adopté avec avis favorable du rapporteur, devait supprimer l’objectif de prioriser le retraitement et le recyclage des combustibles usés parmi les différents modes de gestion de ces derniers, permettant ainsi de ne pas préjuger des choix technologiques de la filière.

L’adoption de l’amendement CE546 du rapporteur devait conduire à supprimer la fin du même alinéa 9. Celui-ci précisait que la pérennisation et le renouvellement des usines de retraitement-recyclage après 2040 devait se faire « en définissant les modalités d’organisation et de gestion adaptées » ; or, une telle précision apparaissait superflue.

L’amendement CE547 du rapporteur a également été adopté. Il devait supprimer, parmi les objectifs liés à la valorisation des combustibles usés, la fixation d’une part précise de matières recyclées à atteindre dans le volume de combustible utilisé pour le fonctionnement des centrales nucléaires, là aussi afin de ne pas préempter les choix technologiques et économiques de la filière.

Enfin, l’adoption de l’amendement CE548 du rapporteur devait permettre de donner une rédaction plus ambitieuse à l’alinéa 11, concernant le développement des réacteurs de quatrième génération. Cette rédaction visait à affirmer la nécessité d’engager la construction d’un démonstrateur de réacteur à neutrons rapides au plus tard en 2030.

F.   Le rejet de l’article 3

Après l’adoption de ces différents amendements, la commission a finalement rejeté l’article 3. Ce dernier ne figure donc pas dans le texte adopté par la commission.

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*     *

(articles L. 100-2 et L. 100-4 du code de l’énergie)
Définition d’objectifs de politique énergétique liés aux réseaux électriques, à la flexibilité, à l’hydrogène et aux technologies de capture et de stockage du dioxyde de carbone

Adopté par la commission avec modifications

Cet article complète les objectifs de politique énergétique en affirmant la nécessité de développer les réseaux de distribution et de transport d’électricité, de favoriser la flexibilité du système électrique et d’encourager les opérations d’autoconsommation.

Il fixe des objectifs chiffrés concernant le développement de l’hydrogène renouvelable et bas-carbone.

Il établit également des objectifs chiffrés en matière de développement des technologies de captage et de stockage du dioxyde de carbone.

La commission des affaires économiques a adopté cet article, en supprimant les dispositions relatives à l’autoconsommation, en redéfinissant celles relatives à l’hydrogène et en rétablissant un objectif chiffré d’effacement de consommation.

I.   L’état du droit

A.   Le développement des réseaux et de la flexibilité, enjeux majeurs du mix électrique de demain

1.   Le réseau électrique

En complément de la relance de la production d’énergie nucléaire, le développement des énergies renouvelables (EnR) est indispensable à l’atteinte de nos objectifs de politique énergétique et pour répondre à l’électrification croissante des usages. Leur trajectoire de développement est abordée en détail dans le commentaire de l’article 5 de la présente proposition de loi.

Les EnR sont cependant géographiquement plus diffuses que les installations de production nucléaires ou thermiques et produisent de manière intermittente (hors hydroélectricité), ce qui nécessite d’adapter les réseaux électriques – de transport comme de distribution ([34]) – en conséquence. Cette adaptation est également rendue nécessaire, pour les réseaux de transport, dans une perspective de réindustrialisation de notre économie, afin de garantir des infrastructures suffisantes autour des grandes zones industrielles.

Plusieurs dispositions du code de l’énergie mentionnent l’importance des réseaux électriques :

– dans la partie programmatique du code de l’énergie, le 9° de l’article L. 100-2 souligne la nécessité d’assurer des moyens de transport et de stockage de l’énergie adaptés aux besoins ;

– l’article L. 121-2 dispose que le service public de l’électricité « assure les missions de développement équilibré de l’approvisionnement en électricité, de développement et d’exploitation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité […] ». Les articles L. 121-3 et L. 121-4 détaillent cette mission, qui comporte notamment la réalisation des objectifs définis par la programmation pluriannuelle de l’énergie en la matière, l’approvisionnement des zones non interconnectées, la desserte de l’ensemble du territoire ainsi que le raccordement et l’accès des consommateurs.

2.   La flexibilité du système électrique

Le projet de PPE 3 définit la flexibilité système électrique comme « la capacité du système électrique à s’adapter à la variabilité des modes de production et de consommation et à la disponibilité du réseau, selon les échéances pertinentes du marché ». C’est un levier essentiel pour le passage des pointes de consommation. Il repose sur des outils liés à la fois à l’offre et à la demande d’électricité.

Du côté de l’offre, l’un des piliers essentiels de la flexibilité est la capacité de stockage de l’électricité, alors que cette dernière n’est aujourd’hui que très peu stockable à grande échelle.

L’hydroélectricité représente en cela un atout majeur : les barrages de lacs représentent un moyen de production pilotable stratégique. Le développement des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) est également un outil de flexibilité : ces ouvrages permettent de turbiner de l’eau lorsque le système en a le plus besoin, puis reconstituent leurs réserves en eau grâce à un système de pompage en heures creuses.

D’autres moyens de stockage sont également en train de se développer, en particulier les batteries et le stockage grâce à l’hydrogène.

Du côté de la demande, les outils de flexibilité reposent sur la capacité à interrompre ponctuellement ou à déplacer dans le temps certaines consommations. Cela peut se traduire par des incitations tarifaires (avec par exemple des contrats de fourniture de type heures pleines/heures creuses). L’effacement de consommation permet ainsi de réduire provisoirement la demande en électricité. Il existe notamment un mécanisme d’effacement spécifique, rémunéré, par le biais duquel certaines entités, en particulier des industriels, acceptent de baisser temporairement, sur demande du gestionnaire de réseau, leur consommation électrique en cas de tension sur le système. Ce mécanisme a récemment été révisé par l’article 19 de la loi de finances pour 2025, qui a plus généralement réformé le mécanisme de capacité.

Le code de l’énergie comporte plusieurs dispositions soulignant le rôle central de la flexibilité du système électrique :

– l’article L. 100-1 A dispose que la LPEC doit notamment fixer des objectifs de stockage des énergies renouvelables, ainsi que pour l’hydrogène renouvelable et bas-carbone, pour deux périodes successives de cinq ans ;

– comme déjà mentionné supra, le 9° de l’article L. 100-2 inscrit, parmi les principes auxquels l’État doit veiller pour la mise en œuvre des objectifs de politique énergétique, d’assurer « des moyens de transport et de stockage de l’énergie adaptés aux besoins » ;

– le 4° bis de l’article L. 100-4, qui fixe les objectifs de politique énergétique à atteindre en matière d’hydroélectricité, mentionne notamment la nécessité de favoriser le stockage de l’électricité ;

– le 11° du même article prévoit de « favoriser le pilotage de la production électrique, avec pour objectif l’atteinte de capacités installées d’effacements d’au moins 6,5 gigawatts en 2028 ».

B.   L’hydrogène offre un potentiel de stockage de l’électricité et une alternative aux carburants fossiles

L’hydrogène est un vecteur permettant de stocker, de transporter et d’utiliser de l’énergie. On distingue l’hydrogène fabriqué à partir de sources d’énergie fossile (hydrocarbures) – ce qui représente aujourd’hui 95 % de la production d’hydrogène ([35]) – de l’hydrogène fabriqué à partir de sources d’énergie renouvelables ou bas-carbone, notamment par électrolyse de l’eau.

L’hydrogène bas-carbone est défini à l’article L. 811-1 du code de l’énergie comme l’hydrogène dont le procédé engendre des émissions inférieures ou égales à un seuil fixé par arrêté, sans être produit à partir de sources renouvelables. Cette définition doit donc permettre d’inclure l’hydrogène produit à partir d’électricité d’origine nucléaire, bien que certains éléments de définition ne soient pas encore stabilisés au niveau de l’Union européenne, en particulier pour l’hydrogène vendu dans le cadre d’un contrat de gré à gré (PPA ou power purchase agreement) ([36]).

L’hydrogène représente un potentiel intéressant pour stocker de l’électricité, mais aussi car il peut être utilisé comme carburant. Il peut également être injecté dans les réseaux existants, notamment dans les réseaux gaziers. Cela nécessite cependant une adaptation de ces réseaux.

L’article L. 100-1 A du code de l’énergie prévoit que la LPEC fixe les objectifs de développement et de stockage pour l’hydrogène renouvelable et bas‑carbone, pour deux périodes successives de cinq ans.

L’article premier de la loi « énergie climat » de 2019 avait créé un nouveau 10° à l’article L. 100-4 du même code, qui fixe comme objectif de développer l’hydrogène bas-carbone et renouvelable, tant pour les usages industriels et énergétiques que pour la mobilité, afin d’atteindre 20 % à 40 % des consommations totales d’hydrogène et d’hydrogène industriel à l’horizon 2030.

Le Gouvernement a actualisé en avril 2025 sa Stratégie nationale de l’hydrogène décarboné, en abaissant les objectifs de développement précédemment fixés (voir II infra).

C.   les technologies de capture et de stockage de carbone peuvent jouer un rôle dans l’atteinte de la neutralité carbone

Les technologies de capture, de valorisation et de stockage du dioxyde de carbone (CO2), aussi appelées CCUS, sont l’un des leviers à disposition pour garantir l’atteinte de la neutralité carbone à l’horizon 2050, objectif fixé au 1° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie.

En effet, neutralité carbone ne veut pas dire plus aucune émission, mais bien, comme cela est défini au même alinéa, un « équilibre, sur le territoire national, entre les émissions anthropiques par les sources et les absorptions anthropiques par les puits de gaz à effet de serre ». Les technologies CCUS sont complémentaires des puits de carbone naturel (forêts).

Ces technologies CCUS visent à capturer le CO2 émis par un processus industriel afin soit de l’injecter et de le stocker dans des formations géologiques adaptées, soit de l’utiliser comme ressource dans la fabrication de produits ([37]).

Le Gouvernement a publié, en juillet 2024, un état des lieux et des perspectives de déploiement du CCUS en France. Au niveau de l’UE, la possibilité de recourir au stockage du carbone est déjà prévue par le système d’échange de quotas d’émissions (SEQE-UE) et par le Net Zero Industry Act.

II.   Le dispositif proposé

L’article 4 de la proposition de loi fixe des objectifs de politique énergétique portant sur trois aspects principaux : le développement des réseaux et des flexibilités, le développement de l’hydrogène et enfin les objectifs de capture et de stockage du carbone.

A.   les dispositions initiales de la proposition de loi

1.   Les objectifs relatifs aux réseaux et à la flexibilité du système électrique

L’article 4 ajoute deux alinéas à l’article L. 100-2 du code de l’énergie, qui fixe les priorités auxquelles l’État doit veiller pour l’atteinte des objectifs de politique énergétique :

– le premier porte sur le développement des réseaux de distribution et de transport d’électricité, afin d’intégrer le développement de la production d’électricité décarbonée, nucléaire comme renouvelable, et d’accompagner l’électrification des usages (9° bis nouveau de l’article L. 100-2). Cela devra se faire en veillant à l’accélération des délais et à l’abaissement des coûts. Le schéma décennal de développement du réseau (SDDR) de RTE prévoit un besoin d’investissement dans le réseau de transport de 100 milliards d’euros (Md€) environ d’ici 2040. Pour le réseau de distribution, Enedis a prévu d’investir 96 Md€ entre 2022 et 2040 ;

– le second encourage à optimiser le système électrique, à favoriser la flexibilité tant de l’offre que de la demande et à développer le stockage de l’électricité, notamment hydraulique, par batterie ou par électrolyse (9° ter nouveau de l’article L. 100-2).

L’article 4 ajoute également un 10° ter nouveau à l’alinéa L. 100-4 du code de l’énergie relatif aux capacités de stockage par batteries stationnaires ou embarquées. Cet objectif est fixé à 1 GW au moins à l’horizon 2030 et à 3 GW à l’horizon 2035.

Les rapporteurs du Sénat ont relevé que les objectifs du code de l’énergie sont assez peu diserts sur les enjeux de flexibilité.

Le projet de PPE 3 comporte un volet sur le réseau électrique et les flexibilités, qui comporte plusieurs actions prioritaires :

– réaliser les adaptations nécessaires sur le réseau et poursuivre la planification à long terme au travers du SDDR (pour le réseau de transport) et du plan de développement de réseau (pour le réseau de distribution). Cela doit notamment passer par la révision des schémas régionaux de raccordement et la révision des modalités des files d’attente de raccordement. Plusieurs enjeux majeurs doivent être pris en compte : l’adaptation du réseau aux conséquences du changement climatique, le développement des flexibilités, le renforcement du réseau 400 kV d’ici 2035 pour éviter les congestions, mais aussi la soutenabilité des investissements envisagés, notamment par leur financement via le tarif d’utilisation du réseau public d’électricité (TURPE) et la contribution au raccordement ;

– renforcer les outils permettant d’ajuster le réseau à une part croissante de production non pilotable : le renforcement des flexibilités, tant du côté de l’offre que de la demande, sont des outils fondamentaux pour atteindre cet objectif ;

– concernant plus spécifiquement les flexibilités, poursuivre les analyses en cours pour identifier les objectifs et les mesures correspondantes. Du côté de la demande, des travaux de la CRE sont en cours pour définir le placement optimal des heures creuses dans le cadre des prochains TURPE. Les offres tarifaires valorisant la flexibilité des usages ont également vocation à être développées, de même que les incitations économiques ou même des obligations réglementaires pour les équipements les plus stratégiques en la matière (chauffe-eau, chauffage et climatisation, bornes de recharge des véhicules électriques).

Enfin, il est prévu de développer au minimum 1,7 GW de STEP supplémentaires d’ici 2035 (voir, infra, le commentaire de l’article 5).

2.   Les objectifs relatifs à l’hydrogène

Les objectifs relatifs à l’hydrogène sont spécifiés aux alinéas 5 à 8 de l’article 3.

En premier lieu, il est fixé l’objectif d’atteindre 33 % d’hydrogène renouvelable dans la consommation d’hydrogène industriel et 77 % d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone dans la consommation totale d’hydrogène à l’horizon 2030 (2° a) de l’article 4).

Les pourcentages retenus (33 % et 77 %) résultent, selon les rapporteurs du Sénat, de la prise en compte des dispositions de la directive dite « REDIII » sur les énergies renouvelables ([38]). Son article 22 bis dispose que les États membres veillent à ce que les carburants renouvelables d’origine non biologique (qui correspondent, dans les faits, à des carburants synthétisés à partir d’hydrogène renouvelable, par électrolyse de l’eau) représentent au moins 42 % de l’hydrogène dans l’industrie d’ici à 2030 et 60 % d’ici à 2035. Toutefois, l’article 22 ter permet de moduler cette contribution à la baisse de 20 %, sous réserve de deux conditions cumulatives :

– l’État doit être « en bonne voie » de s’acquitter de l’objectif de part d’EnR dans la consommation finale brute d’énergie de l’UE en 2030. Cette part a été fixée à 42,5 % par la directive REDIII ;

– la part de l’hydrogène ou de ses dérivés produite à partir de combustibles fossiles qui est consommée dans cet État membre ne doit pas être supérieure à 23 % en 2030 et à 20 % en 2035.

Le Sénat a donc proposé de se saisir de cette exception :

– pour remplir cette dernière condition, le texte fixe ainsi un objectif de 77 % d’hydrogène non fossile horizon 2030 (ce qui correspond à une part maximale de 23 % d’hydrogène produit à partir de sources fossiles) ;

– par conséquent, il transcrit dans la loi l’objectif de la directive REDIII de 42 % de carburants renouvelables d’origine non biologique, minoré de 20 %, aboutissant de ce fait à un taux de 33 %.

Le b) du 2° de l’article 4 fixe ensuite l’objectif de disposer de capacités installées de production d’au moins 6,5 GW d’hydrogène décarboné produit par électrolyse en 2030 et de 10 GW à l’horizon 2035.

Le Sénat avait déjà introduit un objectif de 6,5 GW de capacités à horizon 2030 dans la loi d’accélération du nucléaire en 2023, mais cette disposition avait été censurée par le Conseil constitutionnel comme étant un « cavalier législatif » car contraire au premier alinéa de l’article 45 de la Constitution.

Les chiffres retenus se fondent à la fois sur les conclusions d’un rapport sénatorial ([39]) et sur le Pniec, qui mentionnait l’objectif d’installer 6,5 GW d’électrolyseurs en 2030 et de répondre à un besoin de 10 GW en 2035.

Cependant, le projet de PPE 3 et la dernière actualisation de la Stratégie hydrogène du Gouvernement ont revu ces ambitions à la baisse et visent désormais jusqu’à 4,5 GW en 2030 et jusqu’à 8 GW en 2035. La Stratégie nationale révisée souligne que le déploiement du marché de l’hydrogène a été moins rapide qu’attendu, en particulier pour ce qui concerne la phase d’industrialisation et le déploiement des premiers projets. Il est argumenté que « ce décalage est notamment lié aux enjeux de maturité des technologies d’électrolyse, au coût de production qui reste élevé, et à la mise en œuvre progressive du cadre appliqué au secteur ».

3.   Les objectifs relatifs à la capture et au stockage du carbone

La version initiale de la proposition de loi a fixé comme objectif un recours annuel aux technologies CCUS d’au moins 4 mégatonnes à l’horizon 2030 et d’au moins 15 mégatonnes à l’horizon 2050. Le Sénat a justifié ces objectifs par les chiffres de la stratégie CCUS de 2023, ainsi que par ceux de la Stratégie française énergie-climat (Sfec) de l’époque et du Plan national intégré énergie-climat (Pniec). Le Pniec prévoyait un recours au CCUS dans le secteur industriel dès 2027, pour atteindre 4 à 8,5 mégatonnes de CO2 par an à l’horizon 2030, puis entre 30 et 50 mégatonnes de CO2 par an en 2050.

Le projet de SNBC 3 prévoit un volume capté dans l’industrie de l’ordre de 7 mégatonnes de CO2 en 2030, la quasi-totalité de ce volume étant stocké dans des formations géologiques. La fraction résiduelle restante serait utilisée pour la production de e‑carburants ou dans des procédés industriels.

La dernière actualisation de la Stratégie CCUS à l’été 2024 prévoit un objectif de captation de 4 à 8 mégatonnes de CO2 par an à l’horizon 2030 et de 12 à 20 mégatonnes de CO2 par an à l’horizon 2040.

B.   les modifications apportées par le sénat

1.   En commission

Lors de l’examen de l’article 4 de la proposition de loi au Sénat, la commission des affaires économiques a adopté un amendement des rapporteurs visant à préciser à son alinéa 3 que l’objectif d’abaissement des coûts du réseau électrique est un abaissement des coûts unitaires, les coûts globaux des réseaux étant, quant à eux, amenés à croître (voir les besoins d’investissement mentionnés précédemment).

2.   En séance publique

Lors de l’examen du texte en séance, les sénateurs ont adopté un amendement de M. Daniel Gremillet (LR), faisant l’objet d’un avis favorable de la commission et du Gouvernement, qui a conduit à compléter l’alinéa 3 de l’article, relatif aux réseaux, en y mentionnant la nécessité d’adapter les réseaux aux effets du changement climatique et de garantir leur cybersécurité.

Par ailleurs, à la suite de l’adoption d’un amendement des rapporteurs qui avait reçu un avis favorable du Gouvernement, il a été ajouté au même alinéa que le développement des réseaux électriques doit se faire en veillant à la planification des infrastructures, pour éviter leur dispersion. Les rapporteurs du Sénat ont ainsi souhaité reprendre les orientations de la commission d’enquête sénatoriale sur les prix de l’électricité ([40]).

L’adoption par les sénateurs d’un autre amendement des rapporteurs, qui a fait l’objet d’un avis de sagesse du Gouvernement, a conduit à ajouter un alinéa à l’article L. 100-4 du code de l’énergie. Il s’agissait ici d’encourager les opérations d’autoconsommation individuelles et collectives, tant en électricité qu’en gaz, sans préjudice de la propriété publique et de l’équilibre financier des réseaux de distribution, toujours en lien avec les recommandations de la commission d’enquête susmentionnée ([41]).

L’adoption par les sénateurs d’amendements identiques de M. Bernard Buis (RDPI) et du Gouvernement, ayant fait l’objet d’un avis favorable de la commission, a modifié la rédaction du 10° ter nouveau ajouté à l’article L. 100-4 du code de l’énergie, qui concerne le développement des flexibilités. Cette modification a consisté à supprimer les objectifs chiffrés de stockage par batterie, un objectif général de développement des flexibilités leur étant préféré pour assurer la sécurité d’approvisionnement et optimiser le fonctionnement du système électrique. La modulation de l’offre et de la demande, ainsi que le stockage sont désormais mentionnés au sein de cet article. Les exposés sommaires de ces amendements sénatoriaux rappelaient que RTE évalue les besoins de flexibilités entre 28 et 64 GW à l’horizon 2050.

Le Sénat a également adopté un amendement du rapporteur pour avis M. Didier Mandelli (LR), qui avait reçu un avis favorable de la commission mais un avis défavorable du Gouvernement, visant à encadrer le recours aux technologies CCUS, en précisant qu’elles doivent être utilisées uniquement pour stocker les émissions de CO2 associées aux usages pour lesquels il n’existe pas de technologie ou d’alternative permettant de réduire ces émissions, ou bien dans des situations transitoires. L’auteur de l’amendement souhaitait ainsi éviter que le recours aux technologies CCUS ne se fasse au détriment de la décarbonation énergétique et de l’amélioration de l’efficacité énergétique. À l’appui de son avis défavorable, le Gouvernement avait relevé que la mention des situations transitoires « risque de limiter le développement d’alternative technologique et de créer des effets de verrouillage » ([42]).

Enfin, l’adoption par le Sénat d’un troisième amendement du Gouvernement, qui avait fait l’objet d’un avis favorable de la commission, a supprimé le 11° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie, qui fixe un objectif d’atteindre au moins 6,5 GW de capacités installées d’effacement en 2028. Le Gouvernement a justifié cette suppression par les objectifs de flexibilité estimés par RTE déjà mentionnés, ainsi que par les nouvelles dispositions de la réforme du marché de l’électricité.

III.   La position de la commission

À l’alinéa 3, portant sur la priorité à accorder au développement des réseaux électriques, l’adoption de l’amendement CE10 de Mme Olga Givernet (EPR), avec avis favorable du rapporteur, a permis d’indiquer qu’il convient de « favoriser » l’électrification des usages, plutôt que de les accompagner.

Au même alinéa, l’adoption de l’amendement CE549 du rapporteur a conduit à substituer à la priorité d’abaissement des coûts unitaires des réseaux celle d’optimisation des investissements. Outre l’imprécision de la première notion, les coûts liés aux réseaux ne devraient pas connaître de baisse, en particulier compte tenu des besoins d’électrification et des tensions d’approvisionnement pour certains matériels électriques.

La commission a aussi supprimé l’alinéa 5, fixant une priorité relative aux opérations d’autoconsommation, par l’adoption des amendements identiques CE551 du rapporteur et CE494 de M. Maxime Amblard (RN). L’ajout spécifique d’une telle priorité ne semble pas nécessaire, les enjeux d’optimisation du système électrique et de développement des flexibilités permettant d’englober ce sujet.

Elle a aussi adopté, avec un avis favorable du rapporteur, l’amendement CE324 de M. Jean-Luc Fugit (EPR), qui propose une nouvelle rédaction des alinéas relatifs à l’hydrogène, incluant des objectifs plus cohérents avec la mise à jour de la stratégie nationale en la matière et avec la réalité du développement de la filière. Il est prévu l’atteinte de capacités installées de production d’au moins 4,5 GW d’hydrogène décarboné produit par électrolyse à l’horizon 2030 et d’au moins 8 GW à l’horizon 2035.

Concernant le développement des flexibilités, la commission a adopté l’amendement CE554 du rapporteur, rétablissant un objectif d’effacement d’environ 6,5 GW à l’horizon 2030.

Enfin, concernant le déploiement des technologies de capture, de stockage et de valorisation du CO2 :

– les amendements identiques CE14 de Mme Danielle Brulebois (EPR) et CE105 de M. Jean-Luc Fugit (EPR), adoptés avec avis favorable du rapporteur, ont ajouté la mention de l’utilisation du CO2 aux côtés de celles de sa capture et de son stockage ;

– l’amendement CE278 de M. Maxime Laisney (LFI-NFP) a supprimé la mention du recours aux technologies CCUS dans des situations transitoires, afin, selon l’auteur de l’amendement, d’éviter de « faciliter le recours à ces technologies plutôt que d’inciter à la sobriété ».

La commission a également adopté deux amendements rédactionnels CE553 et CE540 du rapporteur.

*

*     *

(article L. 100-4 du code de l’énergie)
Définition des objectifs de politique énergétique liés à la production et à la consommation d’énergie décarbonée

Adopté avec modifications

L’article 5 fixe plusieurs objectifs de politique énergétique relatifs à la production et à la consommation d’énergie décarbonée. Il détermine notamment les volumes minimum de production d’électricité d’origine renouvelable, d’une part, et nucléaire, d’autre part, à atteindre d’ici 2030.

Il prévoit également plusieurs objectifs spécifiques relatifs à des catégories de consommation énergétique : électricité, chaleur, gaz, carburants.

Des objectifs relatifs à certaines catégories d’énergie renouvelable sont aussi prévus : volume d’appels d’offres pour l’éolien en mer, ainsi que pour l’énergie photovoltaïque.

-
  l’état du droit

Comme cela a été rappelé dans les commentaires d’article précédents, l’article L. 100-4 fixe plusieurs objectifs chiffrés de politique énergétique à atteindre, sur des échelles de temps s’échelonnant entre 2020 et 2050. Un certain nombre de ces échelles sont donc manifestement obsolètes.

Ces objectifs chiffrés ont été créés pour la première par la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, dite « loi TECV ».

A.   Les objectifs de l’article L. 100-4 du code de l’énergie modifés par l’article 5

Le 4° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie fixe la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie, à l’horizon de 2020 et 2030. Cette part est fixée respectivement à 23 % et à 33 %. Ces objectifs ont été fixés par la loi TECV de 2015. La loi « énergie-climat » de 2019 a cependant rehaussé l’objectif de 2030 de 32 % à 33 % et a précisé que les taux mentionnés étaient des minimas à atteindre.

La consommation finale brute d’énergie est définie comme « la consommation des produits énergétiques fournis à des fins énergétiques à l’industrie, aux transports (y compris transport aérien international), aux ménages, aux services, y compris aux services publics, à l’agriculture, à la sylviculture et à la pêche. À cela s’ajoutent la consommation d’électricité et de chaleur par la branche énergie pour la production d’électricité, de chaleur et de carburants destinés aux transports, et les pertes sur les réseaux pour la production et le transport d’électricité et de chaleur » ([43]).

Selon la dernière version des indicateurs de suivi de la PPE datant de janvier 2025 ([44]), la part d’EnR dans la consommation finale d’énergie a atteint 19,2 % en 2020 : la France n’a donc pas tenu son objectif. Cette part était de 22,3 % en 2023.

Le même 4° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie précise la part d’EnR à atteindre dans la production d’électricité et dans la consommation de chaleur, de gaz et de carburant à l’horizon 2030. À cette échéance, les EnR devront représenter au moins :

– 40 % de la production d’électricité ;

– 38 % de la consommation finale de chaleur ;

– 15 % de la consommation finale de carburant ;

– 10 % de la consommation de gaz, celle-ci étant entendue comme incluant la consommation de gaz renouvelable et de gaz bas-carbone.

Ces quatre objectifs n’ont pas été modifiés depuis la loi TECV de 2015.

Part des énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie

Source : Ministère de l’économie, des finances et de la souveraineté industrielle et numérique.

Par ailleurs, le gaz d’origine renouvelable représentait 2,2 % de la consommation de gaz en France continentale en 2023. 9,1 TWh PCS de biogaz ont été injectés dans les réseaux la même année ([45]).

Les 4° bis et 4° ter de l’article L. 100-4 du code de l’énergie ont été ajoutés par la loi « énergie-climat » de 2019.

Le 4° bis vise à encourager la production d’énergie hydraulique, sans pour autant fixer d’objectif chiffré. En 2023, l’hydroélectricité représentait 25,8 GW de puissance installée en France continentale et a permis de produire 58,8 TWh, ce qui représente environ 12 % de la production électrique totale. Le décret d’adoption de la PPE de 2020 ([46]) fixait comme objectif d’engager d’ici à 2027 des projets de stockage sous forme de STEP afin de développer 1,5 GW de capacités entre 2030 et 2035.

Le 4° ter doit permettre de favoriser la production d’électricité issue des éoliennes en mer, avec l’objectif de porter progressivement le rythme d’attribution des capacités installées de production par procédure de mise en concurrence à 1 GW par an d’ici à 2024.

Pour l’éolien en mer, le premier appel d’offres a été lancé en 2011 et a permis d’attribuer un peu moins de 2 GW de capacités. Trois parcs sur quatre issus de ce premier appel d’offres sont aujourd’hui en service. Nous en sommes aujourd’hui au dixième appel d’offres ([47]).

capacités attribuées lors des appels d’offres pour l’éolien en mer

Année

Numéro de l’appel d’offres

Capacité attribuée

2011

AO1

1 624 MW (divisés en 4 parcs)

2013

AO2

984 MW (divisés en 2 parcs)

2016

AO3

600 MW

2021

AO4

1 000 MW

AO5

250 MW

2022

AO6

500 MW (divisés en 2 parcs)

AO7

1 000 à 1 200 MW

AO8

1 500 MW

2024

AO9

2 300 à 2 900 MW (extension de 4 parcs existants)

Le dixième appel d’offres (AO10) doit permettre d’attribuer 8 à 10 GW de capacités supplémentaires. Il est prévu pour la fin de l’année 2025. Sans PPE, les services ministériels soulignent qu’il serait juridiquement impossible de réaliser un tel appel d’offres, et qu’« une telle décision représenterait une baisse de charge très significative pour la filière industrielle de l’éolien en mer, pouvant engendrer des fermetures de sites industriels et l’abandon d’investissements ».

Aucun objectif chiffré n’est actuellement fixé à l’article L. 100-4 du code de l’énergie concernant la production photovoltaïque ou pour l’éolien terrestre. Néanmoins, le décret d’adoption de la PPE 2019-2028 fixait des objectifs de puissance installée :

– de 24,1 GW d’éolien terrestre en 2023 et de 33,2 à 34,7 GW en 2028 ;

– de 20,1 GW d’installations fonctionnant à partir de l’énergie radiative du soleil en 2023, et de 35,1 à 44 GW pour ces mêmes installations en 2028.

B.   Les objectifs de l’article L. 100-4 du code de l’énergie non modifiés par l’article 5 de la proposition de loi

Certains des objectifs de politique énergétique mentionnés à l’article L. 100-4 du code de l’énergie ne sont pas modifiés par l’article 5 de la proposition de loi dans sa version adoptée par le Sénat, mais le sont par d’autres articles de celle-ci. Tel est le cas :

– du 1° de l’article, relatif à la réduction des émissions de gaz à effet de serre, modifié par l’article 11 ;

– du 2° de l’article, relatif à la réduction de la consommation énergétique finale, modifié par l’article 8 ;

– du 3° de l’article, relatif à la baisse de la consommation énergétique primaire d’énergies fossiles, également modifié par l’article 8 ;

– du 7° de l’article, relatif aux objectifs de rénovation énergétique, modifié par l’article 9 ;

– du 8° de l’article, relatif aux mix énergétique dans les outre-mer, modifié par l’article 10 ;

– du 10° de l’article, relatif aux objectifs en matière d’hydrogène bas-carbone et renouvelable, modifié par l’article 4 ;

– du 11° de l’article, relatif à l’effacement électrique, supprimé par le même article 4.

D’autres objectifs ne sont pas modifiés par la proposition de loi. Il s’agit :

– du 4° quater, qui vise à encourager la production d’électricité issue d’installations agrivoltaïques (sans fixer d’objectif chiffré) ;

– du 6°, sur l’atteinte des objectifs de réduction de la pollution prévus par le plan national de réduction des émissions de polluants atmosphériques ;

– du 9°, qui vise à multiplier par cinq la quantité de chaleur et de froid renouvelables et de récupération livrée par les réseaux à horizon 2030 (le point de départ n’étant pas défini, mais la disposition a été votée dans la loi TECV de 2015).

II.   Le dispositif proposé

A.   les dispositions initiales de la proposition de loi

L’article 5 révise plusieurs objectifs de politique énergétique de l’article L. 100-4 du code de l’énergie, de manière complémentaire avec les révisions ou ajouts d’objectifs effectués aux articles 3, 4, 8, 9, 10 et 11 de la proposition de loi.

1.   Les objectifs relatifs à la part d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie

L’article 5 modifie tout d’abord le 4° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie, qui porte pour l’essentiel sur la part d’énergies renouvelables à atteindre dans la consommation finale d’énergie.

Il substitue aux objectifs de part d’EnR dans la consommation finale brute d’énergie de 23 % en 2020 et de 33 % en 2030 un objectif global de production d’énergies décarbonées de 58 % au moins l’horizon 2030 (1° a) de l’article 5).

Le choix de raisonner en termes d’énergies décarbonées, qui incluent à la fois les EnR et l’énergie nucléaire, plutôt qu’en part d’EnR, est un choix marqué de la France vis-à-vis de l’Union européenne, rappelé dans le Pniec. Ce dernier souligne ainsi que « la priorité est de tenir les objectifs de sortie des énergies fossiles, à travers une réduction importante des consommations d’énergie et le développement de tous les vecteurs énergétiques décarbonés ». Ce plan rappelle également que le mix électrique de la France est déjà décarboné à plus de 90 %. Le projet de PPE 3 s’inscrit dans la même logique.

La part de 58 % d’énergies décarbonées dans la consommation finale brute d’énergie correspond à celle indiquée dans le Pniec.

La directive européenne dite « RED III » ([48]) fixe cependant un objectif spécifique à la part d’EnR dans la consommation finale brute d’énergie. L’objectif global fixé pour les pays de l’UE est de 42,5 % en 2030, en s’efforçant toutefois collectivement de porter cette part à 45 %.

2.   La chaleur et le froid

L’article 5 rehausse la part d’EnR à atteindre dans la consommation finale de chaleur de 38 % à 45 %, en précisant que cette part porte à la fois sur la consommation finale de chaleur et de froid (1° a) de l’article). Les rapporteurs du Sénat s’appuient ainsi sur les chiffres du Pniec et de l’avant-projet de loi relatif à la souveraineté énergétique. Ces deux documents mentionnent en effet un objectif de 45 % de chaleur et de froid renouvelables en 2030 et de 55 % en 2035.

Quant au projet de PPE 3, il mentionne l’objectif de production de 276 TWh de chaleur renouvelable et de récupération, ainsi que de 2 TWh de froid renouvelable et de récupération livré par les réseaux.

L’article 5 propose également un objectif de production en volume d’au moins 297 TWh pour la chaleur et le froid renouvelables (b) du 1° de l’article).

3.   Le gaz renouvelable

La part d’EnR dans la consommation finale de gaz est augmentée de 10 % à 20 % à l’horizon 2030. Ces chiffres sont proposés d’après ceux mentionnés dans le Pniec qui, dans sa version de juin 2024, propose un objectif d’injection de 15 % de gaz renouvelables en 2030 dans le réseau, soit 44 TWh par an. L’objectif de production annuelle de biogaz serait de 50 TWh.

Le projet de PPE 3 fixe également un objectif de production en volume de 50 TWh pouvoir calorifique supérieur (PCS), dont 44 TWh injectés dans les réseaux de gaz naturel, « ce qui pourrait représenter environ 15 % de la consommation de gaz de réseau ».

La proposition de loi mentionne également un objectif de 60 TWh de production de biogaz.

4.   La production d’électricité à partir de sources renouvelables

L’objectif d’une production d’électricité issue à 40 % de sources renouvelables en 2030 est laissé inchangé par la version initiale de l’article 5.

5.   Les carburants renouvelables

L’objectif d’une consommation finale de carburant composée d’au moins 15 % d’EnR est également laissé inchangé par la version initiale de l’article 5.

Le b) du 1° de l’article fixe cependant un objectif de production de biocarburants de 50 TWh à l’horizon 2030. Le Pniec estime la production nationale de biocarburants à 50 TWh environ en métropole, en 2030 et 2035. Le besoin en 2030 de biocarburants et de bioliquides est estimé à 48 TWh en métropole, selon la même source.

Le projet de PPE 3 fixe un objectif d’utilisation de biocarburants pour le transport à 55 TWh pour 2030 et entre 70 et 90 TWh, transport et hors transport, pour 2035. Pour le premier objectif, cela représente une augmentation de 45 % par rapport à 2023.

6.   L’hydroélectricité

Le 2° de l’article 5 modifie les objectifs relatifs à l’hydroélectricité, en ajoutant un objectif chiffré au 4° bis de l’article L. 100-4 du code de l’énergie : atteindre 29 GW de capacités installées à l’horizon 2035, dont au moins 1,7 GW de stations de transfert d’énergie par pompage (STEP).

Les rapporteurs du Sénat s’appuient sur les chiffres du Pniec et de la Sfec disponibles au moment de l’examen de la proposition de loi. La dernière version du Pniec fait mention de 28,5 GW installés et de 1,7 GW de STEP supplémentaires d’ici 2035. Le projet de Sfec évoquait les mêmes objectifs.

Le projet de PPE3 évoque 28,7 GW de puissance installée totale en 2035, STEP comprises (avec un objectif intermédiaire de 26,3 GW en 2030), ce qui représente une production de 54 TWh. Cela représenterait donc une hausse totale de la puissance installée d’un peu moins de 3 GW par rapport à 2023.

RTE évoquait, dans son étude Futurs énergétiques, une augmentation de 4 GW des capacités hydroélectriques d’ici 2050, dont 3 GW de STEP et 1 GW d’autres ouvrages.

7.   L’éolien en mer

Enfin, concernant les objectifs relatifs à l’éolien en mer, au 4° ter de l’article L. 100‑4 du code de l’énergie (3° de l’article 5), la mention de l’échéance de 2024 pour porter le rythme d’attribution des appels d’offres à 1 GW par an est supprimée. Cet objectif d’attribution d’1 GW par an est ainsi maintenu, sans limite de durée.

Il est ajouté une phrase précisant que les installations flottantes doivent être privilégiées par rapport à l’éolien posé, et que l’ensemble (posé et flottant) doit respecter les exigences de sécurité des installations électriques, de conciliation avec les activités économiques ou récréatives, de qualités des paysages et de préservation de la biodiversité.

B.   les modifications apportÉes par le sÉnat

1.   En commission

Cet article a d’abord été modifié au Sénat par l’adoption de trois amendements en commission des affaires économiques.

Le premier, présenté par les rapporteurs, visait à distinguer entre les objectifs de production de chaleur renouvelable, d’une part, et de froid renouvelable, d’autre part, en les fixant respectivement à au moins 297 TWh et 2 TWh.

L’adoption de cet amendement a également conduit à ajouter une précision sur les capacités des STEP, afin de les exprimer en puissance cumulée installée totale et non en puissance installée à construire.

Enfin, cette modification a conduit à ajouter un objectif de développement d’1 GW de capacité d’hydroliennes d’ici 2030 et de 5 GW d’ici 2050. Le projet de PPE3 indique qu’un appel d’offres de 250 MW sera lancé au Raz Blanchard (Manche) et devrait être attribué d’ici 2030. Il est également précisé que des appels d’offres complémentaires pourraient être lancés « selon les résultats du premier appel d’offres et l’évolution des coûts de la technologie ».

Un deuxième amendement, présenté par le rapporteur pour avis de la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable, M. Didier Mandelli (LR), et adopté avec un avis favorable du rapporteur, a ajouté un objectif relatif à la production photovoltaïque, visant à atteindre une capacité installée d’au moins 50 GW horizon 2030, en s’appuyant sur les chiffres de la Sfec de l’époque. Celle-ci visait à atteindre un objectif de 54 à 60 GW installés d’ici à 2030 et 75 à 100 GW à l’horizon 2035, pour des productions respectives de 75 TWh et 93 TWh.

Le projet de PPE 3 vise à atteindre un objectif de 54 GW de capacités installées à l’horizon 2030, soit environ 66 TWh de production, et 65 à 90 GW en 2035 (soit de 92 à 110 TWh de production). Les ambitions pour 2035 ont été revues à la baisse en raison des retours sur la consultation organisée autour de la Sfec. Ainsi, il est indiqué que certaines parties prenantes jugeaient l’objectif trop ambitieux compte tenu du retard pris dans l’électrification des usages. Le Gouvernement souligne également que le bilan prévisionnel 2035 de RTE « propose une trajectoire haute à 90 GW en 2035 (rythme porté à 7 GW/an) et une trajectoire basse à 65 GW (rythme maintenu à 4 GW/an) ». À la suite de la consultation, une ventilation des capacités entre les différents types d’installations a également été proposée ([49]).

Enfin, les sénateurs ont adopté en commission un autre amendement du même auteur, qui avait fait l’objet d’un avis favorable du rapporteur, conduisant à ajouter un alinéa visant à privilégier, pour les installations éoliennes terrestres, le renouvellement d’installations existantes (aussi appelé repowering) plutôt que l’implantation de nouveaux équipements.

Le projet de PPE 3 prévoit le maintien du rythme d’augmentation de la capacité installée à environ +1,5 GW par an, « en veillant à une répartition plus équilibrée sur le territoire et en investissant dans le repowering ». L’objectif est d’atteindre 33 GW installés à l’horizon 2030, soit une production de 72 TWh, puis 40 à 45 GW en 2035 (soit une production de 91 à 103 TWh).

2.   En séance publique

a.   L’ajout d’un objectif global de production en volume d’électricité décarbonée

Les sénateurs ont adopté, lors de l’examen de cet article en séance, des amendements identiques de M. Bernard Buis (RDPI) et du Gouvernement, ayant reçu un avis de sagesse de la commission, qui suppriment l’objectif de l’article L. 100-4 du code de l’énergie visant à ce que les énergies renouvelables représentent 40 % de la production d’électricité. Cette suppression est cohérente avec le souhait de raisonner selon une logique de décarbonation globale du mix électrique, plutôt que de chercher uniquement à atteindre une certaine part d’EnR dans ce mix.

Ces amendements fixent également un objectif global de volume de production d’électricité décarbonée d’au moins 560 TWh en 2030, dont :

– au moins 200 TWh d’énergies renouvelables. Le projet de PPE 3 prévoit une production de 66 TWh d’énergie photovoltaïque, de 72 TWh d’énergie provenant d’éoliennes terrestres, de 14 TWh d’énergie provenant d’éoliennes en mer et de 54 TWh d’hydroélectricité, soit un total de 206 TWh ;

– au moins 360 TWh de nucléaire au périmètre de la métropole continentale. Cela correspond au chiffre du projet de PPE 3 (avec un objectif complémentaire de 400 TWh en « ambition managériale » d’EDF) et à 57 réacteurs en service.

b.   La modification des différents objectifs relatifs à la production de chaleur, de biocarburants et de biogaz

Les sénateurs ont également adopté en séance des amendements identiques de M. Bernard Buis et du Gouvernement, ayant reçu un avis favorable de la commission, qui fixaient à 15 % la part de biogaz à atteindre dans le gaz injecté dans les réseaux en 2030, plutôt que 20 % de biogaz dans la consommation finale de gaz. Le projet de PPE 3 vise un objectif de production de 50 TWh, dont 44 TWh injectés dans les réseaux de gaz naturel, « ce qui pourrait représenter environ 15 % de la consommation de gaz de réseau ». L’exposé sommaire des amendements évoquait un objectif « ambitieux et réaliste ».

L’adoption par le Sénat de ces amendements a par ailleurs conduit à supprimer la mention du froid renouvelable dans la rédaction de l’article 5.

Ces modifications sénatoriales ont également eu pour effet de recalibrer les différents objectifs en volume de chaleur, de biocarburants et de biogaz à l’horizon 2030 :

– la production de chaleur renouvelable et de récupération devra atteindre au moins 297 TWh (le texte issu de la commission mentionnait un objectif 297 TWh pour la chaleur et le froid renouvelables). Le projet de PPE 3 prévoit 276 TWh de chaleur renouvelable et de récupération ;

– la production de biocarburants devra atteindre environ 48 TWh, contre au moins 50 TWh dans le texte de la commission. Le projet de PPE 3 mentionne un objectif de 55 TWh dans le transport ;

– la production de biogaz devra atteindre 50 TWh, dont au moins 44 TWh injectés dans les réseaux, contre 60 TWh dans le texte de la commission. Ces nouveaux objectifs correspondent à ceux inscrits dans le projet de PPE 3.

c.   La suppression de la priorité donnée à l’éolien flottant pour les installations éoliennes en mer

Le Sénat a également adopté un amendement du Gouvernement, ayant fait l’objet d’un avis de sagesse de la commission, portant sur les objectifs relatifs à l’éolien en mer.

Cet amendement a conduit à supprimer la priorité accordée aux installations d’éoliennes flottantes plutôt que posées. Le Gouvernement a rappelé que l’éolien posé est à ce jour la technologie la plus mature, alors que les premiers parcs commerciaux d’éoliennes flottantes commencent tout juste à être développés.

Cette modification a également permis d’aboutir à une rédaction plus concise des différentes exigences et conciliations auxquelles veiller pour l’implantation de telles installations de production.

d.   La suppression des objectifs chiffrés relatifs au déploiement des hydroliennes

L’adoption par les sénateurs d’un autre amendement du Gouvernement, ayant fait l’objet d’un avis de sagesse des rapporteurs, a conduit à supprimer les objectifs chiffrés sur les hydroliennes et à proposer une rédaction plus prudente concernant cette technologie, mentionnant l’exploration du potentiel de production électrique associé.

e.   La suppression de la priorité donnée au renouvellement des installations existantes pour l’éolien terrestre

Le Sénat a également adopté un amendement du Gouvernement, faisant l’objet d’un avis de sagesse de la commission, qui supprime la priorité accordée au renouvellement des installations existantes plutôt qu’à l’implantation de nouvelles installations pour l’éolien terrestre. Les deux types d’installations (nouvelles et renouvelées) sont ainsi mises sur le même plan dans la nouvelle rédaction. Le Gouvernement a souligné que, même dans le cas où l’on renouvellerait tous les parcs actuellement en service et où l’on augmentait leur capacité de 50 %, « la puissance installée resterait en deçà des objectifs de la PPE actuelle pour 2028 ».

f.   L’ajout d’un objectif relatif à la préservation de la ressource en eau

Enfin, le Sénat a adopté en séance un amendement de M. Gilbert-Luc Devinaz (SER), ayant reçu un avis favorable de la commission et un avis de sagesse du Gouvernement, qui a conduit à ajouter à l’article L. 100-4 du code de l’énergie un objectif de préservation de la ressource en eau, sans préjudice du fonctionnement des installations de production d’électricité.

L’auteur de l’amendement a fait valoir au Sénat que de nombreux moyens de production électriques (nucléaire, hydroélectricité, production de biomasse, etc.) engendrent des conséquences notables sur cette ressource.

III.   la position de la commission

La commission a adopté l’amendement CE555 du rapporteur visant à donner une nouvelle rédaction aux alinéas 2 à 8 de l’article 5 de la proposition de loi. Cette modification conduit ainsi à réécrire le 4° de l’article L. 100‑4 du code de l’énergie :

– en maintenant l’objectif, voté par le Sénat, de consommer au moins 58 % d’énergie décarbonée dans la consommation finale brute d’énergie en 2030, ainsi que la suppression des proportions d’EnR à atteindre dans les consommations finales de chaleur, de carburant et de gaz ;

–  en maintenant les objectifs de consommation finale brute en puissance à l’horizon 2030 adoptés par le Sénat pour l’électricité décarbonée en métropole (560 TWh), la chaleur renouvelable et de récupération (297 TWh) ainsi que le biogaz injecté dans les réseaux (44 TWh) ;

– en supprimant en outre la dernière phrase du 4°, qui précise que la consommation de gaz inclut celle de gaz bas carbone.

La commission a ensuite adopté une série d’amendements qui fixent ou précisent des objectifs de consommation finale brute d’énergies issues de différentes sources renouvelables. Le rapporteur aurait cependant préféré supprimer tout objectif chiffré propre à chaque filière, estimant qu’il revient à la PPE de définir ces objectifs avec précision. Sauf mention contraire, tous les amendements mentionnés ci-après ont ainsi reçu un avis défavorable de sa part.

Les amendements identiques CE25 de M. Didier Le Gac (EPR), CE128 de M. Jean-Luc Fugit (EPR) et CE512 de Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC) modifient la rédaction du 4° ter de l’article L. 100‑4 du code de l’énergie afin de poursuivre le développement des projets éoliens en mer dans l’objectif d’atteindre une capacité de puissance installée de 18 GW d’ici 2035. Afin d’atteindre un tel objectif, il est précisé qu’il est possible de procéder à une procédure de mise en concurrence permettant de dépasser les objectifs fixés par la PPE en vigueur. Cette dérogation a spécifiquement pour objet de permettre le lancement de l’AO10 (voir supra).

Les amendements identiques CE92 de M. Charles Fournier (EcoS) et CE108 de M. Jean-Luc Fugit (EPR) fixent comme objectif de poursuivre le déploiement des éoliennes en mer en « recourant aux solutions technologiques les plus appropriées » et en s’adaptant aux caractéristiques des zones prioritaires définies pour l’implantation de telles installations.

Les amendements identiques CE27 de M. Didier Le Gac (EPR), CE130 de M. Jean-Luc Fugit (EPR) et CE516 de Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC) rétablissement un objectif chiffré pour le développement des hydroliennes, avec l’ambition d’atteindre une capacité de puissance installée de 250 MGW d’ici 2035 et 5 GW d’ici 2050.

L’amendement CE95 de M. Sébastien Humbert (RN) supprime l’objectif d’atteindre au moins 50 GW de capacités installées en photovoltaïque à l’horizon 2030 et précise à la place que l’objectif de développement de l’énergie photovoltaïque doit se faire « en préservant le foncier agricole disponible ». En outre, l’amendement CE229 de Mme Marie-Noëlle Battistel (SOC) vise à soutenir en priorité « les projets en toiture des bâtiments, sur ombrières, sur les délaissés et carrières et sur les surfaces déjà artificialisées ».

S’agissant de l’exploitation de l’énergie éolienne terrestre, l’amendement CE41 de M. Joël Bruneau (LIOT), adopté avec avis de sagesse du rapporteur, précise qu’il est nécessaire de veiller à la planification et à la répartition territoriale des installations.

La commission a également adopté l’amendement CE66 de Mme Louise Morel (Dem), créant un nouvel objectif relatif à la production et la consommation de chaleur à partir de biomasse solide, tout en veillant à maintenir la durabilité de l’exploitation de la forêt française. Le projet de PPE3 souligne la contribution de la biomasse solide à la décarbonation. Il relève également qu’elle doit être exploitée de manière durable et que son usage « doit donc être optimisé via l’utilisation d’appareils à haut rendement, et la recherche de solutions alternatives lorsqu’elles sont pertinentes ». Un groupement d’intérêt scientifique (GIS) devrait offrir un appui technique à l’État précisément pour améliorer les connaissances en matière d’offre et de demande de la biomasse et aider à hiérarchiser les usages de celle‑ci.

Un nouvel objectif visant à explorer le potentiel des énergies marines et fluviales a été créé par l’adoption de l’amendement CE119 de M. Jean-Luc Fugit (EPR). Le projet de PPE3 n’évoque pas spécifiquement les énergies marines et fluviales hormis les éoliennes en mer et les hydroliennes, indiquant simplement comme objectif de « continuer à suivre le potentiel, le coût et la faisabilité des autres énergies renouvelables marines (dont l’énergie osmotique et l’énergie houlomotrice ».

Enfin, la commission a adopté l’amendement CE461 de M. Joël Bruneau (LIOT), avec avis favorable du rapporteur, soulignant la nécessité de développer des capacités de récupération de chaleur en géothermie profonde, notamment dans les collectivités d’outre-mer. Le projet de PPE3 fixe un objectif de production de 6 TWh en 2030, puis entre 8 et 10 TWh en 2035. Le bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) a par ailleurs rendu un rapport, en février 2025, sur le potentiel de la géothermie des territoires ultramarins français, évoquant « des perspectives de développement non négligeables » ([50]).

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(article L. 641-6 du code de l’énergie)
Définition d’un objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre dans le secteur des transports

Adopté par la commission avec modifications

Cet article modifie les objectifs énergétiques définis à l’article L. 641‑6 du code de l’énergie relatifs au secteur des transports en transposant les objectifs fixés par la directive européenne dite « RED III ».

I.   L’État du droit

Le premier alinéa de l’article L. 641-6 du code de l’énergie fixe des objectifs énergétiques dans le domaine des transports issus de la transposition, en 2021, de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil relative à la promotion de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, dite « RED II ». Les objectifs de cette directive s’inscrivent dans le cadre du pacte vert pour l’Europe qui vise la neutralité climatique en 2050.

La directive RED II impose notamment aux États membres d’atteindre au moins 14 % de part d’énergies renouvelables dans les transports d’ici 2030, avec un sous-objectif de 3,5 % pour les biocarburants avancés. Ces objectifs étaient essentiellement quantitatifs, et ne prenaient pas pleinement en compte l’effet différencié de chaque source d’énergie sur les émissions de gaz à effet de serre (GES).

Le premier alinéa de l’article L. 641‑1 précité fixe ainsi l’objectif d’utiliser 10 % d’énergies renouvelables dans la consommation de tous les modes de transport à l’horizon 2020, et 15 % à l’horizon 2030.

Le seuil fixé pour 2020 a été atteint principalement grâce à l’incorporation de biocarburants dans les carburants fossiles.

II.   Le dispositif proposÉ

A.   LA PROPOSITION DE LOI INITIALE

1.   L’apparente cohérence du choix de favoriser l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre

La directive RED III ([51]) de 2023 rehausse l’ambition climatique européenne et introduit une approche plus flexible et plus fine pour le secteur des transports.

En particulier, l’article 25 de la directive modifiée impose aux États membres que la quantité d’électricité et de carburants, issue de sources renouvelables et fournie au secteur des transports, permette l’atteinte d’un des deux objectifs d’ici 2030 suivants :

– une réduction d’au moins 14,5 % de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre (GES) du secteur des transports ;

– une part minimale de 29 % d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie des transports.

Ces deux objectifs répondent à des logiques distinctes.

L’approche proposant une réduction d’intensité des émissions de GES est davantage qualitative, axée sur les émissions réelles évitées et plus exigeante sur la performance environnementale des carburants. L’approche visant à augmenter la part d’énergies renouvelables est quantitative, plus simple à mesurer.

Dans le contexte français, il apparaît plus réaliste d’opter pour l’objectif de réduction des émissions de GES d’ici 2030, celui-ci étant le seul retenu dans le cadre de cette proposition de loi et dans le projet de stratégie française sur l’énergie et le climat (Sfec). En revanche, le projet de plan national intégré en matière d’énergie et de climat (Pniec), présenté à la Commission européenne le 11 novembre 2023, comportait les deux objectifs.

L’importance du nucléaire dans le mix énergétique français plaide en effet pour développer une stratégie d’électrification des transports, alimentés en partie grâce à de l’électricité d’origine nucléaire. L’objectif d’utiliser 29 % d’énergies renouvelables dans la consommation des différents modes de transport limiterait la possibilité d’électrifier le réseau à partir d’énergie nucléaire et nécessiterait une augmentation importante du taux d’incorporation moyen de biocarburants.

N’étant plus conforme au droit de l’UE, l’objectif d’utiliser 15 % d’énergies renouvelables dans la consommation des transports, figurant aujourd’hui à l’article L. 641‑6 du code de l’énergie, serait supprimé.

L’option de réduction de 14,5 % de l’intensité des émissions de GES présente, enfin, un intérêt stratégique majeur à moyen et long terme : elle incite la France à développer des carburants de nouvelle génération (hydrogène renouvelable, électro-carburant – synthétisés à partir d’électricité décarbonée) et permet une meilleure efficacité climatique réelle.

2.   Le choix des pays européens voisins

Les travaux de votre rapporteur n’ont pas permis d’établir à ce stade un bilan exhaustif des stratégies mises en œuvre par les différents pays.

D’après la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) ([52]), la majorité des États membres ont choisi l’objectif en réduction d’intensité des émissions des GES. Il semblerait toutefois que des pays comme les Pays-Bas ou la Belgique, qui disposent d’une forte part d’énergies renouvelables dans leur mix énergétique et électrique, pourraient choisir l’option relative à la hausse de la part d’énergies renouvelables dans la consommation énergétique des transports.

3.   La conversion de cet objectif de consommation en valeur absolue

Même si la France compte essentiellement sur sa production d’électricité d’origine nucléaire pour électrifier le secteur des transports, l’atteinte de l’objectif fixé par cette proposition de loi ne peut faire l’économie du développement de la production et de l’utilisation de biocarburants.

Le projet de PPE 3 prévoit ainsi une augmentation de la consommation de biocarburants dans les transports de 38 TWh en 2023 à 55 TWh en 2030. Cette augmentation a été calculée pour répondre au critère retenu dans le cadre de l’article 6 de cette proposition de loi.

Il apparaît cependant que cette augmentation est relativement ambitieuse. D’après la DGEC, l’objectif resterait atteignable, car des augmentations plus rapides auraient été observées par le passé. Cette augmentation devra cependant reposer en partie, du moins de manière transitoire, sur une augmentation des importations de biocarburants ou de matières premières nécessaires à leur fabrication.

B.   LES MODIFICATIONS APPORTÉES PAR LE SÉNAT

Lors de son examen au Sénat, l’article 6 a été adopté sans modification, en commission comme en séance.

III.   la position de la commission

La commission a adopté l’amendement CE139 de Jérôme Nury qui étend le périmètre des énergies à prendre en compte pour l’atteinte de l’objectif à l’ensemble des énergies « bas-carbone », au lieu des seules énergies « renouvelables ». Ainsi, l’article fixe l’objectif que l’électricité et le carburant d’origine bas-carbone, utilisés dans le secteur des transports, conduisent à une réduction de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre de 30 % d’ici 2030.

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(articles L. 641-6 et L. 661-1-1 du code de l’énergie)
Intégration d’objectifs relatifs aux carburants renouvelables d’origine non biologique

Adopté par la commission sans modification

L’article 7 vise à intégrer les carburants renouvelables d’origine non biologique aux côtés des biocarburants conventionnels et à mettre à jour les objectifs d’utilisation de ces carburants dans le secteur des transports.

I.   L’État du droit

À la suite de son premier alinéa (voir commentaire de l’article 6), l’article L. 641‑6 du code de l’énergie définit, dans son deuxième alinéa, une série d’objectifs relatifs à l’utilisation de biocarburants et de biogaz avancés produits à partir d’énergies renouvelables dans le secteur des transports. Ces objectifs sont issus de la transposition de différentes directives européennes relatives aux énergies renouvelables et au secteur des transports.

Pour mémoire, les biocarburants sont des carburants de substitution obtenus à partir de biomasse (matière première d’origine végétale, animale ou issue de déchets). Ils sont destinés à être utilisés dans les transports, principalement sous forme d’additifs ou de compléments aux carburants fossiles. Il s’agit principalement d’éthanol. De même, le biogaz, parfois appelé gaz vert ou biométhane, se définit par opposition au gaz naturel, issu de l’exploitation des hydrocarbures. Il s’obtient principalement par méthanisation, à savoir un procédé naturel de dégradation de la matière.

Il est ainsi prévu que la part réservée aux énergies renouvelables dans la consommation totale des transports comporte une part minimale de biocarburants ou de biogaz avancés. Cette part minimale est fixée dans la loi à 0,2 % en 2022, 1 % en 2025 et 3,5 % en 2030.

En parallèle, l’article L. 661-1-1 du code de l’énergie dispose que la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) « fixe un objectif d’incorporation de biocarburants avancés dans la consommation finale d’énergie du secteur des transports ». La loi précise en outre que la PPE prévoit les mesures permettant d’atteindre l’objectif qu’elle fixe, et dresse la liste des biocarburants conventionnels et des biocarburants avancés, « ces derniers étant constitués des biocarburants qui doivent être produits à partir de matières premières qui ne compromettent pas la vocation alimentaire d’une terre et ne comportent pas ou peu de risques de changements indirects dans l’affectation des sols ».

En France, les biocarburants consommés restent aujourd’hui principalement issus de cultures pouvant être en concurrence avec l’alimentation. S’agissant par exemple du biodiesel, la part de biocarburants conventionnels représente 83 % (en majorité du colza) de la consommation finale, contre 17 % pour la part de biodiesel avancé (issu de graisses animales ou d’huiles usagées) ([53]). S’agissant des bioessences, la part du biocarburant conventionnelle est de 75 % (provenant pour moitié du maïs), contre 25 % pour la part de biodiesel avancé.

II.   Le dispositif proposÉ

A.   la proposition de loi initiale

1.   L’incorporation des carburants renouvelables d’origine non biologique

De même que l’article 6, l’article 7 vise à mettre à jour les dispositions législatives en vigueur au regard des dernières évolutions de la réglementation européenne. Son principal apport est d’incorporer les carburants renouvelables d’origine non biologique aux biocarburants conventionnels et avancés dans la définition des objectifs de consommation du secteur des transports.

Leur mention est ainsi ajoutée, au côté des biocarburants et biogaz, à la fois au deuxième alinéa de l’article L. 641‑6 et à l’article L. 661‑1‑1 du code de l’énergie, dans la définition des objectifs d’utilisation d’énergies renouvelables au sein de la consommation du secteur des transports.

Pour mémoire, ces carburants sont définis par la directive RED III comme suit : « carburants et combustibles liquides et gazeux dont le contenu énergétique provient de sources renouvelables autres que la biomasse ». Il s’agit donc aujourd’hui quasi exclusivement de carburants et combustibles synthétisés à partir de l’hydrogène électrolytique (voir commentaire de l’article 4). Des projets de recherche existent pour tâcher de développer d’autres technologies (voir ci-après).

2.   La conformité des nouveaux objectifs fixés au droit européen

Dans un premier temps, afin de tirer les conséquences du renforcement des objectifs fixés au niveau européen et relatifs à l’emploi des énergies renouvelables dans le secteur des transports (voir commentaire de l’article 6), l’objectif fixé au deuxième alinéa de l’article L. 641‑6 du code de l’énergie, pour 2030, passe de 3 % à 5 %.

Ensuite, est ajoutée l’obligation de recourir à au moins 1 % de carburants renouvelables d’origine non biologique.

La modification et l’ajout de ces objectifs permettent leur mise en conformité avec ceux fixés par la directive RED modifiée. Les deux objectifs transposés à l’article 6 de la proposition de loi sont en effet accompagnés d’un autre objectif contraignant, à savoir le recours à 5,5 % d’énergies renouvelables avancées, dont au moins 1 % de carburants renouvelables d’origine non biologique, tels que l’hydrogène ou les carburants de synthèse, d’ici 2030.

La distinction des carburants renouvelables selon leur origine, biologique ou non, est par ailleurs cohérente avec les attentes de la directive (UE) 2023/1804, dite « Afir », sur le déploiement des infrastructures pour carburants alternatifs. Cette directement fixe par exemple des objectifs relatifs à l’implantation de stations d’avitaillement en gaz naturel véhicule renouvelables (BioGNV) pour les axes routiers ou maritimes.

3.   Les facteurs de réussite pour l’atteinte de ces objectifs

D’après l’Ademe ([54]), les unités de production de biocarburants existants ou en projet pourraient répondre à l’objectif de biocarburants avancés à horizon 2030. En termes d’unités de production de biocarburants avancés, il existe aujourd’hui deux raffineries Total qui ont été converties en bioraffineries : l’une située à La Mède, qui produit 500 kilotonnes de biodiesel avancé par an ; l’autre située à Grandpuits et qui prévoit de produire 210 kilotonnes de biokérosène avancé à partir de 2025 (puis 285 kilotonnes par an à partir de 2027). Il existe en outre une usine de production à partir de biomasse ligneuse qui est au stade des études d’ingénierie (projet Biotjet) et qui devrait produire, à partir de 2030, du biokerosène avancé pour répondre aux attentes en matière de production de carburant d’aviation durable (production d’environ 80 kilotonnes par an).

S’agissant des carburants renouvelables d’origine non biologique, le plan France 2030 a financé 3 études d’ingénierie pour de futures usines de production d’électro-kérosène, de façon à atteindre une capacité de production de 200 kilotonnes par an à l’horizon 2030. D’autres projets en attente de développement continuent par ailleurs d’être suivis et accompagnés par l’Ademe.

B.   LES MODIFICATIONS APPORTÉES PAR LE SÉNAT

Lors de son examen au Sénat, l’article 7 a été adopté sans modification, en commission comme en séance.

III.   La position de la commission

La commission a adopté cet article sans modification.

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(articles L. 100-4 et L. 311-5-3 du code de l’énergie et ordonnance n° 2020-921 du 29 juillet 2020)
Renforcement des objectifs de réduction de la consommation d’énergie et interdiction de la production d’électricité à partir de charbon

Adopté par la commission sans modification

Cet article vise à conforter l’objectif général de sortie des énergies fossiles :

- il ajuste et renforce les objectifs fixés à l’article L. 100‑4 du code de l’énergie relatifs à la consommation finale d’énergie et à la consommation d’énergies fossiles ;

- il met en place un cadre pour  interdire la production d’électricité à partir de centrales à charbon à partir du 1er janvier 2027.

-
  l’État du droit

Dans l’objectif de réduire la dépendance aux énergies fossiles, cet article vise à réduire leur consommation (A) et à interdire la production d’énergies issues de centrales à charbon (B).

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  Les objectifs relatifs À la baisse de la consommation d’Énergies fossiles

Comme vu à travers le commentaire des articles 4 et 5, l’article L. 100-4 du code de l’énergie fixe les objectifs chiffrés de la politique énergétique, issus en grande partie d’engagements européens et internationaux, notamment la Convention cadre des Nations-Unies pour le changement climatique et l’Accord de Paris. À ce titre, il relève de la catégorie des lois de programmation de l’article 34 de la Constitution.

En matière d’objectifs de réduction de la consommation énergétique, le 2° de l’article L. 100‑4 du code de l’énergie distingue la consommation énergétique totale de la consommation d’énergies fossiles, visée au 3° du même article.

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  La réduction de la consommation finale énergétique

La réduction de la consommation finale de l’énergie apparaît indispensable pour atteindre les objectifs climatiques, car elle permet de réduire les émissions de gaz à effet de serre, mais aussi de sécuriser notre capacité à répondre aux besoins d’énergie décarbonée. Elle permet également d’améliorer notre indépendance énergétique.

Pour ces raisons, le 2° de l’article L. 100‑4, issu de sa modification par la loi Énergie-Climat du 8 novembre 2019, prévoit de réduire de 50 % la consommation finale d’énergie à l’horizon 2050 et fixe comme étapes intermédiaires une réduction de celle-ci d’environ 7 % en 2023 et de 20 % en 2020.

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  La réduction de la consommation primaire d’énergies fossiles

Depuis la loi Énergie-Climat de 2019, le 3° de l’article L. 100‑4 du code de l’énergie fixe l’objectif de « réduire la consommation énergétique primaire des énergies fossiles de 30 % en 2030 par rapport à (…) 2012, en modulant cet objectif par énergie fossile en fonction du facteur d’émissions de gaz à effet de serre de chacun ».

Il convient de noter que le Conseil d’État a conféré à cet objectif une portée normative (CE, 19 nov. 2020 et 1er juillet 2021, Commune de Grande-Synthe). Dès lors, le Gouvernement est tenu d’adopter des décisions de nature à réaliser ces objectifs. Un manquement peut ainsi engager la responsabilité de l’État et justifier une injonction sous astreinte. Dans ses décisions Commune de Grande-Synthe, le Conseil d’État a ainsi enjoint au Gouvernement de prendre des mesures supplémentaires pour assurer le respect du rythme de réduction des émissions de gaz à effet de serre.

Pour autant, ce caractère contraignant n’interdit pas, en soi, l’autorisation ponctuelle de projets émetteurs de gaz à effet de serre lorsqu’ils répondent à des impératifs majeurs tels que la sécurité d’approvisionnement (CE, 5 février 2024, France Nature Environnement).

S’agissant de la trajectoire suivie par la consommation d’énergies fossiles ces dernières décennies, il apparaît que le mix énergétique s’est transformé légèrement : les énergies renouvelables progressent au détriment des énergies fossiles, à un rythme toutefois peu soutenu au regard de l’ensemble du mix énergétique. La consommation de gaz naturel est relativement stable (voir figure ci-après).

Consommation primaire par source d’énergie

Source : PPE 3

La consommation énergétique primaire d’énergies fossiles (hors usages non-énergétiques et consommation de charbon pour la filière fonte) a ainsi diminué entre 2012 et 2023 de 23 % (de 1 232 TWh à 944 TWh – sur le périmètre de la métropole).

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  La prÉparation de la FERMETURE DES CENTRALES À CHARBON d’ICI 2027

La fermeture des centrales à charbon, prévue par la loi Énergie-climat de 2019, est nécessaire pour atteindre les objectifs climatiques fixés par la France et l’Union européenne.

Or, la sortie du charbon n’a pas été aussi aisée que prévu. La fermeture des quatre dernières centrales à charbon, initialement prévue pour le début de l’année 2022, a dû être reportée en raison des menaces pesant sur la sécurité d’approvisionnement du pays, liées à la guerre russe en Ukraine et à l’indisponibilité importante du parc nucléaire cette année-là.

Afin d’accompagner les territoires concernés et de garantir une certaine justice sociale, le Parlement a récemment adopté la loi n° 2025-336 du 14 avril 2025 visant à convertir des centrales à charbon vers des combustibles moins émetteurs en dioxyde de carbone pour permettre une transition écologique plus juste socialement.

Cette loi a pour objet de sécuriser le projet de conversion de la centrale à charbon Émile Huchet, située à Saint-Avold, vers un fonctionnement au gaz naturel et au biogaz, dont les émissions seront moindres par rapport à celles résultant de l’utilisation du charbon. Elle ne permet cependant pas de garantir la fin définitive de l’exploitation de ces centrales à charbon.

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  LE DISPOSITIF ENVISAGÉ

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  LES DISPOSITIONS INITIALES DE LA PROPOSITION DE LOI

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  Une trajectoire ambitieuse de réduction de la consommation énergétique

La directive européenne sur l’efficacité énergétique (DEE) ([55]), révisée le 20 septembre 2023 dans le cadre du paquet « Fit for 55 », fixe un nouvel objectif de réduction de la consommation d’énergie d’ici 2030. La France devra ainsi limiter sa consommation d’énergie finale à 1 243 TWh à cette échéance, selon le périmètre défini par la directive DEE, ce qui représente une baisse d’environ 29 % par rapport à 2012.

En conséquence, l’article 8 de la proposition de loi prévoit de passer de 20 % à 30 % l’objectif de réduction de la consommation énergétique finale d’ici 2030 par rapport à 2012.

Entre 2012 et 2023, la consommation finale d’énergie en France a déjà reculé de 14,1 %, soit une réduction moyenne de 22 TWh par an. Pour atteindre l’objectif de 2030, il convient de presque doubler ce rythme sur la période 2024-2030, avec une baisse annuelle de 38 TWh. En effet, la consommation s’élevait encore à 1 509 TWh en 2023, ce qui implique un effort supplémentaire conséquent pour respecter les engagements européens.

Cet objectif, bien que cohérent avec l’objectif de long terme – maintenu – d’atteindre une réduction de 50 % de la consommation d’ici 2050 apparaît donc très ambitieux.

Source : PPE 3

Comme indiqué dans la programmation pluriannuelle de l’énergie soumise à consultation (PPE 3), « des leviers complémentaires devront être identifiés et actionnés pour sécuriser l’atteinte des objectifs de réduction des consommations d’énergie ».

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  Un réajustement de l’objectif de réduction de la consommation primaire d’énergies fossiles cohérent avec les projections du Gouvernement

L’article 8 de la proposition de loi propose de remplacer l’objectif de baisser la consommation des énergies fossiles de 40 %, par un objectif de 45 %, d’ici 2030 par rapport à 2012.

Cet objectif apparait cohérent avec les objectifs de porter à 58 % la part de l’énergie décarbonée dans le mix en 2030 (voir commentaire de l’article 5). Il s’articule par ailleurs logiquement avec le scénario de référence des projets de la stratégie nationale bas carbone 3 (SNBC 3) et la programmation pluriannuelle énergétique 3 (PPE 3), qui fixe un cap à suivre pour diminuer les émissions de gaz à effet de serre de la France de 50 % en 2030 par rapport à 1990 (voir tableau ci-après).

Projections de la consommation primaire d’énergies fossiles (TWh) en métropole

Par ailleurs, selon le scénario provisoire de la stratégie française énergie-climat, la consommation primaire d’énergies fossiles diminue environ de moitié entre 2010 et 2035.

L’atteinte de ces objectifs reste dépendante de la mise en œuvre de nombreuses mesures et orientations dans tous les secteurs d’activité, celles-ci étant présentées en détail dans la SNBC.

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  L’interdiction de production d’électricité à partir de charbon établie à partir du 1er janvier 2027

La proposition de loi prévoit, à son article 8, l’interdiction d’octroyer une autorisation d’exploitation pour toute installation de production d’électricité à partir de charbon, à compter du 1er janvier 2027, sauf en cas de « menaces graves sur la sécurité d’approvisionnement en électricité ».

Ce même article 8 modifie, en outre, l’ordonnance n° 2020‑921 du 29 juillet 2020 portant diverses mesures d’accompagnement des salariés dans le cadre de la fermeture des centrales à charbon, afin d’inclure dans le champ d’application des dispositions de cette ordonnance les salariés des entreprises qui fermeront du fait de l’application de cet article 8.

Pour tenir compte des plans de conversion en cours de discussion, cet amendement a été modifié en commission et en séance au Sénat (voir ci-après).

B.   LES MODIFICATIONS APPORTÉes par le sÉnat

1.   Une mineure atténuation des objectifs de réduction de la consommation finale énergétique et de la consommation primaire des énergies fossiles

En séance, le Sénat a adopté l’amendement présenté par le rapporteur Alain Cadec au nom de la commission des affaires économiques, avec avis favorable du Gouvernement, afin d’atténuer la portée des objectifs intermédiaires modifiés à l’article 8. Plutôt que d’indiquer simplement le taux à atteindre en 2030, les 2° et 3° de l’article L. 100‑4 du code de l’énergie prévoient ainsi respectivement une réduction de la consommation « à hauteur de 30 % » et « à hauteur de 45 % » par rapport à 2012.

2.   Le renforcement et la précision des conditions limitant la portée de l’interdiction de production des centrales à charbon

En commission, le Sénat a adopté, d’une part, un amendement présenté par notre collègue M. Fabien Gay, qui ajoute une condition liée à la conversion des centrales à charbon vers des combustibles bas-carbone, pour permettre le maintien de l’exploitation de ces centrales après 2027. Le sénateur entendait en particulier permettre de défendre le projet de conversion « Ecocombust » de la centrale du site de Cordemais. EDF a cependant annoncé, depuis lors, avoir renoncé à ce projet.

D’autre part, la commission a adopté un amendement des rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet visant à supprimer le qualificatif « grave » dans l’expression « menaces graves d’approvisionnement électrique ».

Enfin, en séance, le Sénat a adopté un amendement de notre collègue Mme Catherine Belrhiti, contre l’avis du Gouvernement mais avec avis favorable de la commission, qui vise à légèrement modifier la condition ajoutée en commission. Ainsi, seuls les plans de conversions portés par l’exploitant seraient désormais susceptibles de porter dérogation à l’interdiction énoncée par l’article 8.

III.   la position de la commission

La commission a adopté cet article sans modification.

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(article L. 100-4 du code de l’énergie)
Création d’objectifs spécifiques et chiffrés applicables à la rénovation des bâtiments

Adopté avec modifications

Cet article vise à établir des objectifs spécifiques et chiffrés applicables à la rénovation des bâtiments dans la définition des objectifs généraux de la politique énergétique nationale figurant à l’article L. 100-4 du code de l’énergie.

D’une part, il inscrit dans la loi des cibles tendant à la réalisation annuelle de 900 000 rénovations d’ampleur, dont 200 000 rénovations globale globale.

D’autre part, il fixe un objectif concernant le niveau annuel d’économies d’énergie réalisées chaque année dans une fourchette comprise entre 1 250 et 2 500 térawattheures.

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  L’État du droit : uNE ABSENCE D’objectifs spéciFIQUES EN MATIÈRE DE RÉNOVATION DES BATIMENTS DANS LES ORIENTATIONS GÉNÉRALES DE LA POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE

A.   DES INSTRUMENTS LÉGISLATIFS RELATIVEMENT CIRCONSCRITS

1.   Des dispositions générales ne fournissant pas d’objectifs chiffrés

Le cadre législatif de la programmation pluriannuelle de l’énergie ne comporte pas de manière générale de quantification de l’effort à fournir.

Il en va ainsi en ce qui concerne les dispositions définissant le contenu de la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie (LPEC). Le 5° du I de l’article L. 100-1 A du code de l’énergie prévoit que le texte doit fixer les objectifs portant sur la rénovation énergétique dans le secteur du bâtiment, pour deux périodes successives de cinq ans, avec l’objectif de disposer à l’horizon 2050 d’un parc de bâtiments sobres en énergie et faiblement émetteurs de gaz à effet de serre.

La déclinaison des objectifs de la LPEC se borne également à consacrer des lignes directrices. Le 7° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie consacre ainsi l’objectif « De disposer d’un parc immobilier dont l’ensemble des bâtiments sont rénovés en fonction des normes " bâtiment basse consommation " ou assimilées, à l’horizon 2050, en menant une politique de rénovation thermique des logements concernant majoritairement les ménages aux revenus modestes ».

L’article L. 100-1 A du code de l’énergie impose également la compatibilité des objectifs de la loi de programmation pluriannuelle avec quatre documents d’orientation essentiels pour la politique de lutte et d’adaptation aux dérèglements climatiques, à savoir :

– la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) ;

– la stratégie nationale bas-carbone (SNBC), le plan national intégré en matière d’énergie et de climat (Pniec) ;

– la stratégie de rénovation à long terme.

2.   Des outils de soutien au développement des économies d’énergie dans le secteur du bâtiment

En dehors de la trajectoire et des exigences fixées par la loi « Climat et résilience » du 22 août 2021 ([56]) afin d’améliorer la performance énergétique des bâtiments, les politiques publiques tendant à orienter et stimuler l’effort de rénovation reposent notamment sur deux instruments.

● Institués par la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 ([57]) , les certificats d’économies d’énergie (C2E) peuvent être présentés comme un mécanisme de nature extra-budgétaire destiné à inciter des acteurs (fournisseurs d’énergies, entreprises de travaux) à réaliser des travaux susceptibles d’aboutir à des économies d’énergie. Ce mécanisme repose sur des obligations que les débiteurs peuvent remplir par l’obtention d’un certificat, en contrepartie de la réalisation d’opérations d’économies d’énergie auprès des particuliers ou d’entreprises. Les obligations sont fixées pour une période de cinq ans. Pour la cinquième période d’application des C2E (soit du 1er janvier 2022 au 31 décembre 2025), leur volume a été porté de 2 500 TWh cumac à 3 100 TWh cumac, par un décret du 27 octobre 2022.

● Créé par la loi de finances initiale pour 2020 ([58]), le dispositif MaPrimeRénov’ (MPR) vise à financer les travaux et les dépenses en faveur de la rénovation énergétique des logements. Remplaçant le crédit d’impôt pour la transition énergétique, il consiste en une prime versée sous certaines conditions tenant notamment à l’objet et à la réalisation des travaux. D’après les derniers chiffres disponibles, 532 875 primes ont été versées en 2022 et 416 776 l’ont été en 2023.

B.   des objectifs inscrits dans des documents programmatiques engageant les pouvoirs publics

● Présenté à la Commission européenne en novembre 2023, le projet de plan national intégré en matière d’énergie et de climat (Pniec) fixe un objectif de 400 000 rénovations performantes pour les maisons individuelles et de 200 000 logements collectifs pour le parc privé par an d’ici 2030.

Il ne comporte aucun chiffrage relatif aux C2E, en raison de la publication récente de la directive efficacité énergétique révisée (2023/1791/UE). Les travaux en cours doivent permettre de fixer le montant des obligations correspondantes pour la sixième période (P6), qui correspond aux années 2026 – 2030, ainsi que les actions permettant de poursuivre l’évolution et l’amélioration du dispositif des certificats d’économie d’énergie.

● Le projet de stratégie française pour l’énergie et le climat (Sfec) table sur 200 000 rénovations d’ampleur dès 2024 et 900 000 rénovations d’ampleur par an à l’horizon 2030. S’agissant des C2E, ce projet propose, sur les périodes 2026 à 2030 et 2031 à 2035, une obligation minimale de 1 250 TWhc, maximale de 2 500 TWhc, et en moyenne de 1 600 TWhc par an.

II.   Le dispositif proposÉ par le sÉnat : des objectifs spÉcifiques et plus exigeants pour la rÉnovation des bÂtiments parmi les objectifs gÉnÉraux de la politique ÉnergÉtique

L’article 9 de la proposition de loi vise à préciser et renforcer les objectifs de la politique énergétique nationale en matière de rénovation des bâtiments et à fixer une cible en ce qui concerne le niveau des économies d’énergie soutenues par le dispositif des certificats d’économies d’énergies.

A.   les dispositions initiales de la proposition de loi

1.   L’inscription d’une cible chiffrée pour la réalisation de rénovations d’ampleur et de rénovations globales dans le parc immobilier en 2030

● Le 1° de l’article 9 assigne aux politiques publiques l’objectif de tendre vers 900 000 rénovations d’ampleur réalisées annuellement, dont 200 000 rénovations globales à horizon 2030. À cet effet, il complète le 7° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie, qui définit les orientations de la politique énergétique nationale en ce qui concerne l’état du parc immobilier à l’horizon 2050. La mesure revient à quantifier l’effort nécessaire pour que les bâtiments soient rénovés en fonction des normes « bâtiment basse consommation » ou assimilés à cette échéance.

Il fait expressément reposer la réalisation de cet objectif sur la prime de transition énergétique attribuée par l’Anah pour le compte de l’État, dans les conditions fixées par l’article 15 de la loi de finances initiale pour 2020 ([59]).

● En revanche, le dispositif n’apporte pas de précision quant à l’objet ou aux caractéristiques d’une « rénovation d’ampleur ». De fait, il n’existe aucune définition juridique de cette notion. D’après les éléments fournis par l’Ademe, il s’agit d’un terme utilisé par l’Anah dans ses dispositifs d’aide afin de qualifier les rénovations énergétiques qui conduisent à réaliser plusieurs catégories de travaux et permettent le gain d’au minimum deux classes énergétiques.

● Au-delà de la formalisation d’un objectif chiffré, la question se pose de la pertinence de la cible au regard du volume annuel des rénovations.

Ainsi que l’a souligné l’Ademe dans ses réponses à votre rapporteur, les scénarios Transition(s) 2050 portent sur des fourchettes de rythme annuel moyen de rénovation introduites qui sont compris, selon le scénario, entre 500 000 et 700 000 par an en moyenne sur la période 2015-2050. Or, il convient de rappeler que si l’on a pu observer une croissance des rénovations dite d’ampleur de 28 % entre 2023 et 2024, leur nombre se limite à respectivement 72 000 et 92 000.

2.   La fixation d’un niveau annuel d’économie d’énergie

Le 2° de l’article 9 de la proposition de loi propose de viser des niveaux annuels d’économies d’énergie compris entre 1 250 et 2 500 terawattheures cumulés (TWhc) de 2026 à 2030 et de 2031 à 2035. À cet effet, il insère un nouvel item (7°bis) parmi les objectifs généraux de la politique énergétique fixés par l’article L. 100-4 du code de l’énergie.

En outre, le texte tend à mobiliser le soutien apporté par le mécanisme des certificats d’économies d’énergie (mentionné à l’article L. 221-1 du code de l’énergie).

● Ainsi que le donnent à penser les analyses recueillies par votre rapporteur, la fourchette proposée pour le niveau des économies d’énergie présente un caractère assez volontariste. D’après les informations communiquées par le Gouvernement, le projet de programmation pluriannuelle de l’énergie envisage ainsi, suivant les scénarii, des économies d’énergies de l’ordre 825 TWhc à 1 750 TWhc pour une sixième période d’une durée envisagée de 5 années.

B.   les modifications apportÉes par le sÉnat

Lors de l’examen de cet article en commission des affaires économiques, les sénateurs ont adopté un amendement des rapporteurs visant seulement à préciser l’unité de mesure utilisable pour quantifier les obligations afférentes aux certifications d’économies d’énergie. Ils ont ainsi modifié le 2° de l’article 9, afin de faire référence aux térawattheures cumulés actualisés.

Aucune autre modification n’a ensuite été apportée à cet article lors de son examen en séance par les sénateurs.

III.   la position de la commission

A.   sur l’objectif relatif aux rÉnovations énergétiques rÉalisÉes dans le secteur du bâtiment

Tout en entérinant le principe d’une quantification, à l’initiative de votre rapporteur et des membres du groupe écologiste et social ([60]), la commission a entendu étayer la définition de la cible fixée par la proposition de loi quant au nombre et à la qualité des rénovations devant être réalisées dans le secteur du bâtiment.

Réécrivant intégralement le 1° de l’article 9, le texte issu des travaux de la commission vise « la réalisation de 380 000 rénovations énergétiques performantes, au sens de l’article L. 111‑1 du code de la construction et de l’habitation, correspondant à une réduction moyenne de la consommation d’au moins 75 kilowattheures d’énergie thermique par mètre carré et par an, en cohérence avec la trajectoire de référence définie par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité mentionné à l’article L. 321‑6 du présent code, et mesurées par un diagnostic de performance énergétique défini à l’article L. 126‑26 du code de la construction et de l’habitation ».

Au-delà des appréciations divergentes entourant la manière de chiffrer le nombre des rénovations, les modifications apportées marquent la volonté commune des commissaires de garantir la sécurité juridique et la proportionnalité de la cible insérée parmi les objectifs généraux de la politique énergétique nationale énoncés à l’article L. 100-4 du code de l’énergie. Par rapport au dispositif établi par le Sénat, la définition repose sur les gains de performance énergétique.

Conformément à la référence expresse à l’article L. 111-1 du code de la construction et de l’habitation, l’objectif porte sur des rénovations énergétiques donnant lieu à des travaux qui veillent à assurer des conditions satisfaisantes de renouvellement de l’air et respectent les conditions suivantes :

– le classement du bâtiment ou de la partie de bâtiment en classe A ou B au sens de l’article L. 173-1-1 ;

– l’étude des six postes de travaux de rénovation énergétique suivants : l’isolation des murs, l’isolation des planchers bas, l’isolation de la toiture, le remplacement des menuiseries extérieures, la ventilation, la production de chauffage et d’eau chaude sanitaire ainsi que les interfaces associées.

Peuvent prétendre à la qualification de rénovations performantes les rénovations énergétiques portant sur un bâtiment ou d’une partie de bâtiment à usage d’habitation. En l’absence de toute spécification contraire, entrent également dans la comptabilisation des travaux participant à la réalisation de l’objectif les rénovations considérées comme performantes, malgré des gains de consommation d’énergie limités du fait des caractéristiques particulières des bâtiments susceptibles de limiter l’efficacité des travaux ([61]).

Le second élément de définition de l’objectif réside dans l’exigence d’une réduction moyenne de la consommation d’énergie thermique d’au moins 75 kilowattheures par mètre carré et par an. Ainsi qu’il ressort de l’exposé des motifs du sous-amendement CE640, le choix de ce critère de performance – plutôt que de celui du saut de deux classes définies à l’article L. 173-1-1 du code de l’énergie – vise l’atteinte d’une performance minimale équivalente à celle des bâtiments de la classe C.

B.   SUR LA FIXATION DU NIVEAU ANNUEL D’Économies d’Énergie permises grâce aux certificats d’économies d’Énergie

Tel que modifié par la commission à l’initiative de votre rapporteur ([62]), le 2° de l’article 9 assigne pour objectif d’atteindre, avec le concours des certificats d’économies d’énergie (C2E), des niveaux annuels d’économies d’énergie compris :

– entre 825 et 1 750 térawattheures cumulés actualisés de 2026 à 2030 ;

– et entre 825 et 2 250 térawattheures cumulés actualisés de 2031 à 2035.

Par rapport à la projection retenue par le Sénat (soit des économies d’énergie comprises entre 1 250 et 2 500 térawattheures cumulés actualisés de 2026 à 2030 et de 2031 à 2035), il est proposé de retenir une cible plus proportionnée, qui s’appuie sur les projections établies par le Gouvernement pour la sixième période des C2E et tient compte des obstacles qui empêchent le plein développement du dispositif.

Néanmoins, à l’invitation de votre rapporteur, la commission a résolu de ne pas supprimer la mention du rôle des certificats dans l’atteinte de l’objectif, en considération des pistes de réflexion pouvant améliorer les conditions de délivrance des certificats et de la nécessité d’inscrire leur évolution dans le cadre de la programmation de la politique énergétique.

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*     *

(article L. 100-4 du code de l’énergie)
Objectifs de politique énergétique dans les collectivités ultramarines relevant de l’article 73 de la Constitution

Adopté avec modifications

Cet article actualise les objectifs de politique énergétique spécifiques aux collectivités ultramarines relevant de l’article 73 de la Constitution. Celles-ci devront parvenir à l’autonomie énergétique à l’horizon 2050 et à un mix de production électrique composé à 100 % d’énergies renouvelables et de récupération à l’horizon 2030.

Il précise également que la Corse est astreinte au même objectif s’agissant de son mix de production électrique, mais à l’horizon 2050.

I.   Le droit en vigueur 

Le 8° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie fixe comme objectif, pour les collectivités ultramarines régies par l’article 73 de la Constitution – Guadeloupe, Guyane, Martinique, La Réunion et Mayotte – :

– de parvenir à l’autonomie énergétique à l’horizon 2030 ;

– de parvenir à un mix de production d’électricité composé à 100 % d’énergies renouvelables à la même date.

La dernière actualisation de ces objectifs a été effectuée par l’article 101 de la loi Aper de 2023.

Ces collectivités font partie des zones non interconnectées au réseau électrique métropolitain continental (ZNI) et disposent donc de contraintes d’approvisionnement et de production d’énergie plus importantes. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) souligne ainsi que les coûts de production y sont plus élevés qu’en hexagone. Les mix de production sont encore fondés, pour l’essentiel, sur les énergies fossiles.

Composition des mix électriques dans les zones non interconnectées

Source : CRE.

Afin d’adapter les objectifs de politique énergétique à leurs spécificités, il existe des programmations pluriannuelles de l’énergie spécifiques à chacune de ces zones, en application de l’article L. 141-5 du code de l’énergie.

Les ZNI bénéficient également de la péréquation tarifaire, c’est-à-dire, d’après la définition qu’en donne le Médiateur national de l’énergie, que les coûts fixes de l’électricité sont répartis entre les consommateurs d’une manière identique sur l’ensemble du territoire national. L’article L. 121-5 du code de l’énergie dispose d’ailleurs que la fourniture d’électricité « concourt à la cohésion sociale, au moyen de la péréquation nationale des tarifs ».

Sollicitée par votre rapporteur, la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) souligne que l’objectif d’autonomie énergétique à l’horizon 2030 pour les collectivités ultramarines relevant de l’article 73 de la Constitution est irréaliste, étant donné que « les transports représentent dans ces territoires environ 60 % de l’énergie consommée ». En revanche, l’atteinte de l’objectif d’un mix électrique composé à 100 % d’énergies renouvelables en 2030 semble envisageable, en recourant à l’importation de pellets de bois ou de bioliquides.

La CRE souligne également que, pour ces collectivités, l’atteinte de l’autonomie énergétique à l’horizon 2030 n’est pas réaliste compte tenu de la situation des projets en cours et de l’état actuel des mix électriques.

II.   Le dispositif proposÉ

A.   Les dispositions initiales de la proposition de loi

L’article 10 de la proposition de loi, dans sa rédaction initiale, modifie le 8° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie sur deux points :

– il reporte l’objectif d’autonomie énergétique dans les collectivités relevant de l’article 73 de la Constitution de 2030 à 2050 ;

– il précise que l’objectif de parvenir à un mix de production 100 % électrique s’applique aussi à la Corse, mais à l’horizon 2050.

Les rapporteurs du Sénat constatent que le Pniec prévoyait la décarbonation du mix électrique à plus de 99 % dès 2030 dans les ZNI et que l’avant-projet de loi « souveraineté énergétique » prévoyait, pour les collectivités relevant de l’article 73 de la Constitution, les mêmes objectifs que ceux présentés par la proposition de loi.

B.   les modifications apportées par le sénat

La commission des affaires économiques du Sénat a adopté un amendement de M. Franck Menonville, avec avis favorable des rapporteurs, substituant le terme de « tendre vers » à celui de « parvenir » pour l’atteinte des objectifs précités.

En séance publique, le Sénat a adopté deux amendements :

– un amendement de M. Yannick Jadot, adopté avec un double avis de sagesse des rapporteurs et du Gouvernement, revenant sur la modification introduite par l’amendement précité de la commission. Le Sénat a donc rétabli l’emploi du terme « parvenir » à la rédaction du 8° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie, considérant que l’emploi du terme « tendre vers » affaiblissait la portée de l’objectif ;

– un amendement de M. Claude Kern, adopté avec un double avis favorable de la commission et du Gouvernement, qui ajoute les énergies de récupération à celles pouvant composer le mix électrique des collectivités régies par l’article 73 de la Constitution, en plus des énergies renouvelables à l’horizon 2030. L’auteur de l’amendement y a souligné que « La valorisation énergétique des déchets, la récupération de la chaleur fatale générée par les sites industriels, les datacenters, ou encore le traitement des eaux usées sont autant de leviers qui contribuent à « transformer » les ressources locales de nos territoires en une énergie locale décarbonée ».

III.   LA POSITION DE LA COMMISSION

● La commission a adopté l’article 10 de la proposition de loi, moyennant une formulation plus nuancée de l’objectif relatif à l’autonomie énergétique dans les départements d’outre-mer à l’horizon 2030 énoncé au 8° du I de l’article L. 100-4 de l’article L. 100-4 du code de l’énergie.

Par l’adoption d’un amendement de M. Romain Daubié ayant reçu un avis favorable de votre rapporteur ([63]), elle a rétabli le 1° A de l’article 9, afin de préciser que la réalisation de cet objectif impliquait de « tendre vers », plutôt que de « parvenir à ». Le texte reprend ainsi la rédaction adoptée par la commission des affaires économiques du Sénat, sur laquelle les sénateurs étaient revenus en séance publique avec un avis de sagesse des rapporteurs et du Gouvernement.

● En soi, la modification apportée au début du 8° de l’article L. 100-4 du code de l’énergie n’atténue pas la portée des objectifs de la politique énergétique nationale s’agissant de l’autonomie énergétique et de la part exclusive des énergies renouvelables au sein du mix de production d’électricité dans les collectivités ultramarines. Ainsi qu’il ressort des votes ayant conduit au rejet d’une proposition tendant à avancer les échéances prévues pour sa réalisation ([64]), il existe une communauté de vue entre commissaires pour estimer que la loi doit tracer une perspective crédible au regard de la situation des outre-mer et laisser suffisamment de latitude pour l’atteindre.

Accessoirement, le texte de la commission concourt à une certaine harmonisation des termes employés, afin d’exprimer les exigences qui s’attachent aux objectifs de la politique énergétique nationale. Ainsi que l’a indiqué votre rapporteur au cours de l’examen de la proposition de loi, une telle démarche de précision terminologique mériterait d’être menée à l’échelle de l’ensemble du code, de sorte de ne créer aucune incertitude quant à l’importance accordée par le législateur à la réalisation des objectifs qu’il consacre.

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*     *

Article 11
Relèvement de 40 à 50 % – hors terres et forêts – de l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) d’ici 2030, figurant parmi les objectifs énergétiques chiffrés mentionnés à l’article L. 100-4 du code de l’énergie

Adopté par la commission avec modifications

La commission des affaires économiques, saisie au fond, a sollicité l’avis de la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire sur cet article (avis avec délégation au fond).

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire (CDDAT) s’est prononcée en faveur de l’adoption avec modifications de cet article. La commission des affaires économiques, en raison de cette délégation au fond, a suivi cette position.

Le présent article relève de 40 % à 50 % l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre à horizon 2030. Cet objectif traduit l’engagement de la France pour atteindre les objectifs de baisse des émissions nettes de 55 % en 2030 fixé par la « loi européenne sur le climat » du 30 juin 2021 ([65]).

Le présent article précise que cette trajectoire de réduction des émissions de gaz à effet de serre ne prend pas en compte l’absorption d’émissions par les terres et forêts. Il s’agit ici d’une clarification rédactionnelle : l’article L. 100-4 du code de l’énergie prévoit déjà une trajectoire de réduction des émissions brutes.

Enfin, l’article procède à une reformulation du même article L. 100-4, qui ne mentionne plus l’objectif de « réduire », mais de « tendre vers une réduction » des émissions. La CDDAT est revenue sur l’objectif de réduction.

I.   L’État du droit

A.   la trajectoire de réduction des Émissions de gaz à effet de serre vise à atteindre les objectifs de l’Accord de Paris

L’accord de Paris, adopté lors de la Conférence des Nations Unies sur les changements climatiques (COP21) à Paris le 12 décembre 2015, engage les 196 États signataires à contenir l’élévation de la température moyenne de la planète nettement en dessous de 2 ° Celsius (C) par rapport aux niveaux préindustriels et à poursuivre l’action menée pour limiter l’élévation de la température à 1,5 °C.

Pour atteindre cet objectif, les États doivent plafonner, puis réduire, les émissions de gaz à effet de serre, afin de parvenir à « un équilibre entre les émissions anthropiques par les sources et les absorptions anthropiques par les puits de gaz à effet de serre » ([66]) au cours de la deuxième partie du XXIe siècle.

Distinction entre émissions brutes et émissions nettes

De manière analogue à l’accord de Paris et à la loi européenne sur le climat précitée, l’article L. 100-4 du code de l’énergie définit la neutralité carbone comme « un équilibre, sur le territoire national, entre les émissions anthropiques par les sources et les absorptions anthropiques par les puits de gaz à effet de serre, tel que mentionné à l’article 4 de l’accord de Paris ratifié le 5 octobre 2016 ».

Aux termes de cette définition, la neutralité climatique est définie comme l’équilibre entre deux variables :

– les émissions anthropiques par les sources, qui correspondent aux gaz à effet de serre émis par l’homme, aussi dénommées les émissions brutes, ou émissions hors secteur « utilisation des terres, changement d’affectation des terres et foresterie » dit « UTCATF ») ;

– les absorptions par les puits de carbone définies par le règlement « UTCATF » ([67]), révisé en 2023 ([68]) ;

L’addition de ces deux variables constitue les émissions nettes de gaz à effet de serre. L’objectif de réduction de 55 % des émissions dans l’UE en 2030, ainsi que la neutralité carbone en 2050, sont calculés en émissions nettes.

En revanche, les objectifs nationaux de réduction des émissions, mentionnés au présent article, sont comptabilisés en émissions brutes.

Dès 2008, l’Union européenne (UE) a fixé un objectif contraignant de réduction de 20 % des émissions de gaz à effet de serre en 2020 par rapport aux niveaux de 1990 ([69]).

Lors du Conseil européen des 23 et 24 octobre 2014, cet objectif est rehaussé à 40 % en 2030 par rapport à 1990, et constitue la contribution de l’Union européenne à la négociation de l’accord de Paris.

Depuis l’adoption formelle de cet accord, le 12 décembre 2015, le Conseil européen et le Parlement européen se prononcent en faveur d’une législation européenne inscrivant ses stipulations dans le droit européen. Les conclusions du Conseil européen des 22 et 23 juin 2017 invitent la Commission et le Conseil à examiner tous les moyens d’atteindre les objectifs climatiques. Ce rappel est renouvelé en mars 2018, demandant une proposition de stratégie pour réduire les émissions de gaz à effet de serre à long terme, conformément à l’accord de Paris, d’ici le premier trimestre 2019. Le Parlement européen, dans sa résolution du 4 octobre 2017, exhorte enfin la Commission à préparer avant la COP24 une stratégie visant la neutralité carbone à la moitié du siècle.

À la suite de ces réflexions, le « Pacte vert pour l’Europe », publié le 11 décembre 2019, prévoit une législation européenne pour inscrire la neutralité climatique d’ici 2050 dans la loi. À cette fin, la « loi européenne sur le climat » du 30 juin 2021 ([70]) a établi un cadre pour parvenir à la neutralité climatique en 2050. Pour parvenir à ce résultat, l’article 4 prévoit deux sous-objectifs intermédiaires de réduction des émissions de gaz à effet de serre :

– à horizon 2030, un objectif de réduction des émissions nettes de gaz à effet de serre de 55 % par rapport à 1990.

– à horizon 2040, un « objectif en matière de climat » que la Commission est tenue de présenter au plus tard dans les six mois suivants le premier bilan mondial visé par l’article 14 de l’accord de Paris.

B.   le code de l’Énergie dÉcline les objectifs climatiques europÉenS À l’Échelle nationale

En France, la loi dite « croissance verte » du 17 août 2015 ([71]) fixe à l’article L. 100-4 du code de l’énergie l’objectif de réduire les émissions brutes de gaz à effet de serre de 40 % en 2030 par rapport aux niveaux de 1990 et de diviser ces émissions par quatre en 2050 par rapport aux niveaux de 1990.

Afin que cet objectif soit atteint, la loi du 17 août 2015 crée deux outils de pilotage national : la stratégie nationale bas carbone (SNBC) et la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) :

1.   La stratégie nationale bas carbone

Définie à l’article L. 222-1 B du code de l’environnement, la stratégie nationale bas carbone (SNBC) « définit la marche à suivre pour conduire la politique d’atténuation des émissions de gaz à effet de serre dans des conditions soutenables sur le plan économique à moyen et long termes afin d’atteindre les objectifs définis par la loi prévue à l’article L. 100-1 A du code de l’énergie ». Sur la base de l’objectif de réduction des émissions fixé par la loi, l’article L. 222-1 A du code de l’environnement prévoit que la SNBC fixe par décret des plafonds sectoriels d’émissions de GES pour des périodes de cinq ans, intitulés « budgets carbone ». L’article L. 222-1 B du code de l’environnement prévoit en outre que la SNBC a vocation à être déclinée dans toutes les politiques publiques, nationales et locales : « l’État, les collectivités territoriales et leurs établissements publics respectifs prennent en compte la stratégie bas carbone dans leurs documents de planification et de programmation qui ont des incidences significatives sur les émissions de gaz à effet de serre ». En outre, la SNBC fournit des orientations sectorielles de politiques publiques pour respecter les budgets carbone.

Le décret n° 2015-1491 du 18 novembre 2015 fixe les trois premiers budgets carbone de la SNBC 1 pour les périodes 2015-2018, 2019-2023 et 2024‑2028. Révisé en 2019, le premier budget carbone 2015-2018 s’élevait à 442 millions de tonnes équivalent CO2 (MtéqCO2), hors secteur UTCATF. En application de l’article D. 222-1-B du code de l’environnement, un ajustement technique provisoire des budgets carbone a été réalisé en 2019, pour prendre en compte l’inventaire national des émissions annuelles de gaz à effet de serre et de polluants atmosphériques en France produit par le centre interprofessionnel technique d’études de la pollution atmosphérique (Citepa). Selon l’évaluation de la SNBC 1 ([72]) , le premier budget carbone n’a pas été respecté. Les plafonds d’émissions ont été dépassés de 65 MtéqCO2 cumulés sur la période 2015-2018, qui correspond à un écart de l’ordre de 14 % sur l’ensemble de la période. Hors UTCATF, les émissions ont diminué de – 1,1 % par an en moyenne entre 2015 et 2018 (par rapport à la période 2011-2014), ce qui est inférieur à la décroissance visée par la SNBC 1, qui s’élevait à – 1,9 % par an.

Budgets carbone fixés par la SNBC 1
(hors UTCATF)

(en MtéqCO2)

Période

2015-2018

2019-2023

2024-2028

Objectif fixé par décret du 18 novembre 2015

442

399

358

Objectif ajusté en 2019

441

398

357

Le décret n° 2020-457 du 21 avril 2020 prévoit les trois budgets carbone nationaux de la SNBC 2, couvrant les périodes 2019-2023, 2024-2028 et 2029‑2033. La SNBC 2 prend en compte l’objectif de neutralité carbone en 2050 fixé par la loi « Énergie-Climat » ([73]). L’ajustement technique des budgets carbone est réalisé en 2023 par le Citepa. Dans son baromètre du 28 mars 2025, le Citepa estime que le budget carbone 2019-2023 « est en voie d’être respecté ».

Budgets carbone fixés par la SNBC 2
(hors UTCATF)

(en MtéqCO2)

Période

2019-2023

2024-2028

2029-2033

Objectif fixé par décret du 21 avril 2020

422

359

300

Objectif ajusté en 2023

420

357

299

La SNBC 3 modifiera les budgets carbone pour les périodes 2024-2028 et 2029-2033 et fixera le budget carbone pour la période 2034-2038. Le projet de SNBC 3 a fait l’objet d’une consultation publique du 4 novembre au 16 décembre 2024. Les premières orientations de la SNBC 3 fixent un objectif de réduction des émissions de GES brutes de 50 % en 2030 par rapport à 1990, comme proposé par le présent article.

2.   La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE)

Encadrée par l’article L. 141-1 du code de l’énergie et fixée par décret, la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) « définit les modalités d’action des pouvoirs publics pour la gestion de l’ensemble des formes d’énergies sur le territoire métropolitain continental », afin d’atteindre les objectifs mentionnés à l’article L. 100-4 du code de l’énergie.

La PPE constitue le volet énergétique de la politique climatique de la France. L’article L. 100-1 A du code de l’énergie prévoit en effet que la PPE est compatible avec une loi quinquennale déterminant les objectifs et fixant les priorités d’action de la politique énergétique « pour répondre à l’urgence climatique » et fixant à ce titre des « objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre pour trois périodes successives de cinq ans ». Enfin, la PPE doit être compatible avec les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre fixés dans le budget carbone et avec la SNBC.

II.   Le dispositif proposÉ

A.   Les dispositions de la proposition de loi initiale

1.   Le relèvement de l’objectif de réduction des émissions brutes de GES vise à respecter les objectifs européens

L’article 11 relève de 40 % à 50 % l’objectif de baisse d’émissions brutes de gaz à effet de serre à horizon 2030 figurant à l’article L. 100-4 du code de l’énergie. Ce relèvement inscrirait dans la loi l’effort nécessaire pour atteindre l’objectif, fixé au niveau européen, de réduire les émissions nettes de GES de 55 % en 2050.

L’objectif européen de réduction de 55 % des émissions nettes en 2030 est construit en tenant compte de trois secteurs :

– le secteur couvert par le système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne – SEQE-UE –, qui constitue la majorité des émissions du secteur de l’industrie et de l’énergie. Fixé à 43 %, l’objectif européen de baisse des émissions du secteur pour 2030 est modifié en 2023 ([74]) pour atteindre une baisse de 62 % par rapport aux niveaux de 2005.

– le secteur issu du règlement relatif au partage de l’effort, dit secteur ESR (« effort sharing reduction ») ([75]) , fixe des objectifs nationaux de réduction des émissions des secteurs non concernés par le marché carbone européen. Ce secteur est majoritairement constitué du transport routier, du chauffage des bâtiments, de l’agriculture et de la gestion des déchets. En 2023 ([76]), le règlement révisé a rehaussé l’objectif de réduction de la France de 37 % à 47,5 % pour 2030 par rapport aux niveaux de 2005.

– le secteur « utilisation des terres, changement d’affectation des terres et foresterie » (UTCATF) est constitué des flux de CO2 entre les réservoirs terrestres (biomasse, sols) et l’atmosphère. Ce secteur peut constituer un puits (émissions négatives) ou une source (émissions positives) d’émissions de CO2. Le règlement du 19 avril 2023 ([77]) fixe un objectif européen d’absorption nette de CO2 de 310 MtéqCO2 en 2030 dans le secteur UTCATF, soit 15 % de plus que le précédent objectif fixé en 2018 ([78]). Le règlement fixe à la France l’objectif d’une augmentation du puits de carbone de 6,693 MtéqCO2 en 2030 par rapport à la moyenne des années 2016 à 2018.

L’objectif national de réduction de 50 % des émissions brutes de GES résulte de la combinaison des objectifs des trois secteurs précités, comme le mentionne la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), dans sa réponse au questionnaire du rapporteur pour avis : « la combinaison de l’objectif français révisé pour le secteur ESR, des réductions escomptées dans les secteurs couverts par SEQE-UE, ainsi que des estimations, selon les inventaires actuels, de la cible française du règlement UTCATF conduit à un objectif national brut (hors émissions et absorptions associées à l’usage des terres et à la foresterie) en 2030 de l’ordre de -50 % (soit environ 270 Mt) par rapport à 1990 (539 Mt) et de l’ordre de -55 % en net (en prenant en compte les émissions et absorptions associées à l’usage des terres et à la foresterie) ».

Cette analyse est confirmée par le Haut Conseil pour le Climat (HCC), qui affirme dans son rapport annuel 2023 ([79]) qu’au « vu des émissions françaises couvertes par le SEQE, l’effort global de la France se situe aux alentours de - 50 % par rapport à 1990 pour les émissions brutes hors UTCATF et de - 54 % avec UTCATF ».

Le plan national intégré énergie-climat (Pniec), dont la version actualisée a été transmise par le Gouvernement à la Commission européenne en juin 2024, ainsi que le document publié en novembre 2024 présentant les « grandes orientations de la SNBC 3 » mentionnent déjà l’objectif national brut de réduction d’émissions de 50 % en 2030 par rapport à 1990.

2.   La mention explicite de l’exclusion des puits de carbone dans la comptabilisation de l’objectif de réduction de 40 % d’émissions de GES en 2030

L’article 11 précise que la trajectoire de réduction des émissions de gaz à effet de serre ne prend pas en compte les puits de carbone (secteur UTCATF).

En l’état actuel du droit, l’objectif en vigueur de réduction de 40 % des émissions de gaz à effet de serre à horizon 2030 exclut d’ores et déjà le secteur UTCATF. Néanmoins, l’article L. 100-4 du code de l’énergie ne mentionne pas explicitement les émissions « brutes » ou « hors secteur de l’utilisation des terres, changement d’affectation des terres et foresterie ». Le présent article procède ainsi à une clarification rédactionnelle en prévoyant que l’objectif de baisse des émissions exclut « les émissions et absorptions associées à l’usage des terres et à la foresterie ».

Si les puits de carbone sont exclus de l’article L. 100-4 du code de l’énergie, il est important de rappeler que d’autres objectifs spécifiques de baisse d’émissions leur sont assignés. Tout d’abord, la neutralité carbone, issue de l’accord de Paris et reprise par la loi européenne pour le climat ([80]) et par l’article L. 100-4 du code de l’énergie, est définie comme un équilibre entre les baisses des émissions et l’augmentation des absorptions par les puits de carbone. Aussi, l’objectif de 5 % de réduction des émissions en 2030 est compté en émissions nettes de GES. Au même titre que pour les objectifs de réduction des émissions des secteurs ETS et ESR, le règlement du 19 avril 2023 ([81]) fixe un objectif européen d’absorption nette de CO2 de 310 MtéqCO2 en 2030 dans le secteur UTCATF, soit 15 % de plus que le précédent objectif fixé en 2018 ([82]). Le règlement fixe à la France l’objectif d’une augmentation du puits de carbone de 6,693 MtéqCO2 en 2030 par rapport à la moyenne des années 2016 à 2018. Au niveau national, la SNBC fixe un budget carbone au secteur UTCATF :

Budgets carbone du secteur UTCATF fixés
par la SNBC 2

Période

2019-2023

2024-2028

2029-2033

Objectif du décret du 21 avril 2020

– 39

– 38

– 42

Selon les dernières estimations du Citepa ([83]), le secteur UTCATF a absorbé 21 MtéqCO2 de moins que ce qui était fixé par l’objectif de la SNBC 2. La DGEC mentionne à ce titre, dans les réponses fournies au questionnaire du rapporteur pour avis, que « l’impact du changement climatique et des perturbations naturelles – feux, sécheresses, épidémie de scolytes ([84]), etc. – explique l’essentiel de la chute du puits de carbone forestier) ».

En outre, s’agissant de la comptabilisation des puits de carbone dans l’objectif climatique global, le secrétariat général à la planification écologique (SGPE) et la DGEC, auditionnés par le rapporteur pour avis, mentionnent les difficultés inhérentes à l’inscription d’un objectif incluant le secteur des puits de carbone. En effet, les chiffres relatifs à la forêt mettent plus de temps à être consolidés, et le travail de récupération des données implique de déployer des moyens plus importants que la comptabilisation des émissions des autres secteurs. Par exemple, s’agissant de la modélisation des objectifs de SNBC 2, le SGPE mentionne que les chiffres provisoires du Citepa de 2018 sur le puits forestier étaient « bien supérieurs » aux chiffres définitifs arrêtés quelques années plus tard, minorés notamment par l’impact des épisodes de sécheresses et des épidémies de scolytes.

Plusieurs politiques publiques permettent de soutenir la capacité de stockage dans le puits de carbone forestier, mais aussi dans le puits de carbone des produits bois à longue durée de vie :

Des fonds ont été alloués au renouvellement forestier : 150 millions d’euros ont été engagés pour cet objectif dans le cadre du plan France Relance en 2021-2022 (dont 120 millions d’euros pour la forêt privée), et autour de 110 millions d’euros y ont été affectés dans le cadre du Plan France 2030 pour des projets déposés en 2023 et 2024.

Différents appels à projets ont récemment soutenu les usages matériels du bois dans la construction, permettant de renforcer le puits de carbone des produits bois :

– l’appel à projets « Industrialisation de produits et systèmes constructifs bois et autres biosourcés » a permis de soutenir une soixantaine de projets industriels, pour un montant de 187 millions d’euros en 2023 ;

– l’appel à projets « Soutien à l’innovation dans la construction, matériaux bois, biosourcés et géosourcés » a conduit à financer des projets de recherche et de développement à hauteur de 13 millions d’euros en 2023 ;

– l’appel à projets « Industrialisation performante des produits bois » (IPPB), reconduit en 2025, a déjà permis d’octroyer 76 millions d’euros en 2024 à la valorisation de la ressource en bois et l’optimisation des procédés de transformation, en donnant la priorité aux usages à longue durée de vie, maximisant ainsi le stockage de carbone.

Par ailleurs, le label bas carbone (LBC) a permis de financer, par des fonds privés, des projets forestiers permettant de stocker 3,5 Mt CO2eq depuis sa création en 2018.

B.   Les modifications adoptÉes par le sÉnat

1.   L’examen en commission

a.   Commission des affaires économiques, saisie au fond

L’amendement COM-40, présenté par nos collègues Alain Cadec (LR) et Patrick Chauvet (UC), rapporteurs de la commission des affaires économiques, procède à une reformulation du premier alinéa du I de l’article L. 100-4 du code de l’énergie, qui ne mentionne plus l’objectif de « réduire », mais de « tendre vers une réduction » des émissions de gaz à effet de serre. L’article 1er de l’avant-projet de loi relatif à la souveraineté énergétique utilisait également cette formulation. Cet amendement a été adopté par la commission des affaires économiques.

Le rapporteur pour avis est défavorable à une telle formulation qui minorerait la portée juridique de cet objectif. En effet, « tendre vers une réduction » affecte la dimension contraignante de l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre tel que défini à l’article L. 100-4 du code de l’énergie, ce qui serait dommageable pour l’atteinte des objectifs climatiques de la France, à plusieurs titres.

Premièrement, une formulation plus souple méconnaîtrait les dispositions du droit européen en matière climatique. En effet, l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre, défini par la loi européenne sur le climat précitée, est formulé de manière contraignante et constitue un objectif fixe. Son article 4 dispose en effet que « l’objectif contraignant de l’Union en matière de climat pour 2030 consiste en une réduction, dans l’Union, des émissions nettes de gaz à effet de serre (émissions après déduction des absorptions) d’au moins 55 % d’ici 2030 par rapport aux niveaux de 1990 ». Par souci de cohérence avec les textes européens, il convient d’adopter une terminologie de même nature, et donc de préférer le terme de « réduire » plutôt que « tendre vers une réduction de ».

Deuxièmement, l’objectif de réduction des émissions de GES constitue la référence des documents programmatiques de nature réglementaire, visant à mettre en œuvre les mesures nécessaires pour l’atteindre. En effet, l’article L. 100-4 du code de l’énergie dispose que « la trajectoire [de réduction des émissions de gaz à effet de serre] est précisée dans les budgets carbone mentionnés à l’article L. 222‑A du code de l’environnement ». Formuler l’objectif de réduction des émissions en des termes incitatifs pourrait nuire à la portée des budgets carbone et à la mise en œuvre des SNBC.

Enfin, le rapporteur pour avis note que cette formulation serait incohérente avec les autres objectifs chiffrés de l’article L. 100-4 du code de l’énergie, qui prévoient tous des objectifs contraignants stricts. Par exemple, le 2° de l’article prévoit de « réduire la consommation énergétique finale de 50 % en 2050 par rapport à la référence de 2012 », et le 3° prévoit « de réduire la consommation énergétique primaire des énergies fossiles de 40 % en 2030 par rapport à l’année de référence de 2012 ». Intégrer un objectif programmatique, sans cible contraignante, au premier rang des « objectifs de la politique énergétique nationale », définis à l’article L. 100-4 du code de l’énergie, nuirait à la cohérence des objectifs climatiques de la France.

Par voie de conséquence, le rapporteur pour avis souhaite rétablir la formulation en vigueur, c’est-à-dire le terme « réduire », pour définir les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre à horizon 2030.

b.   Commission de l’aménagement du territoire et du développement durable, saisie pour avis

L’avis de la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable du Sénat alerte sur la nécessité de ne pas perdre de vue les deux leviers nécessaires pour atteindre l’objectif européen de réduction des 55 % d’émissions nettes en 2030 : la réduction des émissions, et l’amélioration des puits de carbone.

2.   L’examen en séance publique

L’amendement n° 173, présenté par les rapporteurs Alain Cadec (LR) et Patrick Chauvet (UC), rapporteurs de la commission des affaires économiques du Sénat, précise le périmètre mentionné par l’objectif d’émissions brutes visé au présent article. Aux termes de cet amendement, sont exclues de la comptabilisation de cet objectif non seulement les émissions (émissions positives), mais aussi les absorptions de gaz à effet de serre par les puits de carbone (émissions négatives). Cet amendement rédactionnel vise à clarifier que l’ensemble des émissions des puits de carbone, qu’elles soient positives ou négatives, sont exclues du périmètre de l’objectif fixé par l’article 11 de la proposition de loi. Cet amendement a reçu un double avis favorable de la commission et du Gouvernement.

L’amendement n° 6 précité a été adopté en séance publique avec avis favorable de la commission et contre l’avis du Gouvernement. Cet amendement vise à intégrer aux objectifs énergétiques l’impératif de « favoriser l’absorption des émissions de gaz à effet de serre par les puits de gaz à effet de serre ». Cet amendement reprend l’article premier de la loi européenne sur le climat, qui mentionne les réductions brutes et les puits de carbone comme moyens d’atteindre la neutralité climatique en 2050.

Après examen par le Sénat, la première phrase du 1° du I de l’article 11 disposerait que pour répondre à l’urgence écologique et climatique, la politique énergétique a pour objectifs de « tendre vers une réduction des émissions de gaz à effet de serre de 50 % entre 1990 et 2030, en excluant les émissions et absorptions associées à l’usage des terres et à la foresterie, de favoriser l’absorption des émissions de gaz à effet de serre par les puits de gaz à effet de serre, et d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050 en divisant les émissions de gaz à effet de serre par un facteur supérieur à six entre 1990 et 2050 ».

III.   Les travaux de la commission

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté un amendement du rapporteur pour avis (CD86), ainsi que plusieurs amendements identiques (CD32 de Clémence Guetté – LFI-NFP ; CD42 de Fabrice Roussel – SOC ; CD75 de Nicolas Bonnet – EcoS), afin de rétablir dans le code de l’énergie précité la portée contraignante de l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre.

Le texte adopté par la commission dispose donc que la politique énergétique a pour objectifs de « réduire les émissions de gaz à effet de serre de 50 % entre 1990 et 2030, en excluant les émissions et absorptions associées à l’usage des terres et à la foresterie, de favoriser l’absorption des émissions de gaz à effet de serre par les puits de gaz à effet de serre, et d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050 en divisant les émissions de gaz à effet de serre par un facteur supérieur à six entre 1990 et 2050 ».

*

*     *

(nouveau)
Créer un objectif de réduction de l’empreinte carbone de la France

Introduit par la commission

La commission des affaires économiques, saisie au fond, a sollicité l’avis de la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire sur cet article.

L’article 11 bis, créé par la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire, vise à intégrer aux objectifs de la politique énergétique nationale la réduction de l’empreinte carbone, considérant que plus de la moitié des émissions induites par les consommations de la France se font en dehors de son territoire et qu’elles doivent à ce titre être réduites pour atteindre la neutralité carbone en 2050, conformément aux recommandations du Haut conseil pour le climat (HCC).

La commission des affaires économiques a adopté cet article.

L’empreinte carbone représente selon l’INSEE ([85]) la quantité de gaz à effet de serre (GES) induite par la demande finale intérieure d’un pays. Elle comptabilise aussi bien les biens et services produits sur le territoire national que les biens et services importés.

L’empreinte carbone est donc composée :

– des émissions directes de GES des ménages ;

– des émissions de GES issues de la production intérieure de biens et services destinés à la demande intérieure ;

– des émissions de GES associées aux biens et services importés, pour usage final des ménages ou pour les consommations intermédiaires des entreprises pour produire les biens et services destinés à la demande intérieure.

L’empreinte carbone exclut cependant les émissions liées aux biens et services produits en France et exportés à l’étranger.

Selon l’estimation provisoire issue du projet de SNBC 3 ([86]), l’empreinte carbone de la France s’élève à 623 MtéqCO2, soit l’équivalent d’environ 9 tonnes équivalent CO2 par habitant. Elle est composée à 44 % d’émissions intérieures et à 56 % d’émissions importées. Depuis les années 2010, le niveau de l’empreinte carbone globale décroît, après avoir fortement augmenté entre 1995 et le milieu des années 2000. L’augmentation de la population réduit en outre le niveau de l’empreinte carbone rapportée au nombre des habitants, qui a baissé de 18 % entre 1995 et 2022.

Pour la première fois, la SNBC 3 comportera des budgets carbones indicatifs relatifs à l’empreinte carbone, actuellement en cours de modélisation par le ministère de la transition écologique.

Par ailleurs, le projet de SNBC 3 rappelle que la réduction de l’empreinte carbone dépend de plusieurs facteurs :

– la modération de la demande individuelle :

– la décarbonation de la production nationale, tirant parti du mix électrique bas-carbone et d’investissements publics ;

– le cadre réglementaire européen permettant de décarboner les importations, à l’image du mécanisme d’aménagement carbone aux frontières (MACF).

Néanmoins, l’objectif de réduction des émissions brutes de GES figurant à l’article L. 100-4 du code de l’énergie, n’intègre pas la réduction de l’empreinte carbone. Aussi, l’objectif de neutralité carbone en 2050, est calculé à partir des émissions territoriales de notre pays. Pourtant, les émissions importées, non comptabilisées dans ces objectifs, constituent plus de la moitié – 56 %–  de l’empreinte carbone française ([87]) .

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire a adopté l’amendement CD35, présenté par M. Maxime Laisney (LFI-NFP), insérant un article 11 bis, qui intègre la réduction de l’empreinte carbone aux objectifs de la politique énergétique nationale. L’empreinte carbone est définie comme « la quantité de gaz à effet de serre induite par la demande finale intérieure de la France ».

Chapitre II
Adapter la programmation énergétique à l’évolution technologique

(article L. 100-1 A du code de l’énergie)
Report de la date d’entrée en vigueur et actualisation des objectifs de la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie

Supprimé par la commission

Cet article vise à assurer l’application effective et la cohérence des dispositions de la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie au regard de l’évolution des orientations des politiques publiques en la matière. Il apporte trois modifications à l’article L. 100-1 du code de l’énergie :

– Il repousse au 1er janvier 2025 l’échéance à laquelle la loi quinquennale devait entrer en vigueur ;

– Il étoffe les objectifs relatifs à la réduction des émissions de gaz à effet de serre en y intégrant le développement des dispositifs de captage et de stockage du CO2. Il inclut les carburants renouvelables d’origine non biologique pour la réalisation des objectifs de développement et de stockage des énergies renouvelables ;

– Il consacre la construction de réacteurs électronucléaires et de petits réacteurs modulaires comme un moyen d’atteindre les objectifs de diversification du mix de production d’électricité.

-
  L’État du droit : une LOI de programmation en gestation dans un contexte de renouvellement des lignes directrices et enjeux de la politique Énergetique

A.   UN cadre lÉgislatif À Établir pour parfaire le dispositif d’orientation et de planification de la politique de l’Énergie

1.   Une loi de programmation pluriannuelle prévue dans les textes mais pas encore discutée devant le Parlement

● Comme cela a été rappelé dans l’avant-propos, le principe d’une loi de programmation quinquennale sur l’énergie et le climat trouve son origine dans les dispositions de l’article 2 de la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019, dite loi « Énergie-climat » ([88]).

L’article L. 100-1 A du code de l’énergie dispose ainsi que cette loi de programmation a pour objet la détermination des objectifs et des priorités d'action de la politique énergétique nationale. Il lui incombe de fixer des objectifs relatifs à :

1° La réduction des émissions de gaz à effet de serre pour trois périodes successives de cinq ans ;

2° La réduction de la consommation énergétique finale et, notamment, la réduction de la consommation énergétique primaire fossile, par énergie fossile, pour deux périodes successives de cinq ans, ainsi que les niveaux maximal et minimal des obligations d’économies d’énergie, pour une période de cinq ans ;

3° Le développement et le stockage des énergies renouvelables, pour l'électricité, la chaleur, le carburant, le gaz ainsi que l'hydrogène renouvelable et bas-carbone, pour deux périodes successives de cinq ans ([89]) ;

4° La diversification du mix de production d’électricité, pour deux périodes successives de cinq ans ;

5° la rénovation énergétique dans le secteur du bâtiment, pour deux périodes successives de cinq ans, avec l’objectif de disposer à l’horizon 2050 d’un parc de bâtiments sobres en énergie et faiblement émetteurs de gaz à effet de serre ;

6° L’autonomie énergétique dans les départements d’outre-mer ;

7° La programmation des moyens financiers nécessaires à l'atteinte des objectifs de la loi de programmation de l’énergie, mentionnés aux 1° à 6° ci-dessus.

L’article L. 100-1 A précité impose également la compatibilité des objectifs de la loi de programmation pluriannuelle avec quatre documents d’orientation essentiels pour la politique de lutte et d’adaptation aux dérèglements climatiques, à savoir :

– la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) ;

– la stratégie nationale bas-carbone (SNBC),

– le plan national intégré en matière d’énergie et de climat (Pniec) ;

– la stratégie de rénovation à long terme.

● Depuis sa création par la loi Énergie-climat, l’article L. 100-1 A prévoit le vote de la loi de programmation avant le 1er juillet 2023, puis tous les cinq ans à compter de cette date. Le dispositif comporte, en outre, la transmission chaque année au Parlement d’une stratégie pluriannuelle qui définit les financements de la transition écologique et de la politique énergétique nationale.

S’il a adopté de nombreuses mesures qui donnent aux politiques publiques des axes et des moyens pour le développement des énergies renouvelables ([90]) et la mise en place d’un « nouveau nucléaire » ([91]), le Parlement n’a, à ce jour, été saisi d’aucun texte susceptible de revêtir le caractère d’une loi de programmation, au sens de la loi Énergie-climat.

2.   La programmation pluriannuelle de l’énergie : un outil de pilotage avant tout opérationnel en cours de renouvellement

● La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), prévue par les articles L. 141-1 à L. 141-5 du code de l’énergie, est fixée par décret. Elle a vocation à offrir une déclinaison opérationnelle aux objectifs généraux fixés par la loi en matière de politique énergétique. Elle couvre deux périodes successives de cinq ans.

Elle définit les modalités d'action des pouvoirs publics pour la gestion de l’ensemble des formes d'énergie sur le territoire métropolitain continental, afin d'atteindre les objectifs définis aux articles L. 100-1, L. 100-2 et L. 100-4 du même code ainsi que par la loi prévue à l'article L. 100-1 A.

L’article L. 141-2 du même code prévoit que la PPE comporte des volets relatifs :

– à la sécurité d'approvisionnement ;

– à l’amélioration de l'efficacité énergétique et à la baisse de la consommation d'énergie primaire, en particulier fossile ;

– au développement de l’exploitation des énergies renouvelables et de récupération ;

– au développement équilibré des réseaux et du stockage, à la transformation des énergies et au pilotage de la demande d'énergie ;

– à la préservation du pouvoir d'achat des consommateurs et de la compétitivité des prix de l'énergie ;

– à l’évaluation des besoins de compétences professionnelles dans le domaine de l'énergie et à l’adaptation des formations à ces besoins.

Des programmations pluriannuelles spécifiques sont prévues pour les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental (voir le commentaire de l’article 10).

● Pour ce qui concerne la France continentale, la PPE en cours repose sur les dispositions du décret n° 2020-456 du 21 avril 2020 ([92]) et couvre la période 2019-2028. Un projet de nouvelle PPE a été mis en consultation le 7 mars 2025.

B.   des enjeux et obligations nouveaux pour la politique Énérgétique

1.   Une nécessaire intégration des évolutions relatives aux conditions de production

● En dehors des enjeux de l’adaptation aux effets des dérèglements climatiques, les politiques publiques se trouvent confrontées à la nécessité d’appréhender les changements technologiques susceptibles d’affecter l’offre et la consommation d’énergie.

Il en va ainsi dans le domaine de l’électricité d’origine nucléaire, le vieillissement du parc des centrales et les arbitrages en matière de mix énergétique conduisant à s’interroger sur l’évolution de certaines installations de production et de distribution. En conséquence des décisions prises à la suite du discours prononcé par le Président de la République à Belfort, le 10 février 2022, le Gouvernement a relancé un cycle de construction de nouveaux réacteurs dont le design reprend celui de l’EPR. Le programme comporte également la possibilité de développer de petits réacteurs modulaires (ou SMR).

Sur le plan de la réduction des émissions de gaz à effet de serre, le développement de procédés techniques permettant l’exploitation des énergies renouvelables et le stockage du dioxyde de carbone ouvre de nouvelles perspectives. La question se pose ainsi d’une industrialisation du recours à l’hydrogène renouvelable ou bas-carbone, ainsi de la conception et de la consommation des biocarburants liquides et des carburants renouvelables d’origine non biologique destinés au secteur des transports.

2.   Un approfondissement des objectifs fixés en droit national et en droit européen

La France et l’Union européenne se trouvent actuellement engagées dans la mise en œuvre du paquet « Ajustement à l’objectif 55 » présenté en juillet 2021 par la Commission européenne. La mise en œuvre de ce programme a donné lieu à l’édiction d’un ensemble de directives et de règlements qui fixent des principes et des objectifs contraignants. Parmi les textes composant ce paquet figurent notamment la directive « Énergies renouvelables » du 18 octobre 2023 ([93]), le règlement RefuelUE aviation du 18 octobre 2023 ([94]) ou encore le règlement FuelEUMaritime du 13 septembre 2023 ([95]).

En ce qui concerne le développement des dispositifs de captage et de stockage, il convient de signaler la proposition de règlement « Net Zero Industry Act » (NZIA) qui ambitionne le développement, d’ici à 2030, d’une capacité d’injection annuelle d’au moins 50 millions de tonnes de CO2 dans les sites de stockage situés sur le territoire de l’Union européenne, dans les zones économiques exclusives (ZEE) ou sur le plateau continental.

II.   Le dispositif proposÉ par le sÉnat : une mise À jour du dispositif de la loi de programmation pluriannuelle de l’Énergie

L’article 12 de la proposition de loi vise à assurer l’application de la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie instituée par l’article 100-1 A du code de l’énergie, en actualisant les conditions de son entrée en vigueur et en étoffant la définition de certains de ses objectifs, au regard des engagements pris par les pouvoirs publics et des engagements européens.

A.   les dispositions initiales de la proposition de loi

1.   Un report de l’échéance prévue pour l’entrée en vigueur de la loi quinquennale

Le 1° de l’article 12 de la proposition de loi repousse du 1er juillet 2023 au 1er octobre 2024 l’échéance à laquelle doit être promulguée et mise en œuvre la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie prévue par la loi Énergie-climat. En conséquence, il modifie la date fixée au premier alinéa du I de l’article L. 100-1 A du code de l’énergie, depuis les dispositions introduites par la loi Énergie-climat.

Ainsi qu’il ressort de l’exposé des motifs de la proposition de loi, l’objectif poursuivi par la mesure est de créer les conditions d’une entrée en vigueur de la prochaine loi de programmation d’ici à 2029.

2.   Un approfondissement des exigences et conditions de réalisation des objectifs fixés dans le cadre de la loi quinquennale

● Le 2° de l’article 12 de la proposition de loi adjoint à l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre celui du déploiement de dispositifs de captage et de stockage du dioxyde de carbone. À cet effet, il complète les mentions du 1° du I de l’article L. 100-1 A du code de l’énergie.

Ainsi, la proposition de loi donne un fondement législatif à un objectif donnant lieu à inscription de cibles chiffrées dans plusieurs documents d’orientation, comme le plan national intégré en matière d’énergie et de climat (Pniec), la stratégie française pour l’énergie et le climat (Sfec) et la stratégie Capture, stockage et utilisation du carbone (CSUC).

● Le 3° de l’article 12 de la proposition de loi étend le champ des objectifs de développement et de stockage des énergies renouvelables devant figurer dans la loi quinquennale, en y ajoutant les carburants renouvelables d’origine non biologique. À cet effet, il complète le 3° du I de l’article L. 100-1 A du code de l’énergie.

Au sens de l’article L. 282-1 du code de l’énergie, cette notion de « carburant renouvelable d’origine non biologique » correspond aux carburants liquides ou gazeux utilisés dans le secteur des transports, autres que les biocarburants ou le biogaz, dont le contenu énergétique provient de sources renouvelables autres que la biomasse. Ainsi que le montrent les travaux des rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet ([96]), la mesure participe de la volonté de tenir compte, dans la programmation de la politique énergétique, des obligations découlant des règlements et directives issus du paquet « Ajustement à l’objectif 55 » de 2021.

● Le 4° de l’article 12 de la proposition de loi renouvelle le champ des objectifs de la loi de programmation portant sur le mix énergétique. En conséquence, il enrichit la définition contenue au 4° de l’article L. 100-1 A du code de l’énergie.

Le a) du 4°ajoute ainsi l’exigence de décarbonation à celle de diversification des sources d’énergies produites pour couvrir les besoins du pays. Le concept de décarbonation autorise l’usage de l’ensemble des énergies n’émettant pas ou peu de dioxyde de carbone au cours de leur production : son emploi vise à ne pas opposer le développement de l’usage des énergies renouvelables au recours à l’énergie nucléaire, comme l’expliquent les rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet ([97]).

En conséquence, le b) du 4° fait de la construction de réacteurs électronucléaires et de petits réacteurs nucléaires une partie intégrante de la réalisation de l’objectif nouvellement consacré de décarbonation du mix énergétique. Le texte ajoute une mention expresse de ces équipements et de la technologie nucléaire au 4° du I de l’article L. 100-1 A. Suivant la définition de l’Agence internationale de l’énergie atomique, les « réacteurs modulaires » correspondent à des installations dont la production d’énergie repose sur la fission nucléaire et dont la capacité réacteurs peut aller jusqu’à 300 mégawattheures. Leurs systèmes et composants peuvent être assemblés en usine et transportés unitairement vers un site pour montage.

Ainsi, la proposition de loi tend à faire pleinement de la mise en œuvre de la politique du « nouveau nucléaire » un objet en soi de la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie.

B.   les modifications apportÉes par le sÉnat

Dans l’ensemble, les amendements adoptés par le Sénat en commission et en séance publique se bornent à apporter des précisions au dispositif initial de l’article, sans changer fondamentalement la portée des mesures introduites dans le dispositif de la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie.

1.   En commission

La commission des affaires économiques du Sénat a entendu seulement préciser la périodicité de la programmation en ce qui concerne le déploiement de dispositifs de captage et de stockage du dioxyde de carbone. Elle a ainsi adopté un amendement des rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet prévoyant l’organisation de la programmation sur trois périodes successives de cinq ans. La durée de cette période correspond à celle retenue par l’article L. 100-1 A du code de l’énergie pour la réalisation des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre.

2.   En séance publique

a.   Un report de la date d’entrée en vigueur de la loi quinquennale

● Le Sénat a souhaité fixer au 1er janvier 2025 l’échéance à laquelle devait être promulguée la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie.

Cette modification résulte de l’adoption, avec avis favorable du Gouvernement, d’un amendement des rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet, qui revient sur l’option retenue dans la rédaction initiale du texte examiné en commission (1er octobre 2024). D’après l’exposé des motifs de l’amendement, il s’agit de prendre en considération les délais subis dans l’examen de la proposition de loi.

● Le lien établi entre la promulgation du texte et l’échéance fixée par l’article L. 100-1 A conduit à considérer le texte du Sénat comme étant la loi de programmation quinquennale elle-même, telle qu’instituée par la loi Énergie-climat.

Or, ainsi que le montre l’examen du projet de loi sur la simplification de la vie économique par l’Assemblée nationale ([98]), il existe, parmi les groupes parlementaires, des appréciations divergentes quant à la manière de remplir les exigences de l’article L. 100-1 A du code de l’énergie. Sur la seule question de l’échéance à laquelle entrerait en vigueur le texte, certains députés préconisent une date rétroactive (telle que le 1er janvier 2025) tandis que d’autres proposent de viser le 1er juillet 2026.

Par ailleurs, rien n’assure que cette date permette de dissiper les incertitudes qui peuvent entourer la légalité de la programmation pluriannuelle de l’énergie, compte tenu des délais séparant la date d’entrée en vigueur du texte législatif et celle de la publication des actes réglementaires.

b.   Une précision quant aux exigences inhérentes à l’objectif de déploiement de dispositifs de stockage du dioxyde de carbone

Par l’adoption, contre l’avis du Gouvernement, d’un amendement de M. Didier Mandelli ([99]), le Sénat a établi que le déploiement de dispositifs de captage et de stockage du carbone avait pour finalité de pallier l’absence de technologie ou d’alternative permettant de réduire les émissions de gaz à effet de serre dans certains usages, ou pour régler des situations transitoires. Cet élément de définition correspond aux dispositions introduites par l’article 4 de la proposition de loi au I de l’article L. 100-4 du code de l’énergie.

Cet ajout tend à donner un caractère subsidiaire au recours à cette technologie en le réservant à certains usages ou activités. Ainsi qu’il ressortait de l’exposé des motifs de l’amendement et sans créer formellement une hiérarchie entre objectifs, il manifeste la volonté du Sénat que, dans la réalisation des objectifs de la loi de programmation, la priorité soit accordée à la décarbonation et à l’amélioration de l’efficacité énergétiques.

III.   la position de la commission

● Par l’adoption d’amendements identiques de votre rapporteur et des représentants de trois groupes parlementaires ([100]), la commission a supprimé l’article 12 de la proposition de loi.

Cette décision ne reflète pas une communauté de vue mais répond à des motifs propres à chaque banc de l’hémicycle. Elle manifeste ainsi, selon le cas, :

– la volonté de maintenir l’échéance prévue à l’article L. 100-1 A du code de l’énergie pour l’entrée en vigueur de la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie, certains groupes considérant tout report comme un recul et une excuse donnée au Gouvernement pour son attentisme ;

– le rejet de toute mention susceptible aux yeux de certains groupes de légitimer la place de la production d’électricité nucléaire dans le mix énergétique et la relance d’un programme de construction de réacteurs ;

– l’opposition au déploiement des dispositifs de captage et de stockage du dioxyde de carbone.

Pour sa part – et sans partager les réserves ou oppositions exprimées à propos de la relance du programme nucléaire –, votre rapporteur estime que les mentions apportées au dispositif de l’article L. 100‑1 du code de l’énergie ne contribuent pas à améliorer la qualité de la programmation. De surcroît, elles pourraient inutilement contraindre les choix de politiques publiques, dans un contexte le secteur de l’énergie connait des évolutions rapides au plan technologique.

*

*     *

(articles L. 141-1, L. 141-2  et L. 141-4 du code de l’énergie)
Fixation, au sein de la programmation pluriannuelle de l’énergie, d’objectifs explicites relatifs à la production nucléaire, à la production d’hydrogène, et au développement des carburants renouvelables et des dispositifs de captage de carbone

Supprimé par la commission

L’article 13 de la proposition de loi vise à actualiser le champ des objectifs assignés par la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) au regard de la place pouvant être accordée à certaines énergies dans la définition du mix énergétique et à l’évolution des politiques publiques.

À cet effet, il complète les dispositions du code de l’énergie qui définissent le contenu de la PPE et sa présentation, en y incluant des prescriptions expresses relatives au développement de la production nucléaire, de la production d’hydrogène renouvelable ou bas carbone, ainsi qu’à l’usage du carburant de synthèse et au déploiement de dispositifs de captage du dioxyde de carbone.

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  L’État du droit : une programmation pluriannuelle de l’Énergie ne traitant pas explicitement du développement de certaines Énergies

A.   une déclinaison opérationnelle des objectifs généraux de la politique ÉNERGÉTIQUE

Les dispositions législatives encadrant l’élaboration et le contenu de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) ont déjà été présentées dans le commentaire de l’article 12 de la présente proposition de loi.

Il peut être rappelé que la PPE comporte des volets qui fixent des objectifs et des mesures portant sur quatre problématiques essentielles :

1° la sécurité d’approvisionnement : le premier volet de la PPE définit les critères de sûreté du système énergétique, notamment le critère de défaillance mentionné à l’article L. 141-7 de ce code pour l’électricité ; il précise les mesures mises en œuvre pour garantir la sécurité d’approvisionnement en gaz naturel, en identifiant les mesures de soutien nécessaires pour accélérer et développer les projets de production de biogaz et de toute autre forme de gaz renouvelable ou bas-carbone ; il peut aussi prévoir la mise en œuvre de dispositions spécifiques, comme la diversification des moyens de production ou des sources d’approvisionnement d’énergie, pour se prémunir des risques systémiques ; il précise également les besoins d’importation d’énergies fossiles, d’uranium et de biomasse, ainsi que les échanges transfrontaliers d’électricité prévus dans le cadre de l’approvisionnement ;

2° l’amélioration de l’efficacité énergétique et la baisse de la consommation d’énergie primaire, en particulier fossile : le second volet de la PPE détermine les priorités à établir selon les usages afin d’atteindre ces objectifs ; il contient une feuille de route pour la rénovation énergétique des bâtiments ;

3° le développement de l’exploitation des énergies renouvelables et de récupération : le troisième volet de la PPE a pour objet de quantifier les gisements d’énergies renouvelables valorisables par filière, ainsi que de préciser les modalités de mise en œuvre des objectifs de la loi de programmation pluriannuelle pour les installations hydrauliques; il comporte également une évaluation du potentiel des installations agrivoltaïques ainsi que de la production d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone ;

4° le développement équilibré des réseaux, du stockage et de la transformation des énergies et du pilotage de la demande d’énergie pour favoriser notamment la production locale d’énergie, le développement des réseaux intelligents et l’autoproduction : le quatrième volet de la PPE vise à identifier des interactions entre les réseaux d’électricité, de gaz et de chaleur aux différentes échelles pour en optimiser le fonctionnement et les coûts ; il traite de la mise en œuvre des objectifs de la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie applicables aux stations de transfert d’électricité par pompage.

Par ailleurs, les cinquièmes et sixième volets de la PPE portent respectivement sur :

– la préservation du pouvoir d’achat des consommateurs et de la compétitivité des prix de l’énergie ;

– l’évaluation des besoins de compétences professionnelles dans le domaine de l’énergie et l’adaptation des formations à ces besoins.

B.   une programmation pluriannuelle de l’Énergie appelÉe à une actualisation et un approfondissement de ses objectifs

La PPE est actuellement en cours de révision, le dernier projet de PPE 3 ayant été soumis à la consultation du public début mars 2025 (voir supra).

Son évolution est en effet nécessaire, afin d’y intégrer les évolutions relatives aux conditions de production et aux engagements de la France en matière de lutte contre le réchauffement climatique.

● La politique énergétique tend aujourd’hui à accorder une importance nouvelle à des technologies et modes de production susceptibles de répondre aux défis de la lutte contre les dérèglements climatiques et à la nécessité de satisfaire les besoins de notre société en une énergie décarbonnée.

Comme précédemment indiqué, dans le domaine de la production d’énergie, outre l’accélération du développement des énergies renouvelables, les nouvelles orientations fixées par les pouvoirs publics reposent sur de nouveaux investissements destinés à maintenir et renouveler les capacités de production d’électricité d’origine nucléaire ([101]).

La redéfinition du mix énergétique comporte également un effort portant sur l’industrialisation des procédés de l’hydrogène bas-carbone et de l’hydrogène renouvelable, à l’échelle de l’Union européenne comme au plan national.

Aux termes de la stratégie proposée par la Commission européenne en juillet 2020 ([102]) , l’Union se donne pour objectif d’assurer le développement de l’hydrogène propre et d’assurer son rôle comme un pilier d’un système énergétique climatiquement neutre d’ici 2050. La « stratégie REPower EU pour une énergie plus abordable, sûre et durable » ([103]) publiée en 2022 ambitionne de porter la production d’hydrogène renouvelable dans l’Union européenne de 10 mégatonne à 20 mégatonne par an d’ici 2030.

Le «  règlement AFIR  » du 13 septembre 2023 ([104]) fixe ainsi des objectifs nationaux obligatoires pour que les États membres de l’Union européenne (UE) puissent déployer des infrastructures de carburants alternatifs accessibles au public (notamment pour l’électricité et l’hydrogène) pour les véhicules routiers, les navires amarrés à quai et les aéronefs en stationnement, avec une attention particulière pour les réseaux transeuropéens.

À l’échelle nationale, l’attention portée au développement de l’hydrogène bas-carbone et renouvelable se matérialise d’abord par l’établissement d’un statut juridique. Au sens de l’article L. 811-1 du code de l’énergie, l’hydrogène renouvelable désigne l’hydrogène produit soit par électrolyse en utilisant de l’électricité issue de sources d’énergies renouvelables telles que définies à l’article L. 211-2 de ce code, soit par toute une autre technologie utilisant exclusivement une ou plusieurs de ces mêmes sources d’énergies renouvelables et n’entrant pas en conflit avec d’autres usages permettant leur valorisation directe. Dans tous les cas, son procédé de production émet, par kilogramme d’hydrogène produit, une quantité d’équivalents dioxyde de carbone inférieure ou égale à un seuil. La qualification d’« hydrogène bas-carbone » s’applique à l’hydrogène dont le procédé de production engendre des émissions inférieures ou égales au seuil retenu pour la qualification d’hydrogène renouvelable, sans pouvoir, pour autant, recevoir cette dernière qualification, faute d’en remplir les autres critères.

La production d’hydrogène renouvelable ou d’hydrogène bas-carbone par électrolyse de l’eau bénéficie aujourd’hui d’un soutien public, notamment dans le cadre des procédures destinées à assurer l’atteinte des objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie (sur le fondement des articles L. 812-1 à L. 812-10 du code de l’énergie).

● S’agissant de la réduction des gaz à effets de serre, le développement des procédés techniques permettant le stockage du dioxyde de carbone ou l’usage des carburants de synthèse constitue un nouvel axe des politiques publiques.

Au sens de l’article L. 282-1 du code de l’énergie, cette notion correspond aux carburants liquides ou gazeux utilisés dans le secteur des transports, autres que les biocarburants ou le biogaz, dont le contenu énergétique provient de sources renouvelables autres que la biomasse.

Dans le cadre de la mise en œuvre du paquet « Ajustement à l’objectif 55 », l’Union européenne a ainsi adopté plusieurs directives et règlements destinés à stimuler le développement de l’usage des carburants synthétiques durables. S’agissant du captage et du stockage du dioxyde de carbone, les documents programmatiques qui orientent la politique de l’énergie en France fixent des objectifs en termes de volumes captés de CO2 ([105]). La stratégie Capture, stockage et utilisation du carbone (CSUC) évalue le potentiel de captage et de stockage à 4 à 8 MtCO2 captés par an à horizon 2030 et entre 15 et 20 MtCO2 à l’horizon 2050.

II.   Le dispositif proposÉ par le sÉnat : de nouveaux objectifs affirmÉs au sein de la programmation pluriannuelle de l’Énergie en faveur du recours À certaines technologies

L’article 13 de la proposition de loi vise à assurer au plan opérationnel la déclinaison des objectifs généraux que le Sénat entend voir figurer dans la prochaine loi de programmation pluriannuelle de l’énergie. Ainsi, il consacre dans les volets de la programmation pluriannuelle de l’énergie, ainsi que dans sa présentation, de nouveaux items et de nouvelles prescriptions portant sur le développement de la production et de l’usage de l’énergie nucléaire, de l’hydrogène bas-carbone, des carburants renouvelable d’origine non biologique et des dispositifs de captage et de stockage du dioxyde de carbone.

A.   les dispositions initiales de la proposition de loi

L’article 13 de la proposition de loi complète les dispositions des articles L. 141-1, L. 141-2 et L. 141-4 du code de l’énergie, qui définissent le champ des questions traitées par la PPE, ainsi que les obligations que doit remplir le Gouvernement pour en assurer la publicité.

1.   Un enrichissement de la synthèse de la PPE en conséquence de l’élargissement de ses volets

● Le 1° de l’article 13 prévoit l’insertion d’un exposé de la politique du Gouvernement en faveur de l’énergie nucléaire et de l’hydrogène bas-carbone dans la synthèse de la PPE. À cet effet, il complète les mentions de la dernière phrase de l’article L. 141-1 du code de l’énergie relatives au champ couvert par ce document destiné au public. En l’absence de toute précision, la formalisation de ces développements supplémentaires obéira aux mêmes règles que celles déterminant le contenu de la synthèse.

● La mesure proposée tire les conséquences de l’élargissement du champ de la loi de programmation pluriannuelle, ainsi que de la PPE elle-même. En soi, elle peut contribuer à améliorer la publicité des politiques publiques.

Toutefois, les compléments apportés à la synthèse de la PPE ne revêtent qu’un caractère partiel au regard du champ que couvrirait la PPE, puisqu’en l’état, le 1° de l’article 13 n’impose pas que la synthèse traite des carburants renouvelables d’origine non biologique et des dispositifs de captage et de stockage du dioxyde de carbone.

Par ailleurs, l’ajout des objectifs et des prescriptions portant sur l’énergie nucléaire et l’hydrogène bas-carbone pose sans doute la question de l’opportunité d’intégrer, au sein de la synthèse, un exposé de la stratégie française pour l’énergie et le climat, obligation formalisée par l’article 13 bis de la proposition de loi.

2.   Des objectifs explicites relatifs au nucléaire, à l’hydrogène, aux carburants renouvelables, au captage et stockage de dioxyde de carbone

Le 2° de l’article 13 étend l’objet des prescriptions devant figurer dans la programmation pluriannuelle, en intégrant dans son champ les énergies et technologies dont la loi de programmation pluriannuelle devrait assurer le développement, aux termes des autres dispositions de la proposition de loi.

● Le a) du 2° emporte ainsi l’obligation nouvelle de fixer, dans le volet de la PPE portant sur la sécurité d’approvisionnement, les modalités de mise en œuvre d’objectifs relatifs à l’électricité d’origine nucléaire. À cet effet, il complète les dispositions du 1° de l’article L. 141-2 du code de l’énergie en renvoyant aux exigences insérées après le 5° du I de l’article L. 100-4 du code de l’énergie par l’article 3 de la proposition de loi. Celles-ci fixent des orientations et des cibles en ce qui concerne la part du nucléaire dans la production d’électricité, le niveau de décarbonation du mix énergétique, la création de nouvelles capacités de production d’énergie nucléaire, les équipements de retraitement et de valorisation des combustibles usés, ou encore le lancement d’un programme sur le développement de réacteurs de quatrième génération ([106]).

● Le b) du 2° inclut, dans le volet de la PPE consacré au développement de l’exploitation des énergies renouvelables et de récupération, l’usage des carburants renouvelables d’origine non biologique et le déploiement des dispositifs de captage et de stockage du dioxyde de carbone. En ajoutant leur mention à la dernière phrase du 3° de l’article L. 141-2 du code de l’énergie, la proposition de loi impose une évaluation du potentiel de ce produit et de ce procédé, au regard de l’objectif qui sous-tend l’ensemble des actions prévues par le troisième volet de la programmation. En soi, cela n’implique pas d’exigences spécifiques en termes de capacités de production ou d’usage de ces carburants ou techniques.

La disposition constitue une transposition de l’élargissement de objectifs de la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie opéré par le 3° de l’article 12 de la proposition de loi en matière de développement et de stockage des énergies. Il contribue à une mise en cohérence des documents de la programmation de la politique énergétique, tels que modifiés par le Sénat.

3.   Une actualisation du contenu de la présentation de la PPE au Parlement

● Le 3° de l’article 13 de la proposition de loi prévoit un exposé au Parlement de la politique suivie par le Gouvernement en faveur de l’énergie nucléaire et de l’hydrogène bas-carbone. À cet effet, il complète le dernier alinéa du III de l’article L. 141-4 du code de l’énergie, qui pose le principe d’une présentation de la PPE aux assemblées. Ainsi, la disposition tire les conséquences de l’inscription de nouveaux objectifs au sein de la programmation.

En l’absence de toute précision, l’exposé de la politique du Gouvernement en ce qui concerne le développement de la production et de l’exploitation de ces deux énergies peut prendre la même forme que celle prévalant pour la présentation de la PPE. Ainsi, l’obligation formalisée par le droit en vigueur n’implique pas une déclaration devant l’une ou l’autre des assemblées donnant lieu à un débat et éventuellement suivi d’un vote, tel que l’article 50-1 de la Constitution en donne la possibilité.

● Si la transparence des politiques publiques et l’information du Parlement constituent des principes essentiels, l’opportunité de la précision apportée en ce qui concerne le contenu de la présentation de la PPE apparait discutable.

Dans son principe, le respect de l’obligation établie par l’article L. 141-4 du code de l’énergie suppose en effet la communication aux assemblées d’informations sur l’ensemble de ses volets et, par conséquent, sur la politique menée par le Gouvernement dans l’ensemble des secteurs de la politique énergétique couverts par la programmation. En réalité, la mesure préconisée le Sénat manifeste davantage la volonté de consacrer l’importance singulière devant être accordée au développement de la production d’énergie nucléaire et à l’hydrogène bas-carbone qu’elle ne répond à une nécessité pratique.

B.   les modifications apportÉes par le sÉnat

L’article 13 de la proposition de loi a été adopté au Sénat sans changement, les sénateurs faisant le choix de maintenir la mesure dans sa rédaction originelle en commission puis en séance publique.

1.   En commission

La commission des Affaires économiques a rejeté un amendement de suppression présenté par M. Yannick Jadot et plusieurs membres du groupe écologiste - solidarité et territoires.

2.   En séance publique

Le Sénat a écarté la suppression de l’article proposée par un amendement de M. Yannick Jadot et plusieurs membres du groupe écologiste - solidarité et territoires. Il a également refusé d’apporter les modifications proposées par un amendement du même auteur qui visaient à insérer, dans le volet de la PPE relatif à la sécurité d’approvisionnement, une évaluation complète des coûts supposés de la production d’électricité d’origine nucléaire.

III.   LA POSITION DE LA COMMISSION

● Par l’adoption de quatre amendements identiques, dont l’amendement de votre rapporteur ([107]), la commission a supprimé l’article 13 de la proposition de loi. De la part des trois groupes ayant déposé les amendements de suppression, cette décision apparait motivée par deux grandes considérations :

– premièrement, le rejet de dispositions qui offriraient un fondement à une relance de la production d’électricité d’origine nucléaire considérée comme une fuite en avant ou préjudiciable au développement des énergies renouvelables ;

– deuxièmement, le caractère redondant des mentions insérées au regard des objectifs déjà énoncés à l’article 3 de la proposition de loi en ce qui concerne l’énergie nucléaire.

● Du point de vue de votre rapporteur, l’opportunité de la précision apportée en ce qui concerne le contenu de la présentation de la PPE apparait discutable au vu des obligations déjà établies par le droit en vigueur.

S’agissant de la synthèse de la PPE prévue par l’article L. 141-1 du code de l’énergie, la loi prévoit déjà que la synthèse doit être pédagogique et accessible au public. En ce qui concerne la présentation de la PPE par le Gouvernement, le respect de l’obligation établie par l’article L. 141-4 du code de l’énergie suppose la communication aux assemblées d’informations sur l’ensemble de ses volets et, par conséquent, sur la politique menée par le Gouvernement dans l’ensemble des secteurs de la politique énergétique couverts par la programmation.

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(article L. 141-1 du code de l’énergie)
Exposé de la stratégie française pour l’énergie et le climat dans la synthèse de la programmation pluriannuelle de l’énergie

Supprimé par la commission

Cet article vise à ce que la synthèse de la programmation pluriannuelle de l’énergie destinée au public comporte une présentation de la stratégie française pour l’énergie et le climat (Sfec). À cet effet, il complète les dispositions de l’article L. 141-1 du code de l’énergie afin d’inclure au sein de cette synthèse un « exposé » relatif à la Sfec.

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  Le droit en vigueur : la sfiec, un support d’intÉgration des outils de programmation de la politique Énergétique

A.   DES POLITIQUES PUBLIQUES ordonnées par des instruments sectoriels

En l’état du droit, les orientations et objectifs fixés par les pouvoirs publics en matière de lutte contre les dérèglements climatiques et de politique énergétique figurent aujourd’hui dans trois grands documents.

● Instituée par la loi pour la croissance verte du 17 août 2015 ([108]), la stratégie nationale bas carbone (SNBC) a pour objet la définition des mesures nécessaires à la réduction des gaz à effets de serre et à l’atteinte de la neutralité carbone à l’horizon 2050. Aux termes de l’article L. 222-1-B du code de l’environnement, elle prend la forme d’un décret qui, par ailleurs, répartit le budget carbone pour une période de cinq ans par grands secteurs, notamment ceux pour lesquels la France a pris des engagements européens ou internationaux. La SNBC doit prendre en compte les spécificités du secteur agricole.

● Dispositif mis en place depuis 2011, le plan national d’adaptation au changement climatique (Pnacc) vise à prévoir les actions nécessaires afin de faire face aux impacts visibles et attendus des dérèglements climatiques (canicules, inondations, sécheresses, érosion côtière, incendies de forêt, perte de biodiversité, etc.). Le troisième Pnacc regroupe ainsi 200 actions qui correspondent à 5 axes majeurs de l’action publique : la protection de la population ; la résilience des territoires, des infrastructures et des services essentiels ; l’adaptation des activités humaines (économiques, alimentaires et énergétiques) ; la protection du patrimoine naturel et culturel ; la mobilisation des forces vives de la Nation afin de réussir l’adaptation au changement climatique.

La dernière phrase de l’article L. 141-1 du code de l’énergie prévoit que la PPE doit faire l’objet d’une « synthèse pédagogique accessible au public ».

B.   la stratégie française SUR L’Énergie et le climat, un cadre programmatique des politiques publiques

● Instituée en 2015, la stratégie française pour l’énergie et le climat (Sfec) se présente comme un outil de planification destiné à ordonner l’ensemble des documents programmatiques. Elle fait l’objet d’une révision tous les cinq ans et se matérialise par des textes adoptés par décret.

Son établissement complète la mise en œuvre de l’obligation faite aux États membres par le droit de l’Union européenne de formaliser un plan national intégré en matière d’énergie et de climat (Pniec) ([109]). La Sfec doit tenir compte des objectifs du paquet « Ajustement à l’objectif 55 ».

Elle est ainsi constituée par :

– la loi de programmation pluriannuelle de l’énergie prévue par l’article L. 100-1 A du code de l’énergie ;

– la programmation pluriannuelle de l’énergie, formalisée par les documents prévus aux articles L. 141-1 à L. 141-5 du code de l’énergie ;

– la stratégie nationale bas-carbone (SNBC) ;

– le plan national d’adaptation au changement climatique (Pnacc).

● La SNB3 couvre la période 2025-2035. Un document préparatoire a été publié par le Gouvernement en novembre 2024 et a fait l’objet d’une concertation publique et de groupes de travail. Une synthèse des avis devait être publiée à l’issue des concertations.

II.   Le dispositif proposÉ par le SÉnat : une mesure de publicitÉ censÉe assurer la cohérence de la sfiec

● La création de l’article 13 bis résulte de l’adoption par le Sénat – avec un avis favorable de la commission et une demande de retrait du Gouvernement – d’un amendement du sénateur Franck Montaugé et plusieurs des membres du groupe socialiste, écologiste et républicain.

Le texte prévoit que la synthèse de la PPE destinée au public doit comporter un exposé de la stratégie française pour l’énergie et le climat mise en œuvre par le Gouvernement pour les atteindre l’objectif de neutralité carbone à l’horizon 2050. À cet effet, il complète la dernière phrase de l’article L. 141-1 du code de l’énergie qui, en l’état, se borne à indiquer que la synthèse de la PPE doit posséder un caractère « pédagogique ».

● Ainsi qu’il ressortait de l’exposé des motifs de l’amendement à l’origine de l’article additionnel, la mesure vise à créer les conditions d’une intégration des objectifs et chiffres de la Sfec, s’agissant notamment de l’électricité produite à partir d’énergie renouvelable. Il s’agirait, par ce biais, de garantir la conformité de la PPE à cette stratégie.

Pour autant, l’ajout de développements supplémentaires au sein de la synthèse de la PPE ne présente pas une réelle portée opérationnelle au regard de cet objectif.

D’une part, l’exposé de la Sfec n’affecte en rien la détermination des orientations et objectifs de la PPE, puisque la synthèse prévue par l’article L. 141-1 du code de l’énergie constitue une annexe et ne possède pas en soi une portée programmatique. Dès lors, rien n’assure qu’elle contribue à la cohérence des documents de la PPE et de la Sfec.

D’autre part, la Sfec donne lieu à des concertations et à l’établissement de documents de nature à en assurer la publicité. Aussi, il peut être considéré que l’introduction d’un exposé au sein de la synthèse de la PPE ne contribuerait pas à améliorer la connaissance du public et pourrait, au contraire, nuire à la pédagogie autour de la déclinaison opérationnelle de la loi de programmation pluriannuelle.

III.   la position de la commission

Par l’adoption de deux amendements identiques, dont celui présenté par votre rapporteur ([110]), la commission a supprimé l’article 13 bis de la proposition de loi, ses membres souscrivant à l’analyse suivant laquelle le droit en vigueur comportait déjà des dispositions de nature à assurer la publicité de la Sfec et la complétude du contenu de la PPE.

Ainsi que l’a souligné de votre rapporteur, la mesure proposée par le Sénat comporte en outre le risque, au contraire, d’alourdir la lecture d’un document dont la loi exige qu’il soit compréhensible et pédagogique.

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titre ii
Poursuivre une simplification idoine des normes applicables aux projets d’Énergie et d’hydrogÈne, nuclÉaires comme renouvelables

Chapitre Ier
Simplifier les normes applicables aux projets d’énergie nucléaire

(articles 7 et 14 de la loi n° 2023-491 du 22 juin 2023 relative à l’accélération des procédures liées à la construction de nouvelles installations nucléaires à proximité de sites nucléaires existants et au fonctionnement des installations existantes)
Renforcement de certaines mesures de la loi d’accélération du nucléaire
de 2023

Supprimé par la commission

Cet article modifie trois dispositions de la loi d’accélération du nucléaire du 22 juin 2023 :

– il allonge la durée d’application des dispositions dérogatoires de cette loi de 20 à 27 ans, soit jusqu’en 2050 ;

– les petits réacteurs modulaires n’auront plus besoin d’être implantés à proximité d’une autre installation nucléaire de base pour bénéficier des dispositions d’accélération de cette loi ;

– il prévoit que la concession d’utilisation du domaine public maritime nécessaire à la réalisation d’un réacteur nucléaire puisse être conclue pour une durée maximale de cinquante ans, contre trente ans en droit commun.

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  L’État du droit

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

Le titre II de la loi n° 2023-491 du 22 juin 2023 relative à l’accélération des procédures liées à la construction de nouvelles installations nucléaires à proximité de sites nucléaires existants et au fonctionnement des installations existantes, dite « loi d’accélération du nucléaire », a pour objectif de faciliter la construction de nouveaux réacteurs nucléaires. Il a ainsi traduit la volonté de relance de cette filière, annoncée par le Président de la République lors du discours de Belfort, en février 2022. Cette loi avait été précédée d’une loi ayant pour objectif d’accélérer la production d’énergies renouvelables, dite loi « Aper », promulguée en mars 2023 ([111]).

Les dispositions contenues dans la loi d’accélération du nucléaire permettent pour l’essentiel de simplifier les procédures d’urbanisme applicables, mais aussi de débuter la réalisation de certains travaux avant la délivrance de l’autorisation de création de la centrale, à l’exception de ceux liés à l’îlot nucléaire.

Ces dispositions dérogatoires sont encadrées dans le temps comme dans leur périmètre géographique d’application. Ainsi, l’article 7 de la loi d’accélération du nucléaire prévoit qu’elles s’appliquent uniquement :

– aux installations nucléaires de base (INB) dont la demande d’autorisation de création est déposée au cours des 20 ans suivant la promulgation de la loi, soit jusqu’en 2043 ;

– aux seuls réacteurs électronucléaires, dont les petits réacteurs modulaires, situés à proximité immédiate ou à l’intérieur du périmètre d’une INB existante. Un décret est venu préciser cette notion de proximité immédiate, qui varie de 500 mètres pour une installation située sur le territoire d’une commune littorale à 5 km, voire, à titre dérogatoire et sous réserve de certaines conditions liées notamment au nombre de personnes vivant à proximité, jusqu’au périmètre du plan particulier d’intervention déjà existant ([112]).

Les principales mesures de simplification prévues par cette loi sont résumées dans le tableau ci-après.

Principales mesures prévues par la loi d’accélération du nucléaire de 2023

N° article

Objet

8

Mise en compatibilité simplifiée des documents d’urbanisme avec un projet de réalisation d’un réacteur électronucléaire grâce à la qualification de projet d’intérêt général (PIG)

9

Dispense d’autorisation d’urbanisme pour la réalisation de réacteurs électronucléaires, la conformité aux règles d’urbanisme étant vérifiée dans le cadre de l’instruction de la demande d’autorisation environnementale ou d’autorisation de création du réacteur

Absence de décompte de l’artificialisation des sols ou de la consommation d’espaces naturels, agricoles et forestiers dans les objectifs locaux et régionaux du « zéro artificialisation nette » (ZAN)

11

Réalisation anticipée des travaux de réalisation d’un réacteur électronucléaire dès l’autorisation environnementale, hors ceux liés à l’îlot nucléaire

12

Reconnaissance d’une raison impérative d’intérêt public majeur (RIIPM) à la réalisation d’un réacteur électronucléaire

13

Dérogations aux dispositions de la loi « Littoral » pour la construction de nouveaux réacteurs électronucléaires

14

Possibilité de délivrer la concession d’utilisation du domaine public maritime à l’issue de l’enquête publique et sans déclaration d’utilité publique préalable

15

Application de la procédure d’expropriation avec prise de possession immédiate à la construction de réacteurs électronucléaires

16

Pouvoirs de régularisation reconnus au juge administratif en matière de contentieux des procédures applicables aux projets de construction de réacteurs électronucléaires

Il est également prévu que ces dispositions d’accélération puissent s’appliquer, par arrêté ministériel, aux installations d’entreposage de combustibles usés.

Dans sa décision sur la loi d’accélération du nucléaire de 2023, le Conseil constitutionnel n’a pas remis en cause la durée d’application de ces dispositions ([113]). Il a rappelé qu’en adoptant des mesures destinées à accélérer la construction de réacteurs électronucléaires, le législateur a « entendu créer les conditions qui permettraient d’augmenter les capacités de production d’énergie nucléaire afin notamment de contribuer à la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Il a ainsi mis en œuvre les exigences constitutionnelles inhérentes à la sauvegarde des intérêts fondamentaux de la Nation, au nombre desquels figurent l’indépendance de la Nation ainsi que les éléments essentiels de son potentiel économique, et poursuivi l’objectif de valeur constitutionnelle de protection de l’environnement ».

B.   Les autres dispositions d’accÉlÉration du nuclÉaire intervenues depuis la loi de 2023

1.   Les dispositions relatives à la commande publique de la loi « sûreté nucléaire » de 2024

Le chapitre Ier du titre II de la loi n° 2024-450 du 21 mai 2024 relative à l’organisation de la gouvernance de la sûreté nucléaire et de la radioprotection pour répondre au défi de la relance de la filière nucléaire, dite loi « sûreté nucléaire », contient des dispositions en matière de commande publique permettant de faciliter les projets de construction de réacteurs nucléaires, mais aussi d’installations nucléaires de recherche, de sites d’entreposage, ou la réalisation d’opérations de démantèlement et de réhabilitation de sites nucléaires.

Il permet notamment de déroger à l’obligation d’allotissement des marchés publics ainsi qu’à la durée maximale des accords-cadres. Il facilite également le recours à des avenants pour modifier un marché public pour de tels projets, sans qu’une mise en concurrence soit nécessaire.

2.   Les dispositions facilitant l’aménagement de sites liés aux chantiers nucléaires dans la proposition de loi de simplification du droit de l’urbanisme et du logement

L’article 3 bis de la proposition de loi de simplification du droit de l’urbanisme et du logement ([114]), adoptée par l’Assemblée nationale et en cours d’examen au Sénat, vise à compléter la loi d’accélération du nucléaire par un nouvel article 9-1. Celui-ci permet de dispenser de toute formalité d’urbanisme les constructions, installations et aménagements présentant un caractère temporaire et qui sont soit directement liés à la réalisation d’un réacteur électronucléaire, soit nécessaires au logement, à l’hébergement et aux déplacements des personnes qui travaillent sur le chantier. Il crée donc, pour ces seuls chantiers nucléaires, un régime de permis d’aménager précaire, qui s’inspire du permis de construire précaire ([115]).

Les projets susmentionnés doivent cependant être soumis à l’accord préalable du préfet de département et ne peuvent être installés pour plus de dix ans. Ils sont également soumis, lorsque cela est estimé nécessaire compte tenu de la sensibilité du terrain d’assiette, à la constitution de garanties financières pour assurer la remise en état du terrain lors de la fin du chantier. Enfin, ce régime de permis d’aménager ne peut pas être utilisé dans certaines zones particulièrement sensibles, définies par les plans de prévention.

II.   Le dispositif proposÉ

A.   les dispositions initiales de la proposition de loi

La proposition de loi du Sénat renforce certaines des dispositions dérogatoires au droit commun de la loi d’accélération du nucléaire de 2023, dans le but de faciliter la construction de réacteurs électronucléaires.

1.   L’allongement de la durée d’application des dispositions d’accélération de la loi de 2023 de 20 à 27 ans

En premier lieu, l’article 14 allonge de 20 à 27 ans la durée d’application des mesures dérogatoires de la loi d’accélération du nucléaire de 2023 (1° a) de l’article), qui courront donc jusqu’en 2050.

Le Sénat justifie cet allongement par le fait que l’article 3 de la proposition de loi marque clairement la relance du nucléaire et qu’il permettra de disposer de davantage de visibilité.

Lors de l’examen de la loi d’accélération du nucléaire en 2023, le Sénat avait déjà adopté un amendement, en séance publique, allongeant ce délai à 27 ans ([116]). Cette durée avait cependant été ramenée à 20 ans lors de l’examen du texte à l’Assemblée nationale.

Les dispositions dérogatoires s’appliqueraient pour les demandes d’autorisation de création d’INB déposées durant cette période de 27 ans. Cela signifie donc qu’une telle disposition laisse une grande latitude à la mise en place du programme de relance du nucléaire décidée par le Gouvernement, dans la mesure où la demande d’autorisation de création d’un réacteur est déposée assez tôt dans le processus de construction : par exemple, celle pour les futurs EPR2 de Penly a été déposée par EDF en juin 2023.

2.   La suppression du critère d’implantation à proximité d’une INB existante pour les projets de SMR souhaitant bénéficier des meures d’accélération

L’article 14 supprime la nécessité pour les petits réacteurs modulaires (PRM, également appelés Small Modular Reactors ou SMR) d’être implantés à proximité d’une INB existante pour bénéficier des mesures de la loi d’accélération du nucléaire de 2023 (1° b de l’article). Autrement dit, tous les PRM, quel que soit leur lieu d’implantation, bénéficieront des mesures d’accélération de la loi – les réacteurs nucléaires « classiques » demeurant, eux, soumis à ce critère de proximité.

Le rapport du Sénat sur la proposition de loi souligne qu’une telle suppression du critère de proximité pour les PRM répondrait mieux aux besoins de ces réacteurs et permet « de mieux intégrer l’innovation au cadre légal ».

On peut cependant faire observer qu’à date, la première demande d’autorisation de création d’un petit réacteur modulaire date de mai 2024. Sur la dizaine de projets de petits réacteurs modulaires recensés par l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), seuls deux sont en phase réglementaire, c’est-à-dire en phase de pré-instruction ou d’instruction de la demande d’autorisation de création ([117]).

3.   L’allongement de la durée de la convention d’utilisation du domaine public maritime à 50 ans

Certains réacteurs électronucléaires ont vocation à être implantés en bord de mer (Penly, Gravelines) et pourraient donc nécessiter de se voir délivrer une convention d’occupation du domaine public maritime (CUDPM) ([118]).

Aujourd’hui, la durée maximale d’une CUDPM est fixée par voie réglementaire à 30 ans ([119]). Une exception est cependant prévue pour les CUDPM relatives aux éoliennes en mer et à leurs ouvrages de raccordement, pour lesquelles la durée maximale est portée à 50 ans.

Le rapport d’application sur la loi d’accélération du nucléaire des députés Maud Bregeon et Sébastien Jumel avait souligné l’intérêt d’étudier un allongement de 30 à 50 ans de la durée des CUDPM pour les réacteurs nucléaires, compte tenu de la durée de fonctionnement de ces installations, qui est bien supérieure à 30 ans ([120]).

B.   les modifications apportÉes par le sÉnat

Lors de l’examen de la proposition de loi par les sénateurs en commission des affaires économiques, un amendement des rapporteurs Alain Cadec et Patrick Chauvet a été adopté, afin d’étendre la durée d’application des mesures d’accélération de la loi de 2023 de 20 à 27 ans pour les projets d’installation d’entreposage de combustibles nucléaires (1° bis de l’article). Un arrêté ministériel est toujours nécessaire pour que les mesures d’accélération de la loi nucléaire puissent s’appliquer à de telles installations.

Aucun amendement n’a ensuite été adopté par le Sénat en séance publique sur cet article.

III.   La position de la commission

La commission a adopté les amendements de suppression CE557 du rapporteur, CE208 de Mme Anne Stambach-Terrenoir (LFI-NFP), CE247 de M. Karim Benbrahim (SOC) et CE393 de Mme Julie Laernoes (EcoS).

Sans contester la légitimité de certaines propositions présentées par voie d’amendement, votre rapporteur a défendu la suppression de l’ensemble des articles du titre II de la proposition de loi, afin de se concentrer sur les dispositions programmatiques contenues dans le titre I. La priorité est en effet de disposer d’une loi de programmation. Les débats sur ce seul sujet sont déjà denses et resserrer le champ du texte doit permettre de donner à ces débats toute la place qu’ils méritent, tout en augmentant les chances de parvenir à un texte commun avec le Sénat.

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*     *

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

Supprimé par la commission

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

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  L’État du droit

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

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

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

B.   le projet iter

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

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

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

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

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

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

II.   Le dispositif proposÉ

A.   les dispositions initiales de la proposition de loi

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

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

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

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

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

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

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

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

B.   les modifications apportÉes par le sÉnat

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

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

III.   La position de la commission

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

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

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

Supprimé par la commission

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

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

I.   l’État du droit

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

II.   Le dispositif proposÉ

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

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

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

Alinéa art. 16

Délit visé par le code de la défense

Sanction en vigueur

Sanction proposée (évolution)

2

Art. L. 1333-13-12
(intrusion sur un site nucléaire)

1 an de prison
15 000 € d’amende

2 ans de prison (x2)

30 000 € d’amende (x2)

3

2e alinéa de l’art. L. 1333-13-13 (fait d’encourager quelqu’un à s’introduire sur un site nucléaire, mais non suivi d’effet en raison de circonstances indépendantes de la volonté de l’auteur)

6 mois de prison
7 500 € d’amende

1 an de prison (x2)
15 000 € (x2)

5

Art. L. 1333-13-14
(durcissement des sanctions contre l’intrusion lorsqu’elle est commise en réunion, lorsque la personne prend indûment la qualité d’une personne dépositaire de l’autorité publique ou lorsqu’il y a destruction, dégradation ou détérioration)

3  ans de prison
45 000 € d’amende

5 ans de prison (x1,6)
90 000 € d’amende (x2)

6

Cumul de deux des trois points mentionnés à l’article L. 1333-13-14

5 ans de prison
75 000 € d’amende

7 ans de prison (x1,4)
150 000 € d’amende (x2)

7

Art. L. 1333-13-15 (durcissement des sanctions contre l’intrusion lorsqu’elle est commise avec usage ou menace d’une arme ou lorsqu’elle est commise en bande organisée)

7 ans de prison
100 000 € d’amende

10 ans de prison (x1,4)
200 000 € d’amende (x2)

8

Art. L. 1333-13-18 (panel des sanctions complémentaires encourues lorsque l’infraction est commise par une personne morale)

Possibilité :
– de confiscation – d’affichage/publicité de la sanction

Ajout de la possibilité d’interdire de percevoir des aides publiques pendant 5 ans

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

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

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

III.   La position de la commission

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

*

*     *

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

Supprimé par la commission

La commission des affaires économiques, saisie au fond, a sollicité l’avis de la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire sur cet article (avis avec délégation au fond). Celle-ci s’est prononcée en faveur de la suppression de cet article et la commission des affaires économiques a, en raison de cette délégation au fond, suivi cette position.

L’article 16 bis de la proposition de loi, introduit en séance publique au Sénat, crée une catégorie de substances radioactives intitulée « stock stratégique », afin d’éviter l’éventuel classement de l’uranium appauvri en tant que déchet radioactif et de reconnaître son caractère stratégique dans la politique énergétique française.

I.   L’État du droit

A.   la classification des substances radioactives

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

– les conséquences énergétiques et environnementales du réenrichissement ;

– les volumes produits ;

– les débouchés envisageables ;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

II.   Le dispositif proposÉ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

III.   Les travaux de la commission

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

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

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

Supprimé par la commission

Cet article tend à conforter la capacité des collectivités territoriales à apporter un concours financier aux entreprises dont l’objet social est la production d’énergie renouvelable ou d’hydrogène renouvelable ou bas-carbone.

D’une part, il étend le champ des sociétés commerciales pouvant recevoir une avance en compte courant d’une durée de sept ans en y incluant celles qui assurent une production d’hydrogène renouvelable ou d’hydrogène bas-carbone bénéficiant d’un soutien public. D’autre part, il consacre la possibilité d’une participation conjointe des communes et de leurs groupements au capital d’entreprises productrices.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.   Un concours financier nécessairement temporaire

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

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

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

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

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

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

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

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

2.   Un plafonnement des fonds apportés aux sociétés

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

a.   Un possible morcellement entre les communes et les EPCI

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

II.   Le dispositif proposÉ par le SÉnat 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

III.   la position de la commission

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

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

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

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

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*     *

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

Supprimé par la commission

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

Ces autorités pourraient ainsi, d’une part, réaliser les actions d’aménagement et d’exploitation de certaines installations porteuses d’économies d’énergie et de réduction des pollutions atmosphériques et, d’autre part, assumer les rôles de coordinateur de la transition énergétique et d’acteur de la maîtrise de la consommation d’énergie.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

– d’installations hydroélectriques ;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Les personnes publiques compétentes désignées par le texte sont :

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

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

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

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

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

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

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

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

– des installations produisant de l’hydroélectricité ;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

III.   la position de la commission

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

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

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

Supprimé par la commission

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

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

I.   L’État du droit

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

II.   Le dispositif proposÉ

A.   les dispositions initiales de la proposition de loi

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

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

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

B.   les modifications apportÉes par le sÉnat

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

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

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

III.   LA position de la commission

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

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

Supprimé par la commission

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

I.   L’État du droit

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

II.   LE DISPOSITIF PROPOSÉ par le SÉnat

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

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

III.   LA position de la commission

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

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

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

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

Supprimé par la commission

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

I.   L’état du droit

A.   le régime de soutien à la petite hydroélectricité

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

II.   Le dispositif proposé

A.   les dispositions initiales de la proposition de loi

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

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

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

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

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

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

B.   les modifications apportées par le sénat

1.   En commission

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

2.   En séance publique

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

III.   La position de la commission

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

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

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

Supprimé par la commission

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

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

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

I.   L’état du droit

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

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

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

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

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

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

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

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

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

B.   Le régime encadrant les débits réservés

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

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

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

II.   Le dispositif proposé

A.   les dispositions initiales de la proposition de loi

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

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

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

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

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

B.   les modifications apportées par le sénat

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

III.   La position de la commission

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

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

Supprimé par la commission

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

I.   L’état du droit

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

II.   Le dispositif proposé

A.   les dispositions initiales de la proposition de loi

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

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

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

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

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

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

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

B.   les modifications apportées par le sénat

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

III.   La position de la commission

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

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

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

Supprimé par la commission

Cet article vise à étendre le pouvoir de l’administration de visiter les installations solaires en zones agricoles, pastorales ou forestières jusqu’au terme de leur autorisation – à l’instar de ce qu’a permis la loi n° 2025-391 du 30 avril 2025.

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

A.   Des installations trÈs encadrÉes

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

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

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

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

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

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

B.   Un droit de visite récemment renforcÉ

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

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

Plusieurs modalités de contrôle sont prévues :

– le contrôle de l’installation agrivoltaïque intervient ex ante, lors de la demande d’autorisation du projet, et ex post, à l’occasion des contrôles de suivi du respect des critères d’admissibilité, prévus par l’article R. 314-121 du code de l’énergie. Ces contrôles doivent avoir lieu tous les cinq ans pour les installations utilisant une technologie éprouvée, tous les trois ans pour les autres installations si le taux de couverture de la parcelle d’implantation est inférieur à 40 %, ou sinon tous les ans ;

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

– l’article L. 461-1 du code de l’urbanisme permet, par ailleurs, aux préfets et à leurs agents de visiter, de façon inopinée, les installations et de se faire communiquer tous documents se rapportant à leur réalisation.

L’article 24 de la loi n° 2025-391 du 30 avril 2025 portant diverses dispositions d'adaptation au droit de l'Union européenne en matière économique, financière, environnementale, énergétique, de transport, de santé et de circulation des personnes, dite loi « Ddadue », a étendu ce droit de visite et de communication à « toute la durée de [l’]exploitation [des ouvrages mentionnés aux articles L. 111-27 à L. 111-29], dans la limite d'une durée de six ans après la fin de celle-ci ou jusqu'à l'échéance de leur autorisation ».

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

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

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

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

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

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

III.   la position de la commission

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

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

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

Supprimé par la commission

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

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

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

Le mécanisme d’ajustement, prévu à l’article L. 321-10 du code de l’énergie, est l’un des principaux outils à sa disposition. Il réunit les producteurs et les consommateurs d’énergie, ainsi que des intermédiaires comme les agrégateurs d’effacement. Le mécanisme se concrétise par des propositions d’ajustement (à la hausse ou à la baisse pour le producteur, à la baisse pour le consommateur), que RTE peut activer lorsqu’il l’estime nécessaire.

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

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

L’article 18 de la loi n° 2025-391 du 30 avril 2025 portant diverses dispositions d'adaptation au droit de l’Union européenne en matière économique, financière, environnementale, énergétique, de transport, de santé et de circulation des personnes, dite loi Ddadue, a ainsi élargi le périmètre des obligés aux installations de production d’électricité raccordées aux réseaux publics de distribution, d’une part, et rendu obligatoire leur participation à un ajustement à la baisse (en réduisant leur production en cas de surproduction générale) comme à la hausse.

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

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

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

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

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

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

III.   la position de la commission

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

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

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

Adopté par la commission avec modifications

La commission des affaires économiques, saisie au fond, a sollicité l’avis de la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire sur cet article (avis avec délégation au fond).

La commission du développement durable et de l’aménagement du territoire s’est prononcée en faveur de l’adoption avec modifications de cet article. La commission des affaires économiques a, en raison de cette délégation au fond, suivi cette position.

L’article 22 ter de la proposition de loi, introduit en séance publique au Sénat, vise à étendre l’exemption dont bénéficient les installations de production d’énergie solaire photovoltaïque en matière d’artificialisation des sols aux installations de production d’énergie solaire thermique et aux installations de stockage de ces deux énergies renouvelables. La commission a supprimé l’exemption applicable aux seules installations de stockage au motif que ces installations conduisent par nature à artificialiser les sols et ne permettent pas de répondre aux critères posés par la loi de non-atteinte aux fonctions écologiques des sols.

I.   L’État du droit

A.   La lutte contre l’artificialisation des sols

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Définition des projets d’envergure nationale ou européenne à
l’article 194 de la loi « Climat et résilience »

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

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

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

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

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

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

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

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

h) La réalisation d’un réacteur électronucléaire ;

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

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

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

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

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

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

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

– la réversibilité de l’installation ;

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

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

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

CaractÉristiques techniques des installations de production
d’Énergie photovoltaïque Éligibles

Caractéristiques techniques des installations de production d’énergie photovoltaïque

Valeurs ou seuils d’exemption du calcul de la consommation
d’espaces naturels, agricoles et forestiers

Hauteur des panneaux photovoltaïques

1,10 mètre minimum au point bas

Densité et taux de recouvrement du sol par les panneaux photovoltaïques

Espacement entre deux rangées de panneaux photovoltaïques distinctes au moins égal à deux mètres. Les deux mètres sont mesurés du bord des panneaux d’une rangée au bord des panneaux de la rangée suivante et non pas d’un pieu d’ancrage à l’autre.

Type d’ancrage au sol

Pieu en bois ou en métal, sans exclure la possibilité de scellements « béton »