Production d'énergies renouvelables

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ÉTUDE D'IMPACT

PROJET DE LOI

relatif à l'accélération de la production des énergies renouvelables

NOR : ENER2223572L/Bleue-1

26 septembre 2022

TABLE DES MATIÈRES

INTRODUCTION GÉNÉRALE 4

TABLEAU SYNOPTIQUE DES CONSULTATIONS 10

TABLEAU SYNOPTIQUE DES MESURES D'APPLICATION 12

TABLEAU D'INDICATEURS 14

TITRE I : MESURES D'URGENCES TEMPORAIRES POUR ACCELERER LES PROJETS D'ENERGIE RENOUVELABLE ET LES PROJETS INDUSTRIELS NECESSAIRES A LA TRANSITION ENERGETIQUE 15

Article 1 : Adapter la procédure d'autorisation environnementale pendant 48 mois pour les projets dans le champ du titre I 15

Article 2 : Etendre le régime de la participation du public par voie électronique (PPVE) aux projets sous déclaration préalable de travaux 24

Article 3 : Faciliter la mise en compatibilité des documents d'urbanisme 29

Article 4 : Reconnaître la Raison Impérative d'Intérêt Public Majeur (RIIPM) pour les projets d'énergies renouvelables et prévoir que la déclaration d'utilité publique (DUP) puisse valoir reconnaissance du caractère d'opérations répondant à des RIIPM 36

Prévoir que la DUP puisse valoir reconnaissance du caractère d'opérations répondant à des RIIPM 45

Article 5 : Rendre systématique la régularisation en cas d'annulation d'une autorisation environnementale 58

Article 6 : Habilitation permettant de simplifier les procédures de raccordement 64

TITRE II : MESURES TENDANT A L'ACCELERATION DU DEVELOPPEMENT DE L'ENERGIE SOLAIRE THERMIQUE ET PHOTOVOLTAIQUE 75

Article 7 : Etendre les possibilités d'installation de panneaux photovoltaïque le long des autoroutes et routes à grande circulation 75

Article 8 : Adapter les procédures de mise en concurrence sur le domaine public de l'Etat 81

Article 9 : Permettre l'implantation en loi littoral de panneaux photovoltaïques au sol ou d'hydrogène renouvelable sur des terrains dégradés ou sur des stocks de saumure 87

Article 10 : Permettre l'implantation de panneaux photovoltaïques au sol en discontinuité dans les communes de montagne dotées d'une carte communale 95

Article 11 : Imposer l'équipement des parkings extérieurs existants en ombrières photovoltaïques 100

TITRE III : MESURES TENDANT A L'ACCELERATION DU DEVELOPPEMENT DE L'EOLIEN EN MER 107

Article 12 : Possibilité de mutualiser les débats publics pour l'éolien en mer et le document stratégique de façade et refonder le cadre des documents stratégiques de façade maritime pour en faire un véritable outil de planification spatiale de la transition 107

Article 13 : Clarifier le régime juridique applicable aux parcs éoliens en mer à cheval entre zone économique exclusive (ZEE) et domaine public maritime (DPM) 116

Article 14 : Adapter et clarifier le statut juridique des éoliennes flottantes 130

Article 15 : Clarifier le régime juridique applicable aux navires, aux installations en mer territoriale et aux personnels non gens de mer pour faciliter la construction et l'exploitation des champs éoliens en mer 148

Assouplir la répartition de la durée du travail des personnels non gens de mer travaillant à l'installation et à l'exploitation des parcs éoliens en mer (I) 148

Préciser le régime de droit du travail applicable aux personnels travaillant alternativement en mer et à terre pour la construction et l'exploitation des parcs éoliens en mer (I. 1° et 2° a)) 154

Application d'une réserve de pavillon communautaire aux transports maritimes entre les ports français et les installations en mer territoriale, et instauration d'une règle dite de « port base » (II et III) 158

Article 16 : Permettre l'installation en zone loi littoral de postes de transformation électrique 164

TITRE IV : MESURES DE SOUTIEN A LA PRODUCTION DES ENERGIES RENOUVELABLES OU FAIBLEMENT EMETTRICES EN CARBONE, A L'IMPLANTATION DES INSTALLATIONS DE PRODUCTION D'ENERGIES RENOUVELABLES ET A LA FOURNITURE A LONG TERME D'ELECTRICITE 170

CHAPITRE IER : MESURES EN FAVEUR DU FINANCEMENT DE LA PRODUCTION DES ENERGIES RENOUVELABLES ET DE LA FOURNITURE A LONG TERME D'ELECTRICITE 170

Article 17 : Créer un cadre juridique pour les contrats de vente directe d'électricité par un producteur à des consommateurs finals 170

CHAPITRE II : MESURES EN FAVEUR D'UN PARTAGE TERRITORIAL DE LA VALEUR DES ENERGIES RENOUVELABLES 180

Article 18 : Instituer un régime de « partage territorial de la valeur des énergies renouvelables » avec les ménages résidents et les communes accueillant des projets 180

CHAPITRE III : MESURES EN FAVEUR DE L'EXPERIMENTATION DE LA PRODUCTION DE GAZ BAS-CARBONE 186

Article 19 : Etendre aux gaz bas-carbone les contrats d'expérimentation biogaz 186

TITRE V : DISPOSITIONS DIVERSES 193

Article 20 : Ratifications d'ordonnances 193

INTRODUCTION GÉNÉRALE

La lutte contre le dérèglement climatique est incontestablement le défi de notre siècle. Nous devons léguer une planète vivable aux futures générations. Dans son sixième rapport d'évaluation, le Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC) des Nations unies nous alerte sur l'impératif d'actions rapides et à grande échelle pour limiter le réchauffement à 2 °C. Les scénarios qui prévoient de limiter le réchauffement à 1,5°C impliquent que les émissions mondiales de gaz à effet de serre atteignent un pic au plus tard en 2025. Nous constatons déjà les effets de ce dérèglement climatique au travers des canicules successives, des incendies à répétition, de l'asséchement de nos nappes phréatiques, de la fonte de nos glaciers ou encore de la disparition d'une partie de notre biodiversité. Les mesures incrémentales ne peuvent suffire à y répondre, nous devons engager les grandes transformations nécessaires, immédiates et radicales. L'engagement du président de la République est de les mettre en oeuvre tout en poursuivant notre développement économique et notre voie de progrès social, promouvant conformément à la Constitution un développement durable. C'est une aspiration profonde des citoyens, en premier lieu de notre jeunesse. Lutte contre le réchauffement climatique et protection de la biodiversité et nos cadres de vies sont ainsi des enjeux jumeaux.

La guerre en Ukraine et ses conséquences géopolitiques ont bouleversé les circuits d'approvisionnement des produits énergétiques fossiles, produits pétroliers et gaz naturel, rappelant la dépendance de notre économie et de nos modes de vie aux énergies fossiles importées. Cette situation constitue un nouveau paradigme dont il nous faut prendre acte.

Ainsi, de même qu'il y a cinquante ans notre pays avait, à la suite des chocs pétroliers, fait le choix d'un mix électrique décarboné dans un souci d'indépendance et de souveraineté nationale, la crise énergétique et climatique conforte ces choix tout autant qu'elle nous appelle à les approfondir et à accélérer à un rythme sans précédent nos efforts pour sortir de la dépendance aux énergies fossiles. Car il n'y aura pas d'indépendance politique sans indépendance énergétique. Nous devons reprendre en main notre destin énergétique.Le discours de Belfort du président de la République en février dernier a fixé un cap clair et ambitieux pour la politique énergétique des prochaines décennies : faire de la France le premier grand pays du monde à sortir de la dépendance aux énergies fossiles. Nous devons libérer les Français des énergies fossiles, dont la situation inflationniste actuelle menace leur pouvoir d'achat. La stratégie énergétique reposera sur deux grands chantiers : la réduction de notre consommation d'énergie et la production massive d'énergie décarbonée. Elle doit viser à garantir la sécurité d'approvisionnement des Français, à contribuer à la compétitivité économique du territoire, à préserver l'environnement, et à assurer à chacun un accès à l'énergie.

La sobriété et l'efficacité énergétiques doivent nous permettre de baisser d'ici 2040 de 40 % notre consommation d'énergie. La sobriété énergétique se fera ni par la privation, ni par la décroissance. Les économies d'énergie reposeront sur l'évolution profonde et durable de nos comportements et sur la poursuite massive des rénovations des bâtiments, la décarbonation de nos transports et la transformation de notre tissu industriel pour le rendre moins émetteur, plus circulaire et plus compétitif. Sous l'égide de la Première ministre, un premier chantier de réduction de 10 % d'ici 2024 a été lancé dès cet été. Il repose sur les actions des acteurs économiques les plus importants qui doivent faire les plus grands efforts. L'Etat se doit aussi d'être exemplaire et engagera des actions dans ses administrations et ses bâtiments publics. Ce travail a conduit au plan de sobriété, mobilisant l'ensemble du tissu économique public comme privé pour concrétiser notre ambition d'un modèle moins intense en énergie dès cet hiver. Le succès de ce plan repose sur la mobilisation des plus grands acteurs, sur la dynamique de dialogue social ainsi engagée, et la construction de bonnes pratiques largement diffusées. Il s'appuie aussi sur les textes législatifs et réglementaires dont il est essentiel qu'ils soient désormais appliqués.

Du côté de la production, le déploiement massif d'énergie décarbonée est déterminant pour notre souveraineté énergétique et nos objectifs climatiques, car nous devons remplacer la part de consommation d'énergies fossiles par de l'énergie décarbonée, aussi bien électricité bas-carbone que chaleur renouvelable. Nous devrons donc être en mesure de produire 60 % d'électricité en plus qu'aujourd'hui pour atteindre la neutralité carbone en 2050. Comment y parvenir ? Les travaux et le rapport « Futurs énergétiques 2050 » de RTE montrent que nous pouvons y arriver en nous appuyant sur un mix décarboné associant énergie nucléaire et développement massif d'énergies renouvelables. C'est le choix écologique le plus pertinent, le choix économique le plus opportun et le choix financier le moins coûteux. Rappelons d'ailleurs qu'en raison des prix actuellement très élevés de l'électricité sur les marchés, les énergies renouvelables contribuent à l'équilibre budgétaire général de l'Etat.

La France a fait le choix historique et audacieux de développer un parc nucléaire qui concourt à notre indépendance énergétique, à la limitation des émissions de gaz à effet de serre et à l'attractivité de notre territoire par la compétitivité et la stabilité des prix de l'électricité. La France fait aujourd'hui le choix de réaffirmer la place centrale et stratégique de la technologie nucléaire pour réussir notre grande transformation énergétique. Le président de la République a annoncé des investissements massifs avec le lancement d'un programme de six EPR2 et le lancement d'études pour la construction de huit EPR2 supplémentaires. Un milliard d'euros du plan France 2030 sera également consacré au développement de SMR. De plus, tous les réacteurs pouvant être prolongés le seront aux meilleurs standards internationaux de sûreté en vigueur.

En parallèle, il est indispensable d'accélérer dès aujourd'hui le développement des énergies renouvelables, qu'il s'agisse de l'éolien, du photovoltaïque ou de la méthanisation et c'est l'un des objets du projet de loi. Le président de la République a fixé des objectifs ambitieux pour 2050 : multiplier par dix notre capacité de production d'énergie solaire pour dépasser les 100 GW, déployer 50 parcs éoliens en mer pour atteindre 40 GW et doubler notre puissance actuelle de production d'éoliennes terrestres pour atteindre près de 40 GW.

Dans les prochains mois, la France sera amenée à ajuster sa stratégie pour tenir compte de l'objectif européen de rehaussement de l'ambition en matière de lutte contre le changement climatique. C'est l'objet de la prochaine loi de programmation sur l'énergie et le climat qui sera adoptée au second semestre 2023, après une concertation nationale approfondie visant à éclairer le public sur l'ensemble des enjeux de la Stratégie Française Energie Climat, en matière de transformation des usages comme de renouvellement du mix. Dans tous les scénarios, les travaux du rapport « Futurs énergétiques 2050 » de RTE montrent que le développement massif des énergies renouvelables est une absolue nécessité pour atteindre la neutralité carbone, pour sauvegarder notre sécurité d'approvisionnement et pour assurer notre indépendance énergétique. C'est également la conclusion du GIEC, selon lequel le développement accéléré du renouvelable est la condition sine qua non pour réussir la transition énergétique, sortir de notre dépendance aux énergies fossiles et atteindre la neutralité carbone.

Dans ce contexte, un plan d'accélération des énergies renouvelables a été engagé, en mobilisant tous les leviers disponibles. Tout d'abord, le Gouvernement proposera de renforcer les moyens de l'Etat en déconcentré assurant concrètement l'instruction et le contrôle de la pertinence environnementale de ces projets dans le projet de loi de finances pour l'exercice 2023. Par ailleurs, l'ensemble des services déconcentrés ont été mobilisés par une instruction conjointe des Ministres afin d'accélérer les projets d'électricité renouvelable comme de biométhane dans tous les territoires et d'en assurer l'accompagnement diligent. La mise en place de concertations avec les parties prenantes locales, et d'une cartographie aidant à la bonne planification des projets est également demandée. Les leviers réglementaires disponibles ont enfin été engagés afin de rétablir dès cet été l'équilibre économique des projets renouvelables engagés mais bloqués par l'inflation des coûts de construction, permettant de débloquer plusieurs gigawatts d'énergies renouvelables, dans deux ensembles de textes réglementaires dévolus au photovoltaïque et au biométhane. Cet effort réglementaire se poursuivra dans les prochaines semaines en complément de ce projet de loi.

Ce projet de loi doit ainsi permettre, grâce à des mesures fortes et ambitieuses qui viennent compléter des actions déjà engagés par le Gouvernement, de changer d'échelle dans le déploiement des énergies renouvelables. Il tient compte des contributions de l'ensemble des parties prenantes et des acteurs de terrain, qu'elles proviennent des filières renouvelables, des collectivités locales ou des acteurs de la protection de l'environnement.

Il doit permettre à court terme d'atteindre nos objectifs au titre de la Programmation Pluriannuelle de l'Energie (PPE) en vigueur, qui impliquent en 2028 un doublement de la capacité de production d'électricité renouvelable, une multiplication par 4 à 6 de notre production de gaz renouvelable, et une augmentation de moitié de la consommation de chaleur renouvelable. Il s'agit également, de respecter nos engagements européens matérialisés par le paquet Fit For 55 qui fixe, à l'horizon 2030, une part de 40% d'énergies renouvelables dans la consommation finale d'énergie de l'UE en 2030.

La mise en oeuvre d'une véritable politique industrielle de transition énergétique est l'autre élément déterminant de notre stratégie. La production massive d'énergie décarbonée et plus largement notre transition énergétique nécessitent de pouvoir compter sur des filières industrielles clés, dont il faut accélérer la structuration : celles associées à la production d'énergie comme l'éolien en mer, le photovoltaïque et les biocarburants et celles qui permettent la transition énergétique d'autres secteurs, avec les batteries, l'hydrogène décarboné, ou encore le recyclage des matériaux, et enfin celles qui accélèrent notre transition énergétique grâce à des productions plus respectueuses de l'environnement de biens aujourd'hui produits à l'étranger. Cette ambition industrielle s'articule par ailleurs avec le plan France 2030. Ce texte vise ainsi à accélérer le déploiement des grands écosystèmes industriels nécessaires à notre transition énergétique et à notre souveraineté industrielle.

Malgré ce volontarisme, la France accuse un retard dans le déploiement des moyens de production d'énergie renouvelable et dans la structuration des filières industrielles décarbonées par rapport aux autres pays européens. Il faut en moyenne 5 ans de procédures pour construire un parc solaire nécessitant quelques mois de travaux, 7 ans pour un parc éolien et 10 ans pour un parc éolien en mer. Nos partenaires européens vont souvent deux fois plus vite que nous.

Les raisons de ce constat sont plurielles : complexité de nos procédures administratives et contentieuses en comparaison avec nos partenaires européens, insuffisance de foncier facilement mobilisable et conciliable avec les enjeux environnementaux, manque de visibilité sur la démarche de planification de l'éolien en mer, problème d'acceptabilité et d'attractivité des projets d'énergie renouvelable, manque d'appropriation au niveau local.

Nous devons donc aller beaucoup plus vite, sans rien renier de nos exigences environnementales. Etant donné l'urgence de la situation en termes de climat et de sécurité d'approvisionnement, des adaptations temporaires pour accélérer la réalisation des projets nécessaires à la transition énergétiques.

Nous devons aller plus vite tout en créant les conditions de l'acceptabilité et de l'attractivité de ces projets, qui sont d'ailleurs des éléments déterminants dans leur réussite et dans le développement des projets futurs dans d'autres territoires. Réussir ce double défi suppose de lever toutes les barrières réglementaires à partir du moment où les projets sont acceptés localement, en menant un travail de simplification et de pragmatisme local dans l'accompagnement des projets.

Ce projet de loi entend ainsi répondre au double défi d'acceptabilité locale et territoriale d'une part et d'accélération et de simplification d'autre part. Il est la première pierre de la grande transformation énergétique de notre pays qui doit permettre à la France de devenir le premier grand pays du monde à sortir de la dépendance aux énergies fossiles, tout en renforçant notre indépendance énergétique et notre exemplarité climatique.

Cette ambition française s'inscrit en pleine cohérence avec l'ambition européenne inscrite dans le cadre de la révision des directives relatives à l'efficacité énergétique et aux énergies renouvelables au sein du Paquet Fit for 55 , au coeur de la Présidence française de l'Union européenne, et à présent réaffirmée dans le plan « REPowerEU » proposé par la Commission européenne le 18 mai 2022 afin de rendre l'Europe indépendante des combustibles fossiles russes au plus vite, en accélérant encore la transition vers les énergies bas carbone. A cet égard, les recommandations de la Commission européenne réaffirment que les activités économiques, et notamment les énergies renouvelables, peuvent être rendues compatibles avec la protection de la nature, et que les États membres doivent mettre en oeuvre des processus d'autorisation rapide pour autoriser les projets dès lors qu'ils ne sont pas susceptibles d'avoir des impacts significatifs, dans le strict respect du cycle « éviter-réduire-compenser ».

Ce projet de loi entend enfin réaffirmer la possibilité pour tout consommateur d'énergie de devenir, grâce aux énergies renouvelables, acteur de la lutte contre le réchauffement climatique et pour l'indépendance de la Nation. De même que le parc nucléaire a permis aux Français de prix de l'électricité représentatifs de sa compétitivité, nous pouvons, avec les technologies renouvelables, faire bénéficier nos territoires et leurs habitants de leur compétitivité . Le projet de loi propose ainsi de développer de nouveaux modèles de soutien et de partage de la valeur des énergies décarbonées pour assurer leur insertion dans les territoires et leur contribution à notre compétitivité.

Il sera complété dans les prochains mois par un projet relatif à l'énergie nucléaire, et en 2023 par un projet de loi de programmation énergie climat, à la suite des consultations publiques lancées sur le mix énergétique et la stratégie française énergie climat en octobre 2022 et sur les projets d'EPR2.

Le titre I ^er vise à réduire le temps de déploiement des projets d'énergie renouvelable, ainsi que des projets industriels qui sont nécessaires à la transition car ils contribuent directement ou indirectement à réduire notre empreinte carbone, en ayant une approche globale de leur déploiement, des phases initiales d'instruction jusqu'au raccordement. Etant donné l'urgence de la situation, il prévoit des mesures systémiques temporaires visant à rattraper, au plus vite, notre retard sur nos partenaires européens. Pour cela, il entend proportionner le cadre d'instruction, d'autorisation, de régulation, de raccordement et de contentieux en cohérence avec l'intérêt majeur que les énergies renouvelables et les projets industriels nécessaires à la transition représentent pour notre pays, à la fois sur le plan climatique et sur le plan de la sécurité d'approvisionnement et de l'indépendance énergétique.

Le titre II vise à accélérer le déploiement du photovoltaïque en démultipliant les possibilités d'implantation, afin d'atteindre l'objectif de multiplier par huit notre capacité de production d'énergie solaire pour dépasser les 100 GW à l'horizon 2050.

Le titre III vise à accélérer le déploiement de l'éolien en mer, en phase avec notre objectif d'une puissance installée de 40 GW et de 50 parcs en exploitation à l'horizon 2050, en mettant les documents stratégiques de façade maritime (DSF) au coeur de notre dispositif de planification, et en clarifiant le cadre juridique applicable. Il facilite également le raccordement des parcs éoliens en mer.

Le titre IV a pour objectif d'améliorer le financement et l'attractivité des projets d'énergie renouvelable. Il entend pour cela débrider le potentiel décentralisé des énergies renouvelables via des mesures d'appropriation et des modèles de financement locaux, permettant de susciter les initiatives et la naissance de projets entre consommateurs, industriels, et producteurs d'énergie, ce qui graduellement pourra faire émerger des installations sans soutien public, au service de la compétitivité des territoires. Une des clés de l'adhésion et de l'appropriation repose sur la démonstration d'une utilité concrète et directe pour les riverains, c'est pourquoi ce titre vise également à mettre en oeuvre un partage territorial de la valeur des énergies renouvelables. De telles mesures concourent par ailleurs à améliorer l'acceptabilité locale des projets, alors que ce problème constitue l'une des causes majeures du retard et de la lenteur du déploiement des énergies renouvelables en France, comme en témoigne le nombre de contentieux très élevé.

TABLEAU SYNOPTIQUE DES CONSULTATIONS

TABLEAU SYNOPTIQUE DES MESURES D'APPLICATION

TABLEAU D'INDICATEURS

TITRE I : MESURES D'URGENCES TEMPORAIRES POUR ACCELERER LES PROJETS D'ENERGIE RENOUVELABLE ET LES PROJETS INDUSTRIELS NECESSAIRES A LA TRANSITION ENERGETIQUE

Article 1 : Adapter la procédure d'autorisation environnementale pendant 48 mois pour les projets dans le champ du titre I

1. ETATS DE LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

L'article L. 100-4 du code de l'énergie fixe les objectifs de la politique énergétique nationale, dans l'optique de répondre à l'urgence écologique et climatique. Parmi ces objectifs figurent notamment le développement des énergies renouvelables, de l'hydrogène bas carbone et renouvelable et des moyens de pilotage de la production électrique, ce qui inclut les moyens de stockage d'énergie.

La Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), prévue par l'article L. 141-1 du code de l'énergie et le décret n° 2020-456 du 21 avril 2020 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie , fixe les modalités pour atteindre les objectifs de la politique énergétique nationale identifiés à l'article L. 100-4. Elle identifie notamment le besoin de développer les réseaux publics d'électricité (cf. partie 5.6.4 de la PPE), afin de permettre l'accueil des nouvelles capacités de production renouvelables mais aussi des nouveaux usages liés à l'électrification massive de l'économie nécessaire à l'atteinte de la neutralité carbone (développement des infrastructures de recharge pour véhicules électriques, des pompes à chaleur, de l'électrification des procédés industriels, etc.).

La stratégie nationale bas-carbone (SNBC), instituée par l'article L. 222-1 B du code de l'environnement , définit la feuille de route française pour atteindre la neutralité carbone à horizon 2050. Cette stratégie ^{1 ( * )} montre qu'il est nécessaire de réduire fortement l'empreinte carbone de l'industrie, la trajectoire visant une réduction de 35 % des émissions du secteur industriel en 2030 par rapport à 2015 et de 81 % à l'horizon 2050. Pour ce qui concerne le secteur des déchets, la stratégie s'appuie sur une promotion de l'économie circulaire, consistant à réutiliser, recycler et valoriser non énergétiquement les déchets.

L'industrie représente près de 20 % des émissions nationales de gaz à effet de serre. Depuis 2000, une baisse des émissions industrielles est constatée. Elle est due principalement aux efforts engagés par les entreprises industrielles pour améliorer leur efficacité énergétique ou pour diminuer leur empreinte carbone en substituant les énergies fossiles par des énergies renouvelables.

La décarbonation de l'industrie apparaît aujourd'hui comme un enjeu majeur, à la fois pour des raisons géopolitiques, économiques et environnementales. Elle est nécessaire pour atteindre les objectifs de neutralité carbone, pour la souveraineté énergétique nationale mais également pour la compétitivité des entreprises françaises. La mise en oeuvre d'une décarbonation efficace implique la réflexion et la mise en place de techniques nouvelles, de procédés innovants et de solutions pour limiter l'empreinte carbone des bâtiments et équipements.

L'amélioration de l'efficacité énergétique des installations industrielles va concourir à la sobriété énergétique. Pour permettre cela, l'Etat a lancé en 2020 différents appels à projet dans le cadre du plan de relance. Ainsi, 1,2 milliard d'euros ont été investi pour soutenir et accompagner sur ces sujets environ 250 projets d'entreprises industrielles.

La réalisation de ces projets permettra à terme :

- Une substitution d'énergie fossile estimée à 7,7 TWh/an dont 6,6 TWh de gaz évités par an, ce qui représente environ 7% de la consommation industrielle de gaz,

- Une économie d'énergie estimée à 7,9 TWh/an avec la mise en place de projets d'efficacité d'énergie.

Le plan d'investissement France 2030, qui prend le relais du plan de Relance, compte une enveloppe de 5,6 milliards d'euros dédiés également au soutien de la décarbonation des sites industriels. Cette enveloppe représente ainsi 4 milliards d'euros destinés au soutien de la décarbonation profonde des sites industriels les plus émetteurs, 1 milliard d'euros pour le déploiement de solutions matures et 610 millions d'euros au soutien de l'innovation et au déploiement de solutions innovantes pour la décarbonation, dans le cadre de différents appels à projets.

Une grande majorité de ces projets va nécessiter le dépôt d'une demande d'autorisation environnementale afin de pouvoir mettre en oeuvre de nouvelles installations permettant de consommer moins d'énergie ou de substituer les combustibles fossiles par des combustibles renouvelables.

Il est dans l'intérêt collectif que ces projets puissent être mis en oeuvre dans les meilleurs délais afin d'atteindre les objectifs fixées dans le cadre du pacte vert en particulier.

Dans le droit en vigueur ( articles L. 122-1 et suivants du code de l'environnement ), pour débuter l'enquête publique ou la participation par voie électronique d'un projet soumis à évaluation environnementale, il est nécessaire de disposer, outre de l'étude d'impact, de l'avis de l'autorité environnementale et de la réponse écrite du maître d'ouvrage à cet avis. Ces pièces sont indispensables.

L'obligation de disposer de l'avis de l'autorité environnementale au moment de l'enquête publique existe depuis l'origine de celle-ci, cet avis ayant pour vocation à éclairer le public et l'autorité décisionnaire sur les incidences environnementales notables d'un projet.

En revanche, l'obligation de joindre la réponse écrite du porteur de projet à l'avis de l'autorité environnementale a été introduite récemment par la loi n° 2018-148 du 2 mars 2018 ratifiant les ordonnances n° 2016-1058 du 3 août 2016 relative à la modification des règles applicables à l'évaluation environnementale des projets, plans et programmes et n° 2016-1060 du 3 août 2016 portant réforme des procédures destinées à assurer l'information et la participation du public à l'élaboration de certaines décisions susceptibles d'avoir une incidence sur l'environnement.

Les données publiées par la conférence des autorités environnementales donnent quelques éléments quantitatifs sur les avis d'autorités environnementales :

Parmi les dossiers ayant fait l'objet d'une demande d'avis :

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

La Charte de l'environnement dispose dans son article 1 ^er que « Chacun a le droit de vivre dans un environnement équilibré et respectueux de la santé » et dans son article 6 que « Les politiques publiques doivent promouvoir un développement durable. A cet effet, elles concilient la protection et la mise en valeur de l'environnement, le développement économique et le progrès social. »

L'accès à l'information et la participation du public à la prise de décisions ayant des incidences sur l'environnement ont largement été encouragés par le droit international. La Déclaration de Rio de 1992 , la convention d'Aarhus de 1998 ou la directive n° 2003/4/CE ont contribué à développer la démocratie environnementale en droit interne. Les principes de la Convention d'Aarhus se retrouvent notamment dans la Charte de l'environnement de 2004 , intégrée au préambule de la Constitution de 1958 depuis la révision constitutionnelle du 1 ^er mars 2005.

Le principe de participation du public en particulier figure parmi les principes généraux du droit de l'environnement depuis la loi du 2 février 1995 sur le renforcement de la protection de l'environnement et figure désormais au niveau constitutionnel sous la forme d'un « droit de participer à l'élaboration des décisions publiques ayant une incidence sur l'environnement », par l'article 7 de la Charte de l'environnement de 2004.

S'agissant de l'évaluation environnementale, les règles en droit interne sont issues de la directive 2011/92/UE du Parlement européen et du Conseil du 13 décembre 2011 concernant l'évaluation des incidences de certains projets publics et privés sur l'environnement, modifiée par la directive 2014/52/UE du 16 avril 2014. Cette directive est venue abroger la directive 85/337/CEE du Conseil du 27 juin 1985 concernant l'évaluation des incidences de certains projets publics et privés sur l'environnement.

La transposition de la directive 2011/92/UE modifiée a été assurée dans le code de l'environnement.

1.3. CADRE CONVENTIONNEL

Le pacte vert pour l'Europe ^{2 ( * )} a pour objectifs la fin des émissions nettes de gaz à effet de serre d'ici à 2050, une croissance économique dissociée de l'utilisation des ressources où personne n'est laissé de côté. Dans ce cadre, la communication REPowerEU ^{3 ( * )} publiée par la Commission Européenne encourage l'accélération du développement des énergies renouvelables.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

L'article 1 ^er modifie des dispositions législatives relatives à la procédure d'autorisation environnementale, fixe ces évolutions applicables pour une durée de 48 mois et prévoit un décret en Conseil d'Etat pour préciser le champ d'application parmi une liste d'installations et opérations précisées dans l'article.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

L'objectif premier est d'accélérer la réalisation des projets de production d'électricité et de gaz à partir de sources renouvelables et d'hydrogène renouvelable et bas-carbone, ainsi que les raccordements aux réseaux énergétiques et les projets industriels nécessaires à la transition énergétique.

La mesure limite dans le temps l'application des dispositifs , qui se justifie par l'urgence d'accélérer le développement des énergies renouvelables et des projets industriels nécessaires à la transition énergétique, à la fois pour réduire nos émissions de gaz à effet de serre et pour renforcer notre indépendance énergétique.

La durée de 48 mois a été retenue, compte tenu d'une part du fait que plusieurs années peuvent être nécessaires aux porteurs de projet pour décider du lancement des projets énergétiques ou industriels et d'autre part du fait que les conséquences sur notre système énergétique de la guerre en Ukraine et de la faible disponibilité du parc nucléaire pourraient se faire sentir pendant plusieurs années.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

Il aurait pu être envisagé d'appliquer les dispositions de l'article 1 ^er à l'ensemble des projets nécessitant une autorisation environnementale ou pouvant relever de la procédure d'évaluation environnementale. Toutefois, les mesures dérogatoires prévues par ces articles se justifient par l'impérieuse nécessité d'accélérer la transition énergétique. Il n'a donc pas semblé opportun d'y inclure des projets qui ne seraient pas directement nécessaires à cette transition (par exemple, un entrepôt qui serait couvert de panneaux photovoltaïques).

3.2. DISPOSITIF RETENU

Le dispositif retenu consiste à appliquer des adaptations, pour une durée de 48 mois, à la a procédure d'autorisation environnementale, à une liste d'activités et opérations précisées par décret en Conseil d'Etat parmi les activités et opérations suivantes :

- la production ou le stockage d'électricité, de chaleur, de froid ou de gaz à partir des sources renouvelables :

En effet, les énergies renouvelables sont indispensables à l'atteinte de la neutralité carbone (cf. partie « impacts environnementaux »). De plus, il s'agit des seuls moyens de production d'énergie décarbonée pouvant être mis en service dans les années à venir. Le développement du stockage est nécessaire également à moyen terme pour rendre le mix électrique plus flexible.

- la production ou le stockage d'hydrogène renouvelable ou bas-carbone :

Le développement de l'hydrogène renouvelable ou bas-carbone est nécessaire pour décarboner certains procédés industriels (chimie, métallurgie, etc.) ainsi que la mobilité lourde, qui est difficilement électrifiable.

- la fabrication ou l'assemblage de produits ou équipements nécessaires à ces activités :

En effet, pour mener la transition énergétique tout en assurant notre souveraineté énergétique, il est crucial d'accompagner la création d'industries capables de fabriquer ou d'assembler les produits et équipements nécessaires aux installations de production d'énergie renouvelable ou de stockage.

- les travaux sur les ouvrages des réseaux publics de transport ou de distribution d'électricité, de gaz ou d'hydrogène renouvelables ou bas carbone,

L'électrification massive de l'économie et le développement important des énergies renouvelables, qui sont nécessaires pour atteindre la neutralité carbone, impliquent le besoin de développer les réseaux publics d'électricité et donc d'accélérer les travaux correspondants. Le développement des réseaux de gaz ou d'hydrogène renouvelables ou bas carbone est nécessaire pour accompagner le développement de ces vecteurs.

- Les projets de modification d'installations industrielles ayant pour objectif :

a) Le remplacement de combustibles fossiles pour la production d'énergie ;

b) L'amélioration de l'efficacité énergétique ;

c) La diminution significative des émissions de gaz à effet de serre ;

En effet, la SNBC montre qu'il est nécessaire de réduire fortement l'empreinte carbone de l'industrie, la trajectoire visant une réduction de 35 % des émissions du secteur industriel en 2030 par rapport à 2015 et de 81 % à l'horizon 2050.

- les activités ou opérations de préparation de déchets en vue de la réutilisation, de recyclage ou de valorisation autre qu'énergétique :

En effet, la SNBC s'appuie sur une promotion de l'économie circulaire, consistant à réutiliser, recycler et valoriser non énergétiquement les déchets.

Ces adaptations consistent à :

- prévoir que l'avis de l'autorité environnementale et la réponse du maître d'ouvrage à cet avis seront mis en ligne sur le site de l'autorité compétente, et non uniquement sur les sites respectivement de l'autorité environnementale et du maître d'ouvrage

- supprimer la possibilité pour le porteur de projet de demander un certificat de projet

- permettre le rejet d'une demande de mauvaise qualité pendant la phase d'examen et non à l'issue de celle-ci

supprimer la possibilité pour l'autorité compétente d'organiser une enquête publique à la place d'une participation du public par voie électronique, quand l'enquête publique n'est pas automatique

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

La mesure fixe le périmètre des activités et opérations concernées pour l'article ( L. 122-1 , L. 181-5, L 181-9 et L. 181-10 du code de l'environnement) du présent projet de loi, ainsi que l'encadrement temporel pour 48 mois.

4.2. IMPACTS SUR LES ENTREPRISES

Cette mesure a pour objet d'accélérer les procédures pour les porteurs de projets. Il est attendu un gain de temps dans ces procédures, qui pourrait faire gagner en fluidité pour les projets concernés et faciliter l'installation d'énergies renouvelable.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Comme pour les porteurs de projets privés, la mesure a pour effet d'accélérer les procédures des projets portés par des collectivités territoriales, en particulier les projets d'énergie renouvelable financés par les collectivités, par exemple au travers de sociétés d'économie mixte.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

L'article facilite la possibilité pour les services administratifs chargés d'instruire les demandes de rejeter des dossiers de mauvaise qualité, ce qui permet de disposer de davantage de temps pour les projets de bonne qualité.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

Néant.

4.6. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

La mesure contribuera à l'accélération des projets d'énergie renouvelable et des projets industriels nécessaires à la transition énergétique.

Le développement des énergies renouvelables est indispensable pour atteindre la neutralité carbone, comme le montre l'étude de RTE sur les Futurs énergétiques 2050 ^{4 ( * )} . De plus, dans son bilan prévisionnel de 2019 ^{5 ( * )} , RTE chiffre les émissions évitées grâce à la production éolienne terrestre et solaire française à environ 22 millions de tonnes de CO2 par an (5 millions de tonnes en France et 17 millions de tonnes dans les pays voisins). Cela s'explique par le fait que l'électricité produite par les éoliennes terrestres et les panneaux photovoltaïques dispose d'un coût de production marginal nul et est donc plus compétitive que l'électricité issue des centrales de production utilisant des combustibles d'origine fossile.

La mesure permettra également l'accélération des projets listés : le stockage d'électricité ou de gaz à partir des sources renouvelables, la production ou le stockage d'hydrogène renouvelable ou bas-carbone, la fabrication ou l'assemblage de produits ou équipements nécessaires à ces activités, les travaux sur les ouvrages des réseaux publics de transport ou de distribution d'électricité, de gaz ou d'hydrogène renouvelables ou bas carbone, les modifications ou remplacements d'installations réduisant fortement l'empreinte carbone ou environnementale, les activités ou opérations de préparation de déchets en vue de la réutilisation, de recyclage ou de valorisation autre qu'énergétique.

Ces projets sont nécessaires à la transition énergétique. En effet, la PPE et la SNBC montrent qu'une électrification massive de l'économie et un développement important des énergies renouvelables seront nécessaires pour atteindre la neutralité carbone, ce qui implique de développer les réseaux publics d'électricité et donc d'accélérer les travaux correspondants. Le développement des réseaux de gaz ou d'hydrogène renouvelables ou bas carbone est nécessaire pour accompagner le développement de ces vecteurs.

Le développement des énergies renouvelables s'accompagne également de la nécessité d'avoir plus de flexibilités à moyen terme pour le pilotage du mix électrique, avec notamment une forte croissance des besoins de stockage d'électricité. Il convient de s'y préparer dès maintenant.

Le développement de l'hydrogène renouvelable ou bas-carbone est nécessaire pour décarboner certains procédés industriels (chimie, métallurgie, etc.) ainsi que la mobilité lourde, qui est difficilement électrifiable.

La SNBC montre qu'il est nécessaire de réduire fortement l'empreinte carbone de l'industrie, la trajectoire visant une réduction de 35 % des émissions du secteur industriel en 2030 par rapport à 2015 et de 81 % à l'horizon 2050. Pour ce qui concerne le secteur des déchets, la stratégie s'appuie sur une promotion de l'économie circulaire, consistant à réutiliser, recycler et valoriser non énergétiquement les déchets.

Enfin, pour mener la transition énergétique tout en assurant notre souveraineté énergétique, il est crucial d'accompagner la création d'industries capables de fabriquer ou d'assembler les produits et équipements nécessaires aux installations de production d'énergie renouvelable ou de stockage.

L'accélération de l'ensemble de ces types de projet permise par la mesure aura donc un effet positif sur la transition énergétique et donc sur la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

5. CONSULTATIONS MENÉES ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national de la transition écologique (CNTE) et le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) ont été consultés le 8 septembre 2022. La Conférence des autorités environnementales a également été consultée.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

La mesure envisagée prévoit que l'application sera limitée à une durée de 48 mois à compter de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

5.2.2. Application dans l'espace

La présente disposition est applicable sur l'ensemble du territoire français métropolitain.

S'agissant de l'application outre-mer, la disposition est applicable de plein droit aux départements et régions d'outre-mer (article 73 de la Constitution) ; elle ne s'applique pas à Saint-Barthélemy, ni à Wallis-et-Futuna, ni en Nouvelle-Calédonie, ni en Polynésie française, ni dans les Terres australes et antarctiques françaises (TAAF).

S'agissant de Mayotte, il existe une dérogation à l'enquête publique.

5.2.3. Textes d'application

Un décret en Conseil d'État sera nécessaire pour préciser la liste des installations et opérations concernées.

Article 2 : Etendre le régime de la participation du public par voie électronique (PPVE) aux projets sous déclaration préalable de travaux

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

Certains projets soumis à autorisation d'urbanisme doivent faire l'objet de consultations qui relèvent du code de l'environnement, telles que celles prévues dans le cadre de l'évaluation environnementale, aux termes des article L. 122-1 et L. 123-2 du code de l'environnement . L'évaluation environnementale a pour but d'éclairer les porteurs de projets et l'administration quant aux suites à donner aux autorisations de projets au regard de leurs incidences potentielles sur l'environnement, ainsi que d'informer le public sur ces incidences.

Le processus d'évaluation environnementale est mené de façon itérative avec l'élaboration du projet. Les éventuelles mesures « éviter, réduire, compenser » qui en découlent doivent être mises en oeuvre dans le cadre de la réalisation du projet lui-même. L'article L. 123-2 du code de l'environnement indique que les projets devant comporter une évaluation environnementale doivent faire l'objet d'une enquête publique, en prévoyant toutefois plusieurs exceptions. Ainsi, les projets soumis à permis de construire ou à permis d'aménager, qui font l'objet d'une évaluation environnementale à la suite d'un examen au cas par cas, sont dispensés d'enquête publique. Une simple participation du public par voie électronique est alors organisée.

Jusqu'à présent, seuls des projets soumis à permis de construire et d'aménager étaient concernés par cette exception.

Cependant, un nouvel enjeu est apparu à la suite des décret n° 2022-422 du 25 mars 2022 relatif à l'évaluation environnementale des projets et décret n° 2022-970 du 1er juillet 2022 portant diverses dispositions relatives à l'évaluation environnementale des projets, plans et programmes et aux installations de combustion moyennes et avec l'alignement à venir des seuils de procédure d'autorisation d'urbanisme. En effet, certains projets et en particulier les petits projets photovoltaïques au sol (moins de 1 MWc), qu'il est envisagé de soumettre à déclaration préalable, mais aussi d'autres projets soumis à permis de démolir, pourraient relever de l'évaluation environnementale après examen au cas par cas, et seraient donc soumis à enquête publique.

Il est donc proposé de modifier l'article L. 123-2 pour exempter d'enquête publique les projets relevant d'une déclaration préalable ou d'un permis de démolir lorsqu'ils relèvent d'une évaluation environnementale après un examen au cas par cas.

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

L'accès à l'information et la participation du public à la prise de décisions ayant des incidences sur l'environnement ont largement été encouragés par le droit international. La Déclaration de Rio de 1992 , la convention d'Aarhus de 1998 ou la directive n° 2003/4/CE ont contribué à développer la démocratie environnementale en droit interne. Les principes de la Convention d'Aarhus se retrouvent notamment dans la Charte de l'environnement de 2004 , intégrée au préambule de la Constitution de 1958 depuis la révision constitutionnelle du 1 ^er mars 2005.

Le principe de participation du public en particulier figure parmi les principes généraux du droit de l'environnement depuis la loi du 2 février 1995 sur le renforcement de la protection de l'environnement et figure désormais au niveau constitutionnel sous la forme d'un « droit de participer à l'élaboration des décisions publiques ayant une incidence sur l'environnement », par l'article 7 de la Charte de l'environnement de 2004.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

Comme l'a rappelé le Conseil d'Etat dans sa décision Commune d'Annecy ( Ass., 3 octobre 2008, n° 297931 ), la participation du public en matière environnementale relève du domaine de la loi. La Charte de l'environnement de 2004 dispose en effet que le public participe aux prises de décisions ayant une incidence sur l'environnement « dans les conditions et les limites définies par la loi ».

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

Du fait du décret n° 2022-970 du 1er juillet 2022 portant diverses dispositions relatives à l'évaluation environnementale des projets, plans et programmes et aux installations de combustion moyennes, les parcs photovoltaïques au sol de moins de 1 MWc font dorénavant l'objet d'une évaluation environnementale à la suite d'un examen au cas par cas. Il est de plus envisagé de faire évoluer les procédures d'urbanisme, afin que ces petits parcs soient soumis à déclaration préalable de travaux et non plus à permis de construire.

La présente mesure vise à mettre en cohérence les procédures de consultation avec ces nouvelles procédures d'urbanisme.

Un projet qui serait ainsi, après l'entrée en vigueur du futur décret modifiant certaines formalités d'urbanisme relatives à l'implantation des projets photovoltaïques au sol, soumis à déclaration préalable et non plus à permis de construire, se verrait imposer une enquête publique et non plus une participation du public par voie électronique. Autrement dit, un projet soumis à une formalité d'urbanisme moins contraignante, serait néanmoins soumis à une formalité de participation du public plus lourde.

La rédaction actuelle de l'article L. 123-2 du code de l'environnement conduit donc à une incohérence, car seuls les projets relevant d'un permis de construire ou d'aménager bénéficient de l'exemption. Ainsi, un projet soumis à déclaration préalable de travaux ou à permis de démolir ne peut pas en bénéficier.

Il s'agit également de mettre en cohérence les dispositifs avec le décret n° 2022-422 du 25 mars 2022 relatif à l'évaluation environnementale des projets. Ce décret a introduit la possibilité pour l'autorité compétente d'autoriser ou recevoir la déclaration de soumettre à examen au cas par cas un projet en dessous des seuils de la nomenclature si elle considère que ce projet lui apparaît susceptible d'avoir des incidences notables sur l'environnement. Cela concerne en particulier des projets soumis à déclaration préalable ou permis de démolir.

Cette modification a pour objet de remédier à cette incohérence, en soumettant à participation du public par voie électronique, en lieu et place de la procédure d'enquête publique, les projets soumis à déclaration préalable ou permis de démolir au titre du code de l'environnement devant faire l'objet d'une évaluation environnementale après un examen au cas par cas, à l'instar de ce qui est aujourd'hui prévu pour les permis de construire et d'aménager.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

Afin de remédier à cette incohérence, il aurait pu être envisagé de supprimer la dérogation à l'enquête publique dont bénéficient les projets relevant d'un permis de construire et d'aménager après soumission à évaluation environnementale suite à un examen au cas par cas. Cependant, cela serait contraire à l'ambition d'accélération des procédures pour les projets favorables à l'environnement.

3.2. DISPOSITIF RETENU

L'option retenue consiste à mettre en cohérence et simplifier le régime des déclarations préalables et des permis de démolir avec celui des permis de construire et des permis d'aménager, afin qu'ils bénéficient également de l'exemption d'enquête publique prévue à l'article L. 123-2 du code de l'environnement. Ces projets seront néanmoins soumis, en vertu de cet article L. 123-2, à participation du public par voie électronique.

Les dispositions de l'article L. 123-2 du code de l'environnement, dans leur rédaction issue du présent article, sont applicables aux demandes d'autorisation d'urbanisme déposées à compter de la date d'entrée en vigueur de la présente loi.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

Le chapitre 3 du titre II du livre Ier du code de l'environnement est modifié.

La mesure envisagée permettra une mise en cohérence du régime de participation du public par la modification du L. 123-2 du code de l'environnement.

4.2. IMPACTS SUR LES ENTREPRISES

Cette mesure a pour objet d'accélérer les procédures pour les porteurs de projets, ce qui pourrait aboutir à un plus grand nombre de projets photovoltaïques au sol notamment.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Néant.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

La disposition permet un allègement des procédures de participation du public concernant les déclarations préalables et les demandes de permis de démolir devant comporter une évaluation environnementale à la suite d'un examen au cas par cas. Elle étend le régime de participation du public par voie électronique aux projets soumis à déclaration préalable de travaux et à permis de démolir.

L'instruction des dossiers sera accélérée, notamment pour l'implantation d'ouvrages de production d'électricité à partir de l'énergie solaire au sol. Le gain de temps porte sur la désignation du commissaire enquêteur (15 jours) et sur les délais de remise du rapport du commissaire enquêteur (un mois) - mais ce gain de temps ne représente pas nécessairement un mois et demi. En effet, la participation électronique et la synthèse de la participation impliquent également des délais.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

En cas de difficulté d'accès numérique, il est possible de demander le dossier en format papier dans le cadre de la participation par voie électronique. Par ailleurs, une mise à disposition en format papier peut être prévue en fonction du volume et des caractéristiques du projet. Rien n'exclut par ailleurs la possibilité pour le maitre d'ouvrage d'organiser des réunions publiques s'il le souhaite. La seule différence avec une enquête publique est l'absence de tiers indépendant, le commissaire enquêteur, dans la procédure de participation.

4.6. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

La mesure contribuera à l'accélération du déploiement du photovoltaïque. Or, la croissance des énergies renouvelables est indispensable pour atteindre la neutralité carbone, comme le montre l'étude de RTE sur les Futurs énergétiques 2050 ^{6 ( * )} . De plus, dans son bilan prévisionnel de 2019 ^{7 ( * )} , RTE chiffre les émissions évitées grâce à la production éolienne terrestre et solaire française à environ 22 millions de tonnes de CO2 par an (5 millions de tonnes en France et 17 millions de tonnes dans les pays voisins). Cela s'explique par le fait que l'électricité produite par les éoliennes terrestres et les panneaux photovoltaïques dispose d'un coût de production marginal nul et est donc plus compétitive que l'électricité issue des centrales de production utilisant des combustibles d'origine fossile.

La mesure aura donc un effet positif sur la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

5. CONSULTATIONS MENÉES ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) ainsi que le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION (TEMPS ET ESPACE)

5.2.1. Application dans le temps

La mesure envisagée s'appliquera aux demandes d'autorisation d'urbanisme déposées dès le lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

5.2.2. Application dans l'espace

La présente disposition est applicable sur l'ensemble du territoire de la République.

5.2.3. Textes d'application

Cette disposition ne nécessite aucun texte d'application.

Article 3 : Faciliter la mise en compatibilité des documents d'urbanisme

1. ÉTAT DES LIEUX

Le développement des énergies renouvelables, y compris les panneaux photovoltaïques au sol en zone agricole et naturelle, peut nécessiter d'adapter les documents d'urbanisme pour autoriser certains projets.

Les procédures d'évolution des documents d'urbanisme ont connu de nombreuses évolutions et une diversification depuis les années 1970, avec une double contrainte, garantir sécurité juridique et transparence d'une part, et permettre une certaine souplesse et rapidité dans l'évolution d'autre part. L'ordonnance de 5 janvier 2012 qui fixe le cadre général actuel a également régulièrement amendée et complété, en dernier lieu par la loi ELAN du 23 novembre 2018, l'ordonnance du 17 juin 2020 relative à la rationalisation de la hiérarchie des normes et enfin la loi Climat et résilience du 22 août 2021, notamment, s'agissant de cette dernière loi, en étendant les possibilités d'utilisation de la modification simplifiée (pour adapter le PLU d'une commune exposée au recul du trait de côte ou pour intégrer les objectifs de réduction de l'artificialisation).

De manière schématique, trois grands types de procédure sont ainsi prévues :

- La révision pour les changements ou refonte en profondeur du document d'urbanisme (et avec une déclinaison sous la forme d'une procédure de révision allégée) ;

- La modification de droit commun et la modification simplifiée pour les modifications de moindre ampleur ;

- L'opération d'intérêt public ou général.

La réalisation des projets d'installations de production d'énergie renouvelable ou de raccordement au réseau électrique peut ainsi conduire à devoir faire évoluer le document d'urbanisme. Une procédure adaptée est de nature à faciliter cette évolution.

De manière générale, il est souvent question de faire évoluer une servitude d'urbanisme ou de modifier un espace boisé classé (EBC) inscrits au PLU ou encore d'adapter un zonage, souvent une zone naturelle N ou une zone agricole A, qui, compte tenu des strictes spécifications associées à ces zones par le document, ne permettent pas la réalisation du projet. Dans ce dernier cas, une situation courante est de considérer le projet d'installation de production d'énergie renouvelable comme une installation nécessaire à des équipements collectifs, qui peuvent être autorisées sous conditions dans les zones naturelles ou agricoles ( article L. 151-11 du code de l'urbanisme ).

Le droit actuel conduit à l'engagement d'une procédure de révision s'il s'agit de changer les orientations du PADD ou de réduire un espace boisé classé (EBC), une zone agricole ou une zone naturelle et forestière, en application de l' article L. 153-31 du code de l'urbanisme . La mise en oeuvre d'une procédure de révision générale du PLU s'apparente à une élaboration du PLU. Elle peut être menée sur plusieurs années (2 à 3 ans) car elle implique la réalisation de plusieurs études (dont l'évaluation environnementale et l'étude de compensation agricole le cas échéant), la nécessité d'obtenir l'avis de l'autorité environnementale, de la commission départementale de protection des espaces naturels, agricoles et forestiers (CDPENAF), ainsi qu'une enquête publique environnementale.

En revanche, une procédure de modification peut être engagée s'il s'agit de modifier le règlement du PLU ( article L. 153-36 du même code). Cette modification peut généralement suivre la voie de la modification simplifiée dans les conditions prévues à l'article L. 153-45. Cette dernière procédure est plus rapide qu'une révision ou qu'une modification de droit commun. Elle n'est notamment pas soumise à enquête publique, mais à une mise à disposition du public pendant un mois ( article L. 153-47 ). Cependant, une évaluation environnementale peut rester nécessaire - elle est systématique pour les zones Natura 2000, ou au cas par cas pour les autres hypothèses. Dans ce cas, l' article L. 103-2 du code de l'urbanisme exige qu'en outre une concertation préalable soit engagée.

Dans les communes soumises au règlement national d'urbanisme (RNU), les constructions ne peuvent être autorisées que dans les parties urbanisées de la commune ( article L. 111-3) . Toutefois, les constructions et installations nécessaires à des équipements collectifs peuvent être autorisées, dès lors qu'elles ne sont pas incompatibles avec l'exercice d'une activité agricole ( article L. 111-4) .

Les ouvrages de production d'énergie (centrales solaires au sol) dont cette dernière n'est pas destinée à l'autoconsommation, sont considérés comme des « constructions et installations nécessaires à des équipements collectifs ou à des services publics », notamment au vu de la contribution à la satisfaction d'un besoin collectif par la production d'électricitéì vendue au public ^{8 ( * )} .

Elles peuvent donc être autorisées en dehors des parties déjà urbanisées des communes sur le territoire desquelles s'applique le RNU à condition cependant de ne pas compromettre les activités agricoles ou forestières, ni porter atteinte au caractère ou à l'intérêt des lieux environnants, ni comporter de risques pour la sécurité publique. La consultation de la commission départementale de préservation des espaces naturels, agricoles et forestiers (CDPENAF), prescrite par l'article L.111-5 du code de l'urbanisme, est, de ce point de vue, une garantie importante.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1 NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

Ainsi, au regard des dispositions législatives et réglementaires actuellement applicables, l'accueil d'un projet d'énergie renouvelable sur un terrain classé en zone A ou N relève davantage de la procédure de révision que de la modification, car cela entraîne souvent soit la réduction du périmètre de ces zones, soit l'intégration de dispositions ayant pour effet de réduire ou de supprimer des prescriptions appliquées dans un but de protection de ces espaces. Cette procédure pourrait être également rendue nécessaire si le projet d'aménagement et de développement durable (PADD) du PLU comporte des orientations qui vont à l'encontre ou ne permettent pas le développement de dispositifs d'énergies renouvelables dans certains secteurs de la commune (orientations visant à préserver strictement les espaces naturels et agricoles de la commune).

Par ailleurs, il est également possible de mettre en compatibilité le PLU avec un projet déclaré d'intérêt général, après enquête publique, dans le cadre de la procédure de déclaration de projet définie aux articles L. 153-54 et suivants et L. 300-6 du code de l'urbanisme. Dans ce cas, l'enquête publique doit porter à la fois sur l'intérêt général de l'opération et sur la mise en compatibilité du document d'urbanisme, et par ailleurs, les dispositions proposées pour assurer la mise en compatibilité du document d'urbanisme font l'objet d'un examen conjoint de l'Etat, de l'établissement public de coopération intercommunal ou de la commune, et des personnes publiques associées mentionnées aux articles L. 132-7 et L. 132-9 . Cette procédure, qui est dans les mains de la collectivité ou du représentant de l'Etat, en association avec les collectivités planificatrices, permet à l'autorité compétente de se prononcer sur l'intérêt général d'une action, d'une opération d'aménagement ou de la réalisation d'un programme de construction., au sens de l'article L. 300-1 du code de l'urbanisme . Si une installation de production d'énergie renouvelable peut être regardée comme un équipement collectif au sens du code de l'urbanisme ^{9 ( * )} , en ce qu'elle constitue une installation assurant un service d'intérêt général destiné à répondre à un besoin collectif ^{10 ( * )} , sa réalisation ne peut faire l'objet de la procédure de déclaration de projet lorsqu'elle n'est pas comprise dans un projet d'aménagement urbain. Par ailleurs, le préfet ne peut prononcer une déclaration de projet emportant mise en compatibilité (MEC) d'un document d'urbanisme qu'à la condition que le projet ne porte pas atteinte à l'économie générale du projet d'aménagement et de développement durables du SCoT et, en l'absence de SCoT, du PLU (article L. 300-6) . Or, les projets d'installation d'énergies renouvelables sont, pour certains d'entre eux, de nature à porter atteinte au projet d'aménagement des documents d'urbanisme.

Dans l'optique d'une accélération des procédures de déploiement des énergies renouvelables et de raccordement, et compte tenu du fait que le droit actuel conduit encore parfois à dupliquer les procédures, au titre du projet puis de la modification du plan, des mesures visant à une simplification des procédures d'urbanisme s'avèrent nécessaires.

2.2 OBJECTIFS POURSUIVIS

Les objectifs poursuivis par la présente mesure ont pour but de faciliter la mise en compatibilité des plans locaux d'urbanisme lorsque le territoire communal ou intercommunal en est doté, pour permettre l'accélération du déploiement des projets d'énergie renouvelable et de raccordement au réseau électrique, quel que soit le type d'espace concerné, urbanisé ou non, et le cas échéant naturel ou agricole.

Il est dès lors nécessaire de donner la possibilité aux collectivités et à l'Etat, lorsque les enjeux du projet d'ouvrage de production d'énergie renouvelable ne conduisent pas une incidence disproportionnée sur le document d'urbanisme, d'opter pour une procédure d'urbanisme moins complexe, avec des délais plus courts.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1 OPTIONS ENVISAGÉES

Un dispositif dérogatoire écartant de manière systématique les règles des documents d'urbanisme au bénéfice des énergies renouvelables a rapidement été écarté comme ne garantissant pas la préservation de la capacité des collectivités à organiser leur territoire au moyen de leurs documents d'urbanisme. A donc été privilégié l'adaptation des deux procédures existantes rappelées ci-dessus, à savoir la modification simplifiée d'une part et la déclaration de projet d'autre part, complétée par un rapprochement des modalités de concertation.

3.2 DISPOSITIF RETENU

Il est ainsi proposé pour les seuls projets d'énergie renouvelable et leur raccordement au réseau électrique :

- dans le cas où doivent être levées des restrictions liées à des prescriptions dans le règlement des zones A et N, à l'existence d'un espace boisé classé (EBC) ou à des orientations du PADD, de mobiliser la procédure de modification simplifiée et non une procédure de révision, actuellement nécessaire, qui est nettement plus longue et paraît disproportionnée au regard des enjeux. Cela ne concerne pas des évolutions de zonage.

- d'élargir le champ de la mise en compatibilité par déclaration de projets, qui permet d'assurer la conduite simultanée des procédures au titre du plan et du projet, en levant la contrainte pour l'Etat portant sur l'impossibilité de porter atteinte à l'économie générale PADD du PLU.

- de préciser que lorsque l'action, l'opération d'aménagement ou le programme de construction faisant l'objet d'une déclaration de projet mentionnée à l 'article L. 300-6 est soumis à la concertation du public, une procédure de concertation unique pourra être réalisée en amont de l'enquête publique, portant à la fois sur le projet et sur la mise en compatibilité du document d'urbanisme de façon à intégrer ces deux concertations comme peuvent déjà être intégrées les éventuelles évaluations environnementale respectives du projet et du document d'urbanisme et les enquêtes publiques associées.

3. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1. Impacts sur l'ordre juridique interne

La présente mesure conduit à modifier des articles L. 153-31, L. 153-45, L. 300-2 et L. 300-6 du code de l'urbanisme.

4.1.2. Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

Les dispositions considérées ne modifient pas les règles applicables en application du droit de l'Union, notamment s'agissant de la règlementation relative à l'évaluation environnementale des plans-programmes.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

L'accélération de la mise en compatibilité des documents d'urbanisme est de nature à permettre une mobilisation foncière et une délivrance des autorisations d'urbanisme requises pour le développement des énergies renouvelables, plus rapide, avec par conséquent des incidences positives sur l'ensembles des acteurs.

4.3 IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

L'impact de ces nouvelles mesures est favorable pour les collectivités territoriales, avec d'une part une réduction des délais de mise en compatibilité des documents d'urbanisme, la procédure de modification simplifiée pouvant être réalisée dans un délai compris entre quatre mois et un an, alors que le délai d'une procédure de révision est en moyenne de trois à six ans, d'une part une réduction des coûts de la procédure, qu'il s'agisse des coûts liés à l'enquête publique (coûts liés aux modalités de publicité, aux charges du commissaire enquêteur, etc...) ou à la constitution simplifiée du dossier (fourniture des seules pièces portant que sur les dispositions à modifier et non sur l'ensemble du zonage du PLU).

Ainsi, alors que le coût d'une révision est en moyenne de 30 000 € pour une commune et 190 000 € pour une intercommunalité, il n'est que de 5000 € environ pour une modification simplifiée.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

L'instruction d'une procédure d'urbanisme ayant pour objet l'accueil de ces projets sera facilitée compte-tenu de la possibilité de mettre en oeuvre la procédure de modification simplifiée dans certains cas ainsi que la possibilité de mener une concertation unique sur le projet et la mise en compatibilité du PLU concerné.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

Sans objet.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Cet impact sera limité à l'évolution des règles de procédure de consultation du public pour la modification simplifiée.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

Cette mesure n'a pas d'effet direct sur l'environnement, s'agissant de modifications de procédures et de l'absence d'incidence sur les règles de fond du droit de l'urbanisme et sur les règles relatives à l'évaluation environnementale.

En revanche, cette disposition doit permettre de faciliter la réalisation d'installation de production d'énergies renouvelables en facilitant et en raccourcissant les procédures d'adaptation des documents d'urbanisme lorsque cette étape est nécessaire. La mise en service de ces installations permettra ensuite de produire de l'énergie dont les émissions de gaz à effet de serre sont limitées.

La réalisation de ces installations pourra dans certains cas conduire à consommer des espaces naturels, agricoles ou forestiers, ou, à artificialiser des sols. Le choix des secteurs d'implantations devra être pensé et défini à une échelle pertinente afin de limiter le plus possible les atteintes à l'environnement.

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) ainsi que le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

Le présent article s'appliquera dès le lendemain de la publication de la loi au Journal Officiel de la République française.

5.2.2. Application dans l'espace

La mesure s'applique à l'ensemble du territoire de la République.

5.2.3. Textes d'application

Cette disposition ne nécessite aucun texte d'application.

Article 4 : Reconnaître la Raison Impérative d'Intérêt Public Majeur (RIIPM) pour les projets d'énergies renouvelables et prévoir que la déclaration d'utilité publique (DUP) puisse valoir reconnaissance du caractère d'opérations répondant à des RIIPM

Reconnaître la Raison Impérative d'Intérêt Public Majeur (RIIPM) pour les projets d'énergies renouvelables

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

Afin de sortir de notre dépendance aux énergies fossiles, d'accélérer la lutte contre le réchauffement climatique et assurer notre indépendance énergétique, il est indispensable d'accélérer le développement des énergies renouvelables.

Récemment, le rapport « Futurs énergétiques 2050 » de RTE ^{11 ( * )} , le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité, a ainsi montré qu'indépendamment des choix effectués sur le nucléaire, il était nécessaire de développer fortement les énergies renouvelables, en particulier l'éolien terrestre, le photovoltaïque et l'éolien en mer, pour atteindre la neutralité carbone en 2050, objectif que ce sont fixés la France d'une part et l'Union européenne d'autre part.

Les projets d'installation de production d'énergie renouvelable peuvent, dans certains cas, devoir demander une dérogation à l'obligation de protection stricte des espèces protégées. Une telle dérogation est soumise à des conditions strictes. Il convient en effet de démontrer :

- L'absence de solution alternative de moindre impact ;

- Que l'opération ne nuit pas au maintien dans un état de conservation favorable des populations des espèces concernées dans leur aire de répartition naturelle ;

- Que le projet répond à une raison impérative d'intérêt public majeur.

Or, ce dernier point s'avère délicat à démontrer pour des projets d'énergie renouvelable qui ne sont pas de taille importante et est source de fragilité juridique.

Le I du présent article vise à clarifier que chaque projet d'installation de production d'énergie renouvelable, en participant à la lutte contre le réchauffement climatique, à notre indépendance énergétique et à notre sécurité d'approvisionnement en énergie, répond bien à une raison impérative d'intérêt public majeur, dès lors qu'il satisfait à des conditions techniques fixées par décret en Conseil d'Etat,

Les autres conditions citées ci-dessus restent applicables pour que le projet puisse bénéficier d'une dérogation à l'obligation de protection stricte des espèces protégées, ce qui offre de solides garanties pour la protection des espèces concernées.

La reconnaissance de l'intérêt public majeur prévue par le I du présent article ne s'étend pas aux projets portant une atteinte aux objectifs de conservation d'un site Natura 2000, qui relèvent de l'article L. 414-4 du code de l'environnement.

A titre d'illustration, sur les difficultés rencontrées, par une décision récente ^{12 ( * )} , le Conseil d'Etat a jugé que :

« 3. Il résulte [des] dispositions [des articles L. 411-1 et L. 411-2 du code de l'environnement] qu'un projet d'aménagement ou de construction d'une personne publique ou privée susceptible d'affecter la conservation d'espèces animales ou végétales protégées et de leurs habitats ne peut être autorisé, à titre dérogatoire, que s'il répond, par sa nature et compte tenu des intérêts économique et sociaux en jeu, à une raison impérative d'intérêt public majeur. En présence d'un tel intérêt, le projet ne peut cependant être autorisé, eu égard aux atteintes portées aux espèces protégées appréciées en tenant compte des mesures de réduction et de compensation prévues, que si, d'une part, il n'existe pas d'autre solution satisfaisante et, d'autre part, cette dérogation ne nuit pas au maintien, dans un état de conservation favorable, des populations des espèces concernées dans leur aire de répartition naturelle.

4. Il ressort des énonciations de l'arrêt attaqué que le parc éolien projeté, d'une part, serait susceptible d'affecter quatre espèces de reptiles, une espèce d'amphibien, soixante-dix espèces d'oiseaux dont neuf à fort enjeux de conservation et, d'autre part, représenterait une production électrique évaluée à trente mégawattheures, correspondant à la consommation d'environ 26 000 habitants, permettrait d'éviter le rejet annuel dans l'atmosphère de l'ordre de 50 920 tonnes de gaz carbonique. Après avoir relevé que le projet de parc éolien n'apporterait qu'une contribution modeste à la politique énergétique nationale de développement de la part des énergies renouvelables dans la consommation finale d'énergie dans une zone qui compte déjà de nombreux parcs éoliens et que les bénéfices socio-économiques du projet seraient limités et principalement transitoires, la cour a exactement qualifié les faits de l'espèce en jugeant que, dans ces conditions, le projet en cause ne répondait pas à une raison impérative d'intérêt public majeur au sens du c) du 4° de l'article L. 411-2 du même code. En statuant ainsi, par un arrêt suffisamment motivé, la cour n'a pas apprécié l'existence d'une raison impérative d'intérêt public majeur en fonction de l'ampleur de l'atteinte porté par le projet à des espèces protégées mais s'est bornée à relever l'existence d'une telle atteinte, pour en déduire la nécessité d'une autorisation de l'article L. 411-2. Ce faisant, elle n'a pas entaché son arrêt d'erreur de droit. Elle n'a pas davantage commis d'erreur de droit en ne recherchant pas si les autres conditions posées par l'article L. 411-2 étaient remplies, dès lors qu'elle jugeait que le projet ne répondait pas à une raison impérative d'intérêt public majeur.

5. Il résulte de tout ce qui précède que la ministre de la transition écologique et la société Parc éolien des Avant-Monts ne sont pas fondées à demander l'annulation de l'arrêt qu'elles attaquent ».

Or, comme le précisait M. Olivier Fuchs, alors rapporteur public auprès du Conseil d'Etat, dans ses conclusions prononcées sur l'affaire du contournement routier de Taillan ^{13 ( * )} :

« Si la barre est donc haute s'agissant de cette condition [la raison impérative d'intérêt public majeur], elle ne doit toutefois pas être infranchissable, ni même trop difficile à franchir, sauf à altérer le mécanisme dérogatoire prévu par l'article L. 411-2 du code de l'environnement, et ce d'autant plus que les deux autres conditions énoncées sont tout aussi importantes pour garantir une limitation des impacts sur la biodiversité. Le projet ne pourra ainsi pas se faire s'il existe une solution alternative satisfaisante ou s'il porte atteinte au maintien, dans un état de conservation favorable, des populations des espèces concernées dans leur aire de répartition naturelle. Cette dernière condition, en particulier, garantit l'impossibilité de conduire un projet qui porterait des atteintes irrémédiables à l'environnement et prend pour ce faire en compte les mesures d'évitement, de réduction et de compensation des atteintes à l'environnement. Or, prendre au sérieux ces mesures dites ERC, sur lesquelles le code de l'environnement insiste à plusieurs reprises, suppose aussi de ne pas buter de manière indue sur la condition de raison impérative d'intérêt public majeur ».

C'est ce à quoi s'attache la présente disposition, qui organise un dispositif de reconnaissance légale du critère de raison impérative d'intérêt public majeur pour les projets d'énergies renouvelables qui répondent à des conditions techniques fixées par décret en Conseil d'Etat.

1.2. CADRE CONVENTIONNEL

L'article 16 de la directive 92/43/CEE du Conseil du 21 mai 1992, concernant la conservation des habitats naturels ainsi que de la faune et de la flore sauvages , prévoit que :

« 1. À condition qu'il n'existe pas une autre solution satisfaisante et que la dérogation ne nuise pas au maintien, dans un état de conservation favorable, des populations des espèces concernées dans leur aire de répartition naturelle, les États membres peuvent déroger aux dispositions des articles 12, 13, 14 et de l'article 15 points a) et b) :

a) dans l'intérêt de la protection de la faune et de la flore sauvages et de la conservation des habitats naturels;

b) pour prévenir des dommages importants notamment aux cultures, à l'élevage, aux forêts, aux pêcheries, aux eaux et à d'autres formes de propriété;

c) dans l'intérêt de la santé et de la sécurité publiques, ou pour d'autres raisons impératives d'intérêt public majeur, y compris de nature sociale ou économique, et pour des motifs qui comporteraient des conséquences bénéfiques primordiales pour l'environnement;

d) à des fins de recherche et d'éducation, de repeuplement et de réintroduction de ces espèces et pour des opérations de reproduction nécessaires à ces fins, y compris la propagation artificielle des plantes;

e) pour permettre, dans des conditions strictement contrôlées, d'une manière sélective et dans une mesure limitée, la prise ou la détention d'un nombre limité et spécifié par les autorités nationales compétentes de certains spécimens des espèces figurant à l'annexe IV. »

Cet article prévoit ainsi que trois critères soient réunis pour délivrer une dérogation à la protection des espèces :

- l'absence de solution alternative satisfaisante ;

- le maintien, dans un état de conservation favorable, des espèces considérées dans leur aire de répartition naturelle ;

- l'un des motifs prévus aux points a) à e) du 4° de l'article L. 411-2 du code de l'environnement parmi lesquels, notamment, la raison impérative d'intérêt public majeur.

Le projet de disposition faisant l'objet de la présente étude permettra au pouvoir réglementaire de définir des critères qui, lorsqu'ils sont respectés, qualifient l'existence d'une raison impérative d'intérêt public majeur.

Les propositions de la Commission Européenne dans le plan REPowerEU ^{14 ( * )} ainsi que les discussions actuelles sur la révision de la directive énergies renouvelables (« RED II ») mentionnent également la reconnaissance automatique de la RIIPM pour les projets d'énergie renouvelables.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

L'article L. 411-2 du code de l'environnement fixe les conditions dans lesquelles une dérogation à l'interdiction de destruction d'une espèce protégée peut être octroyée, dont le besoin de reconnaître la RIIPM pour le projet.

Le passage par la loi semble donc nécessaire afin de préciser avec une solidité juridique suffisante que les projets d'énergie renouvelable respectant certaines conditions techniques répondent à une RIIPM, en ce qui concerne les dérogations espèces protégées.

Pour le I, l'objectif poursuivi est de sécuriser juridiquement les dérogations espèce protégée accordées aux projets d'énergie renouvelable, ainsi qu'aux ouvrages permettant leur raccordement aux réseaux d'énergie, en inscrivant dans la loi que ceux-ci répondent à une RIIPM, sous certaines conditions.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

Seule l'option de modification du code de l'environnement est envisagée, avec un décret d'application pour préciser les caractéristiques des projets éligibles à la reconnaissance de cette RIIPM.

3.2. OPTION RETENUE

Pour le I, il s'agit de clarifier dans la loi la reconnaissance automatique de la RIIPM pour les projets d'énergie renouvelable respectant certaines conditions techniques via l'insertion d'un article L. 411-2-1 dans le code de l'environnement. Cette reconnaissance s'étend également aux ouvrages permettant le raccordement des installations aux réseaux de transport et de distribution d'énergie, y compris le cas échéant les travaux de renforcement des réseaux existants nécessaires pour ce raccordement.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

Impacts sur l'ordre juridique interne

L'impact envisagé est la sécurisation juridique des projets d'énergie renouvelable qui, du fait de leur contribution à la mise en oeuvre de la programmation pluriannuelle de l'énergie, constituent des raisons impératives d'intérêt public majeur. Par cette mesure, ce point ne sera plus un sujet de discussion contentieuse lorsque le projet d'énergie renouvelable remplira les conditions qui seront fixées par décret en Conseil d'Etat.

Evidemment, cette disposition ne conduit pas à reconnaitre, par principe, le bien-fondé de la dérogation espèces protégées dans son ensemble, et les projets devront toujours remplir les conditions d'absence de solutions alternatives satisfaisantes et de maintien des espèces considérées dans un état de conservation favorable sans leur aire de répartition naturelle, qui sont des critères déterminants pour l'application de la séquence « éviter, réduire, compenser » (ERC) telle que définie à l'article L. 110-1 du code de l'environnement à laquelle les projets continueront d'être soumis et l'atteinte des objectifs de protection et de restauration des espèces protégées. Ces critères pourront toujours être soumis au contrôle du juge.

Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

Le droit de l'Union européenne n'interdit pas ces mesures, mais ne les impose pas pour le moment. Des discussions sont en cours à ce sujet, notamment depuis la publication de la communication REPowerEU par la Commission Européenne ^{15 ( * )} . Le projet de révision de la directive sur les énergies renouvelables dite « RED II » intègre cette disposition à ce stade.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

Néant.

4.2.2. Impacts sur les entreprises

La présente mesure vise à sécuriser les décisions d'autorisation des projets d'énergie renouvelable.

4.2.3. Impacts budgétaires

Néant.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Néant.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

Néant.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur la société

La reconnaissance de la RIIPM pour les énergies renouvelables contribuera à l'accélération de leur déploiement en sécurisant juridiquement les décisions d'autorisation. Cela aura un impact positif sur la sécurité d'approvisionnement en électricité pour les hivers à venir. Compte-tenu de la durée de construction des projets énergies renouvelables (généralement entre un et deux ans à partir de la fin des recours contentieux), les effets seront sensibles à compter de l'hiver 2023/2024.

4.5.2. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Néant.

4.5.3. Impacts sur l'égalité entre les femmes et les hommes

Néant.

4.5.4. Impacts sur la jeunesse

Néant.

4.5.5. Impacts sur les professions réglementées

Néant.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Néant.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

La reconnaissance de la RIIPM pour les énergies renouvelables contribuera à l'accélération de leur déploiement en sécurisant juridiquement les décisions d'autorisation. Or, les énergies renouvelables sont indispensables à l'atteinte de la neutralité carbone comme le montre l'étude de RTE sur les Futurs énergétiques 2050 ^{16 ( * )} . De plus, dans son bilan prévisionnel de 2019 ^{17 ( * )} , RTE chiffre les émissions évitées grâce à la production éolienne terrestre et solaire française à environ 22 millions de tonnes de CO2 par an (5 millions de tonnes en France et 17 millions de tonnes dans les pays voisins). Cela s'explique par le fait que l'électricité produite par les éoliennes terrestres et les panneaux photovoltaïques dispose d'un coût de production marginal nul et est donc plus compétitive que l'électricité issue des centrales de production utilisant des combustibles d'origine fossile.

La mesure aura donc un effet positif sur le climat.

Les effets sur l'environnement, hors climat, sont nuls. En effet, non seulement la disposition envisagée n'instaure pas une reconnaissance systématique de cette condition pour tous les projets d'énergies renouvelables, puisqu'elle prévoit que soient identifiés, par voie réglementaire, les critères qui, eu égard à la programmation pluriannuelle de l'énergie, permettent d'affirmer que le projet apporte une contribution à la production nationale d'énergie et qu'il peut légitimement être regardé comme motivé par une raison impérative d'intérêt public majeur, mais, en plus, les autres conditions nécessaires pour obtenir une dérogation espèce protégée resteront applicables. Est ici notamment visée la démonstration de l'absence de solution alternative de moindre impact et le fait que l'opération ne nuit pas au maintien dans un état de conservation favorable des populations des espèces concernées dans leur aire de répartition naturelle.

De plus, il est souligné que la reconnaissance de l'intérêt public majeur prévue par le I du présent article ne s'étend pas aux projets portant une atteinte aux objectifs de conservation d'un site Natura 2000, qui relèvent du L. 414-4 du code de l'environnement.

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) et le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

La mesure entrera en vigueur le lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française et du décret d'application.

5.2.2. Application dans l'espace

La présente disposition est applicable sur l'ensemble du territoire de la République française.

5.2.3. Textes d'application

Cet article renvoie expressément à l'adoption d'un décret en Conseil d'Etat pour sa mise en oeuvre, afin de fixer les conditions techniques auxquelles doivent répondre les projets d'énergies renouvelables pour être regardés comme constituant des raisons impératives d'intérêt public majeur, notamment en ce qui concerne leur puissance et le type de source renouvelable.

Le décret en Conseil d'Etat fixant ces conditions pour le territoire métropolitain continental tiendra ainsi compte de la programmation pluriannuelle de l'énergie mentionnée à l'article L. 141-2 du code de l'énergie, et notamment de ses volets mentionnés aux 1° et 3° de ce même article, pour définir des caractéristiques techniques adaptées aux objectifs poursuivis.

Le décret en Conseil d'Etat fixant ces conditions pour le territoire de chacune des collectivités citées au I de l'article L. 141-5 du code de l'énergie tiendra compte de la programmation pluriannuelle de l'énergie de cette collectivité, et notamment de ses volets mentionnés aux 2°, 4° et 5° du II de ce même article. Ce décret impliquera une consultation préalable de la collectivité concernée.

Prévoir que la DUP puisse valoir reconnaissance du caractère d'opérations répondant à des RIIPM

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

La réalisation d'un projet (d'aménagement, d'infrastructure routière, etc.) nécessite plusieurs phases successives d'études et de réalisation, qui peuvent être synthétisées comme suit :

- Phase 1 : Etudes d'opportunité du projet (dossier d'études, information de saisine de la commission nationale du débat public (CNDP), dossier de débat public, puis dossier de concertation). Cette phase permet de définir les partis pris d'aménagement, les priorités, la pertinence du projet, les grands principes de réalisation, les enjeux conditionnant l'opération et ses variantes, le choix le plus opportun ;

- Phase 2 : Etudes préalables à l'enquête publique. Il s'agit essentiellement, ici, du dossier d'étude d'impact et d'enquête publique, qui ont pour objectif d'arrêter les caractéristiques techniques du projet, d'évaluer son coût, d'élaborer le projet de dossier de programme et de lancer l'enquête publique ;

- Phase 3 : Finalisation du programme (au sens de la loi n°85-704 du 12 juillet 1985 relative à la maitrise d'ouvrage publique et à ses rapports avec la maitrise d'oeuvre privée, dite MOP). Cette phase formalise le dossier des engagements de l'Etat et finalise le programme de l'opération, dans l'objectif d'obtenir la déclaration d'utilité publique (DUP) du projet ;

A la fin de cette phase, le projet bénéficie d'une déclaration d'utilité publique au sens de l'article L. 121-1 du code de l'expropriation pour cause d'utilité publique. Conformément aux dispositions de l'article L. 121-4 du code de l'expropriation pour cause d'utilité publique, « L'acte déclarant l'utilité publique précise le délai accordé pour réaliser l'expropriation. Il ne peut excéder cinq ans, si la déclaration d'utilité publique n'est pas prononcée par décret en Conseil d'Etat en application de l'article L. 121-1. / Toutefois, si les opérations déclarées d'utilité publique sont prévues par des plans d'occupation des sols, des plans locaux d'urbanisme ou des documents d'urbanisme en tenant lieu, cette durée maximale est portée à dix ans » ;

- Phase 4 : étude de projet (conception détaillée). Cette phase conduit à la réalisation du dossier de projet, qui arrête les caractéristiques techniques détaillées de ce dernier. Elle permet également d'assurer la maitrise foncière du projet. Cette phase peut nécessiter un laps de temps relativement long (parfois plusieurs années) pour finaliser la conception du projet et assurer les procédures d'expropriation.

Cette phase s'achève avec l'élaboration des dossiers et demandes relevant d'autres procédures législatives ou réglementaires, telles que les demandes d'autorisation environnementale, de dérogation espèces protégées, de défrichement, etc.

Ainsi, il peut s'écouler plusieurs années entre l'étude d'impact initiale, la DUP et le dépôt d'une demande de dérogation espèces protégées, laquelle portera sur un projet plus précis, plus finalisé, potentiellement modifié par rapport à l'étude d'impact initiale (ex. : modification d'une partie du tracé, création d'une section en aqueduc, définition précise d'un ouvrage de franchissement, etc.) ;

- Phase 5 : Réalisation des travaux ;

- Phase 6 (lorsque nécessaire) : Remise à l'exploitant et mise en service ;

- Phase 7 : Bilan et évaluation de l'opération.

Ainsi, comme indiqué ci-avant, entre la déclaration d'utilité publique d'un projet, et sa finalisation permettant l'octroi des autorisations administratives nécessaires (parmi lesquelles, si besoin, la dérogation à la protection stricte des espèces) qui permettent l'engagement de la phase travaux durant laquelle sera notamment sollicitée la dérogation espèces protégées, il peut s'écouler plusieurs années, durant lesquelles le projet est affiné, et des propriétaires sont expropriés pour permettre la réalisation du projet.

Une difficulté importante peut alors se poser du fait de ce délai : pour obtenir une dérogation espèces protégées, le pétitionnaire doit démontrer que son projet remplit les conditions posées à l'article L. 411-2 du code de l'environnement. A défaut, l'ensemble des opérations réalisées précédemment aura t été mené en vain.

Or, cet article prévoit que trois critères doivent être réunis pour délivrer une dérogation à la protection des espèces prévue à l'article L. 411-1 du code de l'environnement :

- L'absence de solution alternative satisfaisante ;

- Le maintien, dans un état de conservation favorable, des espèces considérées dans leur aire de répartition naturelle ;

- L'un des motifs prévus aux points a) à e) du 4° de l'article L. 411-2 du code de l'environnement parmi lesquels, notamment, la raison impérative d'intérêt public majeur.

La démonstration de l'existence d'une raison impérative d'intérêt public majeur attachée au projet est souvent une difficulté pour les pétitionnaires, non seulement dans l'appréhension de cette notion issue du droit européen (article 16 de la directive dite « Habitats » ^{18 ( * )} ), mais également dans ses spécificités par rapport à la déclaration d'utilité publique.

En effet, ces deux notions ne se confondent pas : si la déclaration d'utilité publique est un des critères pris en compte par le juge pour vérifier l'existence d'une raison impérative d'intérêt public majeur, cette dernière ne suffit pas à l'établir.

Il est ainsi possible qu'un projet bénéficiant d'une déclaration d'utilité publique soit finalement stoppé après plusieurs années d'études au stade de l'engagement de la phase travaux, faute pour le projet de caractériser une raison impérative d'intérêt public majeur. C'est pour éviter cette situation que le présent projet de disposition intervient.

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

Néant.

1.3. CADRE CONVENTIONNEL

L'article 16 de la directive 92/43/CEE du Conseil, du 21 mai 1992, concernant la conservation des habitats naturels ainsi que de la faune et de la flore sauvages , dispose :

« 1. À condition qu'il n'existe pas une autre solution satisfaisante et que la dérogation ne nuise pas au maintien, dans un état de conservation favorable, des populations des espèces concernées dans leur aire de répartition naturelle, les États membres peuvent déroger aux dispositions des articles 12, 13, 14 et de l'article 15 points a) et b) :

a) dans l'intérêt de la protection de la faune et de la flore sauvages et de la conservation des habitats naturels;

b) pour prévenir des dommages importants notamment aux cultures, à l'élevage, aux forêts, aux pêcheries, aux eaux et à d'autres formes de propriété;

c) dans l'intérêt de la santé et de la sécurité publiques, ou pour d'autres raisons impératives d'intérêt public majeur, y compris de nature sociale ou économique, et pour des motifs qui comporteraient des conséquences bénéfiques primordiales pour l'environnement;

d) à des fins de recherche et d'éducation, de repeuplement et de réintroduction de ces espèces et pour des opérations de reproduction nécessaires à ces fins, y compris la propagation artificielle des plantes;

e) pour permettre, dans des conditions strictement contrôlées, d'une manière sélective et dans une mesure limitée, la prise ou la détention d'un nombre limité et spécifié par les autorités nationales compétentes de certains spécimens des espèces figurant à l'annexe IV. »

Un point important à mentionner, s'agissant de l'état du droit, c'est que la raison impérative d'intérêt public majeur est la première condition examinée par le juge, qui s'attache dans le cadre de son examen à évaluer la motivation du projet indépendamment de ses effets sur l'environnement.

Dans son « Document d'orientation sur la protection stricte des espèces animales d'intérêt communautaire en vertu de la directive « Habitats » du 12 octobre 2021 », qui détaille la mise en oeuvre des articles 12 et 16 de la directive dite « Habitats », la Commission européenne détaille les modalités d'examen des critères de dérogation posés à l'article 16 de la directive Habitats et, en particulier, l'ordre d'examen des questions.

Elle précise ainsi que :

« (3-15) L'article 16 définit trois critères qui doivent tous être respectés pour qu'une dérogation soit octroyée:

1) la démonstration d'une ou de plusieurs des raisons énumérées à l'article 16, paragraphe 1, points a) à d), ou l'autorisation, dans des conditions strictement contrôlées, d'une manière sélective et dans une mesure limitée, de la prise ou de la détention d'un nombre limité et spécifié par les autorités nationales compétentes de certains spécimens des espèces figurant à l'annexe IV [point e)];

2) l'absence d'une autre solution satisfaisante, et

3) l'assurance qu'une dérogation ne nuira pas au maintien des populations dans un état de conservation favorable.

Le troisième critère reflète l'objectif global de la directive « Habitat », qui a pour objet de contribuer à assurer la biodiversité par la conservation des habitats naturels ainsi que de la faune et de la flore sauvages (article 2, paragraphe 1). Les mesures prises doivent viser à assurer le maintien ou le rétablissement, dans un état de conservation favorable, des habitats naturels et des espèces de faune et de flore sauvages. Elles doivent également tenir compte des exigences économiques, sociales et culturelles, ainsi que des particularités régionales et locales (article 2, paragraphes 2 et 3).

La demande doit satisfaire le premier critère avant que les deuxième et troisième critères puissent être examinés. Concrètement, il est inutile d'examiner la question des autres solutions satisfaisantes et de l'incidence sur l'état de conservation si l'action ne satisfait pas à l'article 16, paragraphe 1, points a) à e). » (page 53).

Ainsi, à supposer même que le projet envisagé bénéficie d'une séquence « éviter / réduire / compenser » vertueuse et aboutie, si le projet en lui-même n'est pas reconnu comme une raison impérative d'intérêt public majeur, la dérogation sera refusée.

1.4. ÉLÉMENTS DE DROIT COMPARÉ

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

Le dossier du contournement routier de Beynac, largement relayé dans la presse, est un parfait exemple de la nécessité de légiférer.

Afin notamment de répondre aux difficultés de circulation qui affectent la route départementale 703 reliant Bergerac à Sarlat-la-Canéda, dans sa partie traversant en bordure de la Dordogne la commune de Beynac-et-Cazenac, le département de la Dordogne a décidé de réaliser, sur le territoire des communes de Saint-Vincent-de-Cosse, Castelnaud-la-Chapelle et Vézac, une voie de contournement par le sud du bourg de Beynac-et-Cazenac comportant principalement une voie nouvelle de 3,2 kilomètres, deux ouvrages d'art de franchissement de la Dordogne en amont et en aval du bourg, un passage sous la voie ferrée reliant Sarlat-la-Canéda et Bergerac, l'aménagement des carrefours de jonction et la création d'une voie parallèle dédiée aux circulations douces.

Le projet, soumis à enquête préalable du 4 décembre 2000 au 12 janvier 2001, a été déclaré d'Utilité Publique par arrêté préfectoral en date du 26 décembre 2001, confirmée par décision du Conseil d'Etat du 23 décembre 2010.

Le 29 janvier 2018, le préfet de la Dordogne a délivré au département une autorisation unique valant autorisation au titre de l'article L. 214-3 du code de l'environnement, autorisation de défrichement au titre des articles L. 214-13 et L. 341-3 du code forestier, accord au titre de l'article L. 414-4 du code de l'environnement concernant la protection des sites Natura 2000 et dérogation aux interdictions d'atteinte aux espèces protégées et à leurs habitats en application de l'article L. 411-2 du code de l'environnement.

Par quatre jugements du 9 avril 2019, le tribunal administratif de Bordeaux a prononcé l'annulation de cet arrêté préfectoral du 29 janvier 2018. Par l'un de ces quatre jugements, il a, en outre, ordonné au département de la Dordogne de procéder à la démolition des éléments de construction déjà réalisés et à la remise en état des lieux.

Par un arrêt du 10 décembre 2019, la cour administrative d'appel de Bordeaux a rejeté les requêtes du département de la Dordogne tendant à l'annulation de ces jugements et a enjoint au département d'engager le processus de démolition des éléments construits hors des berges et du lit de la Dordogne dans un délai d'un mois à compter de la notification de l'arrêt et de procéder à l'ensemble des opérations de démolition des éléments construits de l'ouvrage de contournement et de remise en état des lieux dans un délai global de douze mois à compter de la notification de l'arrêt. Par une décision n°438403 du 29 juin 2020, le Conseil d'Etat n'a pas admis le pourvoi du département de la Dordogne dirigé contre cet arrêt.

Plus récemment, saisie de recours en exécution de son arrêt, la cour administrative d'appel de Bordeaux a établi par un arrêt du 7 juillet 2022 deux astreintes dirigées contre le département :

- 3 000 euros par jour de retard si, dans les six mois suivant la notification de ce nouvel arrêt, le département n'a pas justifié avoir débuté les travaux de destruction ;

- 5 000 euros par jour de retard si, passé un délai de 12 mois suivant la notification de ce nouvel arrêt, le département n'a pas achevé les travaux (CAA de Bordeaux, 5e CH, 7 juillet 2022, 21BX02843).

Le montant des travaux déjà effectués est d'un peu plus de 26 millions d'eruos TTC, et la démolition des ouvrages ainsi que la remise en état des lieux aboutirait à un déboursé complet d'environ 42 millions d'euros TTC.

C'est pour donner les moyens aux porteurs de projets d'éviter cette situation que la disposition envisagée intervient.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

L'objectif de la disposition proposée n'est pas de neutraliser le critère de la raison impérative d'intérêt public majeur (RIIPM), dont la spécificité émane du droit européen et qui est motivée par le fait que les atteintes aux espèces protégées et à leurs habitats sont strictement interdites par la loi, sauf dérogation octroyée dans des conditions précises et exigeantes. Dans le contexte actuel de dégradation de la biodiversité et de disparition des espèces, il n'est pas question de remettre en cause ce critère ou de porter atteinte aux garanties présentées par la dérogation espèces protégées.

L'objectif recherché par cette disposition est de renforcer la cohérence de la procédure et sa solidité juridique en permettant, bien avant la finalisation du dossier d'autorisation et l'engagement de la phase travaux, d'interroger le caractère de RIIPM du projet, dès la phase de déclaration d'utilité publique du projet.

L'objectif poursuivi est ainsi multiple :

- Sécuriser les porteurs de projets dans leurs démarches : les porteurs de projets doivent faire des investissements lourds en études et acquisitions foncières pour faire avancer leurs projets, et la reconnaissance de la raison impérative d'intérêt public majeur peut être un facteur d'incertitude majeur tout au long de la procédure. En anticipant, dès le stade de la DUP, la procédure de reconnaissance de ce critère, le porteur de projet est en mesure de purger ce volet contentieux et de sécuriser la poursuite de sa procédure ;

- Apporter de meilleures garanties au respect du droit de propriété : reconnaitre la RIIPM dès le stade de la DUP conduirait à éviter la mise en oeuvre de mesures d'expropriation pour cause d'utilité publique pour un projet qui, en raison de son incidence sur l'environnement et de l'insuffisance des enjeux qui le motivent, ne pourra jamais voir le jour ;

- Purger le contentieux de la RIIPM dès la phase amont du projet : la disposition proposée ici ne remet en cause aucune garantie procédurale à la main des requérants, qui pourront toujours exercer leur droit au recours et contester la reconnaissance de la RIIPM dès la DUP. La présente disposition permettra au contentieux d'être purgé sur ce point pour la suite de la procédure. Les requérants ne pourront plus y revenir au stade de la dérogation espèces protégées, sauf à justifier de changements dans les circonstances de faits ou de droit. Ils pourront, en revanche, contester les deux autres critères de la dérogation ;

- Permettre au porteur de projet de se projeter sur la dérogation espèces protégées dès la DUP, pour une meilleure prise en compte des enjeux de biodiversité et de protection des espèces et des habitats dès l'examen de la DUP : évidemment, la DUP était déjà une étape privilégiée d'examen des études d'impact, lesquelles comportent un volet relatif à l'état initial du site et aux espèces protégées identifiées. Néanmoins, faire remonter la RIIPM au stade de la DUP permet déjà au pétitionnaire de se projeter sur une prise en compte anticipée des enjeux de biodiversité, tant par le porteur de projet que par les services de l'Etat. Cela pourrait conduire à des ajustements du projet bénéfiques pour la préservation des espèces ;

- Maintenir un haut niveau de garantie de protection des espèces et de leurs habitats : c'est à cette fin que la présente disposition permet simplement aux pétitionnaires d'amender leurs dossiers pour obtenir, au stade de la DUP, la reconnaissance de la RIIP. Toutefois, il ne prévoit pas une reconnaissance systématique de la RIIPM lorsqu'il existe une DUP : comme rappelé précédemment, ces deux notions recouvrent des champs distincts, et il n'est pas question ici de diminuer les garanties présentées par le régime de protection des espèces. Ainsi, pour que la RIIPM puisse être reconnue au stade la DUP, il appartiendra au pétitionnaire de compléter son dossier sur ce point, pour fournir à l'autorité compétente tous les éléments d'appréciation nécessaires.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

Il n'existe pas, à ce stade, d'autre option permettant de présenter les mêmes garanties que l'adoption d'une disposition législative, sauf à renforcer le contrôle opéré au stade de la DUP pour qu'il devienne équivalent au contrôle de la RIIPM. Or, ces deux concepts sont différents, et une telle approche pourrait priver des projets de la reconnaissance d'utilité publique alors même qu'ils sont structurants pour un territoire et qu'ils ne comportent pas forcément des enjeux de biodiversité nécessitant une dérogation espèces protégées.

En outre, il n'est pas envisageable de faire remonter le dépôt d'une demande de dérogation à un stade amont de conception du projet, car il faut avoir une connaissance précise du tracé et des impacts du projet pour évaluer les critères de solutions alternatives et de maintien des espèces dans un état de conservation favorable. En effet, ces critères sont notamment appréciés à l'aune de la séquence Eviter, Réduire, Compenser, qui doit être suffisamment précise et réaliste pour garantir l'absence de perte nette de biodiversité.

Enfin, il n'existe pas de voie réglementaire pour opérer cette modification.

Sur le champ d'application de la disposition, le choix a été fait de le limiter au seul champ de la RIIPM pour deux raisons :

- D'une part, la jurisprudence du Conseil d'Etat ayant divisé l'analyse des dérogations espèces protégées en deux temps, le critère de la RIIPM peut aisément être isolé, et ce d'autant que le Conseil d'Etat rappelle que l'examen de la RIIPM se fait au seul regard du projet et de ses enjeux socio-économiques. Aucune mise en balance avec les effets de ce projet sur les espèces ou leurs habitats n'est opéré par le juge à ce stade, dédié à l'examen du seul projet et de ses motivations. Par suite, faire remonter l'examen de la RIIPM au stade de la DUP est un exercice cohérent et rationnel ;

- D'autre part, s'agissant des deux autres critères de la dérogation espèces protégées (absence de solutions alternatives satisfaisantes et maintien, dans un état de conservation favorable, des espèces dans leur aire de répartition naturelle), ils sont susceptibles d'être influencés par les évolutions techniques du projet (modification du tracé, évolution des infrastructures, etc.) qui peuvent intervenir dans la phase de finalisation des études et d'affinage du projet, ainsi que par l'évolution de l'état initial du site d'implantation du projet (obsolescence des études, arrivée de nouvelles espèces, modification des zones de reproduction ou d'alimentation, etc.).

3.2. OPTION RETENUE

L'option retenue est la création d'un nouvel article L. 411-2-2 du code de l'environnement, lequel prévoit que la DUP peut reconnaitre, pour l'opération concernée, le caractère d'opération répondant à une raison impérative d'intérêt public majeur au sens et pour l'application de l'article L. 411-2 du code de l'environnement.

Pour cela, le pétitionnaire doit compléter son dossier d'un volet complémentaire permettant de l'établir.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

Impacts sur l'ordre juridique interne

Comme indiqué précédemment, ce projet permettra de :

- Sécuriser les porteurs de projets dans leurs démarches : les porteurs de projets doivent faire des investissements lourds en études et acquisitions foncières pour faire avancer leurs projets, et la reconnaissance de la raison impérative d'intérêt public majeur peut être un facteur d'incertitude majeur, tout au long de la procédure. En anticipant, dès le stade de la DUP, la procédure de reconnaissance de ce critère, le porteur de projet est en mesure de purger ce volet contentieux et de sécuriser la poursuite de sa procédure ;

- Apporter de meilleures garanties au respect du droit de propriété : reconnaitre la RIIPM dès le stade de la DUP, c'est éviter la mise en oeuvre de mesures d'expropriation pour cause d'utilité publique pour un projet qui, en raison de son incidence sur l'environnement et de l'insuffisance des enjeux qui le motivent, ne pourra jamais voir le jour ;

- Purger le contentieux de la RIIPM dès la phase amont du projet : la disposition proposée ici ne remet en cause aucune garantie procédurale à la main des requérants, qui pourront toujours exercer leur droit au recours et contester la reconnaissance de la RIIPM dès la DUP, la disposition présentée ici permettra au contentieux d'être purgé sur ce point pour la suite de la procédure. Les requérants ne pourront plus y revenir au stade de la dérogation espèces protégées, sauf à justifier de changements dans les circonstances de faits ou de droit. Ils pourront, en revanche, contester les deux autres critères de la dérogation.

Il n'introduira pas, en revanche, de modification majeure dans l'ordre juridique interne, puisqu'il se rattache à des dispositifs existants. Il ne prive par ailleurs les justiciables d'aucune garantie.

Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

La disposition projetée ne remet pas en cause les dispositions de l'article 16 de la directive « Habitats » et conserve bien les trois critères attendus au stade de l'examen de la dérogation espèces protégées. Simplement, elle permet d'anticiper la reconnaissance de la RIIPM dès le stade de la DUP.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

Néant.

4.2.2. Impacts sur les entreprises

Cette disposition pourra avoir un impact économique pour les entreprises, puisqu'elle permettra d'une part, de sécuriser juridiquement les projets pour lesquels la RIIPM sera reconnue, ce qui passera nécessairement par une sécurisation des investissements entrepris par ces entreprises, et, d'autre part, parce qu'elle permettra l'abandon en phase amont des projets qui, du fait de leurs caractéristiques ou de leur motivation, ne sont pas susceptibles d'être reconnus comme RIIPM et donc pas susceptibles de bénéficier d'une dérogation espèces protégées.

Ces projets pourront toujours être implantés sur un site différent, présentant moins d'enjeux (ne justifiant pas l'octroi d'une dérogation espèces protégées). Cela évitera aux porteurs de projets des investissements financiers très importants, et permettra également d'éviter des expropriations inutiles.

4.2.3. Impacts budgétaires

Néant.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Néant.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

L'impact sur les services administratifs est limité. En effet, en intégrant la notion de RIIPM dans la DUP, la mesure implique l'analyse d'un nouveau volet et conduit à l'examen du premier critère de la dérogation espèces protégées. Néanmoins, il s'agit simplement d'une anticipation de cet examen, il n'y a donc pas d'ajout de charge (et, d'ailleurs, bien au contraire si le projet n'est pas reconnu comme raison impérative et n'est donc pas poursuivi).

Cette mesure risque également d'accroitre le facteur contentieux sur la DUP, puisque la RIIPM fait partie des moyens régulièrement soulevés par les requérants contre les projets. Néanmoins, là encore, il s'agit d'une anticipation de la phase contentieuse, et l'article prévoit, d'ailleurs, de faire obstacle à une seconde contestation de la RIIPM par exception d'illégalité au stade de l'analyse finale de la dérogation : le contentieux de la RIIPM est ouvert au stade de la DUP, il est détachable de la DUP elle-même (et n'est donc pas susceptible d'entrainer l'annulation de la DUP elle-même), et il n'est pas souhaité qu'il soit ouvert à nouveau au stade de l'examen des deux autres conditions de la dérogation espèces protégées, sous peine de perdre tout intérêt à l'intégration de la RIIPM au stade de la DUP.

Ainsi, le droit au recours est préservé sur les trois critères de la dérogation et les services administratifs n'auront pas à gérer un dédoublement du contentieux sur le sujet de la RIIPM.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Néant.

4.5.2. Impacts sur l'égalité entre les femmes et les hommes

Néant.

4.5.3. Impacts sur la jeunesse

Néant.

4.5.4. Impacts sur les professions réglementées

Néant.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Néant.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

Cette disposition n'aura pas d'impact environnemental direct, puisqu'elle ne retire aucune garantie au régime de protection des espèces et n'assouplit pas le régime de dérogation. En revanche, elle pourra avoir un effet bénéfique indirect, dès lors que les opérations de travaux ou d'aménagement qui ne seront pas reconnues comme des RIIPM au stade de la DUP seront abandonnés sans que la phase travaux ne soit initiée.

Ainsi, contrairement au cas du contournement de Beynac (cf. 2.1), aucune atteinte aux habitats ne devrait intervenir et aucune remise en état n'aura à être prescrite.

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) et le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

La mesure entrera en vigueur le lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française et du décret d'application.

5.2.2. Application dans l'espace

La présente disposition est applicable sur l'ensemble du territoire de la République.

5.2.3. Textes d'application

Le texte s'inscrit dans les dispositions réglementaires applicables aux dérogations espèces protégées intégrées à une autorisation environnementale, et donc aux conditions qu'elles prévoient pour l'articulation des consultations entre le conseil national de la protection de la nature (CNPN) et les conseils scientifiques régionaux du patrimoine naturel (CSRPN).

En visant l'article L. 181-32, le projet vise, en réalité, la mise en oeuvre des dispositions réglementaires suivantes :

- Article R. 181-28 du code de l'environnement :

« Lorsque l'autorisation environnementale est demandée pour un projet pour lequel elle tient lieu de dérogation aux interdictions édictées en application du 4° de l'article L. 411-2, le préfet saisit pour avis le Conseil scientifique régional du patrimoine naturel, qui se prononce dans le délai de deux mois.

Par exception au premier alinéa, le préfet saisit pour avis le Conseil national de la protection de la nature, qui se prononce dans le délai de deux mois, dans les cas suivants ;

1° La dérogation dont l'autorisation environnementale tient lieu concerne une espèce figurant sur la liste établie en application de l'article R. 411-8-1. Si l'avis du Conseil national de la protection de la nature est défavorable, le préfet saisit pour avis conforme le ministre chargé de la protection de la nature ainsi que, si la dérogation concerne une espèce marine, le ministre chargé des pêches maritimes ;

2° La dérogation dont l'autorisation environnementale tient lieu concerne une espèce figurant sur la liste établie en application de l'article R. 411-13-1 ;

3° La dérogation dont l'autorisation environnementale tient lieu concerne au moins deux régions administratives ;

4° Le préfet estime que la complexité et l'importance des enjeux du dossier soulèvent une difficulté exceptionnelle. »

- D. 181-15-5 du code de l'environnement :

« Lorsque l'autorisation environnementale tient lieu de dérogation au titre du 4° de l'article L. 411-2, le dossier de demande est complété par la description :

1° Des espèces concernées, avec leur nom scientifique et nom commun ;

2° Des spécimens de chacune des espèces faisant l'objet de la demande avec une estimation de leur nombre et de leur sexe ;

3° De la période ou des dates d'intervention ;

4° Des lieux d'intervention ;

5° S'il y a lieu, des mesures de réduction ou de compensation mises en oeuvre, ayant des conséquences bénéfiques pour les espèces concernées ;

6° De la qualification des personnes amenées à intervenir ;

7° Du protocole des interventions : modalités techniques, modalités d'enregistrement des données obtenues ;

8° Des modalités de compte rendu des interventions. »

Par suite, la disposition ne nécessite aucune disposition réglementaire d'application, puisqu'elle se raccroche à des dispositifs existants.

Article 5 : Rendre systématique la régularisation en cas d'annulation d'une autorisation environnementale

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

Les opérations d'installation de production d'énergie à partir de sources renouvelables telles que les éoliennes terrestres ou les éoliennes en mer font l'objet de très nombreux contentieux. Ces opérations doivent notamment donner lieu à la délivrance d'une autorisation environnementale, dont le régime est organisé aux articles L. 181-1 et suivants du code de l'environnement. L'instruction de la demande d'autorisation, conduite par les services de l'Etat, comprenant notamment une phase de consultation du public, dans les conditions mentionnées à l'article L. 181-9 du même code. Cette autorisation ne peut être accordée que si les mesures qu'elle comporte assurent la prévention des dangers ou inconvénients pour la gestion équilibrée de la ressource en eau, d'une part (article L. 211-1 du code de l'environnement) et pour la commodité du voisinage, la santé, la sécurité, la salubrité publiques, l'agriculture, la protection de la nature, de l'environnement et des paysages, l'utilisation économe des sols naturels, agricoles ou forestiers, l'utilisation rationnelle de l'énergie, la conservation des sites et des monuments ou les éléments du patrimoine archéologique, d'autre part (article L. 511-1 du même code).

Aujourd'hui, on estime à plus de 75 % le nombre des autorisations délivrées pour les éoliennes terrestres qui font l'objet de recours, ce chiffre étant porté à 100 % pour les contestations des parcs éoliens en mer. Environ 7 % de ces recours aboutissent à une annulation totale de l'autorisation.

La multiplication de ces contentieux est préjudiciable au développement des énergies renouvelables. Tant que l'autorisation n'est pas purgée de tout recours, les opérateurs économiques sont réticents à lancer les travaux. L'annulation des autorisations environnementales demande en effet au porteur de projet de recommencer toute la procédure avec un risque de nouveaux contentieux ce qui entraîne des retards et des frais supplémentaires.

La disposition proposée se donne pour objectif d'accélérer et de sécuriser les projets d'installations de production d'énergie à partir de sources renouvelables en réduisant le risque contentieux. Inspirée des dispositions du code de l'urbanisme applicables aux autorisations d'urbanisme, cette mesure législative doit permettre d'éviter que soit prononcée l'annulation totale des autorisations environnementales, lorsque le vice affectant leur légalité est régularisable, épargnant ainsi aux porteurs de projet de soumettre celui-ci à une nouvelle procédure d'instruction suivie, le cas échéant, d'un nouveau recours contentieux.

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

Le droit au recours juridictionnel effectif est de nature constitutionnelle et découle de l'article 16 de la Déclaration des droits de l'homme et du citoyen du 26 août 1789 en tant qu'il mentionne la « garantie des droits ». La décision n° 96-373 DC du 9 avril 1996 du Conseil Constitutionnel consacre l'assise constitutionnelle du droit au recours, en précisant qu'« il ne doit pas être porté d'atteintes substantielles au droit des personnes intéressées d'exercer un recours effectif devant une juridiction ». La mesure proposée ne porte pas atteinte à ce principe dès lors que la possibilité pour les tiers d'exercer un recours contentieux contre l'autorisation environnementale est préservé et que l'annulation de celle-ci peut être prononcée, si les vices constatés ne sont pas susceptibles d'être régularisés.

L'article 5 de la Charte de l'environnement prévoit qu'en application du principe de précaution, les autorités publiques doivent veiller à la mise en oeuvre de procédures d'évaluation des risques d'atteintes à l'environnement et à l'adoption de mesures provisoires et proportionnées afin de parer à la réalisation d'un tel dommage. La mesure proposée participe à la réalisation de cet objectif puisque la procédure de régularisation permet au juge administratif, notamment lorsqu'il constate que le projet est susceptible de porter atteinte à l'environnement ou aux paysages, d'exiger la réalisation d'études techniques complémentaires ou de consultations additionnelles avant de constater la régularité de l'autorisation environnementale ou d'en prononcer l'annulation.

1.3. CADRE CONVENTIONNEL

Le droit à un procès équitable est de nature conventionnelle et découle de l'article 6 de la
Convention européenne des droits de l'homme L'article 13 de la Convention garantit un droit au recours effectif assurant, selon la jurisprudence de la Cour européenne des droits de l'homme, un droit d'accès effectif à la justice et une protection réelle et efficace des droits consacrés par la convention aux justiciables. La mesure proposée préserve ces droits et libertés.

1.4. ÉLÉMENTS DE DROIT COMPARÉ

Néant.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

Le texte qu'il est proposé de modifier, l'article L. 181-18 du code de l'environnement, est de nature législative, issu de l'ordonnance n° 2017-80 du 26 janvier 2017 relative à l'autorisation environnementale. Dans sa version actuellement en vigueur, l'article L. 181-18 du code ouvre au juge une simple faculté de prononcer l'annulation seulement partielle de l'autorisation environnementale ou d'en permettre la régularisation, lorsque celle-ci s'avère possible. Ainsi que l'a précisé le Conseil d'Etat, le juge n'est tenu de permettre cette régularisation que si les parties au litige lui ont adressé des conclusions en ce sens (CE, 11 mars 2020, n°423164, mentionné aux tables).

La modification législative proposée permettra de systématiser la mise en oeuvre par le juge des dispositions de l'article L. 181-18, indépendamment de l'existence d'une demande des parties.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

L'article 7 vise à faire obligation au juge soit de prononcer l'annulation seulement partielle de l'autorisation environnementale, soit de permettre sa régularisation, lorsque celle-ci est possible. Une telle obligation est déjà prévue aux articles L. 600-5 et L. 600-5-1 du code de l'urbanisme pour le contentieux des autorisations d'urbanisme.

L'objectif est de sécuriser les autorisations accordées en exigeant du juge administratif qu'il fasse usage des pouvoirs qu'il tient de l'article L. 181-18 du code de l'environnement de prononcer une annulation seulement partielle de l'autorisation ou de surseoir à statuer pour en permettre la régularisation, lorsqu'il constate que les conditions sont réunies pour ce faire, l'annulation totale de l'autorisation étant ainsi évitée. Le juge aura par ailleurs l'obligation de motiver son refus de faire application de ces dispositions.

En effet, l'analyse des décisions rendues ces deux dernières années montre que si le juge administratif fait un large usage de l'article L. 181-18 du code de l'environnement, des autorisations environnementales sont encore annulées alors que les conditions d'une annulation partielle ou d'un sursis étaient remplies, faute pour les parties d'en avoir fait la demande.

Cette disposition permet de concilier le respect de l'objectif de protection de l'environnement et celui du principe de sécurité juridique.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

3.2. OPTION RETENUE

La mesure proposée prévoit que, selon que le vice n'affecte qu'une phase de l'instruction de la demande d'autorisation, ou une partie de celle-ci, ou que, bien qu'entraînant l'illégalité de l'autorisation, il est susceptible d'être régularisé, le juge est tenu de prononcer une annulation seulement partielle de l'autorisation, ou de surseoir à statuer sur la requête en fixant un délai pour permettre aux intéressés de produire une mesure régularisant le vice constaté. Dans les deux hypothèses, l'annulation pure et simple de l'autorisation est évitée.

Le juge administratif disposait déjà de la faculté de ne prononcer qu'une annulation partielle de l'autorisation environnementale ou de surseoir à statuer sur la requête dans l'attente de la régularisation de celle-ci, dans la mesure où le vice constaté est susceptible d'être régularisé. S'il constate que les mesures de régularisation qui lui ont été notifiées, suite au sursis à statuer prononcé, remédient effectivement aux vices affectant l'autorisation, le juge prononcera le rejet de la requête. En l'absence d'annulation de l'acte initialement contesté, le porteur de projet sera ainsi dispensé d'obtenir la délivrance d'une nouvelle autorisation environnementale, à l'encontre de laquelle une nouvelle procédure contentieuse pourrait être engagée. Ainsi, en imposant au juge de permettre la régularisation de l'autorisation environnementale en cours d'instance lorsqu'elle s'avère possible, la mesure législative envisagée réduit les risques contentieux ainsi que la durée globale de traitement des procédures contentieuses engagées contre le projet.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1. Impacts sur l'ordre juridique interne

La présente disposition conduira à une modification de l'article L. 181-18 du code de l'environnement.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

Impacts macroéconomiques

Impacts sur les entreprises

La mesure envisagée doit sécuriser les autorisations environnementales et donc faciliter les opérations de construction et d'installation de production d'énergie issue de sources renouvelables.

En effet, l'annulation pure et simple d'une autorisation environnementale est susceptible d'entraîner d'importantes difficultés financières pour les porteurs de projet, voire leur liquidation judiciaire pour insolvabilité, en raison du retrait des investisseurs et du maintien des obligations de remboursement des prêts contractés pour la réalisation du projet et de paiement des créances prioritaires (salaires, frais essentiels de fonctionnement, charges, etc.).

Dans l'hypothèse où les vices constatés sont régularisables, la mesure proposée permettra de réduire ce risque d'annulation.

Impacts budgétaires

Le risque financier pour l'Etat lié au contentieux des autorisations environnementales est majeur. L'exécution des décisions de justice défavorables à l'État lors des trois dernières années dans cette matière a donné lieu aux dépenses suivantes (frais d'indemnisation et frais irrépétibles) :

- 1 532 206,74 € en 2021 ;

- 10 731,94 € en 2020 ;

- 2 307 803,29 € en 2019.

Cette disposition devrait réduire les risques de condamnation pour l'Etat et les charges budgétaires afférentes.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

L'impact des dispositions prévues sera indirect dans la mesure où celles-ci permettent de sécuriser des opérations de construction ou d'aménagement satisfaisant des besoins des collectivités territoriales.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

Le traitement du contentieux est réparti entre l'administration centrale et l'administration déconcentrée de l'État.

Au niveau de l'administration déconcentrée, les DREAL notamment, mais également les directions départementales de la protection des populations (DDPP), sont destinataires des requêtes de première instance relatives aux autorisations environnementales (hors éoliennes) et instruisent les dossiers contentieux en lien avec leurs services juridiques.

Au niveau de l'administration centrale, la direction des affaires juridiques (DAJ) des ministères de la transition énergétique et de la transition écologique et des collectivités territoriales traite des dossiers contentieux en appel et en cassation (sauf premier et dernier ressort devant les cours administratives d'appel pour les éoliennes, traités par les services déconcentrés). La DAJ a traité 396 dossiers en 2021.

La mesure proposée devrait réduire le nombre de contentieux à traiter pour les services juridiques. Elle devrait mettre un terme aux contentieux successifs sur un même projet.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

Néant.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Néant.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

Néant.

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

La disposition a été soumise pour avis au Conseil supérieur des tribunaux administratifs et cours administratives d'appel (CSTACAA).

Le Conseil national de la transition écologique (CNTE) a été consulté le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

Application dans le temps

Les dispositions prévues entreront en vigueur au lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

Application dans l'espace

Les présentes dispositions seront applicables sur le territoire métropolitain ainsi qu'en Guadeloupe, Guyane, Martinique, à Mayotte et à la Réunion.

Textes d'application

Cette disposition ne nécessite aucun texte d'application.

Article 6 : Habilitation permettant de simplifier les procédures de raccordement

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

Les réseaux électriques constituent un maillon clef de la transition énergétique. Ils connectent les producteurs et les consommateurs, sont les garants de la qualité et de la continuité de la fourniture de l'électricité et ancrent la France dans le système électrique européen grâce aux interconnexions avec six autres pays : Belgique, Allemagne, Suisse, Italie, Espagne et Royaume-Uni. Le développement massif des énergies renouvelables en cours conduit à un changement de paradigme, avec une modification importante des flux d'électricité sur les réseaux. Celui-ci se traduit :

- Par une géographie différente des moyens de production,

- Par une plus forte variabilité journalière de la production sur le territoire.

Le réseau jouera également un rôle clef pour permettre l'électrification massive de l'économie (déploiement des bornes de recharge de véhicules électriques et des pompes à chaleur, mais aussi électrification des procédés industriels et développement des électrolyseurs pour produire de l'hydrogène) requise pour atteindre la neutralité carbone.

Ainsi, la transition énergétique induit un besoin important de renforcement et d'extension du réseau de transport.

Or, les réseaux d'électricité sont des infrastructures à durée de vie longue. Une ligne électrique peut être ainsi maintenue sans limitation de durée. Les câbles et les pylônes doivent être changés après plusieurs décennies ^{19 ( * )} , mais le tracé d'une ligne peut ne pas changer.

Cette inscription de l'infrastructure électrique dans le temps s'accompagne d'investissements et de travaux importants planifiés longtemps à l'avance. C'est particulièrement vrai pour le réseau de transport, dont l'horizon d'investissement est de l'ordre de la décennie. Cette planification est d'autant plus complexe qu'elle s'appuie sur plusieurs documents, établis à la fois au niveau national et régional, à travers par exemple le Schéma décennal de développement du réseau (SDDR) publié par RTE, ainsi que les schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR).

Etabli en application de l'article L. 321-6 du code de l'énergie, le schéma décennal mentionne les principales infrastructures de transport d'électricité qui doivent être construites ou modifiées de manière significative dans les dix ans, répertorie les investissements déjà décidés ainsi que les nouveaux investissements qui doivent être réalisés dans les trois ans, en fournissant un calendrier de tous les projets d'investissements.

Etabli en application de l'article L. 321-7 du code de l'énergie, la capacité globale du schéma « S3REnR » est approuvé par le Préfet de région. Le schéma régional de raccordement élaboré par RTE en concertation avec les acteurs du secteur définit les ouvrages à créer ou renforcer pour mettre à disposition de la production à partir de sources d'énergies renouvelables cette capacité globale de raccordement.

RTE, dans son schéma décennal, anticipe ainsi un besoin de création et renforcement d'environ 560 km de lignes électriques par an entre 2021 et 2035.

Par ailleurs, l'étude « Futurs énergétiques » 2050 de RTE a illustré la nécessité d'un développement soutenu des énergies renouvelables (telles que le solaire ou l'éolien), y compris dans les scénarios avec le développement de nouveaux réacteurs nucléaires, afin d'atteindre l'objectif de neutralité carbone à horizon 2050. Ce déploiement rapide des énergies renouvelables peut se heurter aux délais incompressibles de développement des réseaux et de création des ouvrages de raccordement, sans lesquels les installations de production ne peuvent injecter leur électricité renouvelable dans le système électrique.

L'accélération des raccordements est donc essentielle pour pouvoir accélérer le développement des énergies renouvelables et atteindre les objectifs de la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) ^{20 ( * )} .

Par exemple, l'objectif haut de la PPE pour la capacité photovoltaïque s'élève ainsi à 44 GW en 2028, contre 13 GW installés à date. La puissance des projets dans la file d'attente, en attente de raccordement, s'élève quant à elle à 13,4 GW.

Enfin, de manière plus générale, la lisibilité, l'optimisation et la simplification du cadre actuel des procédures de raccordement tant en termes de coûts et de démarches que de délais sont des sujets de préoccupation majeurs pour les différents acteurs intéressés. Les limites de ce cadre actuel sont ainsi reconnues et constituent à la fois des freins et des complexités pour les gestionnaires de réseau ainsi que les demandeurs de raccordement.

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

La disposition proposée est prise en application de l'article 38 de la Constitution.

1.3. CADRE CONVENTIONNEL

Néant.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

Le raccordement des installations d'énergie renouvelable, le raccordement de certains consommateurs, notamment pour développer l'électrification des procédés industriels afin de les décarboner, et les renforcements du réseau public de transport de l'électricité nécessaires pour ces raccordements peuvent prendre un temps important et s'inscrivent dans certains cas sur plusieurs années, du fait des nombreuses procédures administratives nécessaires.

Les modifications du réseau public d'électricité peuvent ainsi se retrouver sur le chemin critique du calendrier de ces projets pourtant indispensables à la transition énergétique. L'optimisation, la planification et l'accélération des raccordements sont ainsi identifiés comme des enjeux clés afin que le réseau électrique ne constitue pas un facteur limitant mais permette au contraire d'accompagner le déploiement soutenu des énergies renouvelables et l'électrification de certains usages reposant aujourd'hui sur l'utilisation des énergies fossiles.

De nombreux travaux d'analyse du cadre législatif et réglementaire existant ont été conduits par l'administration avec les différentes parties prenantes afin d'évaluer les préoccupations exprimées par les acteurs et les difficultés concrètes rencontrées pouvant expliquer la longueur des délais de raccordement.

Au vu des résultats de ces travaux et de l'enjeu de mise en place de toute mesure susceptible de favoriser l'atteinte des objectifs de transition énergétique fixés par la loi, il est apparu nécessaire de modifier le cadre juridique actuel dont une partie relève du niveau législatif. Ainsi, les mesures envisagées modifieront et complèteront des dispositions législatives existantes, majoritairement au sein du code de l'énergie.

La technicité des dispositions envisagées, les consultations à mener, et le besoin de coordonner l'élaboration des parties législatives et réglementaires afin d'offrir un dispositif juridique complet aux différents destinataires de la norme, justifie le recours à une habilitation à légiférer par voie d'ordonnance.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

Les modifications législatives et réglementaires à apporter s'inscrivent dans une logique d'optimisation globale des processus, tant en matière de coûts que de délais, pour les demandeurs de raccordement aux réseaux publics ainsi que pour les gestionnaires de réseau. Plusieurs d'entre elles permettront de réduire les délais de raccordement, en proposant notamment un cadre dans lequel les gestionnaires de réseau pourront anticiper certains travaux de raccordement avant que ne se concrétisent des demandes des producteurs ou consommateurs, tout en limitant le risque de coûts échoués. Cette anticipation permettra de faire gagner jusqu'à plusieurs années aux raccordements de projets d'énergie renouvelable ou de décarbonation dans l'industrie, en pré-équipant par exemple certaines zones de manière à ce que la mise en service de ces projets ne soit pas retardée.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

Comme précisé en partie 2.1, l'option qui consiste à modifier le cadre législatif sans ordonnance a été écartée au regard de la technicité des dispositions envisagées, des consultations à mener, et du besoin de coordonner l'élaboration des parties législatives et réglementaires afin d'offrir un dispositif juridique complet aux différents destinataires de la norme.

3.2. OPTION RETENUE

Il est proposé de procéder par ordonnance, dont les objectifs seront les suivants :

• Modifier les procédures applicables aux opérations de raccordement des installations de production et de consommation d'électricité aux réseaux publics de transport et de distribution d'électricité, afin de simplifier et d'accélérer les raccordements et harmoniser les contrats d'accès au réseau de distribution :

- La modification des définitions du raccordement, en proposant de définir « les ouvrages de raccordement » plutôt que « le raccordement », terme utilisé jusqu'à présent dans le code de l'énergie mais qui englobe aussi bien les ouvrages de raccordement en tant qu'infrastructures que les aspects administratifs et financiers de la procédure.

- La possibilité pour les gestionnaires de réseaux d'électricité de réaliser la pose des lignes en fibre optique lors du raccordement.

- Le principal objectif de l'harmonisation des contrats d'accès au réseau de distribution serait de définir un cadre commun pour les modèles de contrats d'accès au réseau de distribution qui serait approuvé par la Commission de régulation de l'énergie (CRE), et serait ensuite applicable aux contrats en cours d'exécution et à venir. La CRE approuve déjà en effet les modèles de contrats d'accès au réseau de transports.

• Modifier les dispositions applicables tant au raccordement au réseau des installations de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable qu'au financement des ouvrages de raccordement définies par les schémas régionaux prévus à l'article L. 321-7 du code de l'énergie.

Aujourd'hui les schémas reposent sur l'identification des ouvrages nécessaires au raccordement des énergies renouvelables à l'échelle de la région. Les producteurs renouvelables sont ensuite redevables d'une quote-part de ces ouvrages en sus de la contribution aux ouvrages qui leur sont propres. Le cadre actuel de ces schémas est responsable d'un certain nombre de lourdeurs du fait des délais d'élaboration, de révision et d'adaptation, ainsi que des modalités d'identification et de planification des ouvrages à réaliser. Il s'agirait ainsi :

- D'encadrer les délais d'élaboration des schémas régionaux ;

- D'adopter une procédure plus souple pour les évolutions des schémas, car la procédure actuelle d'adaptation est particulièrement longue ;

- D'introduire la possibilité de déterminer les ouvrages qui relèvent du périmètre de mutualisation en fonction d'un critère économique ;

- D'introduire la notion d'ouvrages prioritaires pour le raccordement, dont les travaux peuvent être engagés sans attendre des demandes de raccordement ;

- D'instaurer des facilités pour le raccordement aux ouvrages décidés dans le cadre des schémas, afin d'inciter les producteurs à se déclarer auprès du gestionnaire de réseau et permettre ainsi de fiabiliser les gisements identifiés ;

- De modifier le périmètre des ouvrages qui entrent dans le cadre de la mutualisation ;

- De préciser les modalités de financement des ouvrages mutualisés (périmètre de la quote part dont sont redevables les producteurs), et en particulier l'avance des coûts par le Tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité et les modalités de prise en charge des éventuels coûts échoués.

• Définir les cas dans lesquels les gestionnaires de réseaux peuvent ou doivent réaliser de façon anticipée certains études, procédures et travaux afin d'accélérer le raccordement, ainsi que les modalités de prise en charge de ces coûts.

L'électrification des procédés industriels dans certaines zones (par exemple Dunkerque, Fos, Le Havre) est un vecteur majeur de décarbonation. Ce mouvement, largement soutenu par l'Etat et la Commission européenne, va nécessiter une adaptation importante et surtout rapide du réseau public de transport d'électricité au sein des grandes zones industrialo-portuaires et des bassins industriels historiques. En ce qui concerne le raccordement au réseau des installations de production d'énergie renouvelable, les délais d'adaptation du réseau de transport sont également bien souvent supérieurs au temps de développement des projets, ce qui peut retarder leur mise en service et ainsi l'atteinte des objectifs de développement des énergies renouvelables. Pour répondre à ces difficultés, il est envisagé :

- Pour les schémas de raccordement au réseau des énergies renouvelables d'identifier des ouvrages prioritaires « sans regret » qui pourraient être réalisés sans attendre par le gestionnaire de réseau. Les gestionnaires auraient ainsi l'obligation de débuter les travaux pour ces ouvrages ;

- De définir des zones où des développements du réseau seront nécessaires pour électrifier l'industrie, voire pour développer les énergies renouvelables du fait d'un gisement particulièrement important. Dans ces zones, le gestionnaire de réseau engagerait les études et les travaux sur les ouvrages de raccordement sans attendre d'avoir une demande d'un utilisateur. Des modalités spécifiques de contribution pourraient être définies pour les raccordements ultérieurs des installations auxquelles les capacités nouvellement créées seraient réservées, les éventuels coûts échoués pouvant être couverts par le Tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité.

Par ailleurs, il est également proposé d'inscrire explicitement dans le code de l'énergie le rôle d'anticipation que doivent assumer les gestionnaires en matière de développement des réseaux.

• Redéfinir certaines modalités de répartition et de prise en charge des coûts de raccordement par le tarif d'utilisation des réseaux (TURPE) mentionné à l'article L. 341-2 du code de l'énergie et le reste à charge des redevables mentionnés aux articles L. 342-7 et L. 342-11 du même code.

Les principaux objectifs poursuivis par ce point de l'habilitation visent à rendre plus lisible les modalités de tarification des raccordements, ainsi que de préciser les principes de contribution attachés aux dispositions nouvellement créées et relatives aux ouvrages construits en anticipation. Sont ainsi proposés :

- La suppression de la contribution par les collectivités dans les opérations d'aménagement (modification du code de l'énergie et du code de l'urbanisme)

- La clarification de la prise en charge par le TURPE d'une partie des coûts de raccordement et des prestations annexes réalisées par les gestionnaires de réseau

- L'introduction d'un nouvel article, qui pour plus de clarté, préciserait les utilisateurs pouvant bénéficier d'une prise en charge par le TURPE d'une partie du coût du raccordement de leur installation (actuellement 3° du L341-2 du code de l'énergie).

- L'introduction de la possibilité de créer des forfaits de raccordement ou sur devis, avec application d'un plafond, déterminé en lien avec la CRE.

- De remonter au niveau d'un décret pris après avis de la CRE les modalités de calcul de la contribution due pour le raccordement, aujourd'hui prévues par un arrêté proposé par la CRE

- La clarification sur la prise en charge du « branchement » qui était précédemment oublié

- La mise à jour dans le temps de la puissance de raccordement garantie à un utilisateur

• Modifier les missions des gestionnaires de réseau, afin de faciliter le partage de données relatives aux réseaux publics d'électricité et aux installations de consommation et de production, afin d'optimiser les opérations de raccordement : l'objectif est de permettre une meilleure mise à disposition du public des données dont disposent les gestionnaires.

• Adapter les modalités de consultation du public pour les ouvrages des réseaux publics de transport ou de distribution d'électricité afin de mieux articuler les différentes procédures existantes et d'alléger les modalités de consultation spécifiques à un projet lorsque celui-ci s'inscrit dans un plan ou programme ayant déjà fait l'objet d'une procédure de consultation du public.

La circulaire du 9 septembre 2002 relative au Développement des réseaux publics de transport et de distribution de l'électricité précise les modalités de consultation et de concertation du public autour des projets d'ouvrages du réseau de transport.

Au regard des délais importants associés aux différentes phases de réalisation des ouvrages du réseau, qui peuvent ralentir les projets de décarbonation ou de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable, l'optimisation ou la modification des procédures de consultation du public notamment, pourront permettre d'accélérer la réalisation des ouvrages, en particulier lorsque ceux-ci sont prévus par un plan ou programme.

Pour les zones prioritaires où les travaux sont anticipés, une concertation sous l'égide du préfet du département, associant les élus, les associations et les organisations professionnelles pourrait être envisagée.

Ces évolutions s'inscriront dans le cadre européen en matière de participation du public.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1. Impacts sur l'ordre juridique interne

L'ordonnance prise en application du présent texte modifiera le code de l'énergie.

Elle pourra par ailleurs apporter des modifications à d'autres dispositions, notamment dans le code de l'environnement, le code de l'urbanisme, le code de la voirie ou le code général des collectivités territoriales.

Certaines des dispositions proposées nécessiteront la création de nouveaux articles dans le code de l'énergie. Les articles identifiés à ce stade comme pouvant être modifiés sont les suivants :

- Pour le point 1° de l'ordonnance : L. 111-92-1, L. 134-3, L. 342-1 et L. 342-5

- Pour le point 2° : L. 321-7, L. 342-3

- Pour le point 3° : L. 321-6, L.322-8

- Pour le point 4° : L. 341-2, L342-6, L342-7, L342-8, L342-9, L342-11, L342-12 (ainsi que le L332-15 du code de l'urbanisme)

- Pour le point 5° : L322-8

4.1.2. Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

L'ordonnance s'inscrira dans les conditions techniques de raccordement au réseau telles que définies notamment par :

• Le règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l'électricité

• Le règlement UE 2016/631 du 14 avril 2016 relatif aux installations de production et dit « code de raccordement RfG »

• Le règlement UE n°2016/1388 du 17 août 2016 relatif au raccordement des réseaux de distribution ou des installations de consommation et dit « code de raccordement DCC »

• Le règlement UE n°2016/1447 du 26 août 2016 relatif aux installations à très haute tension en courant continu et dit « code de raccordement HVDC ».

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

L'analyse des incidences de chacune des mesures envisagées sera effectuée dans la fiche d'impact retraçant les dispositions des ordonnances prises dans le cadre de l'habilitation. Les différents impacts seront développés à la lumière des contours définitifs de chacune des dispositions proposées.

L'habilitation à légiférer par ordonnance n'a pas en elle-même directement d'impact budgétaire ni économique. Il est en revanche attendu des gains d'efficacité pour les différentes parties prenantes (secteur privé et administration publique) une fois l'ordonnance promulguée mais qui ne peuvent être totalement évalués à ce stade.

4.2.1. Impacts macroéconomiques

L'accélération des délais de raccordement des installations de production et de consommation d'électricité permettra de favoriser l'atteinte des objectifs énergétiques français, ainsi que celle des objectifs climatiques de réduction des émissions de gaz à effet de serre.

Les bénéfices macroéconomiques associés seront évalués plus finement lors de la prise de l'ordonnance.

4.2.2. Impacts sur les entreprises

Pour les gestionnaires de réseau, l'ordonnance permettra un gain de temps et de moyens en simplifiant, accélérant et optimisant certaines des procédures auxquels ils sont soumis.

Pour les entreprises (producteurs d'électricité ou consommateurs) demandant le raccordement de leur installation au réseau public, l'accélération des délais de raccordement permettra :

- Une mise en service plus rapide des projets d'énergie renouvelable, et donc la possibilité d'amortir plus rapidement les projets grâce à la production d'électricité rémunérée, évitant ainsi les coûts inutiles d'immobilisation d'installations faute de raccordement au réseau

- D'accélérer l'électrification d'usages industriels qui reposaient préalablement sur l'utilisation de sources d'énergies fossiles comme le gaz, évitant des émissions de gaz à effet de serre lesquels représentent un coût pour l'entreprise du fait de la composante carbone dans les taxes sur l'énergie ou du marché carbone européen.

4.2.3. Impacts budgétaires

Néant.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Il est envisagé de supprimer le mécanisme de contribution des collectivités en charge de l'urbanisme (CCU), introduit par la loi SRU en 2000 pour limiter l'étalement urbain en leur faisant porter une part du coût de l'extension de réseau (contribution à hauteur de 30 millions d'euros par an, sur un milliard d'euros que représentent les investissements totaux dans le réseau de distribution).

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

Les services déconcentrés concernés sont principalement les directions régionales de l'environnement, de l'aménagement et du logement (DREAL), la direction interdépartementale de l'environnement, de l'aménagement et des transports (DRIEAT), les directions de l'environnement, de l'aménagement et du logement (DEAL) et, dans une moindre mesure, les directions départementales des territoires (DDT).

Certains des projets dont la durée de raccordement pourra être réduite sont soumis à déclaration d'utilité publique et font l'objet d'autorisations instruites par les services de l'Etat.

Les éventuelles modifications de la charge de travail des services déconcentrés ne peuvent pas être évaluées préalablement à la rédaction de l'ordonnance. Les dispositions de simplification envisagées sont toutefois susceptibles de représenter un gain de temps pour ces services.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur la société

Par l'accélération des procédures d'instruction et d'autorisation ainsi que par l'anticipation de certains travaux, le Gouvernement vise une accélération de la mise en service de projets nécessaires à la transition énergétique et par voie de conséquence une réduction de nos émissions de gaz à effet de serre. Cette réduction ne peut être quantifiée préalablement à la rédaction de l'ordonnance.

A titre d'illustration, l'accélération de la décarbonation de l'industrie participent aux objectifs de politique générale définie au livre Ier de la partie législative du code de l'énergie et à l'atteinte de nos objectifs de moyen et long terme. Pour mémoire, la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) adoptée en mars 2020 fixe une cible d'émissions industrielles de gaz à effet de serre ne dépassant pas 53 MtCO2eq en 2030 et 16 MtCO2eq en 2050, contre 84 MtCO2eq en 2019.

4.5.2. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Néant.

4.5.3. Impacts sur l'égalité entre les femmes et les hommes

Néant.

4.5.4. Impacts sur la jeunesse

Néant.

4.5.5. Impacts sur les professions réglementées

Néant.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Néant.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

Par l'accélération des procédures d'instruction et d'autorisation ainsi que par l'anticipation de certains travaux, le Gouvernement vise une accélération de la mise en service de projets nécessaires à la transition énergétique et par voie de conséquence une réduction de nos émissions de gaz à effet de serre. Cette réduction ne peut être quantifiée préalablement à la rédaction de l'ordonnance.

A titre d'illustration, l'accélération de la décarbonation de l'industrie participent aux objectifs de politique générale définie au livre Ier de la partie législative du code de l'énergie et à l'atteinte de nos objectifs de moyen et long terme. Pour mémoire, la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) adoptée en mars 2020 fixe une cible d'émissions industrielles de gaz à effet de serre ne dépassant pas 53 MtCO2eq en 2030 et 16 MtCO2eq en 2050, contre 84 MtCO2eq en 2019.

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) ainsi que le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

L'article de loi permet au Gouvernement de procéder à des modifications législatives par voie d'ordonnance dans les six mois qui suivent la publication de la présente loi.

Comme prévu par l'article 38 de la Constitution, les dispositions de l'ordonnance entrent en vigueur dès leur publication mais deviennent caduques si le projet de loi de ratification n'est pas déposé devant le Parlement avant la date fixée par la loi d'habilitation.

Un projet de loi de ratification est déposé devant le Parlement dans un délai de trois mois à compter de la publication de l'ordonnance.

5.2.2. Application dans l'espace

Les dispositions du présent texte et de l'ordonnance qui sera prise en application concerneront l'ensemble du territoire national.

Certaines dispositions de l'ordonnance pourront s'appliquer uniquement en France métropolitaine continentale ou uniquement dans les zones non interconnectées à la France métropolitaine continentale (Corse et Outre-Mer) afin de tenir compte des spécificités du système électrique dans ces territoires.

5.2.3. Textes d'application

Une ordonnance sera prise sur le fondement de l'habilitation.

Les règles de raccordement au réseau public font l'objet de dispositions spécifiques dans la partie règlementaire du code de l'énergie. Ces dispositions sont ainsi susceptibles d'être modifiées après l'entrée en vigueur de l'ordonnance.

TITRE II : MESURES TENDANT A L'ACCELERATION DU DEVELOPPEMENT DE L'ENERGIE SOLAIRE THERMIQUE ET PHOTOVOLTAIQUE

Article 7 : Etendre les possibilités d'installation de panneaux photovoltaïque le long des autoroutes et routes à grande circulation

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

La Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) (2018-2028) prévoit, pour le photovoltaïque (PV), un objectif de 20,1 gigawatts (GW) installés en 2023 puis de 35 à 44 GW en 2028 ^{21 ( * )} . Or, la capacité installée en France métropolitaine est d'environ 13 GW en 2021. Pour atteindre l'objectif haut de la PPE, il est donc nécessaire d'installer une capacité de 4 GW par an jusqu'à 2028.

Le rythme constaté sur 2012-2020 était bien trop faible, avec en moyenne 0,9 GW installés chaque année. L'année 2021 a marqué une première accélération avec plus de 2 GW installés ^{22 ( * )} , mais cela reste inférieur à l'objectif.

Le manque de foncier est l'un des principaux freins au développement du photovoltaïque. De plus, il convient de concilier le développement des énergies renouvelables et la limitation de l'occupation de sols, en privilégiant l'installation sur des sols déjà artificialisés et sur lesquels le PV ne contraint pas ou peu les usages existants.

Or, les terrains proches des grands axes routiers pourraient être mobilisés car ils représentent des surfaces importantes qui ne sont pas utilisées à d'autres usages. Les sociétés concessionnaires d'autoroutes évaluent globalement le potentiel PV des autoroutes à 150-200 MW par 1 000 km d'autoroutes (étude Altermind commandée par Vinci en 2021). La France compte environ 12 000 km d'autoroute (dont 9000 concédées à des sociétés concessionnaires sous contrat avec l'État) soit un gisement de 1 800 à 2 400 MW. Un potentiel complémentaire, non quantifié, pourra également être mobilisé le long des routes nationales.

La mobilisation de ce potentiel nécessite de faciliter la construction de projets PV le long des axes routiers.

En effet, l'article L. 111-6 du code de l'urbanisme interdit, en dehors des espaces urbanisés des communes, les constructions et installations dans une bande de 100 mètres de part et d'autre de l'axe des autoroutes, des routes express et des déviations au sens du code de la voirie routière et de soixante-quinze mètres de part et d'autre de l'axe des autres routes classées à grande circulation et des routes visées à l'article L. 141-19.

L'article L. 111-7 du même code prévoit plusieurs dérogations, notamment pour les panneaux solaires sur les aires d'autoroute ou du réseau routier, ainsi que sur les parcelles déclassées par suite d'un changement de tracé des voies du domaine public routier ou de l'ouverture d'une voie nouvelle.

En revanche, l'installation de panneaux solaires reste aujourd'hui interdite, sauf disposition spéciale du PLU, à moins de 100 mètres de part et d'autre de l'axe des autoroutes, des routes express et des déviations au sens du code de la voirie routière et de 75 mètres de part et d'autre de l'axe des autres routes classées à grande circulation. Le II du présent article permettra à des projets photovoltaïques d'être installés dans une bande de 100 mètres de part et d'autre de l'axe des autoroutes, des routes express et des déviations au sens du code de la voirie routière et de soixante-quinze mètres de part et d'autre de l'axe des autres routes classées à grande circulation, en étendant la dérogation à l'interdiction de construction prévue au 5° de l'article L. 111-7 du code de l'urbanisme qui n'est actuellement applicable qu'aux « parcelles déclassées » (ou « délaissés » routiers).

Cette disposition concerne donc les règles de constructibilité le long des grands axes routiers quels que soient leur nature, leur qualité et leur propriétaire.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

L'article L. 111-7 du code de l'urbanisme prévoyant plusieurs dérogations, il est nécessaire de le modifier afin d'étendre la dérogation prévue par l'article L. 111-7 à toutes les installations de panneaux solaires, quel que soit le terrain d'implantation.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

Les présentes dispositions visent à participer à l'atteinte des objectifs fixés par la PPE pour le déploiement du photovoltaïque, qui nécessitent le raccordement de 4 GW de projets PV par an - soit la mobilisation de plus de 4000 ha annuellement - en simplifiant les modalités d'implantation de projets PV aux abords des routes et autoroutes. Il est estimé que la mesure permettra l'installation de 2,5 GW supplémentaires de photovoltaïque.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

L'option retenue est la seule qui ait été envisagée.

3.2. OPTION RETENUE

Il s'agit de modifier l'article L. 111-7 du code de l'urbanisme afin de lever l'interdiction d'installer du photovoltaïque sur la bande des 100 mètres / 75 mètres autour des axes routiers.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1. Impacts sur l'ordre juridique interne

Les présentes dispositions modifient l'article L. 111-7 du code de l'urbanisme.

4.1.2. Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

Le droit de l'Union européenne n'interdit pas ces mesures. Elles sont au contraire cohérentes avec l'accélération du déploiement des énergies renouvelables encouragé par la communication REPowerEU ^{23 ( * )} publiée par la Commission Européenne.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

Néant.

4.2.2. Impacts sur les entreprises

Ces mesures seront favorables aux entreprises développant des projets photovoltaïques. Cette mesure ne comporte pas d'obligation vis-à-vis des entreprises et donc d'impact négatif pour celles-ci.

4.2.3. Impacts budgétaires

Néant. En effet, les parcs développés grâce à la mesure percevront un soutien public déjà intégré dans les provisions de charges associées aux objectifs de la PPE. La mesure permettra en effet d'accélérer le développement des énergies renouvelables et de sécuriser l'atteinte de nos objectifs sans toutefois les rehausser.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

L'impact sur les collectivités territoriales est positif. La mesure permettra le développement des projets PV aux abords des routes et autoroutes sans que cela nécessite de modification du PLU par les collectivités.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

Néant.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur la société

La mesure contribuera à l'accélération du déploiement des énergies renouvelables. Cela aura un impact positif sur la sécurité d'approvisionnement en électricité pour les hivers à venir. Compte-tenu de la durée de construction des projets d'énergies renouvelables (généralement entre un et deux ans à partir de la fin des recours contentieux), les effets seront sensibles à compter de l'hiver 2023/2024.

4.5.2. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Néant.

4.5.3. Impacts sur l'égalité entre les femmes et les hommes

Néant.

4.5.4. Impacts sur la jeunesse

Néant.

4.5.5. Impacts sur les professions réglementées

Néant.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Néant.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

La mesure contribuera à l'accélération du déploiement des énergies renouvelables. Or, les énergies renouvelables sont indispensables à l'atteinte de la neutralité carbone comme le montre l'étude de RTE (Réseau de transport d'électricité) sur les Futurs énergétiques 2050 ^{24 ( * )} . De plus, dans son bilan prévisionnel de 2019 ^{25 ( * )} , RTE chiffre les émissions évitées grâce à la production éolienne terrestre et solaire française à environ 22 millions de tonnes de CO2 par an (5 millions de tonnes en France et 17 millions de tonnes dans les pays voisins). Cela s'explique par le fait que l'électricité produite par les éoliennes terrestres et les panneaux photovoltaïques dispose d'un coût de production marginal nul et est donc plus compétitive que l'électricité issue des centrales de production utilisant des combustibles d'origine fossile.

La mesure aura donc un effet positif sur le climat.

Les effets sur l'environnement, hors climat, sont négligeables. En effet, la mesure facilitera l'installation des parcs d'énergies renouvelables, principalement photovoltaïques près des axes routiers, mais ceux-ci resteront soumis au régime d'autorisation normal, en particulier l'obtention d'un permis de construire et de toutes les autorisations environnementales qui pourraient être requises.

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) et le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.3.1. Application dans le temps

Les présentes dispositions entrent en vigueur le lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

5.3.2. Application dans l'espace

Les présentes dispositions sont applicables sur l'ensemble du territoire de la République.

5.3.3. Textes d'application

Ces dispositions ne nécessitent aucun texte d'application.

Article 8 : Adapter les procédures de mise en concurrence sur le domaine public de l'Etat

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

La Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) (2018-2028) prévoit, pour le photovoltaïque (PV), un objectif de 20,1 gigawatts (GW) installés en 2023 puis de 35 à 44 GW en 2028 ^{26 ( * )} . Or, la capacité installée en France métropolitaine est d'environ 13 GW en 2021. Pour atteindre l'objectif haut de la PPE, il est donc nécessaire d'installer une capacité de 4 GW par an jusqu'à 2028.

Le rythme constaté sur 2012-2020 était bien trop faible, avec en moyenne 0,9 GW installés chaque année. L'année 2021 a marqué une première accélération avec plus de 2 GW installés ^{27 ( * )} , mais cela reste inférieur à l'objectif.

Le manque de foncier est l'un des principaux freins au développement du photovoltaïque. De plus, il convient de concilier le développement des énergies renouvelables et la limitation de l'occupation de sols, en privilégiant l'installation sur des sols déjà artificialisés et sur lesquels le PV ne contraint pas ou peu les usages existants.

La mobilisation de ce potentiel nécessite notamment de faciliter la mise en concurrence entre les dispositions du CG3P et des appels d'offres du MTE pour les concessionnaires de domaine public.

Le domaine public de l'Etat représente en effet un foncier important qui peut être mobilisé pour le développement des énergies renouvelables. Au titre de l'article L. 2122-1-1 du code général de la propriété des personnes publiques (CG3P), une mise en concurrence préalable est nécessaire avant d'attribuer le titre autorisation l'occupation de ce domaine. Le développement d'un projet d'énergie renouvelable sur le domaine public nécessite donc en général :

- Une mise en concurrence au titre de l'article L. 2122-1-1 du CG3P afin de procéder à la sélection du porteur de projet ;

- Une mise en concurrence du projet ainsi retenu dans un appel d'offres organisé par le ministère de la Transition énergétique destiné à sélectionner les projets d'électricité renouvelable qui feront l'objet d'un soutien financier de l'Etat.

Ces deux mises en concurrence successives occasionnent des délais incompressibles de plusieurs mois, sans plus-value à ce que l'Etat soumette deux fois de suite un même projet à mise en concurrence.

Afin de simplifier la mise en place de projets d'énergie renouvelable sur le domaine public, la loi n° 2020-1525 du 7 décembre 2020 d'accélération et de simplification de l'action publique a modifié l'article L. 2122-1-3-1 du CG3P afin de permettre à l'autorité compétente de renoncer à effectuer une mise en concurrence au titre de l'article L. 2122-1-1, dès lors qu'ils font l'objet d'une mise en concurrence pour attribuer un soutien financier public.

L'autorité compétente doit alors effectuer des mesures de publicité préalables, édicter un cahier des charges pour imposer des conditions aux projets lauréats et délivre un accord de principe à tous les candidats ayant manifester leur intérêt à occuper le domaine public. Elle délivre finalement le titre d'occupation au candidat retenu.

Cette procédure est lourde à mettre en place sur le domaine public concédé, où le concessionnaire est l'interlocuteur naturel des producteurs d'énergie renouvelable souhaitant s'installer sur le domaine public qu'ils occupent.

Les dispositions du I du présent article visent à simplifier l'articulation des mises en concurrence du CG3P et du code de l'énergie pour l'ensemble des projets d'énergie renouvelable, et non spécifiquement aux projets photovoltaïques.

Elles concernent la dérogation à la mise en concurrence, exigée par le CG3P, que doit normalement organiser le gestionnaire du domaine public de l'Etat en vue d'une occupation de ce domaine public, notamment aux fins d'une exploitation économique. A ce titre, elles concernent tous les gestionnaires du domaine public (VNF, CNR, EDF...) et non uniquement les concessions autoroutières.

Cet article vise donc à étendre la dérogation actuellement prévue à la procédure de mise en concurrence, au titre de l'occupation du domaine public, en simplifiant la procédure de sélection des développeurs de projets de production d'énergie renouvelable sur l'ensemble du domaine public de l'Etat : tous les gestionnaires du domaine public pourront ainsi bénéficier des dispositions permettant d'éviter une double mise en concurrence, au titre de l'occupation du domaine public et au titre de l'appel d'offres pour la production d'énergies renouvelables.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

Pour simplifier les modalités de la mise en concurrence prévues par l'article L. 2122-1-3-1 du CG3P, il est nécessaire de modifier cet article.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

Les présentes dispositions visent à participer à l'atteinte des objectifs fixés par la PPE pour le déploiement du photovoltaïque, qui nécessitent le raccordement de 4 GW de projets PV par an - soit la mobilisation de plus de 4000 ha annuellement - en simplifiant les modalités d'implantation de projets PV pour les gestionnaires du domaine public de l'Etat.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

L'option retenue est la seule qui ait été envisagée.

3.2. OPTION RETENUE

Il s'agit de modifier l'article L. 2122-1-3-1 du CG3P pour permettre que le concessionnaire prenne en charge la procédure (publicité, définition du cahier des charges, accord de principe et délivrance du titre d'occupation) en cas de domaine public concédé.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1. Impacts sur l'ordre juridique interne

Les présentes dispositions modifient l'article L. 2122-1-3-1 du CG3P.

4.1.2. Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

Le droit de l'Union européenne n'interdit pas ces mesures. Elles sont au contraire cohérentes avec l'accélération du déploiement des énergies renouvelables encouragé par la communication REPowerEU ^{28 ( * )} publiée par la Commission Européenne.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

Néant.

4.2.2. Impacts sur les entreprises

Les présentes dispositions conduiront à faciliter l'installation de parcs photovoltaïques sur les terrains concédés, notamment ceux aux sociétés concessionnaires d'autoroute. Elles permettent aussi une source de revenus complémentaires pour les sociétés concessionnaires.

4.2.3. Impacts budgétaires

Néant. En effet, les parcs développés grâce à la mesure percevront un soutien public déjà intégré dans les provisions de charges associées aux objectifs de la PPE. La mesure permettra en effet d'accélérer le développement des énergies renouvelables et de sécuriser l'atteinte de nos objectifs sans toutefois les rehausser.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Néant.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

Néant.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur la société

La mesure contribuera à l'accélération du déploiement des énergies renouvelables. Cela aura un impact positif sur la sécurité d'approvisionnement en électricité pour les hivers à venir. Compte-tenu de la durée de construction des projets d'énergies renouvelables (généralement entre un et deux ans à partir de la fin des recours contentieux), les effets seront sensibles à compter de l'hiver 2023/2024.

4.5.2. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Néant.

4.5.3. Impacts sur l'égalité entre les femmes et les hommes

Néant.

4.5.4. Impacts sur la jeunesse

Néant.

4.5.5. Impacts sur les professions réglementées

Néant.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Néant.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

La mesure contribuera à l'accélération du déploiement des énergies renouvelables. Or, les énergies renouvelables sont indispensables à l'atteinte de la neutralité carbone comme le montre l'étude de RTE (Réseau de transport d'électricité) sur les Futurs énergétiques 2050 ^{29 ( * )} . De plus, dans son bilan prévisionnel de 2019 ^{30 ( * )} , RTE chiffre les émissions évitées grâce à la production éolienne terrestre et solaire française à environ 22 millions de tonnes de CO2 par an (5 millions de tonnes en France et 17 millions de tonnes dans les pays voisins). Cela s'explique par le fait que l'électricité produite par les éoliennes terrestres et les panneaux photovoltaïques dispose d'un coût de production marginal nul et est donc plus compétitive que l'électricité issue des centrales de production utilisant des combustibles d'origine fossile.

La mesure aura donc un effet positif sur le climat.

Les effets sur l'environnement, hors climat, sont négligeables. En effet, la mesure facilitera l'installation des parcs d'énergies renouvelables, principalement photovoltaïques, sur le domaine public de l'Etat et près des axes routiers, mais ceux-ci resteront soumis au régime d'autorisation normal, en particulier l'obtention d'un permis de construire et de toutes les autorisations environnementales qui pourraient être requises.

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) et le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

Les présentes dispositions entrent en vigueur le lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

5.2.2. Application dans l'espace

Les présentes dispositions sont applicables sur l'ensemble du territoire de la République.

5.2.3. Textes d'application

Ces dispositions ne nécessitent aucun texte d'application.

Article 9 : Permettre l'implantation en loi littoral de panneaux photovoltaïques au sol ou d'hydrogène renouvelable sur des terrains dégradés ou sur des stocks de saumure

1. ETAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

Sur le territoire des 1181 communes littorales, riveraines des mers et océans, des étangs salés, des plans d'eau intérieurs de plus de 1000 hectares, des estuaires et des deltas en France métropolitaine, à la Guadeloupe, la Guyane, la Martinique, La Réunion et Mayotte (soit un total de 71 287 km²), l'extension de l'urbanisation doit être réalisée en continuité des agglomérations et villages existants (article L. 121-8 du code de l'urbanisme).

Si certaines dérogations à ce principe ont été prévues par le législateur notamment pour les activités agricoles, forestières ou de culture marine (article L. 121-10 du code de l'urbanisme) ou pour les éoliennes terrestres (article L. 121-12 du même code), aucune dérogation spécifique n'existe pour les installations nécessaires à la production d'électricité à partir de l'énergie radiative du soleil.

Le juge administratif rappelle avec constance que les installations photovoltaïques sont bien constitutives d'une urbanisation au sens de l'article L. 121-8 du code de l'urbanisme (CE, 28 juillet 2017, n° 397783). L'implantation de parcs photovoltaïques n'est donc permise sur le territoire des communes littorales qu'en continuité des constructions existantes.

Dans le droit fil de cette jurisprudence du Conseil d'État, le permis de construire d'une ferme photovoltaïque située à l'écart de l'agglomération, au sein d'une zone qui comporte « une décharge, un centre technique, un centre de traitement des ordures ménagères, une déchetterie, un centre de tri, une zone de stockage, une plateforme de compostage des déchets verts, un site de compostage des algues vertes, une usine de compostage des boues de stations d'épuration, un ensemble de voiries et réseaux desservant l'ensemble du pôle de valorisation et le centre », doit être suspendue sur le fondement de l'article L. 121-8 du code de l'urbanisme (ordonnance de référé du TA Rennes, 9 sept. 2019, n° 1904228 - jugement n° 1902510 du TA de Rennes du 3 juillet 2020 - arrêt n° 20NT02732 de la CAA de Nantes du 19 avril 2022).

Pour autant, la Programmation pluriannuelle de l'énergie ^{31 ( * )} (PPE) (2018-2028) fixe des objectifs ambitieux en matière de développement des énergies renouvelables pour répondre à l'urgence climatique et écologique et réduire notre dépendance aux énergies fossiles, ce qui implique d'accélérer considérablement le rythme d'installation de parcs photovoltaïques. Ces objectifs nécessitent le développement de 4 GW de projets photovoltaïque chaque année, soit la mobilisation annuellement de plus de 4000 ha.

L'un des leviers identifiés pour atteindre ces objectifs est d'accroître le gisement de foncier disponible pour les installations photovoltaïques, en priorité sur des bâtiments ou des sites déjà artificialisés et dégradés afin de minimiser les conflits d'usage par le recours aux terrains agricoles et naturels. 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. » Les sites dégradés ne sont pas définis juridiquement. En revanche, la notion de friche est définie par l'article L. 111-26 du code de l'urbanisme. Il s'agit des sols artificialisés pour certaines activités, dont l'état, la configuration ou l'occupation ne permet pas un réemploi sans un aménagement ou des travaux préalables. Sont ainsi visés les anciennes décharges, carrières ou les sites pollués.

Cependant, dans les communes littorales, l'application du principe de continuité fixé à l'article L. 121-8 du code de l'urbanisme ^{32 ( * )} constitue un frein à la mobilisation du foncier dégradé disponible car les anciens sites industriels, anciennes carrières ou sites pollués sont par principe situés à l'écart des agglomérations et des villages.

En outre, la réalisation d'un projet de parc photovoltaïque flottant couplé à une installation de production d'hydrogène renouvelable envisagé dans le bassin industriel de Fos-sur-Mer se heurte également à des obstacles juridiques du fait de sa situation en commune littorale.

Ce projet totalement intégré et autonome en énergie d'origine renouvelable présente pourtant de nombreux atouts :

- le site présente toutes les caractéristiques d'une zone à privilégier pour le développement de la filière photovoltaïque. Il se situe sur des stocks de saumure à usage industriel (étangs de Lavalduc et d'Engrenier) et sur une friche dépourvus d'enjeux environnementaux, de biodiversité et de tout potentiel agricole ;

- le site est déjà connecté aux industries locales et est directement relié aux axes majeurs de mobilité ;

- il est de nature à contribuer efficacement à la transition énergétique avec une production d'hydrogène renouvelable évalué à 15 000 t/an ;

- ce projet d'hydrogène vert est totalement cohérent avec la stratégie nationale hydrogène qui promeut l'émergence d'infrastructures d'hydrogène bas carbone et renouvelable.

Pour autant, en l'état actuel du droit, ce projet ne peut aboutir en raison du principe de continuité de la loi n° 86-2 du 3 janvier 1986 relative à l'aménagement, la protection et la mise en valeur du littoral, dite loi littoral, qui impose que les installations envisagées soient implantées en continuité des zones urbanisées

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

Les normes de niveau constitutionnel n'ont pas d'incidences sur le dispositif proposé.

2. NECESSITE DE LEGIFERER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

Dans les communes situées en zone littorale, la mobilisation du foncier dégradé disponible pour installer des panneaux photovoltaïques se heurte au principe de continuité de la loi littoral qui impose que ce type d'installations soit implanté en continuité des zones déjà urbanisées. La loi littoral, adoptée en 1986, était destinée à protéger et aménager à long terme le littoral français. Plus de trente ans plus tard, le contexte géographique et le cadre institutionnel d'application de la loi littoral ont beaucoup évolué, l'activité résidentielle, économique et touristique du littoral s'étant confirmée et renforcée. Dans le même temps, les écosystèmes littoraux ont été affectés par des pollutions, une érosion du littoral, une raréfaction de ressources naturelles ainsi que par les premiers effets du changement climatique. Au niveau institutionnel, le changement a été marqué par la planification, les nouveaux modes de gouvernance.

Cette situation constitue un frein au développement de la filière photovoltaïque alors que les objectifs fixés en ce domaine sont ambitieux et reposent notamment sur un accroissement du gisement du foncier disponible. Plusieurs projets se trouvent ainsi empêchés.A titre d'exemple, on peut citer les projets de parcs photovoltaïques prévus sur d'anciennes décharges sur les communes de Royan et La Tremblade, en Charente-Maritime. Ces projets s'insèrent à distance des espaces urbanisés ^{33 ( * )} , séparés par un espace boisé ou par une voie ferrée.

Face à ce constat, une adaptation de la loi littoral pour permettre l'installation en discontinuité des zones urbanisées existantes de panneaux photovoltaïques sur des espaces déjà artificialisés et dégradés, tels que des carrières en friches ou d'anciennes décharges s'avère nécessaire. C'est un potentiel d'une vingtaine de sites qui a ainsi été identifié, selon des données issues du travail du centre d'études et d'expertise sur les risques, l'environnement, la mobilité et l'aménagement (CEREMA) pour l'agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie et la direction générale de l'énergie et du climat (DGEC) pour l'identification de friches à potentiel photovoltaïque.

Sur la base de sites "candidats" (issues de Basol, Basias, de la base en construction de Cartofriches et de remontées locales), des filtres automatiques d'exclusion (dont la bande des 100 mètres, les espaces proches du rivage et les espaces remarquables du littoral) ont été appliqués. Ensuite un balayage visuel par des opérateurs (Cerema ou DDT) a permis de retenir 24 sites comme ayant un potentiel photovoltaïque en commune littorale en discontinuité.

Plus largement, en 2019, l'ADEME soulignait le potentiel de ces « zones délaissées » pour le déploiement de l'énergie photovoltaïque et identifiait plus de 17 000 sites propices. Si la majorité de ces sites est localisée dans des zones urbanisées ou d'anciennes régions industrielles, plus de 8 % d'entre eux seraient situés au sein de communes soumises à la loi « littoral » ^{34 ( * )} , soit 1360 sites potentiels. Seule une partie de ces sites potentiels seront listés dans le décret listant les friches éligibles.

La réalisation d'un projet de ferme solaire flottante sur des stocks de saumure saturée à usage industriel (étangs de Lavalduc et d'Engrener) couplé à des ouvrages d'hydrogène renouvelable est également tributaire d'un assouplissement de la loi littoral.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

Afin de faciliter le déploiement des énergies renouvelables dans les communes littorales, la mesure vise à instaurer une dérogation au principe d'urbanisation en continuité de la loi littoral pour permettre l'implantation des installations nécessaires à la production d'électricité à partir de l'énergie radiative du soleil sur des sites qualifiés de friches.

La mesure vise également à rendre possible la réalisation d'un projet d'hydrogène bas carbone basé sur une ferme solaire flottante envisagé sur des étangs de saumure saturée dans une zone dépourvue d'enjeux environnementaux et de biodiversité (étangs de Lavalduc et d'Engrenier).

3. DISPOSITIF RETENU

Le dispositif retenu reprend globalement l'ancien article 102 de la loi « Climat et résilience » du 22 août 2021 ^{35 ( * )} , qui avait été censuré par le Conseil constitutionnel comme cavalier législatif. Cet article avait été également repris dans la proposition de loi du sénateur Mandelli ^{36 ( * )} adoptée en février 2022 au Sénat.

Ce texte, qui avait fait l'objet d'une rédaction de compromis en commission mixte paritaire lors de l'examen de la loi « Climat et résilience », constitue un point d'équilibre satisfaisant entre les objectifs de développement des énergies renouvelables et de protection des milieux littoraux.

Tout d'abord, afin de limiter l'occupation des sols dans des espaces littoraux par nature sensibles, la possibilité d'installer des installations photovoltaïques et de production d'hydrogène qui y seraient couplées en discontinuité des constructions existantes est limitée aux friches et aux bassins industriels de saumure saturée.

La notion de friche est définie à l'article L. 111-26 du code de l'urbanisme, introduit par la loi Climat et résilience : elle désigne « tout bien ou droit immobilier, bâti ou non bâti, inutilisé et dont l'état, la configuration ou l'occupation totale ou partielle ne permet pas un réemploi sans un aménagement ou des travaux préalables ». L'emploi du terme friche permet donc de s'appuyer sur une définition précise, contrairement aux termes « site dégradé » et « site déjà artificialisé » qui ne sont pas définis par les textes. Le renvoi à cette notion permet donc d'éviter des difficultés d'interprétation tout en ouvrant le bénéfice du dispositif à une variété de sites, tels que les espaces déjà artificialisés, des sites dégradés, des anciennes carrières ou encore des décharges.

Afin de respecter le principe de protection de la loi littoral, le dispositif est en outre assorti de nombreuses garanties :

- plutôt qu'une dérogation générale à l'article L. 121-8 du code de l'urbanisme, l'article prévoit un régime d'autorisation au cas par cas par l'autorité administrative compétente de l'Etat ^{37 ( * )} après avis de la commission départementale de la nature, des paysages et des sites ;

- l'autorisation de l'Etat s'appuie sur une étude produite par le maître d'ouvrage démontrant que le projet « « n'est pas de nature à porter atteinte à l'environnement, notamment à la biodiversité ou aux paysages et à la salubrité ou à la sécurité publiques, en fonctionnement normal comme en cas d'incident ou d'accident  » ;

- pour les friches, l'autorisation de l'Etat s'appuie également sur une étude produite par le maître d'ouvrage démontrant que le projet d'installation photovoltaïque est préférable, pour des motifs d'intérêt général, à un projet de renaturation, lorsque celui-ci est techniquement réalisable ;

- la liste des friches dans lesquelles les autorisations pourront être délivrées sera fixée par décret : des données issues des travaux de l'Ademe et du Cerema mènent à estimer qu'une vingtaine de sites sont concernés.

Cette faculté est assortie de la possibilité de coupler l'implantation de ces installations d'ouvrages d'hydrogène renouvelable sur des friches.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGEES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

Le présent article prévoit la création d'un nouvel article L. 121-12-1 du code de l'urbanisme.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

Cette mesure contribuera au développement de la production d'énergie solaire et d'hydrogène bas carbone. L'impact global reste cependant difficilement quantifiable. Cette filière représentait 17 000 emplois directs et indirects en 2019. L'atteinte des objectifs de la PPE porterait ce nombre à 24 000 emplois ^{38 ( * )} .

4.2.2. Impacts sur les entreprises

La mesure aura un impact positif sur l'activité des entreprises dès lors qu'elle a pour objet de faciliter l'implantation de parcs photovoltaïques dans les communes littorales et ainsi d'accroître le nombre de projets susceptibles d'être réalisés dans ces territoires.

Aucune estimation précise du nombre de projets susceptibles d'être concernés n'est disponible à ce stade mais on a pu relever que plusieurs projets aujourd'hui bloqués pourraient bénéficier concrètement du dispositif.

4.2.3. Impacts budgétaires

Cette mesure n'aura pas d'impact budgétaire.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Cette mesure ne créé pas de contraintes ou de charges supplémentaires pour les collectivités.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

Cette mesure nécessitera un travail supplémentaire des services de l'Etat qui seront en charge de l'instruction des demandes d'autorisation au cas par cas. Les demandes d'autorisation seront instruites par les directions départementales des territoires (et de la mer) (DDTM), qui présenteront la demande d'autorisation devant la commission départementale de la nature, des paysages et des sites (CDNPS). La demande d'autorisation sera ensuite transmise à l'administration centrale, qui assurera la consultation du public en vertu de l'article L. 123-19-2 du code de l'environnement, avant de délivrer l'autorisation ministérielle.

Le nombre de sites potentiels étant limité à une vingtaine, la charge nouvelle ne devrait toucher que dix à vingt DDT(M) ponctuellement, et l'administration centrale (Direction de l'habitat, de l'urbanisme et des paysages (DHUP)) pour délivrer la vingtaine d'autorisations potentielle. Il n'est pas possible d'estimer une charge nouvelle si infime.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Cette mesure n'aura pas d'impact sur les personnes en situation de handicap.

4.5.2. Impacts sur la jeunesse

Cette mesure n'aura pas d'impact sur la jeunesse.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Cette mesure aura un effet positif sur la santé publique puisqu'elle participe à la réduction de la part des énergies fossiles fortement émettrices de gaz à effet de serre au profit du développement massif d'énergies renouvelables, sans que cela soit quantifiable.

Cette mesure aura également pour effet d'accroître la part d'électricité provenant d'énergies renouvelables distribuée aux particuliers, sans que cela soit quantifiable.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

Les impacts environnementaux seront bénéfiques puisque la mesure proposée favorisera le développement des énergies renouvelables. De plus, ce développement aura lieu sur des terrains déjà artificialisés, impropres aux activités agricoles et difficiles à renaturer (c'est ce que devra démontrer l'étude). Elle n'aura donc pas d'impact sur l'artificialisation des sols.

Par ailleurs, le mécanisme dérogatoire retenu fait l'objet d'un encadrement strict qui garantira que l'impact paysager et environnemental dans les zones concernées sera contrôlé et limité (autorisation au cas par cas après avis de la commission départementale de la nature, des paysages et des sites (CDNPS) ; production d'une étude par le pétitionnaire justifiant d'un besoin concret et que le projet satisfait mieux l'intérêt public qu'un projet de renaturation du site ; liste des friches fixé par décret).

5. CONSULTATIONS ET MODALITES D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) ainsi que le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

La mesure proposée entrera en vigueur le lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

5.2.2. Application dans l'espace

La mesure proposée s'applique à l'ensemble des territoires de la République soumis aux dispositions d'urbanisme de la loi littoral. Elle ne s'applique pas aux collectivités régies par les articles 73 et 74 de la Constitution, en Nouvelle-Calédonie et dans les Terres australes et antarctiques française.

5.2.2. Texte d'application

Un décret simple viendra préciser la liste des friches dans lesquelles les autorisations peuvent être délivrées.

Un décret en Conseil d'Etat précisera que l'autorité compétente pour délivrer l'autorisation est le ministre chargé de l'urbanisme.

Article 10 : Permettre l'implantation de panneaux photovoltaïques au sol en discontinuité dans les communes de montagne dotées d'une carte communale

1. ETAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

Les dispositions de la loi montagne (loi n° 85-30 du 9 janvier 1985 relative au développement et à la protection de la montagne dont les dispositions relatives à l'urbanisme sont codifiées aux articles L. 122-1 et suivants du code de l'urbanisme) ne permettent d'autoriser l'implantation de centrales solaires au sol en discontinuité de l'urbanisation que sous réserve de l'intégration d'une étude de discontinuité dans le document d'urbanisme. Cette étude, réalisée par la collectivité ou par un bureau d'études mandaté, justifie, en fonction des spécificités locales, qu'une urbanisation qui n'est pas située en continuité de l'urbanisation existante est compatible avec le respect des objectifs de protection des terres agricoles, pastorales et forestière et avec la préservation des paysages et milieux caractéristiques du patrimoine naturel, ainsi qu'avec la protection contre les risques naturels ; elle doit, avant son intégration dans le document d'urbanisme, être soumise à la Commission départementale de la nature, des paysages et des sites (CDNPS) (article L. 122-7 du code de l'urbanisme). Le droit en vigueur prévoit qu'une telle étude ne peut être contenue que dans un schéma de cohérence territoriale (SCOT) ou un plan local d'urbanisme (PLU). Cela conduit à ne pouvoir autoriser les centrales solaires dans les communes couvertes par une carte communale que lorsque la commune est également couverte par un SCOT comportant une telle étude. En effet la carte communale doit alors respecter les dispositions de l'étude contenue dans le SCOT.

Par ailleurs, les communes en zone de montagne soumises au règlement national d'urbanisme (RNU) ont la possibilité d'autoriser, sous certaines conditions, les centrales solaires au sol au titre des équipements collectifs lorsque la commune n'est pas couverte par un SCOT comportant une étude de discontinuité.

En zones de montagne les communes situées en dehors du périmètre d'un SCOT et couvertes par une carte communale sont donc les seules à ne pas pouvoir accueillir des centrales solaires au sol en dehors de la continuité de l'urbanisation.

821 communes de montagne disposent d'une carte communale sur un total de 5 526 communes soumises à la loi montagne (14,85 %). Soit une surface de 19 256 hectares sur une surface totale de 136 685 hectares (14,08 %).

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

Les normes de niveau constitutionnel n'ont pas d'incidences sur le dispositif proposé.

2. NECESSITE DE LEGIFERER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

Les textes à modifier sont de niveau législatif.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

Cette mesure vise à permettre l'implantation de centrales solaires au sol dans les communes de montagne dotées d'une carte communale mais non couvertes par un SCOT comportant une étude de discontinuité.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

Pour les communes dotées d'une carte communale et couvertes par un SCOT, il est en théorie possible d'attendre que l'étude de discontinuité soit réalisée au sein du SCOT et qu'ensuite la carte communale soit adaptée. Toutefois cette solution est peu satisfaisante compte tenu des délais d'évolution du SCOT, qui peuvent être de plusieurs années (parfois jusqu'à 6 ans lorsqu'il s'agit d'une révision) qui s'ajouterait alors à ceux de l'évolution de la carte communale. Par ailleurs, les communes non couvertes pas un SCOT ne pourraient de toute manière pas bénéficier de cette étude.

Il est donc proposé d'ouvrir la possibilité aux communes de montagne dotées d'une carte communale de recourir à la réalisation d'une étude de discontinuité pour l'implantation de centrales solaires au sol en discontinuité de l'urbanisation. Cette étude sera soumise à la Commission départementale de la nature, des paysages et des sites (CDNPS) dont l'avis est exigé par l'article L. 122-7 du code de l'urbanisme et s'accompagnera d'une évolution de la carte communale.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGEES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

Les principes de clarté et d'intelligibilité du droit sont respectés dans la mesure où l'article se borne à étendre à certaines cartes communales un dispositif déjà connu dans le cadre des SCOT et des PLU.

Les textes communautaires n'ont pas d'incidence sur le dispositif proposé.

Ce dispositif sera applicable immédiatement, y compris aux procédures d'élaboration ou de révision des cartes communales en cours.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

821 communes sont concernées et pourront donc accueillir les projets de centrale solaires au sol portés par les développeurs photovoltaïques. Cette mesure contribuera au développement de la production d'énergie solaire mais les impacts macroéconomiques resteront relativement limités.

4.2.2. Impacts sur les entreprises

821 communes sont concernées et pourront donc accueillir les projets de centrale solaires au sol portés par les développeurs photovoltaïques. Cette mesure contribuera au développement de la production d'énergie solaire mais les impacts sur les entreprises resteront relativement limités.

4.2.3. Impacts budgétaires

Cette mesure n'aura pas d'impact budgétaire.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Les cartes communales sont co-élaborées ou co-révisées par la collectivité compétente et l'Etat (articles L. 163-6 à L. 163-8 du code de l'urbanisme prévoient en effet que la carte communale est approuvée, après enquête publique, par délibération du conseil municipal, puis par le préfet dans un délai de deux mois.). Les collectivités recourent généralement à un bureau d'études.

Pour la collectivité l'impact sera donc limité au temps supplémentaire passé par le ou les agents de la collectivité à l'élaboration de la partie « étude de discontinuité destinée au photovoltaïque » de la carte communale, en lien avec le bureau d'études. Ce temps passé supplémentaire peut être estimé à une journée de travail d'un agent ETP (équivalent temps plein) de catégorie C ^{39 ( * )} (coût horaire 25,8 euros brut ^{40 ( * )} ).

Il s'accompagnera du coût supplémentaire pour la réalisation de cette étude lorsque la collectivité décide de recourir à un bureau d'études pour la réalisation ou la révision de la carte communale. Le coût d'une carte communale évoluant de 5 000 à 15 000 euros, on peut supposer que le coût d'élaboration/révision de la carte communale se situera alors dans la fourchette haute (10 000 à 15 000 euros).

On peut également ajouter un coût supplémentaire correspondant à la présentation de cette étude par la commune auprès de la commission départementale de la nature, des paysages et des sites (CDNPS) dont l'avis est exigé par l'article L. 122-7 du code de l'urbanisme. Ce temps passé supplémentaire peut être estimé à une journée de travail d'un agent ETP (équivalent temps plein) de catégorie C (coût horaire 26,4 euros brut).

La mesure étant d'application volontaire, le coût global n'est pas identifiable dans la mesure où seules les collectivités qui feront le choix de recourir à l'étude de discontinuité en supporteront le coût.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

Les cartes communales sont co-élaborées ou co-révisées par la collectivité compétente et l'Etat (articles L. 163-6 à L. 163-8 du code de l'urbanisme).

Pour l'Etat, l'impact sera donc limité au temps supplémentaire passé par le ou les agents de l'Etat à l'élaboration de la partie « étude de discontinuité destinée au photovoltaïque » de la carte communale, en lien avec le bureau d'études. Ce temps passé supplémentaire peut être estimé à une journée de travail d'un agent ETP (équivalent temps plein) de catégorie C (coût horaire 24,3 euros brut).

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Cette mesure n'aura pas d'impact sur les personnes en situation de handicap.

4.5.2. Impacts sur la jeunesse

Cette mesure n'aura pas d'impact sur la jeunesse.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Cette mesure aura pour effet d'augmenter la production d'électricité disponible à partir de l'énergie solaire sans que cela soit quantifiable puisque toutes les communes concernées ne se saisiront pas nécessairement de cette nouvelle possibilité.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

Les impacts environnementaux seront bénéfiques puisque la mesure proposée favorisera le développement des énergies renouvelables tout en s'assurant, dans le cadre de l'avis de la commission départementale de la nature, des paysages et des sites (CDNPS) que l'impact paysager et environnemental sur les terrains concernés sera contrôlé et acceptable.

Selon l'ADEME, agence de la transition écologique, en France, un panneau photovoltaïque émet en moyenne 55 grammes de CO2 par kilowatt produit. Il faut trois ans à un panneau solaire pour qu'il ait le temps d'amortir sa propre fabrication. On estime que cette compensation est durable, car la durée de vie d'un panneau solaire est estimée entre 25 et 30 ans.

5. CONSULTATIONS ET MODALITES D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) ainsi que le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

Les mesures proposées entreront en vigueur le lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

5.2.2. Application dans l'espace

Les mesures proposées s'appliquent à l'ensemble des territoires de la République soumis aux dispositions d'urbanisme de la loi montagne, c'est-à-dire le territoire métropolitain. Le dispositif ne sera applicable qu'en métropole, puisqu'il s'insère dans les dispositions de la loi montagne qui ne sont pas applicables dans les départements et régions d'outre-mer.

5.2.2. Texte d'application

Cette disposition ne nécessite aucun texte d'application.

Article 11 : Imposer l'équipement des parkings extérieurs existants en ombrières photovoltaïques

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

La Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) (2018-2028) ^{41 ( * )} prévoit, pour le photovoltaïque, un objectif de 20,1 GW installés en 2023 puis de 35 à 44 GW en 2028. Or, la capacité installée en France métropolitaine est d'environ 13 GW en 2021. Pour atteindre l'objectif haut de la PPE, il est donc nécessaire d'installer une capacité de 4 GW par an jusqu'à 2028.

Le rythme constaté sur 2012-2020 était faible, avec en moyenne une capacité de 0,9 GW supplémentaire installée chaque année. L'année 2021 a marqué une première accélération avec plus de 2 GW installés, mais cela reste inférieur à l'objectif.

Le manque de foncier est l'un des principaux freins au développement du photovoltaïque. Il convient de plus de concilier développement des énergies renouvelables et limitation de l'occupation de sols, en privilégiant l'installation sur des sols déjà artificialisés et sur lesquels le PV ne contraint pas ou peu les usages existants.

Les parkings extérieurs de grande taille (hypermarchés, centres commerciaux, parkings d'aéroports, bureaux, etc...) représentent donc un gisement particulièrement intéressant, car il s'agit de surfaces importantes et déjà artificialisées, et l'installation de PV sur ombrière ne s'oppose pas à l'usage normal du parking (voire ajoute un confort supplémentaire à l'usager en été).

L' article 101 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 « climat et résilience ») a introduit l'obligation, pour les nouveaux parkings extérieurs ouverts au public de plus de 500 m2, d'intégrer soit des dispositifs végétalisés, soit des ombrières photovoltaïques de façon à ombrager au moins la moitié de leur surface. Cette obligation existe également pour les parkings extérieurs déjà existants, mais elle est déclenchée à l'occasion de la réalisation de travaux ou à l'occasion de la conclusion ou du renouvellement d'un contrat de prestation de services. Ces dispositions sont applicables à compter du 1 ^er juillet 2023.

Néanmoins, cette obligation conditionnée à la survenue d'un fait générateur est d'une portée limitée et semble insuffisante eu égard aux enjeux identifiés de développement des installations photovoltaïques.

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

Imposer une obligation d'équipement de parkings existants est une restriction du droit de propriété. Toutefois, celle-ci apparaît justifiée du fait de l'intérêt général impérieux qui s'attache au développement des énergies renouvelables, qui permettent de réduire les émissions de gaz à effet de serre et qui contribuent à la sécurité d'approvisionnement en électricité, tout en limitant l'artificialisation des sols.

La mesure est de plus proportionnée à l'objectif poursuivi car elle ne contraint pas l'usage existant des espaces considérés et du fait de l'existence d'un soutien public permettant d'assurer une rentabilité normale des capitaux investis dans les installations d'énergie renouvelable et des dispositions qui permettent une exemption dans certains cas, ainsi que des délais qui peuvent être accordés en cas de difficulté spécifique.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

En l'absence d'obligation d'équiper ces surfaces en ombrières photovoltaïques, l'exploitation de ce potentiel repose sur la volonté des porteurs de projets et des propriétaires d'y développer des installations photovoltaïques. Le rythme de déploiement du photovoltaïque constaté sur ces dernières années montre la nécessité d'accélérer le développement du photovoltaïque par des mesures contraignantes, qui requièrent des textes de niveau législatif, car la mesure porte atteinte au régime de la propriété (qui relève du domaine de la loi aux termes de l'article 34 de la Constitution).

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

Cette mesure doit participer à l'atteinte des objectifs fixés par la PPE pour le déploiement du photovoltaïque, en imposant une obligation d'équipement des parkings extérieurs existants de plus de 2500 m ² .

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

Il a été envisagé d'inclure l'obligation sur les parkings existants dans le code de l'urbanisme, toutefois cette option n'a pas été retenue car ce code ne permet pas d'accueillir une mesure de stock (relative à l'existant) sans « fait générateur ».

3.2. OPTION RETENUE

La mesure consiste à imposer aux parkings extérieurs existants de plus de 2500 m ² de s'équiper, sur au moins la moitié de leur superficie, d'ombrières photovoltaïques, ainsi que des revêtements de surface, des aménagements hydrauliques ou des dispositifs végétalisés favorisant la perméabilité et l'infiltration des eaux pluviales ou leur évaporation.

Une exemption est prévue :

- en cas de contraintes techniques, de sécurité, architecturales ou patrimoniales faisant obstacle à l'installations d'ombrières photovoltaïques,

- si ces obligations ne peuvent être satisafaites dans des conditions économiquement acceptables,

- si le parking est ombragé par des arbres sur au moins la moitié de sa superficie.

La mesure entrera en application au 1 ^e juillet 2023.

Les parkings auront alors 3 ans pour se mettre en conformité s'ils font plus de 10 000 m2 et 5 ans s'ils font entre 2 500 et 10 000 m2. Un délai supplémentaire peut toutefois être accordé par le représentant de l'Etat dans le département, lorsque le gestionnaire du parc de stationnement justifie que les diligences nécessaires ont été mises en oeuvre pour satisfaire à ses obligations dans les délais mentionnés au premier alinéa mais que celles-ci ne peuvent être respectées du fait d'un retard qui ne lui est pas imputable. Un dispositif de contrôle et sanction est prévu. En cas de méconnaissance des obligations, l'autorité administrative compétente peut prononcer à l'encontre du gestionnaire du parc de stationnement concerné, chaque année et jusqu'à la mise en conformité, une sanction pécuniaire dans la limite d'un plafond de 10 000 euros, si le parc a une superficie de moins de 10 000 m ² , et de 20 000 euros, si le parc a une superficie égale ou supérieure à 10 000 m ² .

L'articulation avec les dispositions résultant de l'article 101 de la loi climat et résilience s'effectue de la façon suivante :

- Les nouveaux parkings seront soumis aux dispositions de l'article 101 et devront se mettre en conformité lors de leur construction.

- Les parkings déjà existants seront soumis aux nouvelles dispositions du présent projet de loi et devront se mettre en conformité sous 3 à 5 ans selon le cas. Une fois mis en conformité, il sera de fait conforme aux dispositions de l'article 101 de la loi climat et résilience.

- Un parking déjà existant qui subit une rénovation lourde ou au titre duquel est conclu ou renouvelé un contrat de prestation de service avant sa mise en conformité au titre du présent projet de loi, devra se mettre en conformité avec les dispositions de l'article 101 de la loi climat et résilience.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1. Impacts sur l'ordre juridique interne

Conformément à la recommandation du Conseil d'Etat, la mesure conduit à la création d'un nouvel article qui n'est pas codifié afin de ne pas « éclater » les dispositions entre trois codes différents.

4.1.2. Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

Le droit de l'Union européenne n'interdit pas ces mesures. Elles sont au contraire cohérentes avec l'accélération du déploiement des énergies renouvelables encouragé par la communication REPowerEU ^{42 ( * )} publiée par la Commission Européenne.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

Néant.

4.2.2. Impacts sur les entreprises

Les propriétaires de parking extérieurs existants d'une surface supérieure à 2500 m² devront faire réaliser les travaux menant au respect de cette mesure. S'ils se positionnent comme producteurs, ils bénéficieront des revenus associés à la vente d'électricité. Ils bénéficieront des dispositifs de soutien de l'Etat, qui permettent de générer une rentabilité normale des capitaux investis. S'ils font appel à un producteur tiers pour le développement du projet, les travaux pourront être financés par ce tiers, en contrepartie de l'utilisation de cette surface.

La fédération du commerce et de la distribution a ainsi estimé qu'il existe environ de 30 à 50 millions de m2 de parkings de plus de 10 000 m2 en France. Sur la base des chiffres disponibles pour l'Ile de France, il est estimé que la surface des parkings de plus de 2 500 m2 est environ 3 fois supérieure, soit de 90 à 150 millions de m2 en France. Équiper la moitié de cette surface en ombrières photovoltaïques représenterait une puissance installée comprise entre 6,75 et 11,25 GW.

L'investissement total (en CAPEX, capital expenditures ) est de l'ordre de 1200 € pour l'installation de 1 kW d'ombrières. L'installation de 6,75 à 11,25 GW correspond donc à un investissement total de 8,1 à 13,5 Mdrs€.

Raisonner en investissement n'est cependant pas suffisant, car les modules photovoltaïques produisent de l'électricité et bénéficient d'un soutien public pour la vente de cette électricité. Pour des grandes surfaces, ce soutien est attribué après un appel d'offres et prend la forme d'un complément de rémunération, qui permet de garantir au producteur un tarif de vente. Le tarif moyen est de 85 €/MWh sur le dernier appel d'offres pour les installations de plus de 500 kWc.

En moyenne, 1 kW produit 1200 kWh/an, soit un revenu de 102 €/an. Cela permet normalement au projet d'avoir une rentabilité normale compte tenu de tous ses coûts d'investissement (CAPEX) et d'exploitation (OPEX, operational expenditures ).

En pratique, un schéma usuel est qu'un producteur spécialisé contractualise avec le propriétaire du terrain, se charge du processus d'autorisation de l'installation, de candidater à l'appel d'offres, de construire les ombrières et de les exploiter. Le producteur perçoit les revenus tirés de la vente de l'électricité et du soutien public et verse un loyer au propriétaire du terrain.

Ainsi, les propriétaires de parking pourront tirer un revenu du fait de la présence des ombrières et peuvent n'avoir aucun investissement financier à consentir s'ils utilisent le schéma décrit ci-dessus.

De plus, le texte proposé pour la mesure prévoit que l'obligation est levée pour les parkings où des ombrières PV ne peuvent être installées en raison de contraintes techniques, de sécurité, architecturales ou patrimoniales.

L'obligation ne s'applique pas non plus lorsqu'elle ne peut être satisfaite dans des conditions économiquement acceptables du fait de contraintes techniques. Cela peut par exemple permettre à des parkings se trouvant à l'ombre, notamment du fait de la présence d'arbres, d'être déliés de l'obligation si cette ombre diminue le rendement des panneaux solaires à un point qui ne permet pas d'atteindre des conditions économiquement acceptables.

4.2.3. Impacts budgétaires

Les parcs développés grâce à la mesure percevront un soutien public, mais celui-ci est déjà intégré dans les provisions de charges associées aux objectifs de la PPE. La mesure permettra en effet d'accélérer le développement des énergies renouvelables et de sécuriser l'atteinte de nos objectifs, mais ne conduit pas à rehausser ces objectifs. Elle n'entrainera donc pas de surcoût pour les finances publiques.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Les collectivités territoriales seront impactées dans la mesure où elles possèdent des parcs de stationnement. Dans ce cas, l'impact sera identique à celui sur les entreprises (cf. ci-dessus).

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

La mesure crée un régime de contrôle, par les fonctionnaires et agents publics mentionnés à l' article L. 142-21 du code de l'énergie , ainsi que par les officiers ou agents de police judiciaire, les fonctionnaires et les agents mentionnés au 1er alinéa de l' article L. 480-1 du code de l'urbanisme .

Les améliorations apportées au dispositif issu de l'article 101 de la loi climat et résilience permettront de faciliter sa mise en oeuvre par les services administratifs.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur la société

Néant.

4.5.2. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Néant.

4.5.3. Impacts sur l'égalité entre les femmes et les hommes

Néant.

4.5.4. Impacts sur la jeunesse

Néant.

4.5.5. Impacts sur les professions réglementées

Néant.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Néant.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

La mesure résultera en une puissance photovoltaïque installée comprise entre 6,75 et 11,25 GW (cf. partie « impacts sur les entreprises »). Il s'agira d'une contribution significative au développement du photovoltaïque, l'objectif haut de la PPE étant d'atteindre 44 GW de PV installés en 2028 (contre 13 GW à l'heure actuelle).

La mesure contribuera donc à l'accélération du déploiement des énergies renouvelables. Or, les énergies renouvelables sont indispensables à l'atteinte de la neutralité carbone comme le montre l'étude de RTE sur les Futurs énergétiques 2050 ^{43 ( * )} . De plus, dans son bilan prévisionnel de 2019 ^{44 ( * )} , RTE chiffre les émissions évitées grâce à la production éolienne terrestre et solaire française à environ 22 millions de tonnes de CO2 par an (5 millions de tonnes en France et 17 millions de tonnes dans les pays voisins). Par ailleurs, l'électricité produite par les éoliennes terrestres et les panneaux photovoltaïques dispose d'un coût de production marginal nul et est donc plus compétitive que l'électricité issue des centrales de production utilisant des combustibles d'origine fossile.

La mesure aura donc un effet positif sur le climat et l'environnement, en réduisant les émissions de gaz à effet de serre et la consommation de ressources fossiles. Les effets sur l'environnement, hors climat, sont négligeables, les parkings sur lesquels seront installés les ombrières étant des espaces déjà artificialisés.

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) et le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

La mesure entrera en vigueur le lendemain de la publication de la loi au Journal Officiel de la République française. Les ombrières photovoltaïques devront être réalisées dans un délai de trois ans pour les parkings de plus de 10 000 m2 et 5 ans s'ils font entre 2 500 et 10 000 m2. Des délais supplémentaires peuvent toutefois être accordés par le préfet, si toutes les diligences requises pour installer les ombrières ont été effectuées.

5.2.2. Application dans l'espace

La mesure s'appliquerait à l'ensemble du territoire national.

5.2.3. Textes d'application

Un décret sera nécessaire pour préciser les critères relatifs aux exonérations.

TITRE III : MESURES TENDANT A L'ACCELERATION DU DEVELOPPEMENT DE L'EOLIEN EN MER

Article 12 : Possibilité de mutualiser les débats publics pour l'éolien en mer et le document stratégique de façade et refonder le cadre des documents stratégiques de façade maritime pour en faire un véritable outil de planification spatiale de la transition

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

La Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) publiée par le décret n° 2020-456 du 21 avril 2020 fixe un objectif de développement de la production d'électricité renouvelable en mer de 2,4 gigawatts (GW) de puissance installée d'ici à 2023 et deux scénarios d'objectifs d'ici à 2028 (5,2 GW de puissance installée en option basse et 6,2 GW de puissance installée en option haute).

Le calendrier prévisionnel prévu dans la PPE s'inscrit dans la continuité de l'objectif de développement de l'éolien en mer amorcé au début des années 2010. Les trois premiers appels d'offres lancés en 2011, en 2013 et en 2016 ont permis d'engager le développement de la filière éolienne en mer en attribuant des zones situées sur le domaine public maritime (DPM). En 2021 et 2022, trois nouvelles procédures de mise en concurrence ont été lancées (au large de la Normandie, au sud de la Bretagne et en mer Méditerranée, en vue de l'implantation de nouveaux parcs éoliens en mer, situés en DPM ou en zone économique exclusive (ZEE).

Depuis la loi n° 2018-727 du 10 août 2018 pour un Etat au service d'une société de confiance , qui a modifié l'article L. 121-8-1 du code de l'environnement, la commission nationale du débat public (CNDP) est saisie par le ministre chargé de l'énergie en amont de la procédure de mise en concurrence d'un projet, afin de déterminer les modalités de participation du public au processus de décision. La décision ministérielle prise à l'issue de ce débat peut identifier des zones potentielles d'implantation des projets qui seront retenues pour les appels d'offres à venir.

Les documents stratégiques de façade (DSF), qui font également l'objet d'une procédure de participation du public, identifient, pour les quatre façades maritimes françaises, des zones ayant une vocation de développement des énergies renouvelables en mer. Il s'agit donc du document de planification des usages en mer.

Le processus de participation du public sur les DSF est aujourd'hui distinct du processus de participation du public pour l'éolien en mer, alors que les deux peuvent conduire à identifier les zones de moindre contrainte pour le développement de l'éolien en mer. Les deux processus sont toutefois bien articulés, car les emplacements des parcs éoliens en mer sont choisis à l'intérieur des zones identifiées comme ayant une vocation éolien en mer dans le DSF.

La loi n° 2020-1525 du 7 décembre 2020 d'accélération et de simplification de l'action publique a créé la possibilité à l'article L. 121-8-1 du code de l'environnement, pour le ministre chargé de l'énergie, de consulter le public, selon des modalités définies par la CNDP, sur l'identification de plusieurs zones potentielles d'implantation de projets de parcs éoliens en mer, afin de pouvoir lancer plusieurs procédures de mise en concurrence sur la base d'une participation du public commune. Cette mutualisation permet de consulter le public sur une échelle territoriale plus appropriée, avec une vision géographique cohérente pour une façade maritime, comme cela est fait pour les DSF.

Afin d'avoir une approche cohérente, il peut être utile de mener en commun les procédures de participation du public relatives à la révision du DSF et au lancement des procédures de mise en concurrence des projets de parcs éoliens en mer afin, notamment, de définir leurs emplacements. Cela permettrait à la fois de donner une meilleure visibilité au public sur l'ensemble de la démarche de planification et d'accélérer le développement des projets, qui n'auraient pas à faire l'objet de procédures supplémentaires de participation du public.

Il convient toutefois de conserver le caractère facultatif de cette mutualisation, son opportunité devant être évaluée au cas par cas en fonction des contraintes de calendrier (certains parcs pouvant être lancés sans attendre une révision du DSF) et des spécificités locales pouvant justifier un débat public spécifique pour un parc donné.

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

L'article 7 de la Charte de l'environnement qui fait partie du bloc de constitutionnalité ^{45 ( * )} dispose que : « Toute personne a le droit, dans les conditions et les limites définies par la loi, d'accéder aux informations relatives à l'environnement détenues par les autorités publiques et de participer à l'élaboration des décisions publiques ayant une incidence sur l'environnement . »

1.3. CADRE CONVENTIONNEL

La Convention d'Aarhus sur l'accès à l'information, la participation du public au processus décisionnel et l'accès à la justice en matière d'environnement, signée le 25 juin 1998, garantit « les droits d'accès à l'information sur l'environnement, de participation du public au processus décisionnel et d'accès à la justice en matière d'environnement conformément aux dispositions de la présente Convention. » (Article 1 ^er de ladite Convention).

En outre, la Convention des Nations-Unies sur le droit de la mer dite « Convention de Montego Bay », signée en 1982, identifie les différents espaces maritimes, des eaux intérieures à la haute mer.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

La procédure de participation du public sur les projets de construction et d'exploitation de parcs éoliens en mer et leurs ouvrages de raccordement est encadrée par l'article L. 121-8-1 du code de l'environnement.

La procédure de participation du public sur le document stratégique de façade mentionné à l'article L. 219-3 du code de l'environnement est encadrée par l'article L. 121-8 du code de l'environnement.

Ainsi, afin de s'assurer de la mutualisation et de la bonne articulation des procédures de participation du public, la présente mesure doit nécessairement relever du niveau législatif.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

L'objectif poursuivi est, d'une part, de donner une plus grande visibilité au public sur l'ensemble de la démarche de planification et, d'autre part, d'accélérer le développement des projets, qui n'auraient pas à faire l'objet de procédures supplémentaires de participation du public.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

En application de la hiérarchie des normes, l'option modification par la voie règlementaire n'a pas été retenue.

3.2. OPTION RETENUE

Les critères de choix qui ont conduit à retenir la norme envisagée sont :

- Une meilleure visibilité du public sur la démarche de planification ;

- Une accélération du développement des projets éoliens en mer ;

- Le caractère facultatif de la mise en commun des procédures afin d'évaluer son opportunité au cas par cas.

Le point faible identifié est le risque que le volet éolien en mer prédomine, monopolise le débat public sur le DSF au détriment des autres volets du DSF.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1. Impacts sur l'ordre juridique interne

La disposition envisagée modifie l'article L. 121-8-1 du code de l'environnement.

4.1.2. Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

La disposition envisagée s'articule avec la politique maritime intégrée promue au niveau de l'Union européenne. Elle vise à aborder les questions maritimes de manière plus cohérente et à renforcer la coordination entre les différents domaines d'activité. Elle repose
notamment sur deux directives-cadre :

- La directive cadre « stratégie pour le milieu marin » ( directive 2008/56 du 17 juin 2008 )
qui vise une restauration du bon état écologique des milieux marins. Ainsi, les États membres doivent élaborer des plans d'action pour le milieu marin devant être révisés tous les six ans ;

- La directive cadre « planification des espaces maritimes » ( directive 2014/89 du 23
juillet 2014 ) qui établit un cadre pour la planification maritime et demande aux États
membres d'assurer une coordination des différentes activités en mer.

Les documents stratégiques de façade sont le cadre d'application de ces deux directives. A ce titre, ils comprennent les éléments de planification des espaces maritimes et le plan d'action pour le milieu marin.

En outre, la disposition envisagée s'articule avec les objectifs fixés par l'Union européenne en matière de développement des énergies renouvelables et de réduction des émissions de gaz à effet de serre ^{46 ( * )} :

- 40 % d'énergie produite à partir de sources renouvelables dans le bouquet énergétique global d'ici 2030 ;

- réduire les émissions de gaz à effet de serre d'au moins 55 % par rapport au niveau de 1990 d'ici 2030 ;

- neutralité carbone d'ici 2050.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

Néant.

4.2.2. Impacts sur les entreprises

La mesure proposée vise notamment à accélérer le développement des projets éoliens en mer, qui n'auraient pas à faire l'objet de procédures supplémentaires de participation du public. Le gain pourrait être compris entre 4 et 18 mois, dans la mesure où l'article L. 121-8-1 du code de l'environnement dispose que le débat public ne peut excéder 4 mois mais qu'en pratique, les débats éoliens en mer durent au total environ 1 an et demi, de la saisine de la CNDP à la décision des maîtres d'ouvrage.

Le développement de ces projets permet de nourrir le développement de la filière éolienne en mer. L'émergence de cette filière offre de nouvelles perspectives de développement économique pour les entreprises. L'implantation d'un parc éolien en mer est propice à l'innovation et au développement de savoir-faire technologiques. Elle entraîne également le développement d'opportunités de sous-traitance associées au projet et la création de nouvelles compétences spécialisées.

En 2021, l'éolien en mer a représenté plus de 6 500 emplois directs en France, une progression de 36 % en un an. Cette augmentation intervient après celle de l'an passé (+ 1668 ETP soit + 71%) ce qui correspond à 3 207 ETP créés en deux ans (+ 138%) depuis le lancement de la construction des premiers parcs français ^{47 ( * )} . La création d'emplois serait particulièrement significative au moment de la construction du projet.

Par ailleurs, « Le chiffre d'affaires réalisé par les entreprises prestataires et fournisseurs de la chaîne de valeur est en forte hausse (+ 540 millions € soit + 67 % alors même, comme pour les emplois, que certains répondants en 2020 n'ont donc pas communiqué leurs données) et dépasse pour la première fois le milliard d'euros. Sur deux ans la hausse est même de plus d'un milliard d'euros (+ 358% ) - avec le lancement des premiers chantiers de construction de parcs en France » ^{48 ( * )} .

Sur le long terme, l'exploitation et la maintenance sont les activités les plus porteuses avec des emplois directs, indirects et induits créés sur la période (25 à 30 ans environ).

4.2.3. Impacts budgétaires

La mise en commun des procédures de participation du public relatives aux documents stratégiques de façade et aux projets éoliens en mer réduirait les dépenses liées à la réalisation des débats publics pour les parcs éoliens en mer.

Le coût d'une procédure de participation du public pour l'éolien en mer est d'environ 1,7 M€ et celle-ci mobilise d'importants moyens et ressources humaines. En moyenne, un débat public mobilise pendant une durée de 15 mois :

- 1 ETP en administration centrale (Direction générale de l'énergie et du climat - DGEC);

- 2 ETP en administration déconcentrée (DREAL).

Ces moyens et ressources resteraient nécessaires mais seraient mis en commun avec ceux nécessaires pour la participation du public sur les DSF. Ces gains budgétaires ne constituent toutefois pas la motivation de la mesure proposée.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Néant.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

La disposition proposée permettra d'optimiser la mobilisation des agents de la DGEC, de la Direction générale des affaires maritimes, de la pêche et de l'aquaculture (DGAMPA), de la Direction de l'eau et de la biodiversité et des services déconcentrés (DREAL, DIRM...).

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur la société

Cf. impacts environnementaux.

4.5.2. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Néant.

4.5.3. Impacts sur l'égalité entre les femmes et les hommes

Néant.

4.5.4. Impacts sur la jeunesse

Néant.

4.5.5. Impacts sur les professions réglementées

Néant.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Néant.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

La disposition proposée permet d'accélérer le développement des projets éoliens en mer.

L'éolien en mer est l'une des principales filières à développer pour atteindre les objectifs de
transition énergétique que se sont fixés la France. Les émissions de gaz à effet de serre d'un parc éolien en mer posé sont très faibles. Selon le nombre d'éoliennes, leur puissance unitaire et le temps d'exploitation, le bilan carbone des parcs éoliens en mer français varie comme suit:

- De 554 000 à 754 000 tonnes équivalent CO2 émises ;

- Un facteur d'émission entre 14 et 18 g eq CO2/kWh produit.

À titre de comparaison, le facteur d'émission des productions électriques renouvelables en France est estimé par l'Ademe ^{49 ( * )} à :

- 12,7 g eq CO2/kWh pour l'éolien terrestre ;

- 56 g eq CO2/kWh pour le photovoltaïque.

Pour les énergies fossiles, le facteur d'émission en France est estimé ^{50 ( * )} à :

- 406 gCO2/kWh pour une centrale à gaz ;

- 1 038 gCO2/kWh pour une centrale à charbon.

Pour une centrale nucléaire française, le facteur d'émission est estimé de 6 à 12 g eq CO2/kWh.

Par ailleurs, lorsqu'elles fonctionnent, les éoliennes en France se substituent à des installations de production utilisant des combustibles fossiles en France ou en Europe dont la part demeure importante ^{51 ( * )} . Dans son bilan prévisionnel de 2019 ^{52 ( * )} , RTE chiffre les émissions évitées grâce à la production éolienne terrestre et solaire française à environ 22 millions de tonnes de CO2 par an (5 millions de tonnes en France et 17 millions de tonnes dans les pays voisins). Cela s'explique par le fait que l'électricité produite par les éoliennes terrestres et les panneaux photovoltaïques dispose d'un coût de production marginal nul et est donc plus compétitive que l'électricité issue des centrales de production utilisant des combustibles d'origine fossile. Cela sera également le cas pour l'électricité produite par des éoliennes en mer.

Ainsi, le développement des énergies renouvelables, et donc de l'éolien en mer, participe à la nécessaire réduction des consommations des combustibles fossiles.

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) et le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

La mesure entre en vigueur le lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

5.2.2. Application dans l'espace

La présente disposition est applicable sur l'ensemble du territoire de la République, à l'exception des collectivités d'outre-mer régies par l'article 74 de la Constitution.

5.2.3. Textes d'application

Cette disposition ne nécessite aucun texte d'application.

Article 13 : Clarifier le régime juridique applicable aux parcs éoliens en mer à cheval entre zone économique exclusive (ZEE) et domaine public maritime (DPM)

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

La Programmation pluriannuelle de l'énergie ^{53 ( * )} (PPE), instituée par le décret n° 2020-456 du 21 avril 2020 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie ^{54 ( * )} , fixe un objectif de développement de la production d'électricité renouvelable en mer de 2,4 gigawatts (GW) de puissance installée d'ici à 2023 et deux scénarios d'objectifs d'ici à 2028 (5,2 GW de puissance installée en option basse et 6,2 GW de puissance installée en option haute). La PPE doit être compatible avec les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre fixés par les budgets carbones, en particulier pour le secteur de l'énergie, ainsi qu'avec la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC), fixée par le décret n°2020-547 du 21 avril 2020.

Le calendrier prévisionnel prévu dans la PPE s'inscrit dans la continuité de l'objectif de développement de l'éolien en mer amorcé au début des années 2010 ^{55 ( * )} . Les trois premiers appels d'offres lancés en 2011, en 2013 et en 2016 ont permis d'engager le développement de la filière éolienne en mer en attribuant des zones situées exclusivement sur le domaine public maritime (DPM) ^{56 ( * )} . En 2021 et 2022, trois nouvelles procédures de mise en concurrence ont été lancées en vue de l'implantation de nouveaux parcs éoliens en mer, situés en DPM ou en zone économique exclusive (ZEE) ^{57 ( * )} . L'implantation et le déploiement des projets éoliens en ZEE apparaissent comme nécessaires et prometteurs, ces espaces étant plus éloignés des côtes ^{58 ( * )} .

Certains parcs éoliens en mer pourraient se retrouver en partie en DPM et en partie en ZEE, soit des parcs dits « à cheval ». En effet, l'étendue des macro-zones ayant vocation à accueillir des énergies marines renouvelables, telles que retenues dans les documents stratégiques de façade (DSF) et soumises à participation du public, comprend des superficies intégrant des espaces en mer territoriale et en ZEE.

Or en l'état actuel du droit, le régime juridique applicable à un parc éolien en mer est différent selon que celui-ci est situé sur le domaine public maritime (code de l'environnement et code général de la propriété des personnes publiques) ou en zone économique exclusive (ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016 relative aux espaces maritimes relevant de la souveraineté ou de la juridiction de la République française ^{59 ( * )} et Convention des Nations-Unies sur le droit de la mer dite « Convention de Montego Bay », signée le 10 décembre 1982) ^{60 ( * )} .

En particulier, les régimes d'autorisation sont différents, avec pour le DPM une autorisation environnementale (code de l'environnement) et une convention d'utilisation du domaine public (CUDPM issue du code général de la propriété des personnes publiques) et, pour la ZEE, une autorisation unique (ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016). Les régimes de sanction et de responsabilité sont également différents.

Cette situation est de nature à créer un alourdissement des procédures en augmentant le nombre d'autorisations requises, à multiplier de ce fait les possibilités de contentieux, voire à créer une incertitude juridique car le droit du producteur d'occuper le périmètre géographique du projet repose sur deux actes juridiques distincts (la CUDPM sur le DPM et l'autorisation unique en ZEE) pouvant prendre fin de manière indépendante, en cas d'annulation, d'abrogation ou de résiliation d'un acte alors que l'autre demeurerait en vigueur.

Par conséquent, afin de faciliter la réalisation des projets éolien en mer, il est nécessaire de simplifier et clarifier le cadre juridique applicable aux parcs éolien en mer situés en partie en sur le DPM et en partie en ZEE, ainsi qu'aux études techniques et environnementales associées.

Il est donc souhaité la création d'un régime juridique uniforme applicable aux parcs éoliens à cheval entre le DPM et la ZEE en ce qui concerne le régime d'autorisation et le régime des sanctions.

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

Certaines règles à valeur constitutionnelle, détaillées ci-dessous, protègent le domaine public, ce qui empêche de dupliquer purement et simplement le régime de la ZEE à la partie du parc qui serait située sur le DPM.

Le Conseil Constitutionnel a identifié dans sa jurisprudence des « exigences constitutionnelles qui s'attachent à la protection du domaine public », exigences qui « résident en particulier dans l'existence et la continuité des services publics dont ce domaine est le siège, dans les droits et libertés des personnes à l'usage desquelles il est affecté, ainsi que dans la protection du droit de propriété que l'article 17 de la Déclaration de 1789 accorde aux propriétés publiques comme aux propriétés privées » (cf. notamment décision n° 2003-473 DC du 26 juin 2003 ).

Parmi les règles d'ordre constitutionnel protégeant le domaine public et la propriété publique, les principes suivants peuvent être mentionnés :

- il existe sur le domaine public un véritable droit de propriété des personnes publiques qui fait l'objet d'une protection au titre de l'article 17 de la Déclaration des Droits de l'Homme et du Citoyen (Cons. Const., 26 juin 2003, n° 2003-473 DC), de sorte qu'aucun droit de propriété sur un bien appartenant au domaine public ne peut être valablement constitué au profit de tiers ( Cons. Const., 26 octobre 2018, décision n° 2018-743 QPC ) ;

- les biens faisant partie du patrimoine de personnes publiques ne peuvent être aliénés ou durablement grevés de droits au profit de personnes poursuivant des fins d'intérêt privé sans contrepartie appropriée eu égard à la valeur réelle de ce patrimoine, en vertu du principe d'égalité devant la loi et les charges publiques ainsi que des principes protégeant le droit de propriété ( Cons. Const., 24 juillet 2008, décision n° 2008-567 DC ) ;

- un régime de décision implicite d'acceptation d'occupation du domaine public ne peut être institué lorsque la protection des libertés ou la sauvegarde des autres principes de valeur constitutionnelle s'y oppose, la protection du domaine public étant un impératif d'ordre constitutionnel en vertu de l'article 17 de la Déclaration des Droits de l'Homme et du Citoyen ( CE, 21 mars 2003, SIPPEREC , n° 189191 ) ;

- l'affectation à l'intérêt général voire au service public impliquent notamment une précarité de l'occupant du domaine, de sorte que la personne publique doit pouvoir mettre fin à tout moment à l'occupation si l'intérêt général l'exige, moyennant le cas échéant compensation ( Cons. Const., 14 avril 2005, n° 2005-513 DC ).

Dans le cas où un parc éolien en mer serait situé en partie sur le DPM et en partie en ZEE, ces principes devraient être respectés pour ce qui concerne la partie située sur le DPM.

1.3. CADRE CONVENTIONNEL

La ZEE est régie par les règles internationales issues de la Convention de Montego Bay sur le droit de la mer du 10 décembre 1982.

En ZEE, l'Etat côtier ne dispose pas d'un droit de propriété mais seulement de « droits souverains aux fins d'exploration et d'exploitation, de conservation et de gestion » des ressources, des eaux surjacentes et des fonds marins (art. 56 de la Convention de Montego Bay).

La Convention de Montego Bay confère à tous les Etats les libertés de navigation et de survol dans la ZEE ainsi que « la liberté d'utiliser la mer à d'autres fins internationalement licites liées à l'exercice de ces libertés et compatibles avec les autres dispositions de la Convention, notamment dans le cadre de l'exploitation des navires, d'aéronefs et de câbles et pipelines sous-marins » (art. 58 de la convention).

Sur le DPM, l'Etat côtier doit autoriser certains passages d'entités étrangères pour la navigation, conformément au droit de passage inoffensif prévu par l'article 24 de la Convention de Montego Bay.

Sur le DPM, l'Etat en tant que propriétaire dispose seul du droit d'exploiter les ressources existantes, alors qu'en ZEE les autres Etats peuvent également faire valoir certains droits, en particulier les Etats « géographiquement désavantagés » (art. 70 de la Convention de Montego Bay).

Ces contraintes issues du droit international n'empêchent pas, dès lors qu'elles sont respectées, d'appliquer les règles du droit français en ZEE.

1.4. ÉLÉMENTS DE DROIT COMPARÉ

Dans plusieurs pays européens, une même loi ou un même règlement régit les projets éoliens en mer qu'ils soient réalisés en mer territoriale ou en ZEE.

Ces textes prévoient en particulier les autorisations requises pour réaliser le projet, et ces autorisations sont identiques que l'installation soit située en mer territoriale ou en ZEE :

- tel semble être le cas au Danemark, où une même loi (dite « loi sur la promotion des énergies renouvelables ») semble régir à la fois les projets réalisés en mer territoriale et ceux réalisés en ZEE, cette loi prévoyant notamment un régime d'autorisations applicable quel que soit le lieu d'implantation du projet en mer ;

- de même, en Espagne, le décret royal n° 1028/2008 du 20 juillet 2007 qui établit la procédure administrative relative au traitement des demandes d'autorisation d'une installation de production d'électricité s'applique en mer territoriale ^{61 ( * )} et peut être appliqué en ZEE. Ce décret renvoie à plusieurs reprises aux règles applicables sur le domaine public maritime ;

- aux Pays-Bas, il existe également des textes propres à l'éolien en mer et ceux-ci s'appliquent à la fois en mer territoriale et en ZEE (cf. loi du 24 juin 2015 sur l'éolien en mer). Que le projet soit situé dans l'un ou l'autre périmètre géographique, il fait l'objet d'une unique autorisation délivrée au lauréat à l'issue de l'appel d'offres lancé par l'Etat. Les modalités de délivrance de cette autorisation sont définies par un arrêté ministériel propre à chaque projet et les règles et conditions devant être respectées par le porteur du projet pour la réalisation du parc sont définies dans une « décision de site » qui est adoptée spécifiquement pour chaque projet ;

- au Royaume-Uni, où le régime juridique est complexe et structuré de manière très différente de ce que l'on retrouve en France, l' Energy Act 2004 fait référence aux spécificités de la ZEE et à la Convention de Montego Bay et certaines questions d'interprétation semblent se poser sur l'application du droit civil et du droit pénal britanniques en ZEE.

On relèvera enfin, s'agissant d'un régime hybride, qu'en Belgique le droit applicable semble prévoir deux régimes juridiques distincts, l'un applicable à la mer territoriale et au plateau continental (loi du 13 juin 1969 relative à l'exploration et l'exploitation des ressources non vivantes de la mer territoriale et du plateau continental), l'autre à la ZEE (loi du 22 avril 1999 concernant la zone économique exclusive de la Belgique en mer du Nord).

Néanmoins, les actes nécessaires à la construction et à l'exploitation d'une installation de production d'électricité semblent faire l'objet d'un régime juridique unifié. En effet, une concession domaniale pour la construction et l'exploitation d'une installation pour la production d'électricité dans les « espaces marins sous la juridiction de la Belgique » est attribuée (art. 6/3 de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité telle que modifiée par l'article 5 de la loi du 12 mai 2019). L'autorisation nécessaire au titre de la protection du milieu marin paraît également indistinctement applicable en mer territoriale et en ZEE.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

La réalisation d'un parc « à cheval » soulèverait plusieurs difficultés significatives, tenant à ce que les régimes juridiques applicables sur le DPM et en ZEE sont nettement différents.

En premier lieu, en l'état actuel du droit, la réalisation d'un parc « à cheval » supposerait l'obtention par le producteur d'une convention d'utilisation du domaine public maritime (CUDPM), d'une autorisation au titre du code de l'environnement pour la partie du projet réalisée sur le DPM, ainsi que d'une autorisation unique pour la partie du projet située en ZEE. Trois actes essentiels devraient donc être obtenus, alors que deux sont requis pour les projets réalisés sur le DPM (CUDPM et autorisation environnementale) et un seul en ZEE (autorisation unique). Cette situation serait de nature à augmenter le nombre d'autorisations nécessaires et de recours contentieux pouvant être formés, ce qui conduirait à fragiliser le développement des projets ou en tout cas à les retarder.

S'agissant du régime des autorisations, c'est nécessairement la loi qui les encadre, de telle sorte qu'il est indispensable de passer par la voie législative pour modifier le régime d'autorisation applicable en cas de parc à cheval entre ces deux espaces maritimes.

En second lieu, en l'absence de modification législative, le parc serait soumis à un régime juridique variable selon les parties de l'installation, pour ce qui concerne les sanctions applicables à ce dernier.

Les sanctions étant prévues dans l'ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016 en ZEE et dans la partie législative du code de l'environnement pour le DPM, il est nécessaire de légiférer pour prévoir un régime de sanctions unifié.

Compte tenu de ce qui précède, il est indispensable de prévoir au niveau de la loi un unique régime juridique applicable aux parcs « à cheval » entre le DPM et la ZEE.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

L'option retenue est celle de la modification de la loi pour créer un corps unique de règles s'appliquant aux parcs « à cheval », ce corps de règles étant celui applicable aux projets réalisés sur le DPM (régime d'autorisation et de sanction) mais en préservant les règles issues de la Convention de Montego Bay auxquelles il n'est pas possible de déroger pour la partie des parcs située en ZEE.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

Il convient de rappeler que le régime juridique applicable à la ZEE est encadré par la Convention internationale de Montego Bay, tandis que le régime juridique applicable au DPM est encadré par le droit positif et est notamment protégé par la Constitution.

Une option alternative, proposée dans le rapport CGEDD-IGAM-IGF de juin 2021 ^{62 ( * )} , est de modifier l'ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016 pour qu'en application du principe juridique selon lequel « l'accessoire suit le principal », le régime juridique applicable au parc à cheval soit celui de l'espace maritime (ZEE ou DPM) où le parc à la plus grande emprise. Ainsi pour un parc à cheval dont par exemple la plus grande surface serait en ZEE, la procédure applicable en ZEE serait valable pour l'ensemble du parc y compris en mer territoriale.

Cette option n'a pas été retenue car le domaine public fait l'objet d'une protection au niveau constitutionnel et il est plus sécurisant juridiquement d'appliquer, lorsque le choix est permis et conformément à la hiérarchie des normes, des règles à valeur constitutionnelle plutôt que des règles issues du bloc de conventionalité.

3.2. OPTION RETENUE

L'option retenue est celle de la modification de la loi pour créer un corps unique de règles s'appliquant aux parcs « à cheval », ce corps de règles étant celui applicable aux projets réalisés sur le DPM (régime d'autorisation et de sanction) mais en préservant les règles issues de la Convention de Montego Bay auxquelles il n'est pas possible de déroger.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1. Impacts sur l'ordre juridique interne

Un titre II bis est créé et les articles 19 et 27 de l'ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016 sont modifiés.

4.1.2. Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

La disposition envisagée est compatible avec la Convention de Montego Bay.

L'article 56 de la Convention de Montego Bay confère aux Etats côtiers des droits souverains pour l'exploitation des ressources naturelles de la ZEE telles que la production d'énergie ^{63 ( * )} .

La mer territoriale, conformément à l'article 2 de la Convention de Montego Bay, est un espace maritime sous juridiction des Etats côtiers ^{64 ( * )} .

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

Bien que plus complexe et plus coûteux à mettre en oeuvre, l'éolien offshore présente l'avantage de moindres contraintes d'occupation physique de l'espace et de plus grandes capacités de puissance. Sept parcs au large des côtes maritimes françaises sont actuellement en développement à Dunkerque (Pas-de-Calais), Fécamp, Le Tréport (Seine-Maritime), Courseulles-sur-Mer (Calvados), Saint-Brieuc (Côtes d'Armor), Saint-Nazaire (Loire-Atlantique) et Noirmoutier (Vendée). Leur mise en service est prévue entre 2022 et 2028. Pour l'heure, le projet le plus avancé se situe à douze kilomètres des côtes de Saint-Nazaire. Il prévoit l'installation de 80 éoliennes, d'une puissance de 6 MW chacune, opérationnelles dès 2022. Elles permettront de produire l'équivalent de 20% de la consommation électrique du département. Le projet est d'ores mis en service à 25% et toutes les éoliennes sont installées.

La disposition envisagée permettra de faciliter la réalisation des projets éolien en mer situés à la fois en DPM et ZEE. En diminuant le nombre de recours possibles contre les autorisations de ce type de projets, elle permettra d'en limiter le coût et les retards de calendrier. A ce jour, en ce qui concerne le parc, toutes les autorisations principales délivrées (autorisation environnementale, CUDPM, autorisation d'exploiter) ont fait d'objet de recours contentieux, ce qui représente environ 18 recours contentieux sur les 6 parcs concernés.

Le développement des projets permet de nourrir le développement de la filière éolienne en mer. L'émergence de cette filière offre de nouvelles perspectives de développement économique pour les entreprises. L'implantation d'un parc éolien en mer est propice à l'innovation et au développement de savoir-faire technologiques. Elle entraîne également le développement d'opportunités de sous-traitance associées au projet et la création de nouvelles compétences spécialisées.

En 2021, l'éolien en mer a représenté plus de 6 500 emplois directs en France, une progression de 36 % en un an. Cette augmentation intervient après celle de l'an passé (+ 1668 ETP soit + 71%) ce qui correspond à 3 207 ETP créés en deux ans (+ 138%) depuis le lancement de la construction des premiers parcs français ^{65 ( * )} . La création d'emplois serait particulièrement significative au moment de la construction du projet.

Par ailleurs, « Le chiffre d'affaires réalisé par les entreprises prestataires et fournisseurs de la chaîne de valeur est en forte hausse (+ 540 millions € soit + 67 % alors même, comme pour les emplois, que certains répondants en 2020 n'ont donc pas communiqué leurs données) et dépasse pour la première fois le milliard d'euros. Sur deux ans la hausse est même de plus d'un milliard d'euros (+ 358% !) - avec le lancement des premiers chantiers de construction de parcs en France » ^{66 ( * )} .

Sur le long terme, l'exploitation et la maintenance sont les activités les plus porteuses avec des emplois directs, indirects et induits créés sur la période (25 à 30 ans environ). L'exploitation et la maintenance bénéficient plutôt aux TPE (47%) et PME (35%), entreprises de proximité, réparties sur le territoire, au plus près des projets ^{67 ( * )} .

4.2.2. Impacts sur les entreprises

La mesure proposée ne va pas imposer de nouvelles obligations sur les entreprises.

4.2.3. Impacts budgétaires

Les parcs installés sur le DPM ^{68 ( * )} ou en ZEE ^{69 ( * )} doivent payer une taxe ainsi qu'une redevance dont le montant est mentionné dans les conventions d'utilisation du domaine public maritime pour les projets sur le DPM ou dans l'autorisation unique pour les projets en ZEE.

Il convient de préciser que pendant la durée du contrat d'achat ou du contrat de complément de rémunération, le développeur est exonéré du paiement de la redevance. L'objectif de cette exonération est d'éviter un aller /retour de flux financiers, puisque lors de la période de soutien public, l'Etat verse un soutien public au développeur. Il n'est donc pas souhaitable que le développeur doive reverser une redevance à l'Etat : cela conduirait à une augmentation artificielle du tarif demandé par le développeur ^{70 ( * )} .

La disposition envisagée ne modifie pas les dispositifs existants : le parc situé à la fois sur le DPM et en ZEE s'acquittera :

- pour les éoliennes situées en DPM constitué du rivage de la mer, du sol et du sous-sol de la mer jusqu'à la limite des eaux territoriales, situées à 12 milles marins des côtes (environ 22km) : de la taxe (affectée à différents bénéficiaires en application du code général des impôts) et de la redevance (affectée au budget général de l'Etat) applicables au DPM ;

- pour les éoliennes situées en ZEE, c'est-à-dire au-delà des 12 milles marins, le parc éolien en mer et le raccordement respectent le régime juridique fixé par l'ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016 et le décret n°2013-611 du 10 juillet 2013: de la taxe (affectée au budget général de l'Etat) et de la redevance (affectée à l'Office français pour la biodiversité) applicables en ZEE.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

La taxe éolienne en mer prévue à l'article 1519B du code général des impôts ^{71 ( * )} est due pour les installations de production d'électricité utilisant l'énergie mécanique du vent en mer situées sur le DPM ou en ZEE.

En 2022, la taxe est de 18 605 € par an ^{72 ( * )} par mégawatt installé, soit 18,6 millions d'euros pour un parc de 1 000 MW.

La répartition de la taxe est prévue par l'article 1519 C du code général des impôts uniquement pour les éoliennes situées sur le domaine public maritime :

- 50 % sont affectés aux communes littorales d'où les installations sont visibles ;

- 35 % sont affectés aux comités des pêches maritimes et des élevages marins ;

- 10 % sont affectés, à l'échelle de la façade maritime, à l'Office français de la biodiversité ;

- 5 % sont affectés aux organismes de secours et de sauvetage en mer.

La disposition envisagée ne modifie pas les dispositifs existants : pour un parc situé à la fois sur le DPM et en ZEE, pour la partie du parc qui sera située en DPM, l'exploitant devra s'acquitter de la taxe éolienne en mer dont 50% est affectée aux communes littorales d'où des installations sont visibles.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

La disposition proposée permettra de simplifier l'instruction des demandes d'autorisation par les services déconcentrés car elle réduit le nombre d'autorisations requises pour la construction et l'exploitation d'un parc situé à cheval entre le DPM et la ZEE.

Elle permettra également de simplifier l'instruction des demandes d'autorisation pour les études techniques et environnementales qui seront menées par l'Etat dans les phases amont des projets éoliens en mer.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur la société

Cf. impacts environnementaux et macroéconomiques.

4.5.2. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Néant.

4.5.3. Impacts sur l'égalité entre les femmes et les hommes

Néant.

4.5.4. Impacts sur la jeunesse

Néant.

4.5.5. Impacts sur les professions réglementées

Néant.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Néant.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

L'éolien en mer est l'une des principales filières à développer pour atteindre les objectifs de
transition énergétique que se sont fixés la France. Les émissions de gaz à effet de serre d'un parc éolien en mer posé sont très faibles. Selon le nombre d'éoliennes, leur puissance unitaire et le temps d'exploitation, le bilan carbone des parcs éoliens en mer français varie comme suit:

- De 554 000 à 754 000 tonnes équivalent CO2 émises ;

- Un facteur d'émission entre 14 et 18 g eq CO2/kWh produit.

À titre de comparaison, le facteur d'émission des productions électriques renouvelables en France est estimé par l'Ademe ^{73 ( * )} à :

- 12,7 g eq CO2/kWh pour l'éolien terrestre ;

- 56 g eq CO2/kWh pour le photovoltaïque.

Pour les énergies fossiles, le facteur d'émission en France est estimé ^{74 ( * )} à :

- 406 gCO2/kWh pour une centrale à gaz ;

- 1 038 gCO2/kWh pour une centrale à charbon.

Pour une centrale nucléaire française, le facteur d'émission est estimé de 6 à 12 g eq CO2/kWh.

Par ailleurs, lorsqu'elles fonctionnent, les éoliennes en France se substituent à des installations de production utilisant des combustibles fossiles en France ou en Europe dont la part demeure importante ^{75 ( * )} . Dans son bilan prévisionnel de 2019 ^{76 ( * )} , RTE chiffre les émissions évitées grâce à la production éolienne terrestre et solaire française à environ 22 millions de tonnes de CO2 par an (5 millions de tonnes en France et 17 millions de tonnes dans les pays voisins). Cela s'explique par le fait que l'électricité produite par les éoliennes terrestres et les panneaux photovoltaïques dispose d'un coût de production marginal nul et est donc plus compétitive que l'électricité issue des centrales de production utilisant des combustibles d'origine fossile. Cela sera également le cas pour l'électricité produite par des éoliennes en mer.

Ainsi, le développement des énergies renouvelables, et donc de l'éolien en mer, participe à la nécessaire réduction des consommations des combustibles fossiles.

À partir des retours d'expérience d'autres parcs éoliens en mer déjà en service en Europe, il est possible d'identifier un certain nombre d'impacts potentiels négatifs ou positifs sur l'environnement du développement des parcs éoliens en mer dont les principaux sont ^{77 ( * )} :

• L'introduction temporaire de bruit sous-marin lors des travaux ;

• La collision pour l'avifaune (oiseaux) et les chiroptères (chauve-souris) ;

• Le risque de créer un effet barrière si le parc représente un obstacle sur une voie de migration;

• La modification et/ou la destruction d'habitats benthiques (fonds marins) à l'endroit où seront installés les éoliennes et les câbles sous-marins ;

• La diffusion de métaux issus des systèmes de protection anticorrosion (anodes sacrificielles) dans le milieu ;

• La perturbation d'espèces électro sensibles ou magnéto sensibles via l'introduction de champ électromagnétique dans le milieu ;

• La colonisation des fondations des éoliennes et du poste en mer ou des protections externes des câbles sous-marins par divers organismes, dit « effet récif », et l'attraction de leurs prédateurs (dispositifs concentrateurs de poissons) ;

• Sous l'effet d'une protection, la densité de poissons pourrait augmenter au sein du parc et s'observer hors de la zone protégée (effet réserve).

En effet, s'agissant de ce dernier point, certains retours d'expérience de parcs éoliens en mer exploités à l'étranger témoignent de l'observation d'un effet réserve pour les poissons avec une diversité accrue de poissons au sein de la zone du parc. Cet effet a notamment été observé dans le parc Horns Rev 1 qui a été mis en service en 2002 à 15 km des côtes ouest du Danemark, où de nouvelles espèces de poissons ont été enregistrées dans le récif artificiel ainsi créé. Les chercheurs n'ont en revanche pas observé de disparitions de certaines populations de poissons. La diversité des espèces de poissons a donc augmenté avec l'implantation du parc. D'autres études menées en Belgique et aux Pays-Bas prouvent également l'existence d'un effet réserve ^{78 ( * )} .

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national de la transition écologique (CNTE) a été consulté le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

La mesure entrera en vigueur le lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

5.2.2. Application dans l'espace

La mesure s'appliquera sur le territoire métropolitain, dans les départements et régions d'outre-mer mais pas dans les collectivités d'outre-mer régies par l'article 74 de la Constitution.

5.2.3. Textes d'application

Cette disposition ne nécessite aucun texte d'application.

Article 14 : Adapter et clarifier le statut juridique des éoliennes flottantes

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

De par l'ambition d'atteindre la neutralité carbone pour l'horizon 2050 ^{79 ( * )} et la nécessité d'indépendance énergétique mise en exergue par la guerre russo-ukrainienne ^{80 ( * )} , l'éolien flottant a été identifié comme un secteur à fort potentiel. En effet, le PTE (potentiel techniquement exploitable) de l'éolien flottant est estimé à 600 GW en Europe contre 250 GW pour l'éolien posé. Il est de 50 GW en France contre 15 GW pour l'éolien posé. Il y a donc un potentiel très intéressant avec un impact environnemental et sociétal moindre, l'éolien flottant pouvant être plus éloigné des côtes. Une stratégie d'accélération a donc été mise en oeuvre dans le cadre du 4 ^ème programme d'investissement ^{81 ( * )} et la publication de deux appels d'offre portant sur les projets de l'AO5 Bretagne-Sud et de l'AO6 Méditerranée.

Toutefois, afin d'accompagner le développement des installations de production d'énergie renouvelable en mer ^{82 ( * )} et de renforcer la lisibilité et la cohérence de l'état du droit, il est nécessaire de clarifier le statut des installations flottantes de manière générale installés dans les espaces maritimes sous souveraineté et juridiction françaises. Outre l'éolien flottant, ce secteur d'activité émergent concerne des types de projets très divers et très hétérogènes dont seul un petit nombre a été réalisé. Il s'agit principalement d'habitats flottants, de plateformes offshore multi-usages (activités industrielles, aquaculture, infrastructures de transport, stockage d'énergie, agriculture, etc) ou encore de structures de loisirs (terrains de sport événementiel, restaurants, casinos). Il existe, à ce jour, un très faible nombre de réalisations, principalement des habitats flottants à vocation touristique.

En effet, le littoral et l'espace maritime apparaissent, en France et ailleurs, comme un territoire propice à l'accueil d'activités variées. Ils se trouvent soumis à une pression croissante alors que la sensibilité de ces territoires, dans le contexte de changement climatique, nécessite qu'ils soient davantage préservés. Par ailleurs, le littoral est exposé au risque d'évènements extrêmes (inondations, submersion marine, érosion du trait de côte), qui peuvent être violents, avec des menaces à la vie humaine et des dommages conséquents -- l'existence de protections de type « digues de protection contre les inondations ou contre les submersions » n'étant pas voué à permettre des densifications d'occupation à terre, ni pour des structures flottantes. La diversité des projets de structures artificielles en mer qu'ils soient récréatifs, résidentiels ou industriels implique une approche spécifique pour définir les conditions de développement d'une croissance bleue durable.

Le rapport « Installations en mer: Une économie bleue durable » ^{83 ( * )} réalisé par le Conseil général de l'environnement et du développement durable (CGEDD) et l'Inspection générale des affaires maritimes (IGAM) en 2019 dresse un état des lieux des réglementations existantes, dans un contexte où de nombreux projets émergent, de deux natures : au large ou sur le littoral, avec des statuts variés (navires, habitats fixes).

L'utilisation de navires comme logement permanent ou pour la location de très courte durée dans les ports de plaisance pose des questions nouvelles aux gestionnaires de ces équipements et souligne l'inadaptation des règles d'urbanisme, de sécurité, environnementales, fiscales, domaniales et du volet portuaire du code des transports à ces nouveaux usages.

De manière générale, les enjeux relatifs à l'encadrement de ces installations se présentent depuis des années. En témoignent le cas des pontons, qui a fait l'objet d'une note technique du 10 avril 2015 publiée au bulletin officiel du ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie ^{84 ( * )} ou encore des barges, qui seront indispensables au ravitaillement des futurs navires innovants (exemple de l'Energy Observer ^{85 ( * )} ).

En janvier 2021, le Comité interministériel pour la mer (CIMER) a décidé le lancement d'une réflexion en vue de l'encadrement stricte du développement de structures flottantes d'ici fin 2022 ; structures en pleine expansion sur les littoraux posant diverses questions (sécurité, environnement, règlementaires, conflit d'usages) et dont le cadre juridique est flou (application du code de l'urbanisme aux habitats flottants ou du statut de navire, régime de taxation des habitats flottants, statut des personnels à bord, régime d'autorisation d'occupation du domaine public maritime, normes environnementales, prévention des risques naturels, etc.). Cette démarche s'est accompagnée, d'une part de la mise en place d'un moratoire sur les projets de structures artificielles flottantes qui n'auraient pas, à ce stade, fait l'objet de demande d'autorisation et d'autre part, d'une étude expérimentale sur quatre projets intéressants sélectionnés par les préfets (plateforme offshore multi-usages (POMU), habitat flottant dans l'enceinte d'un port).

L'orientation générale de la décision CIMER est :

- d'une part, de définir un cadre juridique adapté aux habitants flottants dans l'enceinte d'un port et aux plateformes offshore multi-usages en vue de favoriser leur développement durable ;

- d'autre part, de restreindre au maximum le développement d'autres types de structures artificielles flottantes qui ne respectent pas la vocation du domaine public maritime (DPM) et qui, pour certaines, pourraient détourner le statut de navire.

La stratégie concernant les structures artificielles flottantes revient donc à limiter au maximum leur expansion lorsqu'elles n'ont pas de lien avec le maritime et, en revanche, à apporter des solutions pertinentes pour celles qui en ont ou d'intérêt stratégique comme l'éolien, d'où :

- la possibilité pour certaines de ces structures d'être développées si elles respectent la vocation du DPM ou si elles présentent un intérêt général d'ordre national (éoliennes, POMU au cas par cas) et que leur déploiement est lié à une enjeu maritime ;

- la restriction maximale du développement d'autres types structures dans les eaux sous juridiction ou sous souveraineté françaises ;

- La restriction du développement de l'habitat flottant à l'enceinte des ports ;

- L'extraction des structures artificielles flottantes du statut de navire.

C'est dans ce contexte, à l'aune de ces orientations générales et recommandations, que cet article a été conçu et rédigé.

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

En ce qu'elle restreint l'implantation des projets d'installations flottantes dans les espaces maritimes sous souveraineté et juridictions françaises et les soumet à un socle d'obligations (immatriculation, respect de certaines règles), la présente disposition est susceptible de porter atteinte à la liberté d'entreprendre qui découle de l'article 4 de la Déclaration des droits de l'Homme et du citoyen.

Toutefois, il est loisible au législateur d'y apporter des limitations justifiées par l'intérêt général, à condition qu'il n'en résulte pas d'atteintes disproportionnées à l'objectif poursuivi (Décision n° 2000-439 DC du 16 janvier 2001, Loi relative à l'archéologie préventive).

En l'espèce, cette limitation est justifiée par la protection du domaine public maritime naturel, espace sensible, ainsi que la préservation de la sécurité des personnes dans la zone maritime concernée.

1.3. CADRE CONVENTIONNEL

La convention des Nations-Unies sur le droit de la mer du 10 décembre 1982 dite « Convention de Montego Bay dispose que :

• L'Etat côtier est souverain dans sa mer territoriale (article 2) ;

• L'Etat côtier a, dans sa zone économique exclusive (ZEE) :

o des droits souverains aux fins d'exploration et d'exploitation, de conservation et de gestion des ressources naturelles, biologiques ou non biologiques, des eaux surjacentes aux fonds marins, des fonds-marins et de leur sous-sol, ainsi qu'en ce qui concerne d'autres activités tendant à l'exploration et à l'exploitation de la zone à des fins économiques, telles que la production d'énergie à partir de l'eau, des courants et des vents (article 56 1. a)) ;

o juridiction sur la mise en place et l'utilisation d'îles artificielles, d'installations et d'ouvrages (article 56 1. b) i))

Pour ce qui concerne l'établissement des principes permettant d'assurer l'organisation des usages maritimes et leur sécurité dans et aux abords immédiats d'îles artificielles, installations et ouvrages flottants tels qu'un champ éolien en mer :

• Convention des Nations Unies sur le droit de la mer, notamment son article 60 qui dispose que « Dans la zone économique exclusive, l'Etat côtier a le droit exclusif de procéder à la construction et d'autoriser et réglementer la construction, l'exploitation et l'utilisation d'iles artificielles » ;

• Convention sur le règlement international pour prévenir les abordages en mer de 1972

• (COLREG 1972);

• Résolution A.671(16) du 19 novembre 1988 relatives aux zones de sécurité de la navigation autour des installations et des ouvrages du large;

• Résolution A.572 (14) du 20 novembre 1985 relative aux dispositions générales sur l'organisation du trafic maritime;

Pour ce qui concerne l'établissement des mesures de sécurité maritime applicables à la planification d'îles artificielles, installations et ouvrages flottants tels qu'un champ éolien en mer d'un champ éolien en mer :

ï Convention des Nations Unies sur le droit de la mer;

ï Règlement international pour prévenir les abordages en mer de 1972 (COLREG 1972);

ï Résolution A.671(16) du 19 novembre 1988 relatives aux zones de sécurité de la navigation autour des installations et des ouvrages du large;

ï Résolution A.572 (14) du 20 novembre 1985 relative aux dispositions générales sur l'organisation du trafic maritime;

ï Résolution MSC.137(76) du 4 décembre 2002 sur les normes de manoeuvrabilité des navires ;

ï Circulaire MSC/Circ.1023-MEPC/Circ.392 du 5 avril 2002 relative aux directives pour l'évaluation formelle de la sécurité;

ï Circulaire MSC/Circ 1053 du 16 décembre 2002 relative aux notes explicatives sur les normes minimales pour la manoeuvrabilité des navires;

Pour ce qui concerne la gestion des opérations de recherche et de sauvetage dans et aux abords immédiats d'un champ éolien en mer :

ï Convention des Nations Unies sur le droit de la mer ;

ï Convention sur le règlement international pour prévenir les abordages en mer de 1972 (COLREG 1972) ;

ï Convention internationale sur la recherche et le sauvetage maritimes (SAR 1979) ;

ï Convention internationale sur la sauvegarde de la vie humaine en mer (SOLAS) ;

ï Circulaire GMDSS.1/circ.18 du 1er septembre 2015 relatif au plan cadre du SMDSM.;

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

Afin d'encourager le développement des installations de production d'énergie renouvelable en mer et de pallier au cadre juridique imprécis applicable aux installations flottantes, il est apparu impératif d'en préciser le statut et les dispositions applicables. En effet, les dispositions de l'article 30 de l'ordonnance n° 2016/1687 du 8 décembre 2016 ^{86 ( * )} relative aux espaces maritimes relevant de la souveraineté ou de la juridiction de la République française assimilent, en zone économique exclusive, les îles artificielles, installations, ouvrages et leurs installations connexes à des navires en leur appliquant un large champ de la réglementation s'appliquant aux navires. Par exemple, ils sont soumis aux lois et règlements concernant la sauvegarde de la vie humaine en mer et, lorsqu'ils sont susceptibles de flotter, aux textes exigeant des titres de navigation ainsi qu'au règlement international pour prévenir les abordages en mer pendant le temps où ils flottent.

En l'état, ces installations sont donc soumises à un statut et des obligations inapplicables et inadaptées compte tenu de ce qu'elles ne peuvent se déplacer de manière autonome pour affronter les périls de la mer et qu'elles ne disposent pas d'équipage. Par exemple, les éoliennes flottantes sont en permanence reliées électriquement à la terre, ce qui est incompatible avec la définition du navire entendu comme tout engin flottant équipé pour la navigation maritime ^{87 ( * )} .

Dès lors que les îles artificielles, installations, ouvrages et leurs installations connexes sont encadrés et régis par l'ordonnance du 8 décembre 2016 précitée, il est nécessaire de mobiliser un vecteur législatif afin d'y apporter les précisions et les adaptations pertinentes.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

L'objectif poursuivi est d'accompagner le développement des installations de production d'énergie renouvelable en mer afin de soutenir le recours aux énergies renouvelables.

Dans le contexte de la multiplication des projets récréatifs, résidentiels ou industriels qui tendent à se multiplier sur le domaine public maritime (exemple des ilots de Gruissan ou du projet de plage artificielle « Canua Island » ^{88 ( * )} ) et dans les espaces maritimes français, il est nécessaire de renforcer la lisibilité et la cohérence de l'état du droit relatif aux installations flottantes de manière générale.

Cette mesure poursuit ainsi des objectifs d'harmonisation et de simplification du droit applicable. Est dès lors prévue l'application d'obligations uniformes - que l'installation flottante se situe en mer territoriale ou en zone économique exclusive et qu'elle soit flottante ou posée, ce qui n'est pas le cas dans le régime actuel de l'ordonnance du 8 décembre 2016. L'assimilation au statut de navire est également inapplicable et inadaptée à ces installations de sorte que les derniers CIMER et rapport CGEDD/IGAM/IGF (juin 2022) préconisaient de s'en émanciper.

Dans ces conditions, le présent article a pour objet, d'une part, d'abroger l'article 30 qui maintient des dispositions spécifiques aux éoliennes en mer en zone économique exclusive, qu'elles soient flottantes ou posées, dans un objectif d'harmonisation et de cohérence. D'autre part, il institue de nouvelles dispositions applicables un régime applicable aux installations flottantes de manière générale dans l'ensemble des eaux sous souveraineté et juridiction française afin de réduire l'étendue des règles empruntées aux navires qui leur sont applicables, de les doter d'un statut particulier qui leur est propre et d'unifier le droit applicable en mer territoriale et en zone économique exclusive.

Ces dispositions concernent l'immatriculation, la sécurité des installations et de leur exploitation ainsi que les modalités de contrôle.

Un socle d'obligations est ainsi décliné : l'immatriculation - assortie, le cas échéant, de la francisation et du régime d'hypothèques maritimes - ainsi que le respect de règles destinées à assurer la sécurité maritime, la sûreté de leur exploitation et la prévention de la pollution. A ce titre, la loi prévoit le principe du contrôle et de l'agrément des organismes qui délivrent un certificat permettant d'attester du respect de ces règles, ainsi que les modalités permettant, en pratique, à l'administration de contrôler la bonne exécution de la mission de contrôle conduite par l'organisme. Un décret en Conseil d'Etat, ainsi que d'autres textes règlementaires, ont vocation à préciser les conditions d'application de ces dispositions.

La loi prévoit également un panel de sanctions administratives et pénales, qu'elles concernent le propriétaire ou l'exploitant de l'installation flottante qui ne se conforme pas aux obligation mentionnées ou l'organisme agréé qui n'exécute pas sa mission de contrôle avec diligence.

Dès lors que ces installations flottantes recouvrent une pluralité de configurations et de finalités, certaines d'entre elles, désignées par voie réglementaire, peuvent se voir exclues de ce dispositif ou appliquées qu'une partie de ces obligations.

En outre, en cohérence avec les règles de protection du domaine public maritime naturel, la présente disposition vise à limiter les installations présentes sur le domaine public maritime naturel aux ouvrages de production d'énergie marine renouvelable ou nécessaires à l'exercice d'une mission de service public. Cette précision a pour but de préserver cet espace sensible et particulièrement convoité à l'interface de la terre et de la mer.

Enfin, l'article 55 est modifié pour prendre en compte les conditions d'application outre-mer et un régime transitoire est expressément prévu par le présent article afin de ne pas porter atteinte, le cas échéant, aux projets en cours.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

Une option alternative serait de prendre cette mesure par la voie règlementaire et non législative.

3.2. OPTION RETENUE

L'option retenue est celle de la modification législative. En effet, la modification règlementaire serait, en l'espèce, contraire à la hiérarchie des normes dès lors que la présente mesure vise à modifier une ordonnance ratifiée (abrogation et modification de certaines dispositions et création d'un Titre II ter).

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1. Impacts sur l'ordre juridique interne

La disposition envisagée modifie l'ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016 relative aux espaces maritimes relevant de la souveraineté ou de la juridiction de la République française.

Les articles 30 et 39 sont abrogés. L'intitulé du chapitre IV est remplacé par un autre intitulé. L'article 45, concernant le régime de sanctions pénales, est entièrement réécrit. L'article 55 est modifié afin de prendre en compte les conditions d'application outre-mer. Après l'article 40-1 nouvellement créé, il est inséré un Titre II ter « Dispositions relatives au statut et à la sécurité des îles artificielles, installations et ouvrages flottants dans les espaces maritimes relevant de la souveraineté ou de la juridiction française ».

4.1.2. Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

L'articulation avec le droit international s'opère au travers de la Convention internationale du droit de la mer dite « Convention de Montego Bay » et des règles internationales fixées par l'Organisation maritime internationale (cf. chapitre 1.3 Cadre conventionnel).

La disposition envisagée rentre pleinement dans le droit européen fixé par la directive 2014/89/UE du parlement européen et du conseil du 23 juillet 2014 établissant un cadre pour la planification de l'espace maritime.

Pour ce qui concerne la gestion des opérations de recherche et de sauvetage dans et aux abords immédiats d'un champ éolien en mer, ces dispositions s'articulent avec :

ï La directive 89/391/CEE du Conseil du 12 juin 1989, concernant la mise en oeuvre de mesures visant à promouvoir l'amélioration de la sécurité et de la santé des travailleurs au travail ;

ï La directive 92/29/CE du Conseil du 31 mars 1992 concernant les prescriptions minimales de sécurité et de santé pour promouvoir une meilleure assistance médicale à bord des navires ;

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

Compte tenu des dispositions proposées, il n'est pas attendu de développement important des îles artificielles, installations et ouvrages flottants hormis s'agissant des éoliennes flottantes et les structures connexes leur étant rattachées.

A ce jour, deux projets de champs d'éoliennes flottantes ont fait l'objet d'appel d'offre. Il s'agit du projet d'éolien en mer flottant A05 situé au large des côtes de la Bretagne Sud avec une capacité pouvant aller jusqu'à 270 MW, d'une part, et du projet A06 en méditerranée comprenant deux tranches de 250 MW chacune.

Ces deux derniers projets font partie des premiers de ce type à l'échelle mondiale après celui situé au large du sud de la Bretagne. Ils seront complétés ultérieurement de deux extensions de 50 MW chacune situées à proximité. L'ensemble de ces parcs permettront de produire un volume d'électricité équivalent à la consommation d'environ 2,9 millions d'habitants soit près de 10 % de la consommation électrique cumulée des régions Occitanie et Provence-Alpes-Côte d'Azur.

4.2.2. Impacts sur les entreprises

L'impact sur les entreprises sera celui du développement des filières de l'éolien flottant.

En matière d'éolien flottant, la France a déjà investi massivement dans le financement de briques technologiques, de démonstrateurs et de fermes pilotes ^{89 ( * )} , dont trois seront en service en Méditerranée d'ici 2023-2024. Avec cette stratégie, l'objectif est désormais de traduire l'avance que possède la France en matière de projets en une avance industrielle afin que la France devienne une nation clef de la production de solutions pour l'éolien flottant.

A ce titre, le Premier ministre a lancé en mars 2022 deux appels à manifestation d'intérêt visant à favoriser le développement d'infrastructures portuaires à même d'accueillir des activités industrielles liées à l'éolien flottant et la structuration de ces activités industrielles. Ils visent :

- le développement des infrastructures portuaires métropolitaines permettant de répondre aux besoins de l'industrie de l'éolien flottant : à destination des ports, qui seront un maillon essentiel du développement de l'éolien flottant au coeur de nos territoires, et qui a vocation à structurer des projets d'infrastructures portuaires.

- le développement de la filière industrielle de l'éolien flottant ^{90 ( * )} : à destination des industriels à même de faire émerger des projets de production d'équipements, de construction et d'assemblage. Des projets industriels d'usines ou de chantiers d'assemblage pourront ensuite être soutenus dès 2023 grâce France 2030.

Dans le cadre de France 2030 ^{91 ( * )} , ce sont de l'ordre de 300 millions d'euros qui seront dédiés au soutien de cette industrie de l'éolien flottant.

A l'aide de ces projets de France 2030, le Gouvernement entend développer une filière forte de l'éolien flottant, ancrée dans les territoires et créatrice d'emplois, de sorte que la mesure proposée est susceptible de renforcer la compétitivité des entreprises françaises. Ces outils permettront à l'Etat de contribuer au financement de projets innovants ainsi qu'au financement de projets d'infrastructures et industriels, dans une perspective de baisse des coûts, de diminution des impacts et de mise en place d'une filière.

En outre, en 2022, une procédure de mise en concurrence a été lancée en mer Méditerranée pour l'attribution de deux parcs éoliens flottants en mer Méditerranée d'une puissance d'environ 250 mégawatts MW chacun.

A titre d'exemple, le dossier du maitre d'ouvrage présenté lors du débat public relatif à ce projet commercial en mer Méditerranée indique les perspectives en matière d'emplois ^{92 ( * )} :

« La fabrication ou l'assemblage final du flotteur et une intégration de l'éolienne dans un ou plusieurs ports proches du site engendrerait de l'emploi local que l'on peut estimer à 200-300 emplois à temps plein pendant deux ans pour une ferme de 500 MW.

Pour la préfabrication des éléments du flotteur, tout ou partie de l'activité peut être réalisée en France ou en Europe, en fonction des capacités des industriels à fournir les sous-ensembles. Cela représente environ 2 000 emplois pendant deux ans. L'installation et le démantèlement engendreraient environ 70 à 150 emplois pour la période d'activité. Enfin, la maintenance des fermes créerait environ 100 à 125 emplois pour un parc de 500 MW. C'est une activité locale et de long terme puisqu'elle correspond à la durée de vie des parcs, entre 25 et 30 ans ».

De manière générale sur l'éolien posé et flottant, en 2021, l'éolien en mer a représenté plus de 6 500 emplois directs en France, une progression de 36 % en un an. Cette augmentation intervient après celle de l'an passé (+ 1668 ETP soit + 71%) ce qui correspond à 3 207 ETP créés en deux ans (+ 138%) depuis le lancement de la construction des premiers parcs français ^{93 ( * )} . La création d'emplois serait particulièrement significative au moment de la construction du projet.

Sur le long terme, l'exploitation et la maintenance sont les activités les plus porteuses avec des emplois directs, indirects et induits créés sur la période (25 à 30 ans environ). L'exploitation et la maintenance bénéficient plutôt aux TPE (47%) et PME (35%), entreprises de proximité, réparties sur le territoire, au plus près des projets ^{94 ( * )} .

L'Etat souhaite que ce nombre continue à croître et répondra présent pour accompagner des projets d'ampleur qui ont vocation à participer à la réindustrialisation de notre pays et à la diversification des activités de nos ports.

La présente mesure impose aussi de nouvelles obligations aux entreprises. En effet, l'exploitant ou le propriétaire de l'installation sera soumis à un socle d'obligations : l'immatriculation et le respect des règles de sécurité maritime, sûreté et prévention de la pollution. Dans ce contexte, des organismes agréés (à l'exemple des sociétés de classification comme Bureau Veritas ou DNV) effectueront des contrôles afin de s'assurer du respect de ces nouvelles règles. La méconnaissance de ces obligations est sanctionnée par des sanctions administratives et pénales.

4.2.3. Impacts budgétaires

Dans le cadre de France 2030, ce sont de l'ordre de 300 millions d'euros qui seront dédiés au soutien de cette industrie de l'éolien flottant.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

L'impact sur les Régions Bretagne, Occitanie et Provence-Alpes-Côte d'Azur sera celui du développement des filières de l'éolien flottant qu'elles soutiennent fortement.

La Région Bretagne, fortement impliquée dans la promotion des énergies renouvelables marines, a été associée par l'État au débat public. La Bretagne peut compter sur la structure d'accompagnement de la filière industrielle qu'elle a mise en place, Bretagne Ocean Power. Fort de plus de 150 entreprises , l'écosystème breton s'est fédéré depuis 2018 au sein de Bretagne Ocean Power . Ce collectif accompagne et coordonne les entreprises afin que leur offre corresponde aux besoins des donneurs d'ordre.

Le développement de l'énergie éolienne en mer Méditerranée est un objectif partagé entre l'État et les régions Occitanie et Provence-Alpes-Côte d'Azur.

La Région Occitanie vise d'être à horizon 2050 la première « Région à énergie positive » d'Europe avec 3 GW d'énergie issue du renouvelable. Depuis 2017, le Plan Littoral 21 (portage tripartite Préfecture Occitanie/ Région/CDC) affiche des objectifs ambitieux en matière d'éolien en mer flottant. Le sujet est aussi porté au sein du Parlement de la Mer (et de son groupe de travail éolien), instance créée par le Conseil Régional Occitanie, qui a activement participé à chacune des phases de la concertation menée par l'État. La Région et son agence économique AD'OCC soutiennent également la mise en place d'une filière industrielle de l'éolien en mer flottant liée au développement portuaire, en veillant à identifier les besoins en compétences et l'adéquation de l'offre de formation avec ces besoins.

Le plan climat régional de la Région Provence-Alpes-Côte d'Azur, « une COP d'avance », voté en décembre 2017, trace pour la première fois à l'échelle d'une Région, l'objectif d'une neutralité carbone à l'horizon 2050. Parmi la centaine d'initiatives de ce plan, une initiative vise à développer et à soutenir l'éolien offshore afin de créer une filière industrielle en partenariat avec le Grand Port Maritime de Marseille (GPMM) avec l'objectif clair d'arriver à 2 GW de production électrique à partir d'éoliennes flottantes à mettre en oeuvre d'ici 2050. Le développement de la filière éolienne flottante s'inscrit dans le Schéma Régional de Développement Economique, d'Innovation et d'Internationalisation (SRDEII). A ce titre, les projets structurants de la filière peuvent bénéficier d'un accompagnement et d'un financement dans le cadre des Opérations d'Intérêt Régional (OIR) « Economie de la mer » et « Energies de demain ». En 2017, la Région Provence-Alpes-Côte d'Azur a aussi installé l'Assemblée Maritime pour la Croissance Régionale et l'Environnement (AMCRE), qui dispose d'une commission « énergies marines », chargée d'informer les acteurs régionaux et d'identifier les actions pragmatiques à mener en faveur de cette filière.

Enfin, dans le cadre d'un appel à projets lancé par l'ADEME en 2015, au titre du Programme des Investissements d'Avenir, quatre fermes pilotes d'éoliennes flottantes sont en cours de développement en France, dont trois situées en Méditerranée (au large de Gruissan, Leucate et Port-Saint-Louis-du-Rhône). La mise en service de ces trois fermes pilotes éoliennes flottantes est prévue pour fin 2022/début 2023. Les fermes pilotes constituent la dernière étape de maturation des technologies flottantes avant leur déploiement commercial. Le développement des premières fermes pilotes permettra de bénéficier de premiers retours d'expériences français sur l'éolien flottant en conditions industrielles réelles, à temps pour son déploiement à l'échelle commerciale dans le Golfe du Lion. Les projets pilotes et leurs raccordements permettront également de disposer d'un retour d'expérience important concernant les mesures « éviter réduire compenser » (ERC), qui viendra alimenter le travail des services instructeurs pour l'autorisation

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

L'estimation du temps d'instruction des dossiers d'îles artificielles, installations et ouvrages flottants constituées pour l'essentiel d'éoliennes flottantes par les services de l'Etat est de 300h pour la période 2023/2030. Ce chiffre est une estimation qui repose sur les considérations suivantes :

- un champ éolien autour de 500 MW compte actuellement environ 60 éoliennes. La programmation comporte 2 projets en flottant : AO5 en Bretagne Sud (250 MW) et AO6 en méditerranée (2 tranches de 250 MW chacune) ;

- de confirmé, en ce qui concerne le flottant, le résultat s'élève à 750 MW alors que 4 projets pilotes pourraient ajouter environs 120 MW (Groix, Leucate, Gruissan, Faraman). Le calcul à réaliser est donc 750 (2 projets en 500 MW dont un en 2 tranches) + 120 (4 projets pilotes). L'estimation du nombre d'éoliennes flottantes en projet peut s'arrondir ainsi à 100 et cela pour la période jusqu'en 2030 ;

- le temps de travail par éolienne est estimé à 2h, soit un total de 200 h pour la période 2023/2030. Si d'autres engins flottants demandent à s'enregistrer au titre de ce nouveau statut, leur volume est difficile à prévoir mais devrait rester faible compte tenu des fortes réticences - seuls 2 projets sont autorisés actuellement ;

- si on rajoute 100 heures pour des structures flottantes hors éoliennes, l'estimation est donc de 300 heures pour la période 2023/2030.

Cette estimation échoit aux services du Guichet unique du registre international français (GURIF), service à compétence nationale rattachée à la Mission flotte de commerce du Secrétariat chargé de la mer. Ils seront chargés de l'instruction et du traitement des dossiers concernant l'immatriculation et la francisation des installations flottantes.

A priori, aucun emploi temps plein ne sera dédié en propre à ces nouveaux dossiers et aucune formation n'est, non plus, envisagée.

Si l'immatriculation et la francisation de ces projets d'installations flottantes constitue une nouvelle formalité administrative, celle-ci n'induira toutefois aucune des systèmes informatiques. Il s'agit seulement d'adapter les systèmes informatiques existants, en particulier « Navpro » qui est aujourd'hui applicable à la francisation et l'immatriculation des navires de commerce et de pêche.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur la société

Néant.

4.5.2. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Néant.

4.5.3. Impacts sur l'égalité entre les femmes et les hommes

Néant.

4.5.4. Impacts sur la jeunesse

Néant.

4.5.5. Impacts sur les professions réglementées

Néant.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Le déploiement des énergies marines renouvelable vise à lutter contre le changement climatique et réduire le recours aux énergies carbonées. Il en résulte une exposition des particuliers à une moindre pollution atmosphérique.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

La disposition proposée permet d'accélérer le développement des projets éolien en mer.

L'éolien en mer est l'une des principales filières à développer pour atteindre les objectifs de
transition énergétique que s'est fixés la France. Les émissions de gaz à effet de serre d'un parc éolien en mer posé sont très faibles. Elles varient de 14 à 18 g équivalent CO2 par kWh produit, d'après les études d'impacts des premiers parcs posés français.

Par ailleurs, lorsqu'elles fonctionnent, les éoliennes en France se substituent à des installations de production utilisant des combustibles fossiles en France ou en Europe dont la part demeure importante ^{95 ( * )} . Dans son bilan prévisionnel de 2019 ^{96 ( * )} , RTE chiffre les émissions évitées grâce à la production éolienne et solaire française à environ 22 millions de tonnes de CO2 par an (5 millions de tonnes en France et 17 millions de tonnes dans les pays voisins). Cela s'explique par le fait que l'électricité produite par les éoliennes dispose d'un coût de production marginal nul et est donc plus compétitive que l'électricité issue des centrales de production utilisant des combustibles d'origine fossile.

Ainsi, le développement des énergies renouvelables, et donc de l'éolien en mer, participe à la nécessaire réduction des consommations des combustibles fossiles.

Le développement de l'éolien ne pourra se faire que dans le plus grand respect de l'environnement. A cet effet, la création de l'Observatoire national de l'éolien en mer a vocation à nourrir les démarches de planification du développement à venir de l'éolien en mer et répondre aux préoccupations des acteurs, notamment en ce qui concerne les impacts sur la biodiversité marine et sur la ressource halieutique.

Ses objectifs sont doubles : valoriser les connaissances existantes et lancer de nouveaux programmes d'acquisition de connaissances afin de garantir la bonne prise en compte des enjeux de biodiversité dans le déploiement de l'éolien en mer.

À partir des retours d'expérience d'autres parcs éoliens en mer déjà en service en Europe, il est possible d'identifier un certain nombre d'impacts potentiels négatifs ou positifs sur l'environnement du développement des parcs éoliens en mer dont les principaux sont ^{97 ( * )} :

- L'introduction temporaire de bruit sous-marin lors des travaux ;

- La collision pour l'avifaune (oiseaux) et les chiroptères (chauve-souris) ;

- Le risque de créer un effet barrière si le parc représente un obstacle sur une voie de migration;

- La modification et/ou la destruction d'habitats benthiques (fonds marins) à l'endroit où seront installés les éoliennes et les câbles sous-marins ;

- La perturbation d'espèces électro sensibles ou magnéto sensibles via l'introduction de champ électromagnétique dans le milieu ;

- La colonisation des fondations des éoliennes et du poste en mer ou des protections externes des câbles sous-marins par divers organismes, dit « effet récif », et l'attraction de leurs prédateurs (dispositifs concentrateurs de poissons) ;

- Sous l'effet d'une protection, la densité de poissons pourrait augmenter au sein du parc et
s'observer hors de la zone protégée (effet réserve).

En effet, s'agissant de ce dernier point, certains retours d'expérience de parcs éoliens en mer exploités à l'étranger témoignent de l'observation d'un effet réserve pour les poissons avec une diversité accrue de poissons au sein de la zone du parc. Cet effet a notamment été observé dans le parc Horns Rev 1 qui a été mis en service en 2002 à 15 km des côtes ouest du Danemark, où de nouvelles espèces de poissons ont été enregistrées dans le récif artificiel ainsi créé. Les chercheurs n'ont en revanche pas observé de disparitions de certaines populations de poissons. La diversité des espèces de poissons a donc augmenté avec l'implantation du parc. D'autres études menées en Belgique et aux Pays-Bas prouvent également l'existence d'un effet réserve ^{98 ( * )} .

Plus spécifiquement, la technologie de l'éolien flottant représente un potentiel de développement car il rend possible l'installation des éoliennes plus loin des côtes, indépendamment de la qualité et de la profondeur du fond océanique. Cela permet d'exploiter des vents plus forts et plus réguliers. L'Agence internationale de l'énergie, qui considère des hypothèses hautes de profondeur de fonds pouvant aller jusqu'à 200 m et d'une distance aux côtes jusqu'à 300 km, estime que le potentiel éolien en mer pourrait aller jusqu'à 140 GW en flottant et 80 GW en posé. ^{99 ( * )}

Le développement de l'éolien flottant facilite le développement des projets en mer Méditerranéen qui est une zone propice pour cette technologie du fait
des vents forts et réguliers au large et de la profondeur des fonds marins. Avec environ 1 385 km de côtes ^{100 ( * )} parcourues de vents forts et réguliers, la façade Méditerranée dispose d'atouts naturels pour contribuer au développement des énergies renouvelables en mer. Le Cerema a cartographié en 2015, puis actualisé en 2018, le potentiel de l'éolien en mer en France métropolitaine, à partir de critères conditionnant la faisabilité technique et économique d'un parc éolien en mer. La zone du golfe du Lion, située en mer Méditerranée, apparaît comme particulièrement favorable à l'éolien flottant.

Par ailleurs, l'éloignement des parcs par rapport à la côte rendu possible par l'éolien flottant est un paramètre important pour limiter l'impact visuel.

En ce qui concerne le recyclage des composantes du parc éolien, tous les composants rapportés à terre sont démantelés en éléments réutilisables, recyclables ou éliminables. Le démantèlement des éoliennes flottantes s'effectuant à terre, au port, la récupération des terres rares et autres matériaux critiques contenus dans les turbines est facilitée, ce qui doit permettre d'aboutir à un recyclage quasi intégral ^{101 ( * )} :

- les parties métalliques comme le mât et le rotor constituent plus de 90 % du poids des éoliennes : leur recyclage est déjà organisé dans les filières existantes. L'acier notamment se recycle très bien, la demande étant en constante augmentation ^{102 ( * )} ;

- le défi le plus important sur le recyclage des éoliennes concerne les 10 % restants, notamment les pales des éoliennes en mer, qui sont faites en matériaux composites.

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

La consultation du Conseil supérieur de la marine marchande est obligatoire (aux termes de l'article 2 du décret n°2002-647 du 29 avril 2002 relatif à la composition, aux attributions et à l'organisation du Conseil supérieur de la marine marchande). Cette disposition a été soumise pour avis à la séance extraordinaire du 7 septembre 2022. Concernant le vote des membres de ce Conseil, 16 voix se sont prononcées en faveur de cette mesure, 5 voix se sont abstenues et 5 voix ont voté contre cette mesure.

Le Conseil national de la transition écologique (CNTE) a été consulté le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

D'une part, la mesure prévoit l'abrogation de deux articles de l'ordonnance de 2016 précitée (articles 30 et 39), la réécriture du titre du chapitre IV ainsi que la modification des articles 45 et 55. Ces abrogations et modifications de l'ordonnance entreront en vigueur le lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

D'autre part, la mesure créée également un « Titre II ter » au sein de cette même ordonnance, applicable aux projets d'îles artificielles, d'installations ou d'ouvrages flottants dont les demandes d'autorisation sont déposées après la date de publication de la loi. Un régime transitoire est, dans ces conditions, expressément prévu par le présent article afin de ne pas porter atteinte aux projets en cours.

5.2.2. Application dans l'espace

Les dispositions s'appliqueront sur le territoire métropolitain, dans les départements et régions d'outre-mer ainsi que les Terres australes et antarctiques, Wallis-et-Futuna et Saint-Pierre-et-Miquelon mais pas dans les autres collectivités d'outre-mer régies par l'article 74 de la Constitution.

5.2.3. Textes d'application

Plusieurs mesures réglementaires d'application sont à prévoir, de niveau décrets et arrêtés.

Les règles de prévention de la pollution, les règles de conception, de construction, d'entretien et d'exploitation des îles artificielles, installations et ouvrages flottants, feront l'objet d'un décret simple.

Un décret en Conseil d'Etat précisera les conditions d'application du présent article. Il fixe, notamment, les règles de sécurité, sûreté et de prévention de la pollution, définies selon les catégories d'îles artificielles, d'installations et d'ouvrages flottants, les conditions de délivrance de l'agrément des organismes chargés du contrôle, les modalités du contrôle, les informations et les modalités selon lesquelles celles-ci sont mises à disposition ou transmises à l'administration.

Par ailleurs, selon leurs caractéristiques, la finalité et l'usage poursuivis, certaines catégories d'îles artificielles, installations ou ouvrages flottants peuvent être exclues par voie règlementaire de l'application de certaines de ses dispositions.

Article 15 : Clarifier le régime juridique applicable aux navires, aux installations en mer territoriale et aux personnels non gens de mer pour faciliter la construction et l'exploitation des champs éoliens en mer

Assouplir la répartition de la durée du travail des personnels non gens de mer travaillant à l'installation et à l'exploitation des parcs éoliens en mer (I)

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

L'électricité produite par les éoliennes implantées en mer est une énergie renouvelable qui doit permettre à la France d'atteindre ses objectifs en matière de transition écologique, notamment celui de produire 40% d'électricité d'origine renouvelable d'ici 2030 ^{103 ( * )} . A ce jour les travaux des parcs éoliens en mer ont débuté pour la construction de plusieurs champs qui seront prochainement mis en service (Saint-Nazaire, Saint-Brieuc, Fécamp, Courseulles), tandis que des appels d'offres ont été lancés ou sont prévus pour d'autres implantations en mer.

Les personnels non gens de mer travaillant à bord des navires battant pavillon français ou étrangers opérant dans les parcs éoliens en mer situés dans les eaux territoriales françaises ou travaillant sur les installations elles-mêmes, sont soumis à une durée de quatorze heures par période de vingt-quatre heures et une durée maximale hebdomadaire de travail de 72 heures (article L. 5544-4 du code des transports). Cette dernière déterminée sur la base du temps de travail effectif ^{104 ( * )} s'apprécie dans le cadre strict d'une période de sept jours. Un accord d'entreprise ou d'établissement peut répartir leur temps de travail sur une période de 2 semaines de travail consécutives suivies de 2 semaines de repos consécutives (article L. 5541-1-1 du code des transports).

Depuis la loi n° 2013-619 du 16 juillet 2013, l'article L 5511-1 du code des transports définit les gens de mer et distingue les gens de mer, marins et non marins : 3° Marins, les gens de mer salariés ou non-salariés exerçant une activité directement liée à l'exploitation du navire ; 4° Gens de mer, toutes personnes salariées ou non salariées exerçant à bord d'un navire une activité professionnelle à quelque titre que ce soit. Le décret n° 2015-454 du 21 avril 2015 détermine les gens de mer marins, non marins et aussi les personnels autres que gens de mer, embarqués occasionnellement.

Sont marins les personnels qui exercent une activités professionnelle liée à la marche, à la conduite ou à l'entretien du navire ainsi que celles qui sont nécessaires pour assurer l'ensemble des fonctionnalités du navire (art. R. 5511-1 du code des transports).

Sont non gens de mer les personnels qui réalisent certaines activités à bord du navire dans les cas limitativement mentionnés (1°, 2°, 3°, 4°, 5°, 6° et 7° du R.5511-5 et R.5511-6). En outre, ne sont pas gens de mer ceux qui exercent occasionnellement une activité professionnelle à bord dont la durée n'excède pas 45 jours d'embarquement continus ou non sur toute période de 6 mois consécutifs (art. R. 5511-7). Ils sont exclus de la catégorie des gens de mer compte tenu du caractère occasionnel de leur activité. Toutefois, cette condition de durée n'est pas applicable aux marins et aux agents employés par les entreprises privées de protection des navires et titulaires d'une carte professionnelle délivrée par le Conseil national des activités privées de sécurité.

Sont gens de mer non marins, les personnels qui ne sont pas exclus de la catégorie de gens mer en raison de leur activités professionnelle et qui exercent leur activité professionnelle à bord pendant une période de plus de 45 jours d'embarquement continus ou non sur une période de 6 mois ainsi que les agents employés par les entreprises privées de protection des navires et titulaires d'une carte professionnelle délivrée par le Conseil national des activités privées de sécurité et ce quelle que soit leur durée d'embarquement (art. R. 5511-7).

L'électricité produite par les éoliennes implantées en mer est une énergie renouvelable qui doit permettre à la France d'atteindre ses objectifs en matière de transition écologique, notamment celui de produire 40% d'électricité d'origine renouvelable d'ici 2030 ^{105 ( * )} . A ce jour les travaux des parcs éoliens en mer ont débuté pour la construction de plusieurs champs qui seront prochainement mis en service (Saint-Nazaire, Saint-Brieuc, Fécamp, Courseulles), tandis que des appels d'offres ont été lancés ou sont prévus pour d'autres implantations en mer.

Les personnels non gens de mer travaillant à bord des navires battant pavillon français ou étrangers opérant dans les parcs éoliens en mer situés dans les eaux territoriales françaises ou travaillant sur les installations elles-mêmes, sont soumis à une durée de quatorze heures par période de vingt-quatre heures et une durée maximale hebdomadaire de travail de 72 heures (article L. 5544-4 du code des transports). Cette dernière déterminée sur la base du temps de travail effectif ^{106 ( * )} s'apprécie dans le cadre strict d'une période de sept jours. Un accord d'entreprise ou d'établissement peut répartir leur temps de travail sur

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

L'article L. 5541-1-1 du code des transports restreint aujourd'hui les entreprises à un seul rythme de travail possible de deux semaines de travail suivies de deux semaines de repos consécutives. Cette disposition ne permet pas d'adapter le rythme de travail des équipes au regard des particularités de chaque chantier.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

La présente mesure vise à favoriser la construction des parcs éoliens en mer en France en permettant aux entreprises d'adapter le rythme de travail des équipes au regard des particularités de chaque chantier. A noter que la période de travail est suivie par une période de repos d'une durée égale à la période travaillée.

L'éolien en mer est un des piliers de la stratégie énergétique française pour lutter contre le changement climatique. La disposition portée par cette mesure qui vise à permettre le recours à une organisation du travail plus souple, est un élément déterminant pour permettre à la France d'atteindre ses objectifs en matière de lutte contre le changement climatique.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

3.2. OPTION RETENUE

Le présent article modifie l'article L. 5541-1-1 du code des transports afin d'assouplir la répartition de la durée du travail des personnels non gens de mer travaillant pour l'installation des parcs éoliens en mer (à bord des navires ou sur les installations elles-mêmes), aujourd'hui restreinte à un seul rythme de travail possible de deux semaines de travail suivies de deux semaines de repos consécutives.

La présente mesure permet ainsi aux entreprises de prévoir une répartition de la durée du travail sur des périodes, d'une durée égale, alternant le travail et le repos dans la limite maximale de deux semaines par période telle par exemple qu'une période de travail de 10 jours consécutifs suivie immédiatement de 10 jours de repos consécutifs.

A noter que cette organisation du travail est soumise à un accord d'entreprise ou d'établissement.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1. Impacts sur l'ordre juridique interne

La présente disposition modifie l'article L. 5541-1-1 du code des transports.

4.1.2. Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

Cette disposition fait application de l'article 16 de la directive 2003/88 qui permet aux de fixer une période de référence de deux semaines pour la prise du repos hebdomadaire, prévue à l'article 5 de cette même directive.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

Néant.

4.2.2. Impacts sur les entreprises

La présente mesure permettra aux entreprises d'adapter le rythme de travail des équipes au regard des particularités de chaque chantier.

Cette mesure favorisera la construction des champs éoliens dans les eaux françaises en permettant le recours à une organisation du travail plus souple à bord des navires et sur les éoliennes elles-mêmes.

A ce jour les travaux ont débuté dans pour la construction de plusieurs parcs qui seront prochainement mis en service (Saint-Nazaire, Saint-Brieuc, Fécamp, Courseulles), tandis que des appels d'offres ont été lancés ou sont prévus pour d'autres parcs. Ainsi, la PPE 2019-2028, prévoit l'attribution de projets éoliens (posés et flottants) pour une puissance cumulée de 3,35 GW entre 2019 et 2023, puis 1 GW par an ensuite, conformément à la loi « énergie et climat ».

4.3. IMPACTS SOCIAUX

La mesure proposée garantit la récupération des travailleurs qui bénéficient obligatoirement après la période travaillée d'une durée de repos incompressible égale à la période travaillée.

4.4. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

L'éolien en mer doit permettre à la France d'atteindre ses objectifs en matière de transition écologique, notamment en produisant 40% d'électricité d'origine renouvelable d'ici 2030 ^{107 ( * )} . Cette énergie participe également à la diversification du mix énergétique et contribue à le rendre plus résilient.

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national de la transition écologique (CNTE) a été consulté le 8 septembre 2022. La Commission nationale de la négociation collective de l'emploi et de la formation professionnelle (CNNCEFP) a été consultée.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

La mesure entrera en vigueur au lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

5.2.2. Application dans l'espace

Les dispositions s'appliquent en métropole et dans les départements d'outre-mer régis par le principe de l'identité législative (relevant de l'article 73 de la Constitution).

5.2.3. Textes d'application

Le décret n°2016-754, pris en application de l'article L. 5541-1-1 du code des transports modifiés par la présente mesure, reste applicable sans adaptation.

Préciser le régime de droit du travail applicable aux personnels travaillant alternativement en mer et à terre pour la construction et l'exploitation des parcs éoliens en mer (I. 1° et 2° a))

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

L'électricité produite par les éoliennes implantées en mer est une énergie renouvelable qui doit permettre à la France d'atteindre ses objectifs en matière de transition écologique, notamment celui de produire 40% d'électricité d'origine renouvelable d'ici 2030 ^{108 ( * )} . A ce jour les travaux des parcs éoliens en mer ont débuté pour la construction de plusieurs champs qui seront prochainement mis en service (Saint-Nazaire, Saint-Brieuc, Fécamp, Courseulles), tandis que des appels d'offres ont été lancés ou sont prévus pour d'autres implantations en mer.

Dans le cadre de la construction et de l'exploitation des parcs éoliens en mer, les personnels peuvent alterner entre des périodes de travail en mer (à bord des navires ou sur les éoliennes elles-mêmes) et des périodes de travail à terre. Cette alternance se justifie par des tâches effectuées à terre complémentaires et nécessaires aux missions réalisées en mer, notamment le contrôle et le suivi à terre des installations off-shore. En outre, des aléas climatiques peuvent empêcher le travail en mer sur des périodes plus ou moins longues.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1 NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

A ce jour les personnels non gens de mer sont régis, pour les périodes d'exercice de leurs activités en mer, par les dispositions de l'article L. 5541-1-1 du code des transports qui permettent l'application de la durée de travail prévue par le code des transports. En revanche, pour les périodes d'exercice de leurs activités à terre, ils relèvent des dispositions du code du travail. L'application de ces deux régimes distincts en matière de durée de travail est source de difficultés pour l'organisation du travail des équipes intervenantes. En effet, dans une même semaine, il n'est pas possible de leur appliquer deux durées de travail hebdomadaires différentes ^{109 ( * )} .

C'est pourquoi, la présente mesure vise à appliquer un régime unique s'agissant de la durée du travail des personnels non gens de mer travaillant alternativement en mer et à terre.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

Cette disposition répond à un besoin identifié par les opérateurs de parcs éoliens en mer qui pourront désormais appliquer le même régime de durée du travail aux personnels alternant des périodes de travail en mer et à terre.

Elle vise à faciliter la construction et l'exploitation des champs éoliens en mer et de permettre à la France d'atteindre ses objectifs en matière de transition énergétique.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

Une option alternative serait de prendre cette mesure par la voie règlementaire et non législative. Toutefois, le régime applicable à la durée de travail des personnels non gens de mer intervenant dans les parcs éoliens est déterminé au niveau de la loi. Ainsi, la clarification des dispositions législatives applicables en matière de durée de travail aux personnels non gens de mer travaillant alternativement en mer et à terre dans le cadre de la construction de parcs éoliens en mer nécessite la modification de dispositions législatives qui ne peut pas être réalisée par voie règlementaire car contraire à la hiérarchie des normes.

3.2. OPTION RETENUE

La présente mesure permet l'application d'un régime unique s'agissant de la durée du travail des personnels non gens de mer travaillant alternativement en mer et à terre.

Ainsi, les dispositions du code des transports prévues à l'article L. 5541-1-1 seront applicables à ces personnels, dès lors qu'ils réaliseront au moins la moitié de leur temps de travail en mer.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1. Impacts sur l'ordre juridique interne

La présente disposition modifiera l'article L. 5541-1-1 du code des transports.

4.1.2. Impacts sur les entreprises

Cette disposition facilitera l'action des opérateurs travaillant à la construction et à l'entretien des champs éoliens qui pourront désormais appliquer le même régime de durée du travail aux personnels alternant des périodes de travail en mer et à terre.

En facilitant l'action des opérateurs, cette mesure favorisera la construction des champs éoliens dans les eaux françaises.

A ce jour les travaux ont débuté dans pour la construction de plusieurs parcs qui seront prochainement mis en service (Saint-Nazaire, Saint-Brieuc, Fécamp, Courseulles), tandis que des appels d'offres ont été lancés ou sont prévus pour d'autres parcs. Ainsi, la PPE 2019-2028, prévoit l'attribution de projets éoliens (posés et flottants) pour une puissance cumulée de 3,35 GW entre 2019 et 2023, puis 1 GW par an ensuite, conformément à la loi « énergie et climat

4.2. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

L'éolien en mer doit permettre à la France d'atteindre ses objectifs en matière de transition écologique, notamment en produisant 40% d'électricité d'origine renouvelable d'ici 2030 ^{110 ( * )} . Cette énergie participe également à la diversification du mix énergétique et contribue à le rendre plus résilient. Les sources d'énergie, considérées comme inépuisables à l'échelle du temps humain, n'engendrent pas ou peu de déchets ou d'émissions polluantes. Elles se distinguent des énergies fossiles, polluantes et dont les stocks diminuent. Enfin, les énergies renouvelables sont plus résilientes, notamment en cas de crise.

À partir des retours d'expérience d'autres parcs éoliens en mer déjà en service en Europe, il est possible d'identifier un certain nombre d'impacts potentiels négatifs ou positifs sur l'environnement du développement des parcs éoliens en mer dont les principaux sont ^{111 ( * )} :

- L'introduction temporaire de bruit sous-marin lors des travaux ;

- La collision pour l'avifaune (oiseaux) et les chiroptères (chauve-souris) ;

- Le risque de créer un effet barrière si le parc représente un obstacle sur une voie de migration;

- La modification et/ou la destruction d'habitats benthiques (fonds marins) à l'endroit où seront installés les éoliennes et les câbles sous-marins ;

- La perturbation d'espèces électro sensibles ou magnéto sensibles via l'introduction de champ électromagnétique dans le milieu ;

- La colonisation des fondations des éoliennes et du poste en mer ou des protections externes des câbles sous-marins par divers organismes, dit « effet récif », et l'attraction de leurs prédateurs (dispositifs concentrateurs de poissons) ;

- Sous l'effet d'une protection, la densité de poissons pourrait augmenter au sein du parc et
s'observer hors de la zone protégée (effet réserve).

En effet, s'agissant de ce dernier point, certains retours d'expérience de parcs éoliens en mer exploités à l'étranger témoignent de l'observation d'un effet réserve pour les poissons avec une diversité accrue de poissons au sein de la zone du parc. Cet effet a notamment été observé dans le parc Horns Rev 1 qui a été mis en service en 2002 à 15 km des côtes ouest du Danemark, où de nouvelles espèces de poissons ont été enregistrées dans le récif artificiel ainsi créé. Les chercheurs n'ont en revanche pas observé de disparitions de certaines populations de poissons. La diversité des espèces de poissons a donc augmenté avec l'implantation du parc. D'autres études menées en Belgique et aux Pays-Bas prouvent également l'existence d'un effet réserve ^{112 ( * )} .

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national de la transition écologique (CNTE) a été consulté le 8 septembre 2022. La Commission nationale de la négociation collective de l'emploi et de la formation professionnelle (CNNCEFP) et la Commission nationale de la négociation collective maritime, de l'emploi et de la formation professionnelle (CNNMCEFP) ont été consultées.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

La mesure entrera en vigueur au lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

5.2.2. Application dans l'espace

Application en métropole et dans les départements d'outre-mer régis par le principe de l'identité législative.

5.2.3. Textes d'application

Le décret n°2016-754, pris en application de l'article L. 5541-1-1 du code des transports modifié par la présente mesure, reste applicable sans adaptation.

Application d'une réserve de pavillon communautaire aux transports maritimes entre les ports français et les installations en mer territoriale, et instauration d'une règle dite de « port base » (II et III)

1. ETAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

La mise en place et l'exploitation d'installations de production d'énergie renouvelable en mer est appelée à un développement substantiel, devant en particulier conduire d'ici 2030 à l'installation de 13 champs éoliens en mer, dont 4 sont déjà en travaux à des stades plus ou moins avancés. L'installation et l'exploitation de ces champs éoliens requière, outre l'établissement de bases portuaires à terre, des prestations de transport de personnels et de matériel entre ces bases et les sites où sont établies et exploitées les installations.

A ce jour, seuls les transports effectués, à titre principal, entre un port français et une installation située en zone économique exclusive ou sur le plateau continental adjacent font l'objet de dispositions relatives au pavillon des navires pouvant effectuer ces transports.

Ces dispositions se trouvent à l'article 37 de l'ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016 relative aux espaces maritimes relevant de la souveraineté ou de la juridiction de la République française, qui réserve ces transports aux navires battant un pavillon de l'Union européenne (UE) ou de l'Espace Economique Européen (EEE).

L'article 257 du code des douanes réserve par ailleurs aux navires sous pavillon d'un Etat de l'UE ou de l'EEE les transports entre ports français, mais aucune disposition ne traite explicitement des transports entre les ports français et les installations en mer territoriale. Aucune disposition ne prévoit non plus que les installations situées en mer territoriale ou en zone économique exclusive (ZEE) doivent être servies à partir d'un port base communautaire ou de l'EEE.

L'article 15 a pour objet de clarifier et compléter le dispositif prévu à l'article 257 du code des douanes et à l'article 37 de l'ordonnance relative aux espaces maritimes français.

L'article 257 est modifié afin qu'il réserve explicitement les transports liés à la maintenance courante, hors phase de travaux et maintenance lourde donc, entre un port français métropolitain et une installation en mer territoriale, comprenant les installations productrices d'énergie en mer, à des navires de pavillon de l'Union européenne ou de l'EEE.

L'article 37 de l'ordonnance relative aux espaces maritimes français est modifié pour expliciter la portée de la réservation existante ; à cet effet, l'expression « liés à la maintenance courante » est introduite.

Cette mesure prévoit par ailleurs que les bases portuaires utilisées au départ de ces transports à destination d'installations en mer territoriale et en ZEE françaises soient situées dans le territoire d'un Etat membre de l'Union Européenne ou de l'Espace Economique Européen.

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

La mesure de l'article 15 ne soulève pas de difficulté constitutionnelle. Une mesure législative est nécessaire car la matière relève du domaine de la liberté d'entreprendre.

1.3. CADRE CONVENTIONNEL

Aucune convention ou accord international ne traite spécifiquement des dessertes à destination des installations offshore installées dans les eaux sous souveraineté ou juridiction d'un Etat. La juridiction ou la souveraineté concernant l'exploitation de ces espaces est reconnue par la convention du droit de la mer de 1982.

1.4. ÉLÉMENTS DE DROIT COMPARÉ

Une majorité d'Etats applique des restrictions de cabotage, mais certains ont privilégié un régime de liberté d'accès en la matière ; à titre d'exemple au sein de l'Union Européenne : la Belgique, le Pays-Bas, le Danemark.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

La situation actuelle comprend une réservation de pavillon des approvisionnements et transports de personnels vers les installations offshores situées en ZEE ou sur le plateau continental, mais aucune pour les installations en mer territoriale. Il n'existe par ailleurs aucune règle concernant la localisation des ports de départ de ces services de transport. Cette mesure d'uniformisation des restrictions de pavillon et de création d'une règle de `port base' est de nature à aider les armateurs français et les ports français à se positionner sur les marchés de transport maritime nécessaires à la maintenance courante des champs éoliens ; elle participe à égaliser les conditions de concurrence pour cette activité ; elle contribue à la localisation de la chaîne de valeur et à l'acquisition d'une capacité autonome d'exploiter les énergies renouvelables en mer ; elle représente par ailleurs une simplification du droit en ce qu'elle harmonise le régime applicable en ZEE et le régime applicable en mer territoriale en matière de transport vers les installations qui y sont situées.

Subsidiairement, cette mesure introduit en droit français une condition de symétrie des droits d'accès au cabotage, par lesquelles les navires des autres Etats membres ne sont admis à des opérations de transport internes à nos eaux que pour autant qu'ils le soient dans les eaux de leur propre Etat. Cette condition est admise par le Règlement européen n° 3577/92 du 7 décembre 1992, qui traite des droits d'accès au cabotage, mais n'avait pas été introduite en droit français.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

Favoriser le développement des offres de service françaises ou communautaires en matière d'approvisionnement et de transport de personnels par voie maritime vers les installations offshore s mises en place dans les eaux sous souveraineté ou juridiction française.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

L'option alternative à la réservation de pavillon est l'ouverture des marchés d'approvisionnement offshore aux navires de tout pavillon. Cela représenterait une forme de facilitation pour les opérateurs des installations offshore s, au détriment de la localisation en France d'une partie des chaînes de valeur liées à ces activités. Dès lors que le choix d'une réservation de pavillon est fait, cette réservation ne peut résulter que de la loi. Il en va de même pour l'obligation de servir les installations à partir d'un port communautaire.

3.2. OPTION RETENUE

Uniformiser les règles de pavillon pour l'approvisionnement courant et la maintenance des installations offshore s, c'est-à-dire étendre par une mesure législative la réservation de pavillon aux installations situées dans les eaux territoriales. Créer une règle de localisation des ports base dans l'UE ou l'EEE.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1. Impacts sur l'ordre juridique interne

Modification de l'article 257 du code des douanes et de l'article 37 de l'ordonnance sur les espaces maritimes français.

4.1.2. Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

En matière communautaire,

- le règlement (CEE) n°4055/86 du Conseil, du 22 décembre 1986, concernant l'application du principe de la libre prestation des services aux transport maritimes entre États membres et entre États membres et pays tiers, s'applique aux transports de voyageurs ou de marchandises par mer (i) entre un port d'un État membre et un port ou une installation offshore d'un autre État membre (ii) entre un port d'un État membre et un port ou une installation offshore d'un pays tiers. Cela signifie que les réservations de pavillon en la matière ne peuvent être seulement nationales, mais doivent couvrir tous les navires sous pavillon de l'UE ou de l'EEE, exploités par des armateurs de l'UE ou de l'EEE.

- le règlement (CEE) n° 3577/92 du Conseil, du 7 décembre 1992, concernant l'application du principe de la libre circulation des services aux transports maritimes à l'intérieur des États membres (cabotage maritime), s'applique aux « services d'approvisionnement off shore », c'est dire aux transport par mer de passagers ou de marchandises entre tout port d'un État membre et les installations ou structures situées sur le plateau continental de cet État membre. Cela signifie que les réservations de pavillon en la matière ne peuvent être seulement nationales, mais doivent couvrir tous les navires sous pavillon de l'UE ou de l'EEE, exploités par des armateurs de l'UE ou de l'EEE

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

Difficilement mesurables en ce que la concurrence extra-communautaire pour la desserte des champs éoliens situés en mer territoriale n'est pas quantifiable ou monétisable à date, dans la mesure où aucun champ n'est encore complètement opérationnel.

4.2.2. Impacts sur les entreprises

Cette mesure est de nature à favoriser les projets d'investissement des opérateurs français ou communautaires en matière d'approvisionnement offshore . Elle représente une contrainte pour les opérateurs des installations offshore s, qui se gère dans le contexte de projets faisant l'objet d'une planification largement anticipée. Des dérogations ponctuelles sont possibles en cas d'impondérable.

4.2.3. Impacts budgétaires

Néant

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Néant

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

Néant, sous réserve de la délivrance occasionnelle des dérogations à la condition de pavillon dites « autorisation de transport déterminée ». Leur nombre devrait rester réduit, compte tenu de la stabilité dans le temps des services de transports vers les installations offshore s - typiquement structurés à travers des appels d'offre qui laissent aux opérateurs la latitude d'anticiper la condition de pavillon.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur la société

Néant

4.5.2. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Néant

4.5.3. Impacts sur l'égalité entre les femmes et les hommes

Néant

4.5.4. Impacts sur la jeunesse

Néant

4.5.5. Impacts sur les professions réglementées

Néant

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Néant

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

Néant

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil supérieur de la marine marchande a été consulté le 15 septembre 2022.

Le projet de mesure a été communiquée à la Commission Européenne le 14 septembre 2022 en application de l'article 9 du règlement n° 3577/92 du Conseil, du 7 décembre 1992, concernant l'application du principe de la libre circulation des services aux transports maritimes à l'intérieur des États membres et de l'article 10 du règlement (CEE) n°4055/86 du Conseil, du 22 décembre 1986, concernant l'application du principe de la libre prestation des services aux transport maritimes entre États membres et entre États membres et pays tiers.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

La mesure entrera en vigueur le lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

5.2.2. Application dans l'espace

Parmi les dispositions modifiées, l'article 257 du code des douanes s'applique uniquement en métropole ; l'article 37 de l'ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016 relative aux espaces maritimes relevant de la souveraineté ou de la juridiction de la République Française est applicable en métropole et dans les départements d'Outremer.

5.2.3. Textes d'application

L'article 257 du code des douanes tel que modifié par l'article 15 comprend un renvoi à un décret d'application. Un renvoi à un décret existe d'ores et déjà dans le texte actuel, visant les conditions de dérogation à la réservation de pavillon. Ce décret a été adopté sous le numéro 2009-702. Il n'est pas identifié de besoin impératif d'adapter ou de prendre un nouveau texte d'application, sans préjuger d'appréciations futures concernant l'opportunité d'apporter certaines précisions relatives à l'application de ce texte, selon les enseignements de l'expérience.

Article 16 : Permettre l'installation en zone loi littoral de postes de transformation électrique

1. ETAT DES LIEUX

1.1. CADRE GENERAL

La loi n° 86-2 du 3 janvier 1986 relative à l'aménagement, la protection et la mise en valeur du littoral (dite « loi littoral ») encadre les conditions d'aménagement et d'occupation des sols dans environ 1 200 communes littorales françaises, suivant un objectif de conciliation entre développement des activités et préservation de l'environnement.

Elle édicte un régime de protection graduée en fonction de la proximité du territoire avec le rivage : les règles de constructibilité sont d'autant plus strictes que l'on se rapproche du rivage ou qu'est en jeu la protection d'un espace remarquable.

- Sur l'ensemble du territoire communal, l'extension de l'urbanisation doit se réaliser en continuité avec les agglomérations et les villages existants.

- Les espaces proches du rivage font l'objet d'une protection plus stricte. Seule une extension limitée de l'urbanisation est autorisée qui de surcroît doit être justifiée et motivée dans le plan local d'urbanisme, selon des critères liés à la configuration des lieux ou à l'accueil d'activités économiques exigeant la proximité immédiate de l'eau.

- La bande dite « des 100 mètres », qui se définit à compter de la limite haute du rivage, est soumise au régime le plus protecteur. En dehors des espaces urbanisés, les constructions et installations sont interdites à l'exception de celles qui sont nécessaires à des services publics ou à des activités économiques exigeant la proximité immédiate de l'eau. Les espaces urbanisés de la bande des 100 mètres sont constructibles sous réserve qu'ils n'entraînent ni extension ni densification significative de ces espaces.

- Enfin, les espaces remarquables du littoral bénéficient d'une protection renforcée en raison de leur sensibilité environnementale particulière. Seuls des aménagements légers limitativement énumérés peuvent y être autorisés.

Certaines dérogations ont été prévues par le législateur, notamment pour l'atterrage des canalisations nécessaires à l'exercice des missions de service public du gestionnaire du réseau public de transport d'électricité (L. 121-17 et L. 121-25 du code de l'urbanisme), pour les stations d'épuration (L. 121-5 du code de l'urbanisme), pour les constructions agricoles, forestières ou de culture marine (L. 121-10 du code de l'urbanisme) ou, plus récemment, pour les éoliennes terrestres (article L. 121-12 du code de l'urbanisme).

En revanche, aucune disposition spécifique n'est prévue pour l'ensemble des installations du réseau public de transport d'électricité alors que plusieurs projets importants contribuant directement à la réalisation des objectifs fixés par la France et l'Union Européenne en matière de transition énergétique exigent aujourd'hui l'implantation sur des communes littorales d'ouvrages de réseaux électriques (postes électriques et lignes électriques aériennes/souterraines).

Or, il s'avère que l'implantation de tels ouvrages est rendue complexe dans ces secteurs à la fois soumis au cadre juridique de la loi littoral et marqués par une rareté du foncier disponible alors que la stratégie énergétique nationale requiert pourtant un développement important du réseau de transport d'électricité dans des zones soumises à la loi littoral en lien avec le développement des énergies renouvelables marines ou terrestres et avec la décarbonation des industries.

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

Les normes de niveau constitutionnel n'ont pas d'incidences sur le dispositif proposé.

2. NECESSITE DE LEGIFERER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

Le cadre restrictif de la loi littoral, conjugué notamment à la rareté du foncier disponible et à des fortes contraintes techniques, rend complexe une implantation du réseau de transport d'électricité (postes et lignes) qui soit juridiquement sécurisée.

Cette situation constitue un frein important au renforcement du réseau de transport d'électricité nécessaire à la conduite de deux axes majeurs de la stratégie énergétique nationale : le développement massif de l'éolien en mer et la décarbonation des industries fortement émettrices de gaz à effet de serre, concentrées dans des zones en partie littorales (Dunkerque, Fos-sur-mer, zone portuaire du Havre et vallée de la Seine).

Face à ce constat, un assouplissement de la loi littoral s'agissant de ces ouvrages s'avère nécessaire, d'autant plus que l'acceptabilité sociétale et le respect du cadre juridique actuel obligent à éviter au maximum la proximité des constructions environnantes, notamment des zones habitées (principe de précaution, réglementation technique...).

En outre, en raison de leur caractère linéaire, les ouvrages du réseau de transport d'électricité peuvent être amenés à croiser des espaces remarquables et caractéristiques du littoral sans pouvoir les éviter en raison de considérations techniques.

Pour ce faire, une modification de la partie législative du code de l'urbanisme est nécessaire.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

L'objectif de cette mesure est de lever les principaux obstacles liés à l'application de la loi littoral pour faciliter le renforcement dans les communes littorales du réseau de transport d'électricité nécessaire à la conduite de la transition énergétique engagée, en lien avec le développement des énergies renouvelables marines ou terrestres et avec la décarbonation des industries.

3. OPTIONS ENVISAGEES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

Deux options ont été envisagées : l'introduction dans la loi d'une dérogation par autorisation ministérielle, sur le modèle du dispositif qui existe pour les stations d'épuration (article L. 121-5 du code de l'urbanisme) ou l'introduction d'une dérogation législative sans intervention d'un acte administratif supplémentaire.

L'introduction d'une dérogation par autorisation ministérielle a cependant été préférée car cette option est celle qui apporte la plus grande garantie d'équilibre entre, d'une part, le maintien d'un haut degré de protection des paysages et de la biodiversité en zone littorale et, d'autre part, la réalisation des objectifs en matière de transition énergétique, notamment en matière de neutralité carbone.

3.2. OPTION RETENUE

La solution retenue d'une autorisation ministérielle présente plusieurs garanties :

- la délivrance d'une autorisation ministérielle permet d'affirmer le caractère exceptionnel de la dérogation. Un décret en Conseil d'Etat viendra préciser que les ministres chargés de l'urbanisme et de l'énergie sont compétents pour délivrer par arrêté conjoint l'autorisation ;

- les ministres opèrent un contrôle au cas par cas des projets, ce qui offre une garantie d'équilibre ;

- cette option permet d'intégrer, au stade de l'instruction de la demande, la justification par le maître d'ouvrage de la localisation de l'ouvrage au regard d'un bilan technique, financier et environnemental.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGEES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

Le présent article prévoit la création d'un nouvel article L. 121-5-1 du code de l'urbanisme.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

Cette mesure contribuera à la réalisation de deux axes majeurs de la stratégie énergétique nationale qui requièrent un développement important du réseau de transport d'électricité dans les zones soumises à la loi littoral :

- le développement massif de l'éolien en mer : objectif d'une cinquantaine de parcs en 2050,

- la décarbonation des industries fortement émettrices de gaz à effet de serre, concentrées dans les zones littorales (Dunkerque, Fos-sur-mer, vallée de la Seine).

4.2.2. Impacts sur les entreprises

Aucune estimation du nombre de projets qui pourrait être concerné n'est disponible à ce stade mais on peut noter que des projets ont été confrontés à d'importantes difficultés à trois reprises au cours des derniers mois (pour les projets de parcs éoliens en mer de Dunkerque et de Centre-Manche, ainsi que pour les projets de décarbonation de l'industrie à Dunkerque). Ainsi, Réseau de transport d'électricité (RTE) a été confronté à des difficultés pour trouver une implantation pour un poste de transformation de l'électricité produite par le futur parc éolien en mer sur le port de Dunkerque, vu la présence de zones naturelles d'intérêt écologique, faunistique et floristique (ZNIEFF) susceptibles de constituer des espaces remarquables du littoral. Pour le parc éolien Centre-Manche, RTE ne trouve pas de site en continuité de l'urbanisation dans la Manche. Par ailleurs, la décarbonation d'industries sur le port de Dunkerque nécessite la création d'un poste de transformation en discontinuité de l'urbanisation (pour des raisons d'incompatibilité avec le voisinage des zones habitées) et de nouvelles lignes électriques reliant la centrale nucléaire de Gravelines et ce nouveau poste de transformation, qui traverseront des espaces remarquables du littoral.

La mesure envisagée permettra donc de lever les restrictions relatives à ces différents espaces des communes littorales. Les porteurs de ces projets pourront bénéficier concrètement de cette mesure. La mesure aura donc un impact positif sur les entreprises.

4.2.3. Impacts budgétaires

Cette mesure n'aura pas d'impact budgétaire.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Cette mesure ne créé pas de contraintes ou de charges supplémentaires pour les collectivités.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

Cette mesure nécessitera un travail supplémentaire des services de l'Etat qui seront en charge de l'instruction des demandes d'autorisation. Les demandes d'autorisation seront instruites par les directions départementales des territoires et de la mer (DDTM), qui présenteront la demande d'autorisation devant la commission départementale de la nature, des paysages et des sites (CDNPS). La demande d'autorisation sera ensuite transmise à l'administration centrale, qui assurera la consultation du public en vertu de l'article L. 123-19-2 du code de l'environnement, avant de délivrer l'autorisation ministérielle.

Dans son discours de Belfort du 10 février 2022, le Président de la République a annoncé un objectif de construire une cinquantaine de parcs éoliens en mer d'ici à 2050. Une partie d'entre eux nécessiteront des dérogations aux principes de la loi littoral concernant des postes de transformation, et donc l'examen de dérogations par les DDTM et l'administration centrale.

Les projets de décarbonation des industries identifiés concernent les ports de Dunkerque et Fos-sur-Mer, donc les DDTM du Nord et des Bouches-du-Rhône et l'administration centrale.

Au total, quelques dizaines de projets feront l'objet de demandes de dérogation.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Cette mesure n'aura pas d'impact sur les personnes en situation de handicap.

4.5.2. Impacts sur la jeunesse

Cette mesure n'aura pas d'impact sur la jeunesse.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Cette mesure aura un effet positif sur la santé publique puisqu'elle participe à la réduction des émissions de gaz à effet de serre en favorisant la réalisation de projets de décarbonation de sites industriels, sans que cela soit quantifiable.

Cette mesure aura également pour effet d'accroître la part d'électricité provenant d'énergies renouvelables distribuée aux particuliers, sans que cela soit quantifiable.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

Les impacts environnementaux seront bénéfiques puisque la mesure proposée favorisera la diminution des émissions de gaz à effet de serre et le développement des énergies renouvelables.

Par ailleurs, le mécanisme dérogatoire retenu fait l'objet d'un encadrement strict. En effet, l'autorisation ministérielle préalable est rendue après avis de la commission départementale de la nature, des paysages et des sites (CDNPS) qui garantira que l'impact paysager et environnemental dans les zones concernées sera contrôlé et limité.  Sont également prévus des règles plus strictes dans les espaces littoraux les plus sensibles, l'enfouissement obligatoire des lignes électriques et le rejet du projet en cas d'atteinte excessive aux sites et paysages remarquables et au caractère remarquable des espaces et milieux mentionnés à l'article L. 121-23 du code de l'urbanisme.

5. CONSULTATIONS ET MODALITES D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) et le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

La mesure proposée entrera en vigueur le lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

5.2.2. Application dans l'espace

La mesure proposée s'applique à l'ensemble des territoires de la République soumis aux dispositions d'urbanisme de la loi littoral (soit 1181 communes riveraines des mers et océans, des étangs salés, des plans d'eau intérieurs de plus de 1000 hectares, des estuaires et des deltas).

5.2.3. Texte d'application

Un décret en Conseil d'Etat précisera que les ministres chargés de l'urbanisme et de l'énergie sont l'autorité compétente pour délivrer l'autorisation.

Un décret en Conseil des ministres précisera que le silence de l'autorité compétente vaut refus à l'expiration d'un délai de quatre mois.

TITRE IV : MESURES DE SOUTIEN A LA PRODUCTION DES ENERGIES RENOUVELABLES OU FAIBLEMENT EMETTRICES EN CARBONE, A L'IMPLANTATION DES INSTALLATIONS DE PRODUCTION D'ENERGIES RENOUVELABLES ET A LA FOURNITURE A LONG TERME D'ELECTRICITE

CHAPITRE IER : MESURES EN FAVEUR DU FINANCEMENT DE LA PRODUCTION DES ENERGIES RENOUVELABLES ET DE LA FOURNITURE A LONG TERME D'ELECTRICITE

Article 17 : Créer un cadre juridique pour les contrats de vente directe d'électricité par un producteur à des consommateurs finals

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

La loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte et la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat fixent des objectifs ambitieux à la France en matière de développement des énergies renouvelables et de lutte contre le changement climatique. Elles prévoient notamment que la France devra atteindre la neutralité carbone en 2050 et que les énergies renouvelables devront représenter au moins 33 % de la consommation d'énergie en 2030 et contribuer à 40 % de la production électrique nationale à cette échéance. L'atteinte de ces objectifs implique un fort développement des énergies renouvelables électriques qui sont caractérisées par une forte intensité capitalistique. Jusqu'à présent, leur développement s'est basé essentiellement sur un recours quasi-systématique à des financements par la dette externe au producteur avec des effets de leviers importants. Une telle structure de financement et le surcoût représenté par ces technologies par rapport aux technologies de production électrique conventionnelles exigent une sécurisation du projet, laquelle a été historiquement apportée en France par un soutien public.

Le Gouvernement a mis en place plusieurs dispositifs de soutien public. Ils prennent la forme soit de guichets ouverts ( articles L. 314-1 et suivants du code de l'énergie ), soit d'appels d'offres ( articles L. 311-10 et suivants du code de l'énergie ).

Dans le premier cas, un arrêté ouvre un droit à bénéficier d'un soutien pour toute installation d'énergie renouvelable éligible ^{113 ( * )} . Le montant du soutien est fixé par l'arrêté. L' article L. 314-4 du code de l'énergie précise que le soutien prend généralement la forme soit d'un tarif d'achat de l'électricité produite, soit d'un complément de rémunération, dispositif permettant au producteur de vendre son électricité sur les marchés puis de recevoir un complément de l'Etat pour l'électricité vendue afin que le revenu total atteigne le niveau de tarif garanti par l'Etat (uniquement dans le cas d'une installation autoconsommant tout ou partie de son électricité). Si le prix de marché est supérieur à ce tarif, le producteur reverse la différence à l'Etat.

Dans le second cas, le soutien public est attribué aux seuls lauréats de procédures d'appels d'offres. Les candidats précisent dans leurs réponses aux appels d'offre le niveau de soutien qu'ils souhaitent. S'ils sont désignés, ils reçoivent le soutien au niveau demandé, sous la forme soit d'un tarif d'achat, soit d'un complément de rémunération, selon les cas, aux termes de l' article L. 311-12 du code de l'énergie .

Depuis le début des années 2000, le photovoltaïque et l'éolien terrestre ont connu une baisse très rapide de leur coût complet de production. Ces gains de compétitivité des énergies renouvelables et la hausse des prix de marché de gros de l'électricité, permettent désormais d'anticiper un développement croissant des contrats d'approvisionnement de long terme conclus avec des consommateurs finals (parfois dénommés « Power Purchase Agreement » ou PPA), hors mécanisme de soutien. Ce type de contrat d'achat vente d'électricité est conclu directement entre un producteur d'électricité qui vend l'électricité qu'il produit et un consommateur final.

Le développement du financement des installations par des PPA permettrait d'accélérer la transition énergétique en ouvrant de plus larges facultés de mobilisation des financements privés sur des projets d'énergies renouvelables.

A ce titre, il serait judicieux de réactiver et de pouvoir étendre le cadre fiscal avantageux inscrit au code général des impôts pour le financement des sociétés d'approvisionnement à long terme d'électricité, destiné aux entreprises électro-intensives (notamment articles 212 bis , 238 bis HV et HW du CGI). De plus, il conviendrait de tenir compte des récents bouleversements sur les marchés de l'énergie pour ajuster les dispositions de ce cadre aux contrats existants, afin d'en améliorer la résilience aux conditions économiques rencontrées.

Actuellement, les dispositions de l'article 238 bis HW du code général des impôts ne s'appliquent, dans les faits, qu'à une unique société (le consortium Exeltium). Exeltium est issue du dispositif qui permet aux industriels électro-intensifs de se rassembler dans un consortium pour investir afin de rechercher sur le marché les meilleures conditions de financement et de fourniture pour l'achat d'électricité ^{114 ( * )} .

Le consortium acquiert de l'électricité, sous forme de rubans en take-or-pay , pour une durée de 15 à 24 ans, auprès de producteurs sélectionnés après mise en concurrence, en contrepartie d'une prime fixe initiale (dite « avance en tête ») versée en début de contrat et d'un prix d'enlèvement proportionnel, payé au fur et à mesure de la livraison d'électricité.

Ainsi en 2008, Exeltium et EDF ont conclu, après accord de la Commission européenne ^{115 ( * )} , un contrat de type take-or-pay de 311 TWh sur une période 24 ans.

En 2014, le consortium Exeltium et EDF se sont entendus sur un protocole d'accord pour aménager le contrat de fourniture d'électricité d'Exeltium et redonner ainsi de la compétitivité aux entreprises électro-intensives concernées, suite à la baisse forte et inattendue des prix de marché.

Le consortium Exeltium regroupe les principaux acteurs industriels présents en France sur des secteurs particulièrement stratégiques pour l'économie européenne (sidérurgie, aluminium, chimie, gaz industriels, silicium...), soit une centaine de sites industriels comptant environ 28 000 emplois directs en France. L'approvisionnement en électricité apporté par Exeltium constitue une part essentielle des besoins globaux de ces entreprises hyper électro-intensives et la pérennité de cette voie d'approvisionnement est donc une condition essentielle du maintien de l'activité économique de ces sites français.

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

L'intervention publique sur des contrats de droit privé existants (induite par la modification de l'article 238 bis HW du CGI) peut poser la question du respect du principe constitutionnel de liberté d'entreprendre. Le Conseil constitutionnel reconnait toutefois qu' « il est loisible au législateur d'apporter à la liberté d'entreprendre, qui découle de l'article 4 de la Déclaration des droits de l'homme et du citoyen de 1789, des limitations liées à des exigences constitutionnelles ou justifiées par l'intérêt général, à la condition qu'il n'en résulte pas d'atteinte disproportionnée au regard de l'objectif poursuivi » ^{116 ( * )} .

En l'espèce, cette intervention trouve sa justification dans la recherche de l'intérêt général de stabilité des prix (par ailleurs également reconnu par la décision du Conseil constitutionnel précitée, considérant 32) et de préservation des intérêts industriels stratégiques de la France.

1.3. CADRE CONVENTIONNEL

L'activité de fourniture d'électricité s'inscrit dans le cadre général du marché intérieur de l'électricité, régi par les directives et règlements successifs de l'Union (« paquets électricité », dernier texte en date la directive (UE) 2019/944 du Parlement Européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité).

Plus précisément, l'article 2 de la directive (UE) 2019/944 définit la « fourniture » comme « la vente, y compris la revente, d'électricité à des clients » et le « contrat de fourniture d'électricité » comme « un contrat portant sur la fourniture d'électricité, à l'exclusion des instruments dérivés sur l'électricité ».

En matière de fourniture, la directive fixe essentiellement les principes de libre choix du fournisseur pour le client final et de liberté de détermination du prix par les fournisseurs.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

Dans sa rédaction actuelle, le code de l'énergie ne prévoit pas de dispositions spécifiques pour encadrer l'activité de vente directe d'électricité par un producteur à un consommateur final.

L' article L.333-1 du code de l'énergie explicite les conditions auxquelles les fournisseurs souhaitant exercer l'activité d'achat d'électricité pour revente aux consommateurs finals ou aux gestionnaires de réseaux pour leurs pertes doivent répondre. Les dispositions de cet article sont mal adaptées aux cas de producteurs qui vendent directement l'électricité qu'ils produisent à un consommateur final. Cette situation crée une incertitude juridique préjudiciable au développement des contrats de long terme de type PPA. Etant une disposition de nature législative, il est donc souhaitable de clarifier au niveau législatif les conditions dans lesquelles l'activité de vente d'électricité par un producteur directement à un consommateur final est assujettie aux dispositions de l'article L. 333-1.

Par ailleurs, il convient de faciliter les conditions de financement des contrats d'approvisionnement de long terme en électricité, en particulier pour les consommateurs les plus électro-intensifs en ouvrant le cadre fiscal avantageux aux PPA fondés sur des ENR.

Dans sa rédaction actuelle, l' article 238 bis HW du code des impôts explicite les conditions dans lesquelles l'agrément, prévu à l' article 238 bis HV , est délivré aux sociétés de capitaux qui ont pour objet la conclusion de contrats d'approvisionnement à long terme d'électricité auprès de producteurs d'électricité.

Les dispositions de cet article nécessitent d'être précisées et actualisées afin d'élargir leur portée à de nouveaux contrats passés avec des producteurs d'ENR (typiquement de type PPA ) et favoriser ainsi le financement de ces opérations. Il en est de même pour l'article 212 bis du CGI, qui permet la déductibilité des charges financières, et qu'il serait donc opportun d'étendre à ce type de sociétés qui ont massivement recours à de l'emprunt de long terme pour financer l'approvisionnement en électricité de leurs actionnaires. Il est donc également souhaitable de réviser ces articles qui relèvent du niveau législatif.

Les articles L. 311-10 et suivants du code de l'énergie définissent les modalités des appels d'offres. En particulier, le L. 311-12 indique que les lauréats de l'appel d'offres bénéficient d'un contrat offrant soit un tarif d'achat, soit un complément de rémunération pour l'électricité produite. Rien n'est donc prévu afin de n'offrir un complément de rémunération que sur une partie de l'électricité produite alors que l'autre partie de l'électricité produite serait valorisée sous forme de PPA.

Les articles L. 314-1 et suivants du code de l'énergie définissent celles des guichets ouverts. En particulier, le L. 314-4 offre la possibilité d'un soutien sous forme de prime à l'investissement, en plus du tarif d'achat, mais uniquement dans le cas d'une installation autoconsommant tout ou partie de son électricité. Il est souhaité d'étendre la possibilité de cette prime dans le cas de toutes les installations photovoltaïques, par exemple pour favoriser les panneaux présentant un bilan carbone plus bas que la moyenne (« panneaux bas-carbone »).

Le recours à un véhicule législatif est donc nécessaire afin de modifier ces textes.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

L'objectif poursuivi est (i) de définir un cadre juridique pour les producteurs qui vendent l'électricité qu'ils produisent à un consommateur final, en précisant les conditions dans lesquelles cette activité s'exerce dans le cadre des dispositions mentionnées à l'article L. 333-1 du code l'énergie, (ii) de préciser et d'étendre les conditions de délivrance de l'agrément prévu à l'article 238 bis HV du code général des impôts et d'application de l'article 212 bis du code général des impôts afin de faciliter le financement de nouvelles formules d'approvisionnement de long terme en électricité, et (iii) d'actualiser les dispositions de l'article 238 bis HW du code général des impôts pour améliorer la résilience des sociétés existantes disposant de l'agrément.

Il est de plus important d'assurer la pérennité des contrats existants établis en application des articles 238 bis HV et HW du CGI, confrontés aux bouleversements qu'impliquent la récente crise de l'énergie en Europe. Dans le contexte actuel et inédit de prix de marché de l'électricité très élevé, les conditions présentes d'indexation des prix de ces contrats existants peuvent amener à un déséquilibre grave de ce mode d'approvisionnement et, par voie de conséquence, remettre en cause la viabilité même du modèle économique de la société Exeltium. Il est donc proposé (I de l'article 17) de pouvoir introduire une faculté de recours à l'expertise de la Commission de régulation de l'énergie, qui pourrait être saisie par une des parties pour étudier une révision des clauses du contrat. Si la CRE estime cette demande justifiée, au égard à l'état des marchés, à l'importance économique des actionnaires industriels de cette société et à l'impact de la mise en oeuvre de ces clauses sur la viabilité économique de cette société, elle pourrait élaborer des propositions d'évolution des mécanismes d'ajustement financiers et des clauses d'indexation du prix de cession de l'électricité aux prix de marché prévus par ce contrat, dont elle pourrait également proposer un allongement de la durée. L'objectif de cette disposition est de pouvoir maintenir l'équilibre économique global du contrat et de permettre sa poursuite à long terme.

La mesure a également pour objectif de permettre de conclure des appels d'offres avec un complément de rémunération seulement sur une partie de l'électricité produite. Cela permettra aux candidats de conclure, sur le reste de l'électricité produite, des contrats d'achat de long terme avec des consommateurs. La finalité est de baisser le coût pour les finances publiques puisque seule une partie de l'électricité produite fera l'objet d'un soutien financier, tout en permettant à de gros consommateurs de bénéficier d'une fourniture d'électricité bon marché à prix fixe sur des périodes longues.

La mesure vise enfin à permettre d'offrir dans les guichets ouverts un soutien sous forme de prime à l'investissement, en complément du tarif d'achat, y compris pour les installations n'autoconsommant pas. Cela permettra par exemple d'instituer une prime pour les panneaux bas-carbone, afin de compenser le surcoût de tels panneaux qui peuvent être plus coûteux.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

Une option alternative serait de laisser les acteurs libres de recourir à des accords de droit privé pour formaliser leur activité sans prévoir de disposition par la loi. Cette option laisse toutefois une ambiguïté dans l'application des dispositions mentionnées à l'article L. 333-1 du code l'énergie qui laisse les acteurs dans l'incertitude juridique.

Pour modifier les articles 212 bis, 238 bis HV et 238 bis HW du code général des impôts, il n'y a pas d'autre option qu'un véhicule législatif.

3.2. OPTION RETENUE

La présente disposition clarifie dans la loi la possibilité pour les producteurs de vendre l'électricité qu'ils produisent à un consommateur final.

L'article prévoit également la modification des articles L. 311-12, L. 311-13-5 et L. 314-4 du code de l'énergie, afin d'une part de préciser que les lauréats des appels d'offres peuvent ne percevoir un soutien public que pour une partie de l'électricité produite et, d'autre part, que les guichets ouverts avec tarif d'achat peuvent offrir un soutien sous forme de prime à l'investissement.

Un article L. 134-14 est inséré dans le code de l'énergie, au chapitre IV du titre III du livre Ier relatif aux attributions de la Commission de régulation de l'énergie. Il permet à une partie à un contrat d'approvisionnement à long terme d'électricité conclu, avant l'entrée en vigueur de la future loi, entre un producteur et une société agréée relevant de la catégorie définie à l'article 238 bis HW du code général des impôts de saisir la Commission de régulation de l'énergie d'une demande de révision des mécanismes d'indexation aux prix du marché d'un contrat en cours. La Commission dispose d'un délai déterminé par le projet de loi pour faire des propositions de révision, si elle estime la demande fondée, et pour les soumettre aux parties, en vue de parvenir à un accord.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1 Impacts sur l'ordre juridique interne

Un article L. 134-14 est inséré dans le code de l'énergie, au chapitre IV du titre III du livre Ier relatif aux attributions de la Commission de régulation de l'énergie. L'article L. 333-1 du code l'énergie et les articles 212 bis , 238 bis HV et 238 bis HW du code général des impôts, ainsi que les articles L. 311-12, L. 311-13-5 et L. 314-4 du code de l'énergie sont modifiés.

4.1.2 Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

Le droit de l'UE n'impose pas que de telles mesures soient adoptées, mais ne les interdit pas. Les nouvelles dispositions de l'article 238 bis HW du code général des impôts respectent les dispositions de l'article 5 de directive (UE) 2009/944 compte tenu qu'Exeltium, titulaire d'une autorisation d'achat pour revente d'électricité définie à l'article L.333-1 du code l'énergie, est libre de déterminer le prix auquel elle fournit et facture l'électricité à ses clients.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1 Impacts macroéconomiques

Cette disposition devrait favoriser le développement des PPA renouvelables et la construction ou le maintien en fonctionnement de capacités de production d'énergies renouvelables. Cependant, il est difficile d'estimer le niveau de déploiement futur des PPA renouvelables, qui dépend fortement du niveau des prix de marchés et de la disponibilité des nouveaux projets d'installations d'énergies renouvelables. De plus, ces contrats de droit privés ne font pas l'objet d'un reporting systématique auprès des pouvoirs publics.

D'après les données transmises par la filière, les volumes signés/annoncés de PPA pour des nouvelles installations ont été, pour ces dernières années, compris entre environ 160 MW en 2019 et 330 MW en 2021 (sur une puissance installée totale d'environ 59 000 MW pour les énergies renouvelables en France). Il est possible d'imaginer que cette tendance haussière pourrait se poursuivre dans les prochaines années et s'accélérer du fait de la sécurité juridique apportée par cette disposition.

4.2.2 Impacts sur les entreprises

Cette disposition devrait faciliter le développement des PPA renouvelables, et se traduire par la conclusion de contrats entre des producteurs et des consommateurs finals. Ainsi, les consommateurs finals, principalement des entreprises, pourraient sécuriser une partie de leur approvisionnement en électricité à un prix fixe et pour une durée donnée. Le caractère renouvelable et décarbonné de cette partie de l'approvisionnement pourrait être utilement valorisé par les entreprises.

Par ailleurs, s'agissant du I de l'article 17, les dispositions visent à pouvoir introduire une faculté de recours à l'expertise de la Commission de régulation de l'énergie, qui pourrait être saisie par une des parties pour étudier une révision des clauses du contrat. Si la CRE estime cette demande justifiée, au égard à l'état des marchés, à l'importance économique des actionnaires industriels de cette société et à l'impact de la mise en oeuvre de ces clauses sur la viabilité économique de cette société, elle pourrait élaborer des propositions d'évolution des mécanismes d'ajustement financiers et des clauses d'indexation du prix de cession de l'électricité aux prix de marché prévus par ce contrat, dont elle pourrait également proposer un allongement de la durée. L'objectif de cette disposition est de pouvoir maintenir l'équilibre économique global du contrat et de permettre sa poursuite à long terme.

Ce type de recours à la CRE, apparenté à une forme de conciliation, paraît naturel eu égard aux compétences de la CRE en matière de surveillance des marchés de l'énergie et il y a d'ailleurs été fait appel pour traiter des anciens contrats de production photovoltaïque.

Ces conditions nouvelles d'indexation du prix de cession de l'électricité aux prix de marché ou d'ajustement financier à la baisse viendraient à s'appliquer au contrant liant EDF au consortium Exeltium. En revanche, ces conditions nouvelles n'interfèreraient pas sur les conditions contractuelles dans lesquelles Exeltium fournit et facture l'électricité à associés-clients.

Dans le contexte actuel et inédit de prix de marché de l'électricité très élevé, les conditions présentes d'indexation des prix du contrat existant peuvent amener à un déséquilibre grave de ce mode d'approvisionnement et, par voie de conséquence, remettre en cause la viabilité même du modèle économique de la société Exeltium.

4.2.3. Impacts budgétaires

La favorisation des PPA permettra d'accroître le nombre de projets d'énergies renouvelables portés par des fonds privés, mais ne devrait pas conduire à la baisse du soutien public pour les énergies renouvelables (pas de phénomène de substitution). Les I à IV de l'article envisagé n'auront donc pas d'impact budgétaire.

Le dispositif d'appel d'offres mixte entre complément de rémunération et contrat d'achat privé pourrait diminuer le coût budgétaire du soutien aux énergies renouvelables.

La création d'une prime pour les panneaux bas-carbone aura un impact budgétaire, qui dépendra du niveau retenu pour cette prime.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Néant.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

Néant.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1 Impacts sur la société

Néant.

4.5.2 Impacts sur les personnes en situation de handicap

Néant.

4.5.3. Impacts sur l'égalité entre les femmes et les hommes

Néant.

4.5.4 Impacts sur la jeunesse

Néant.

4.5.5. Impacts sur les professions réglementées

Néant.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Néant.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

Les PPA permettent de réduite les risques liés au prix de l'électricité renouvelable, pour les producteurs (dont les coûts fixes sont importants), pour les consommateurs finals et pour les investisseurs en général. La mesure est donc de nature à accroitre le nombre de projets d'énergies renouvelable sur le territoire et, partant, aura un effet positif sur la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

En effet, les énergies renouvelables sont indispensables pour atteindre la neutralité carbone, comme le montre l'étude de RTE sur les Futurs énergétiques 2050 ^{117 ( * )} . De plus, dans son bilan prévisionnel de 2019 ^{118 ( * )} , RTE chiffre les émissions évitées grâce à la production éolienne terrestre et photovoltaïque française à environ 22 millions de tonnes de CO2 par an (5 millions de tonnes en France et 17 millions de tonnes dans les pays voisins). Cela s'explique par le fait que l'électricité produite par les éoliennes terrestres et les panneaux photovoltaïques dispose d'un coût de production marginal nul et est donc plus compétitive que l'électricité issue des centrales de production utilisant des combustibles d'origine fossile.

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) et le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1 Application dans le temps

La mesure entrera en vigueur le lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française.

5.2.2. Application dans l'espace

La disposition est applicable sur le territoire métropolitain et dans les départements et régions d'outre-mer.

5.2.3 Textes d'application

Un décret en Conseil d'Etat précisera les modalités d'application de cet article. Un arrêté modificatif sera nécessaire pour instaurer une prime dans les arrêtés tarifaires existants.

CHAPITRE II : MESURES EN FAVEUR D'UN PARTAGE TERRITORIAL DE LA VALEUR DES ENERGIES RENOUVELABLES

Article 18 : Instituer un régime de « partage territorial de la valeur des énergies renouvelables » avec les ménages résidents et les communes accueillant des projets

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

Afin de sortir de notre dépendance aux énergies fossiles, d'accélérer la lutte contre le réchauffement climatique et assurer notre indépendance énergétique, il est indispensable d'accélérer le développement des énergies renouvelables électriques et du biogaz.

Récemment, le rapport « Futurs énergétiques 2050 » de RTE (Réseau de transport d'électricité) ^{119 ( * )} , le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité, a ainsi montré qu'indépendamment des choix effectués sur le nucléaire, il était nécessaire de développer fortement les énergies renouvelables électriques, en particulier l'éolien terrestre, le photovoltaïque et l'éolien en mer, pour atteindre la neutralité carbone en 2050.

Le développement des énergies renouvelables électriques et du biogaz est indispensable à notre sécurité d'approvisionnement en électricité et à l'atteinte de nos objectifs climatiques. Ce développement bénéficie donc à l'ensemble de la communauté nationale.

Or, le développement des énergies renouvelables peut susciter des oppositions locales. en particulier, bien que 73 % des français ont une bonne image de l'énergie éolienne ^{120 ( * )} , l'énergie éolienne fait néanmoins émerger des oppositions vives. De la même façon, des contestations locales sont observées à l'occasion des projets de méthanisation.

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

Néant.

1.3. CADRE CONVENTIONNEL

Néant.

1.4. ÉLÉMENTS DE DROIT COMPARÉ

Un dispositif similaire a été mis en place avec succès en Irlande notamment où les lauréats des appels d'offres éoliens irlandais doivent payer 1000 €/an à tous les ménages vivant à moins de 1 km de leurs éoliennes.

L'inconvénient d'un système identique à celui de l'Irlande est que seuls les nouveaux parcs seront en mesure d'offrir ce financement aux ménages (les parcs existants n'ayant pas intégré cette dépense lors de leurs prévisions de revenus). Ainsi, les ménages habitant près de parcs déjà existants ne recevraient rien alors qu'un ménage près d'un nouveau parc serait éligible.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

Le dispositif repose sur l'obligation faite aux fournisseurs d'électricité d'accorder une remise sur leur facture aux riverains des parcs. Les dépenses des fournisseurs seront compensées au titre des charges de service public de l'énergie.

Un texte de niveau législatif est requis d'une part pour créer une telle obligation à un acteur économique (article 34 de la Constitution) et d'autre part pour compléter les dépenses pouvant être compensées au titre des charges de service public de l'énergie.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

L'objectif est de créer un lien tangible et visible pour les riverains entre eux et l'installation d'énergie renouvelable, en montrant aux riverains que l'installation, qui permet à la communauté nationale de bénéficier d'énergie décarbonée bon marché, leur apporte un bénéfice concret et direct sur leur facture d'électricité.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

Une autre option envisagée était de baisser la fiscalité énergétique ou le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité pour les riverains. Cette option a été abandonnée, car elle aurait été contraire aux principes de péréquation et d'égalité devant l'impôt.

3.2. OPTION RETENUE

Les fournisseurs d'électricité effectueraient une remise forfaitaire (avec un montant fixe, indépendant de l'électricité consommée) aux ménages qui habitent à proximité (le critère de proximité sera fixé par voie réglementaire) d'au moins une installation d'énergie renouvelable. Seules les résidences principales seraient concernées. Les communes accueillant des installations d'énergie renouvelable bénéficieraient également d'une telle remise.

La liste des installations d'énergie renouvelable ouvrant le droit à une telle remise sera fixée par voie réglementaire.

Les remises versées par le fournisseur constitueraient des charges de service public de l'électricité et lui seraient remboursées à ce titre. La CRE serait chargée du contrôle du dispositif. Le fournisseur conserverait les preuves des demandes et des versements pour prouver la réalité des charges lui incombant.

Le montant de la remise serait fixé par voie réglementaire. Il pourrait être proportionnel à la puissance des installations renouvelables installées à proximité.

Un dispositif permettra aux fournisseurs de savoir à quels clients ils doivent effectuer la remise. Ce dispositif pourrait prendre la forme suivante :

- L'État met en place un site Internet, accessible aux clients et aux fournisseurs, permettant de connaître son éligibilité au dispositif en entrant son adresse. Cet outil serait basé sur les coordonnées géographiques des parcs que les producteurs doivent désormais fournir à l'administration. Il sera nécessaire de prévoir une prestation pour développer cet outil.

- Le client souhaitant bénéficier de la remise se signale auprès du fournisseur.

- Le fournisseur vérifie son éligibilité via le site Internet et lui verse la remise.

La liste des clients éligibles serait mise à jour annuellement. Une information annuelle aux clients éligibles serait alors faite ainsi qu'une mention expresse sur les factures de cette remise.

Enfin, afin d'éviter que la remise ne conduise à des factures d'électricité nulles, ce qui annulerait l'incitation pour les consommateurs à réaliser des économies d'énergie, il est prévu que la remise soit plafonnée.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1. Impacts sur l'ordre juridique interne

Le code de l'énergie est modifié afin d'insérer une section 5 « Partage territorial de la valeur des énergies renouvelables » après l'article L. 121-5.

4.1.2. Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

La mesure n'est pas contraire au droit de l'Union européenne, ni au droit international.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

Néant.

4.2.2. Impacts sur les entreprises

Néant.

4.2.3. Impacts budgétaires

Une remise annuelle de 20 €/MW/an/ménage permettrait de verser 240 €/an à un ménage habitant à proximité d'un parc éolien de 12 MW (ce qui correspond à la moyenne des parcs français).

Le coût de la mesure pour le budget de l'Etat du fait des remises faites aux particuliers (les fournisseurs se faisant compenser les remises via des charges de service public de l'électricité) est estimé pour 2023 à 380 M€/an si tous les ménages à moins de 5 km d'une installation sont éligibles et à 136 M€/an si cette distance est ramenée à 3 km.

Environ 1300 communes accueillent des parcs éoliens. En supposant que la remise aux communes soit de 500 €/MW/an, le coût pour l'Etat du fait de l'application de la mesure aux communes est de 9 M€/an.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Selon la base Open Data Réseau Energie de RTE, un peu moins de 1 300 communes pourraient être concernées par cette mesure. Une remise sur la facture d'électricité d'environ 500 €/MW/an par commune accueillant un parc permettrait de verser 6000 €/an à une commune accueillant un seul parc de 12 MW.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

Néant.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur la société

Néant.

4.5.2. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Néant.

4.5.3. Impacts sur l'égalité entre les femmes et les hommes

Néant.

4.5.4. Impacts sur la jeunesse

Néant.

4.5.5. Impacts sur les professions réglementées

Néant.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Une remise annuelle de 20 €/MW/an/ménage permettrait de verser 240 €/an à un ménage habitant à proximité d'un parc éolien de 12 MW (ce qui correspond à la moyenne des parcs français).

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

En participant à une meilleure acceptabilité des énergies renouvelables, la mesure contribuera à l'accélération de leur développement. Or, les énergies renouvelables sont indispensables à l'atteinte de la neutralité carbone comme le montre l'étude de RTE sur les Futurs énergétiques 2050.

De plus, dans son bilan prévisionnel de 2019 ^{121 ( * )} , RTE chiffre les émissions évitées grâce à la production éolienne terrestre et solaire française à environ 22 millions de tonnes de CO2 par an (5 millions de tonnes en France et 17 millions de tonnes dans les pays voisins). Cela s'explique par le fait que l'électricité produite par les éoliennes terrestres et les panneaux photovoltaïques dispose d'un coût de production marginal nul et est donc plus compétitive que l'électricité issue des centrales de production utilisant des combustibles d'origine fossile.

La mesure aura donc un effet positif sur le climat.

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) ainsi que le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

La mesure entrera en vigueur le lendemain de la publication de la loi au Journal officiel de la République française et du décret d'application.

5.2.2. Application dans l'espace

La mesure s'appliquera à l'ensemble du territoire français.

5.2.3. Textes d'application

Sont fixés par voie règlementaire, après avis de la Commission de régulation de l'énergie et du médiateur national de l'énergie, notamment, le montant du versement pour les clients finals résidentiels, d'une part, et les communes, d'autre part, ainsi que, le cas échéant, son plafonnement, la nature et les caractéristiques des installations ainsi que les distances prises en compte pour déterminer les périmètres y ouvrant droit.

CHAPITRE III : MESURES EN FAVEUR DE L'EXPERIMENTATION DE LA PRODUCTION DE GAZ BAS-CARBONE

Article 19 : Etendre aux gaz bas-carbone les contrats d'expérimentation biogaz

1. ÉTAT DES LIEUX

1.1. CADRE GÉNÉRAL

L'atteinte de l'objectif de neutralité carbone nécessite la production de gaz bas-carbone, afin de décarboner les usages pour lesquels la consommation de gaz méthane est difficilement substituable par un autre vecteur énergétique, notamment la production de chaleur à haute température dans l'industrie.

Jusqu'à présent, le développement de la production de gaz bas-carbone a avant tout reposé sur la production de biométhane par méthanisation, et différents dispositifs ont été mis en place pour soutenir cette filière. Est désigné comme un « gaz bas-carbone » un gaz constitué principalement de méthane qui peut être injecté et transporté de façon sûre dans le réseau de gaz naturel et dont le procédé de production engendre des émissions inférieures ou égales à un seuil fixé par arrêté du ministre chargé de l'énergie.

La méthanisation implique l'utilisation de matière organique pouvant être dégradée facilement par des micro-organismes. Les matières (intrants) pouvant être utilisées dans un méthaniseur comprennent les déchets ménagers, les déchets organiques de l'industrie agro-alimentaire, les effluents d'élevages, les déchets végétaux, les produits agricoles et les matières résultant du traitement des eaux usées. Afin de permettre un développement de la méthanisation tout en limitant la concurrence avec l'alimentation, l' article D. 543-292 du code de l'environnement prévoit qu'un méthaniseur ne peut utiliser plus de 15 % des cultures alimentaires ou énergétiques, cultivées à titre de culture principale.

Plusieurs dispositifs de soutien ont été mis en place pour accompagner le développement de la filière de production de biogaz par méthanisation :

• Le dispositif d'obligation d'achat à tarif réglementé pour le biométhane injecté dans un réseau de gaz naturel, prévu à l'article L. 446-4 du code de l'énergie, a été mis en place depuis 2011 et constitue le principal dispositif de soutien pour la production de biogaz valorisé par injection dans un réseau de gaz naturel. Le tarif d'achat a été recalé en 2020 et est réservé aux projets ayant une capacité de production inférieure à 25 GWh/an. En 2020, le prix moyen d'achat du biométhane injecté a été de 104 €/MWh PCS (pouvoir calorifique supérieur) ;

• Le dispositif d'obligation d'achat du biométhane injecté dans un réseau de gaz naturel suite à appel d'offres, prévu à l'article L. 446-5 du code de l'énergie, est destiné à soutenir en particulier les projets ayant une capacité de production supérieure à 25 GWh/an. Le premier appel d'offres a été lancé fin avril 2022 avec une date limite de remise des offres en décembre 2022 pour la contractualisation d'une capacité de production cumulée de 500 GWh PCS/an. Il sera suivi de deux autres appels d'offres en 2023, avec des dates limites respectivement fixées en juin et décembre, portant chacun sur la contractualisation d'une capacité de production cumulée de 550 GWh PCS/an. Pour chaque période, un volume de 200 GWh PCS/an est réservé en priorité aux projets présentant une production annuelle prévisionnelle inférieure à 50 GWh PCS/an ;

• Le dispositif de complément de rémunération pour l'électricité produite par le biogaz issu de la méthanisation, prévu à l'article L. 314-1 du code de l'énergie, est destiné aux installations éloignées des réseaux de gaz naturel.

D'autres dispositifs de soutien sont en cours de déploiement :

• Le dispositif de complément de rémunération pour le biométhane non injecté dans un réseau de gaz naturel, prévu à l'article L. 446-7 du code de l'énergie, est destiné à permettre un soutien à la méthanisation sur l'ensemble du territoire, y compris dans les zones éloignées des réseaux de gaz naturel, en favorisant la valorisation du biométhane sous forme de carburant pour véhicules (GNV) ;

• Le dispositif de certificats de production de biogaz, prévu à l'article L. 446-31 du code de l'énergie, est destiné à permettre l'accélération du développement de la méthanisation, avec valorisation par injection dans un réseau de gaz naturel, en imposant aux fournisseurs de gaz naturel une obligation de restitution de certificats de production de biogaz. Les fournisseurs de gaz naturel pourront obtenir ces certificats en produisant du biogaz injecté dans le réseau ou auprès de producteurs de biogaz injecté.

Au-delà de la méthanisation, d'autres technologies de production de gaz bas-carbone, comme par exemple la gazéification de biomasse et de déchets, font actuellement l'objet d'expérimentations. Des premiers démonstrateurs ont été financés par le biais du Programme d'investissements d'avenir (PIA), mis en place par l'État pour financer des investissements innovants et prometteurs sur le territoire, sur des technologies permettant de valoriser de nouveaux intrants (gazéification de déchets, pyrolyse de boues issues du traitement des eaux usées...).

L'enjeu est désormais de pouvoir passer de la phase de démonstration technologique à une phase d'expérimentation permettant de tester ces technologies en conditions réelles d'exploitation, afin d'analyser leur potentiel et la contribution qu'elles pourraient apporter au mix énergétique.

Le dispositif de contrat d'expérimentation, créé par l'article 33 de la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l'énergie et au climat , permet de soutenir des projets de production de biogaz qui utilisent des technologies innovantes.

A ce jour, il n'existe en revanche aucun dispositif pour soutenir des projets de production de gaz bas-carbone utilisant d'autres intrants que de la biomasse, comme par exemple des déchets non recyclables.

1.2. CADRE CONSTITUTIONNEL

Néant.

2. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER ET OBJECTIFS POURSUIVIS

2.1. NÉCESSITÉ DE LÉGIFÉRER

Les articles L. 446-2 , L. 446-24 , L. 452-1 , L. 542-1-1 et L. 453-9 du code de l'environnement réservent respectivement l'application de la dérogation à l'obligation d'autorisation de fourniture de gaz naturel et des dispositifs de contrats d'expérimentation, de réfaction des coûts de raccordement au réseau de gaz naturel et d'aide au renforcement des réseaux de gaz naturel aux projets d'installations de production de biogaz. Une extension de ces dispositifs pour soutenir des projets de production de gaz bas-carbone autre que du biogaz nécessite dont une disposition législative.

2.2. OBJECTIFS POURSUIVIS

L'article proposé vise à étendre l'application de la dérogation à l'obligation d'autorisation de fourniture de gaz naturel et des dispositifs de contrats d'expérimentation, de réfaction des coûts de raccordement au réseau de gaz naturel et d'aide au renforcement des réseaux de gaz naturel aux projets d'installations de production de gaz bas-carbone autre que du biogaz.

3. OPTIONS POSSIBLES ET DISPOSITIF RETENU

3.1. OPTIONS ENVISAGÉES

Une autre option aurait pu être de concevoir des dispositifs de soutien spécifiques pour l'expérimentation de projets d'installations de production de gaz bas-carbone. Il a néanmoins semblé préférable de s'appuyer sur le cadre déjà existant des contrats d'expérimentation pour le biogaz.

3.2. OPTION RETENUE

Les problématiques identifiées pour faire émerger, dans une phase d'expérimentation, des projets d'installations de production de gaz bas-carbone utilisant des technologies innovantes sont similaires à celles rencontrées pour faire émerger des projets d'installations de production de biogaz utilisant des technologies innovantes. L'extension aux installations de production de gaz bas-carbone des dispositifs de soutien existants pour des projets d'installations de production de biogaz permet de faciliter l'intelligibilité du cadre législatif et réglementaire et de limiter la charge administrative.

4. ANALYSE DES IMPACTS DES DISPOSITIONS ENVISAGÉES

4.1. IMPACTS JURIDIQUES

4.1.1. Impacts sur l'ordre juridique interne

L'article proposé crée dans le code de l'énergie un nouveau Chapitre VII, « Dispositions générales relatives aux gaz bas-carbone injectes dans le réseau de gaz naturel », à la suite du chapitre dédié au biogaz injecté dans le réseau de gaz naturel. Il introduit une définition du gaz bas-carbone (un gaz constitué principalement de méthane qui peut être injecté et transporté de façon sûre dans le réseau de gaz naturel et dont le procédé de production engendre des émissions inférieures ou égales à un seuil fixé par arrêté du ministre chargé de l'énergie) et une dérogation à l'obligation d'autorisation de fourniture de gaz naturel pour les producteurs de gaz bas-carbone qui vendent leur production à un fournisseur de gaz naturel, sur le modèle de la dérogation similaire prévue à l'article L. 446-2 du code de l'énergie pour les producteurs de biogaz. Il étend par ailleurs aux projets d'installations de production de gaz bas-carbone les dispositifs de contrats d'expérimentation, de réfaction des coûts de raccordement au réseau de gaz naturel et d'aide au renforcement des réseaux de gaz naturel aux projets de production aujourd'hui réservés aux projets d'installation de production de biogaz.

L'article L. 121-36 du code de l'énergie est modifié.

4.1.2. Articulation avec le droit international et le droit de l'Union européenne

L'extension du dispositif de contrat d'expérimentation aux projets d'installations de production de biogaz utilisant des énergies innovantes devra être notifiée à la Commission européenne au titre de l'encadrement européen des aides d'Etat.

4.2. IMPACTS ÉCONOMIQUES ET FINANCIERS

4.2.1. Impacts macroéconomiques

Néant.

4.2.2. Impacts sur les entreprises

Cette mesure vise à permettre un soutien à des porteurs de projets de technologies innovantes de production de gaz bas-carbone.

Ces dispositions permettront de développer les premières installations et d'établir un retour d'expérience pour analyser leur potentiel et la contribution qu'elles pourraient apporter au mix énergétique.

4.2.3. Impacts budgétaires

Le dispositif de contrat d'expérimentation, qu'il est proposé d'étendre aux projets d'installations de production de gaz bas-carbone utilisant des technologies innovantes, est financé à travers le dispositif de compensation des charges de service public de l'énergie. Les projets bénéficiaires seront sélectionnés dans le cadre d'appels à projets.

L'impact budgétaire n'est pas connu à ce jour car il dépendra du niveau des appels à projets. Ce niveau sera défini par la programmation pluriannuelle de l'énergie, dont l'élaboration est en cours.

4.3. IMPACTS SUR LES COLLECTIVITÉS TERRITORIALES

Néant.

4.4. IMPACTS SUR LES SERVICES ADMINISTRATIFS

La mise en oeuvre d'un soutien aux projets d'installations de production de gaz bas-carbone par extension de dispositifs mis en oeuvre pour la production de biométhane permet de limiter la charge administrative. Les différentes opérations pourront être mutualisées avec celles actuellement mises en oeuvre pour le soutien à la production de biométhane.

4.5. IMPACTS SOCIAUX

4.5.1. Impacts sur la société

Néant.

4.5.2. Impacts sur les personnes en situation de handicap

Néant.

4.5.3. Impacts sur l'égalité entre les femmes et les hommes

Néant.

4.5.4. Impacts sur la jeunesse

Néant.

4.5.5. Impacts sur les professions réglementées

Néant.

4.6. IMPACTS SUR LES PARTICULIERS

Néant.

4.7. IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

Les dispositions proposées à accélérer le développement des énergies bas-carbone et présentent donc un impact environnemental positif en facilitant la décarbonation des usages pour lesquels la consommation de gaz est difficilement substituable par d'autres vecteurs énergétiques.

Le gaz bas-carbone produit par les projets innovants sera injecté dans le réseau de gaz naturel et se substituera au gaz naturel d'origine fossile pour des usages similaires. L'impact climatique sera donc positif.

5. CONSULTATIONS ET MODALITÉS D'APPLICATION

5.1. CONSULTATIONS MENÉES

Le Conseil national d'évaluation des normes (CNEN) et le Conseil national de la transition écologique (CNTE) ont été consultés le 8 septembre 2022.

5.2. MODALITÉS D'APPLICATION

5.2.1. Application dans le temps

Les dispositions proposées sont applicables au lendemain de la publication de la loi au Journal Officiel de la République française.

5.2.2. Application dans l'espace

Les dispositions proposées s'appliqueront sur l'ensemble du territoire de la République française.

Il convient toutefois de noter que les dispositions proposées sont applicables aux installations de production de gaz bas-carbone injecté dans un réseau de gaz naturel et que tous les réseaux de gaz naturel sont situés sur le territoire métropolitain continental.

5.2.3. Textes d'application

Les dispositions proposées sont des extensions de dispositions existantes pour les installations de production de biogaz. Un arrêté du ministre chargé de l'énergie doit être pris afin de fixer le seuil d'émission en-dessous duquel le procédé de production du gaz bas-carbone doit se situer.

TITRE V : DISPOSITIONS DIVERSES

Article 20 : Ratifications d'ordonnances

Le présent projet de loi ratifie, sans aucune modification, deux ordonnances :

1° L'ordonnance n° 2019-501 du 22 mai 2019 portant simplification de la procédure d'élaboration et de révision des schémas de raccordement au réseau des énergies renouvelables ;

2° L'ordonnance n° 2020-161 du 26 février 2020 relative au règlement transactionnel par le président de la Commission de régulation de l'énergie du remboursement de la contribution au service public de l'électricité .

Les projets de loi qui procèdent exclusivement à la ratification d'ordonnance sans modifier l'état du droit n'ont pas matière à être évalués. Le présent article ne contenant pas de dispositions de fond ou d'extension du champ d'application, il n'est pas nécessaire d'ajouter des éléments d'évaluation.

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* ¹ https://www.ecologie.gouv.fr/strategie-nationale-bas-carbone-snbchttps://www.ecologie.gouv.fr/strategie-nationale-bas-carbone-snbc

* ² Communication et feuille de route sur le site de la Commission : https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?qid=1576150542719&uri=COM%3A2019%3A640%3AFIN

* ³ https://ec.europa.eu/info/strategy/priorities-2019-2024/european-green-deal/repowereu-affordable-secure-and-sustainable-energy-europe_fr

* ⁴ https://www.rte-france.com/analyses-tendances-et-prospectives/bilan-previsionnel-2050-futurs-energetiques.

* ⁵ https://assets.rte-france.com/prod/public/2021-12/Bilan-previsionnel-2019-rapport.pdf.

* ⁶ https://www.rte-france.com/analyses-tendances-et-prospectives/bilan-previsionnel-2050-futurs-energetiques.

* ⁷ https://assets.rte-france.com/prod/public/2021-12/Bilan-previsionnel-2019-rapport.pdf.

* ⁸ « Les panneaux photovoltaïques en cause, destinés à la production d'électricité, et contribuant ainsi à la satisfaction d'un intérêt public, doivent être regardés comme des installations nécessaires à un équipement collectif » (CAA Nantes, 23 oct. 2015, n° 14NT00587) ; la notion d'équipement collectif a été précisée par le juge qui vérifie que les projets assurent « un service d'intérêt général correspondant à un besoin collectif de la population » (CE, 18/10/2006, n° 275643).

* ⁹ CAA Marseille, 11 décembre 2018, n° 17MA04500

* ¹⁰ Cf. ccl Y. Aguila sur CE, 23 novembre 2005, n° 262105, mentionnée aux tables

* ¹¹ https://www.rte-france.com/analyses-tendances-et-prospectives/bilan-previsionnel-2050-futurs-energetiques

* ¹² CE, 6 ^ème chambre, 10 mars 2022, Société Parc éolien des Avant-Monts et Ministre de la transition écologique, n°s 439784, 439786, C

* ¹³ Conclusions sur CE, réf, 17 décembre 2020, n° 439201

* ¹⁴ https://ec.europa.eu/info/publications/key-documents-repowereu_fr

* ¹⁵ https://ec.europa.eu/info/publications/key-documents-repowereu_fr

* ¹⁶ https://www.rte-france.com/analyses-tendances-et-prospectives/bilan-previsionnel-2050-futurs-energetiques

* ¹⁷ https://www.concerte.fr/system/files/concertation/Note%20Bilans%20CO2%20V3.pdf

* ¹⁸ Directive de l'Union européenne 92/43/CEE concernant la conservation des habitats naturels ainsi que des espèces de la faune et de la flore sauvages

* ¹⁹ Sur le réseau de transport de l'électricité, les câbles en exploitation les plus anciens ont plus de 80 ans et l'âge moyen des câbles est de 50 ans.

* ²⁰ PPE : programmation élaborée en application des articles L. 141-1 et suivants du code de l'énergie et approuvée par décret n°2020-456 du 21 avril 2020

* ²¹ https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/20200422%20Programmation%20pluriannuelle%20de%20l%27e%CC%81nergie.pdf

* ²² https://www.syndicat-energies-renouvelables.fr/wp-content/uploads/basedoc/pano-2021-t4.pdf

* ²³ https://ec.europa.eu/info/strategy/priorities-2019-2024/european-green-deal/repowereu-affordable-secure-and-sustainable-energy-europe_fr

* ²⁴ https://www.rte-france.com/analyses-tendances-et-prospectives/bilan-previsionnel-2050-futurs-energetiques

* ²⁵ https://www.concerte.fr/system/files/concertation/Note%20Bilans%20CO2%20V3.pdf

* ²⁶ https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/20200422%20Programmation%20pluriannuelle%20de%20l%27e%CC%81nergie.pdf

* ²⁷ https://www.syndicat-energies-renouvelables.fr/wp-content/uploads/basedoc/pano-2021-t4.pdf

* ²⁸ https://ec.europa.eu/info/strategy/priorities-2019-2024/european-green-deal/repowereu-affordable-secure-and-sustainable-energy-europe_fr

* ²⁹ https://www.rte-france.com/analyses-tendances-et-prospectives/bilan-previsionnel-2050-futurs-energetiques

* ³⁰ https://www.concerte.fr/system/files/concertation/Note%20Bilans%20CO2%20V3.pdf

* ³¹ Les Programmations pluriannuelles de l'énergie (PPE), outils de pilotage de la politique énergétique, ont été créées par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte. Elles concernent la métropole continentale et les zones dites non interconnectées (ZNI), à savoir la Corse, la Réunion, la Guyane, la Martinique, la Guadeloupe, Wallis et Futuna et Saint-Pierre et Miquelon.

* ³² L'article L. 121-8 du code de l'urbanisme pose le principe selon lequel « l'extension de l'urbanisation se réalise en continuité avec les agglomérations et villages existants ».

* ³³ Ici la notion d'espace urbanisé permet de définir les espaces caractérisés par un nombre et une densité significatifs de constructions, par opposition aux zones d'urbanisation diffuse éloignées des agglomérations et villages

* ³⁴ Rapport de l'ADEME, « Évaluation du gisement relatif aux zones délaissées et artificialisées propices à l'implantation de centrales photovoltaïques », avril 2019

* ³⁵ Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets (NOR : TREX2100379L).

* ³⁶ Proposition de loi visant à permettre l'implantation de panneaux photovoltaïques sur des sites dégradés, adoptée par le Sénat le 22 février 2022.

* ³⁷ L'autorité compétente pour délivrer le permis de construire une installation photovoltaïque est le préfet en droit commun, en application de l'article R. 422-2 du code de l'urbanisme. Une disposition réglementaire précisera que le ministre chargé de l'urbanisme délivrera la dérogation.

* ³⁸ Rapport du SER, Évaluation et analyse de la contribution des énergies renouvelables à l'économie de la France et de ses territoires, juin 2020.

* ³⁹ La catégorie C regroupe des postes d'exécution, qui exigent souvent de maîtriser un métier spécifique.

* ⁴⁰ DGAFP, 2018.

* ⁴¹ Disponible sur le site du ministère de la transition énergétique : https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/20200422%20Programmation%20pluriannuelle%20de%20l%27e%CC%81nergie.pdf.

* ⁴² Informations disponibles sur le site de la Commission européenne : https://ec.europa.eu/info/strategy/priorities-2019-2024/european-green-deal/repowereu-affordable-secure-and-sustainable-energy-europe_en#repowereu-actions.

* ⁴³ https://www.rte-france.com/analyses-tendances-et-prospectives/bilan-previsionnel-2050-futurs-energetiques

* ⁴⁴ https://www.concerte.fr/system/files/concertation/Note%20Bilans%20CO2%20V3.pdf

* ⁴⁵ Décisions n° 2008-564 DC du 19 juin 2008 et n°2014-394 QPC du 7 mai 2014

* ⁴⁶ Pacte vert pour l'Europe et Paquet « Ajustement à l'objectif 55 ».

* ⁴⁷ Observatoire des énergies de la mer, rapport 2022, la réalité de la filière mer, pages 15 et 19 : http://merenergies.fr/media/Rapport-OEM-2022.pdf

* ⁴⁸ Observatoire des énergies de la mer, rapport 2022, la réalité de la filière mer, page 19 : http://merenergies.fr/media/Rapport-OEM-2022.pdf

* ⁴⁹ https://bilans-ges.ademe.fr/documentation/UPLOAD_DOC_FR/index.htm?renouvelable.htm

* ⁵⁰ Rapport Base Carbone ADEME, 2014, https://bilans-ges.ademe.fr/static/documents/%5BBase%20Carbone%5D%20Documentation%20g%C3%A9n%C3%A9rale%20v11.0.pdf

* ⁵¹ À titre d'information, des analyses sur les émissions de gaz à effet de serre évitées avaient été réalisées par l'ADEME sur les éoliennes terrestres (Ministère de l'Écologie et ADEME, Note d'information L'éolien contribue à la diminution des émissions de CO2, 2008). Ces dernières indiquaient que lorsqu'une éolienne fonctionnait, son électricité se substituait pour 77 % à de l'électricité produite par des centrales thermiques utilisant des combustibles fossiles situées en France et à l'étranger. Ainsi chaque kWh d'éolien terrestre permettait d'éviter 430 g de CO2 en France et en Europe.

* ⁵² https://www.concerte.fr/system/files/concertation/Note%20Bilans%20CO2%20V3.pdf

* ⁵³ Les Programmations pluriannuelles de l'énergie (PPE), outils de pilotage de la politique énergétique, ont été créées par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

* ⁵⁴ https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000041814432/

* ⁵⁵ Le premier appel d'offre réalisé en 2011 a attribué 4 parcs éoliens en mer : Saint-Nazaire (480 MW) ; Saint-Brieuc (496 MW) ; Fécamp (497 MW) ; Courseulles-sur-Mer (448 MW). Le deuxième appel d'offre réalisé en 2013 a attribué 2 parcs éoliens en mer : Yeu Noirmoutier (496 MW) et Dieppe Le Tréport (496 MW). Le troisième appel d'offre réalisé en 2016 a attribué un parc éolien au large de Dunkerque (600 MW).

* ⁵⁶ Le domaine public maritime (DPM) est constitué, pour l'essentiel, des terrains historiquement recouverts par la mer mais dont elle s'est retirée, ainsi que ceux encore immergés compris entre le rivage de la mer et la limite des eaux territoriales. Dans les régions et départements d'outre-mer il inclut également une bande terrestre de plusieurs dizaines de mètres dénommée réserve des cinquante pas géométriques.

* ⁵⁷ La Zone Économique Exclusive (ZEE) est une bande de mer ou d'océan située entre les eaux territoriales et les eaux internationales, sur laquelle un État riverain (parfois plusieurs États dans le cas d'accords de gestion partagée) dispose de l'exclusivité d'exploitation des ressources. La création des ZEE relève de la troisième conférence de l'Organisation des Nations Unies sur le Droit de la Mer, lors de l'adoption de la Convention de Montego Bay (10 décembre 1982)

* ⁵⁸ Rapport CGEDD n° 013631 01, IGAM n° 2021 039, IGF n° 2021 M 003, « Éoliennes en mer en zone économique exclusive (statut juridique et fiscal) », juin 2021, page 12.

* ⁵⁹ https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000033553233/

* ⁶⁰ https://treaties.un.org/doc/Publication/MTDSG/Volume%20II/Chapter%20XXI/XXI-6.fr.pdf

* ⁶¹ La construction d'un parc éolien en mer et de ses ouvrages de raccordement nécessite l'obtention d'autorisations administratives, par le lauréat de la procédure de mise en concurrence en ce qui concerne le parc éolien en mer, et par RTE pour le raccordement, y compris la sous-station en mer.

* ⁶² Rapport CGEDD n° 013631 01, IGAM n° 2021 039, IGF n° 2021 M 003, « Éoliennes en mer en zone économique exclusive (statut juridique et fiscal) », juin 2021.

* ⁶³ Article 56 de la Convention de Montego Bay : « Dans la zone économique exclusive, l'État côtier a :

a) des droits souverains aux fins d'exploration et d'exploitation, de conservation et de gestion des ressources naturelles, biologiques ou non biologiques, des eaux surjacentes aux fonds marins, des fonds marins et de leur sous-sol, ainsi qu'en ce qui concerne d'autres activités tendant à l'exploration et à l'exploitation de la zone à des fins économiques, telles que la production d'énergie à partir de l'eau, des courants et des vents ;

b) juridiction, conformément aux dispositions pertinentes de la Convention, en ce qui concerne :

i) la mise en place et l'utilisation d'îles artificielles, d'installations et d'ouvrages ;

ii) la recherche scientifique marine ;

iii) la protection et la préservation du milieu marin »

* ⁶⁴ Article 2 de la Convention de Montego Bay : « 1. La souveraineté de l'État côtier s'étend, au-delà de son territoire et de ses eaux intérieures et, dans le cas d'un État archipel, de ses eaux archipélagiques, à une zone de mer adjacente désignée sous le nom de mer territoriale.

2. Cette souveraineté s'étend à l'espace aérien au-dessus de la mer territoriale, ainsi qu'au fond de cette mer et à son sous-sol.

3. La souveraineté sur la mer territoriale s'exerce dans les conditions prévues par les dispositions de la Convention et les autres règles du droit international. »

* ⁶⁵ Observatoire des énergies de la mer, rapport 2022, la réalité de la filière mer, pages 15 et 19 : http://merenergies.fr/media/Rapport-OEM-2022.pdf

* ⁶⁶ Observatoire des énergies de la mer, rapport 2022, la réalité de la filière mer, page 19 : http://merenergies.fr/media/Rapport-OEM-2022.pdf

* ⁶⁷ Observatoire des énergies de la mer, rapport 2022, la réalité de la filière mer, page 21 : http://merenergies.fr/media/Rapport-OEM-2022.pdf

* ⁶⁸ Les principes de calcul sont définis dans l'arrêté du 2 avril 2008 fixant le tarif des redevances dues pour occupation du domaine public de l'Etat par des installations de production d'électricité utilisant l'énergie mécanique du vent et par leurs équipements accessoires.

* ⁶⁹ L'ordonnance de 2016 relative à la ZEE prévoit une redevance dont le montant est intégralement reversée à l'OFB (article 27 de l'ordonnance). Les modalités de calcul de la redevance ont été définies par l'arrêté du 8 mars 2022 fixant le tarif des redevances dues pour l'exploitation du plateau continental ou de la zone économique exclusive par des installations de production d'électricité utilisant l'énergie mécanique du vent et par leurs équipements accessoires et par les ouvrages de raccordement de ces installations.

* ⁷⁰ Cette exonération est prévue par l'article 58 de la loi n° 2018-727 du 10 août 2018 pour un Etat au service d'une société de confiance pour le DPM et par l'article 101 de la loi n° 2021-1900 du 30 décembre 2021 de finances pour 2022 pour la ZEE.

* ⁷¹ https://www.legifrance.gouv.fr/codes/article_lc/LEGIARTI000043663093

* ⁷² Le montant de la taxe augmente chaque année dans la loi de finances.

* ⁷³ https://bilans-ges.ademe.fr/documentation/UPLOAD_DOC_FR/index.htm?renouvelable.htm

* ⁷⁴ Rapport Base Carbone ADEME, 2014, https://bilans-ges.ademe.fr/static/documents/%5BBase%20Carbone%5D%20Documentation%20g%C3%A9n%C3%A9rale%20v11.0.pdf

* ⁷⁵ À titre d'information, des analyses sur les émissions de gaz à effet de serre évitées avaient été réalisées par l'ADEME sur les éoliennes terrestres (Ministère de l'Écologie et ADEME, Note d'information L'éolien
contribue à la diminution des émissions de CO2, 2008). Ces dernières indiquaient que lorsqu'une éolienne fonctionnait, son électricité se substituait pour 77 % à de l'électricité produite par des centrales thermiques utilisant des combustibles fossiles situées en France et à l'étranger. Ainsi chaque kWh d'éolien terrestre permettait d'éviter 430 g de CO2 en France et en Europe.

* ⁷⁶ https://www.concerte.fr/system/files/concertation/Note%20Bilans%20CO2%20V3.pdf

* ⁷⁷ https://www.debatpublic.fr/sites/default/files/2021-09/2021-09-Eolien_mer_Oleron_DMO.pdf

* ⁷⁸ https://backend.orbit.dtu.dk/ws/portalfiles/portal/7615058/246_2011_effect_of_the_horns_rev_1_offshore_wind_farm_on_fish_communities.pdf

https://www.informatiehuismarien.nl/publish/pages/109383/owez_r_264_t1_20121215_final_report_fish_4222.pdf

https://odnature.naturalsciences.be/downloads/mumm/windfarms/winmon_report_2018_final.pdf

* ⁷⁹ En 2008, l'Union européenne (UE) s'est engagée pour l'abandon progressif des énergies fossiles au profit des énergies renouvelables. L'accord de Paris de 2015 a introduit un objectif de neutralité carbone pour les pays signataires.

* ⁸⁰ La crise entre la Russie et l'Ukraine a pris un tournant important le jeudi 24 février 2022 avec la déclaration du président russe Vladimir Poutine, de premiers bombardements et l'entrée sur le sol ukrainien de forces armées russes à l'est, au sud par la Crimée et au nord via la Biélorussie. La guerre lancée pose de graves risques pour la sécurité énergétique de l'Union européenne, dépendante en grande partie de la Russie pour son approvisionnement en gaz.

* ⁸¹ Afin de surmonter la crise économique engendrée par l'épidémie de coronavirus, le Gouvernement a bâti un plan de relance autour de 3 grandes priorités d'investissements : la transition écologique, la compétitivité de l'économie et la cohésion sociale et territoriale. Levier d'accélération pour concrétiser ces objectifs, le 4 ^ème Programme d'investissements d'avenir (PIA 4) mobilise 11 milliards d'euros pour accompagner le plan de relance.

* ⁸² Depuis 10 ans, la France a appuyé le développement de l'énergie éolienne en mer en lançant trois procédures de mise en concurrence pour des parcs éoliens en mer posés en 2011, 2013 et 2016. Ils totalisent 3,6GW de puissance installée et sont répartis en sept projets :

- sur la façade Manche Est -Mer du Nord (Courseulles-sur-Mer, Fécamp, Dieppe-Le Tréport et Dunkerque),

- sur la façade Nord Atlantique - Manche Ouest (Saint-Brieuc, Saint-Nazaire et Yeu-Noirmoutier).

Quatre fermes pilotes éoliennes flottantes ont été attribuées en 2016 après un appel à projets de l'ADEME.

Le projet Floatgen a également permis d'installer en mer en 2018 un démonstrateur d'éolien flottant au large du Croisic (Loire-Atlantique) sur le site d'essai d'énergies marines renouvelables SEM-REV.

* ⁸³ https://www.vie-publique.fr/sites/default/files/rapport/pdf/278575.pdf

* ⁸⁴ https://www.bulletin-officiel.developpement-durable.gouv.fr/documents/Bulletinofficiel-0028544/met_20150007_0000_0036.pdf;jsessionid=0C7A42AF06ADBAF0FA1D74EE7BB29936

* ⁸⁵ L 'Energy observer est un navire à hydrogène mis à l'eau en avril 2017 dont l'objectif est de réaliser un tour du monde en autonomie énergétique, sans émissions de gaz à effet de serre, ni de particules fines, tout cela avec un bruit réduit.

* ⁸⁶ https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/article_jo/JORFARTI000033553296?r=FwcPu20sUd

* ⁸⁷ Article L5000-2 du code des transports.

* ⁸⁸ Si le CIMER a décidé d'un moratoire sur les demandes d'autorisation de ces structures, sont autorisés certains projets identifiés par les Préfets dans le cadre d'une expérimentation. 3 projets sont actuellement suivis dans ce cadre : la plage artificielle Canua Island, les îlots de Gruissant ou encore une plateforme écoresponsable en Guadeloupe - ce dernier projet étant à l'arrêt faute de financement.

* ⁸⁹ La Commission de régulation de l'énergie considère que les mécanismes de soutien accordés aux fermes pilotes flottantes sélectionnées dans le cadre de l'AAP de l'Ademe de 2015 représentent un engagement financier compris entre 1,7 et 1,9 milliard d'euros (Délibération CRE N°2017-154 22 juin 2017).

* ⁹⁰ A ce titre, le premier Ministre a annoncé à l'été 2021 la création d'un Observatoire de l'éolien en mer doté de 50 millions d'euros sur trois ans.

* ⁹¹ En septembre 2015, les 193 États membres de l'ONU ont adopté le programme de développement durable à l'horizon 2030, intitulé Agenda 2030. C'est un agenda pour les populations, pour la planète, pour la prospérité, pour la paix et par les partenariats. Il porte une vision de transformation de notre monde en éradiquant la pauvreté et en assurant sa transition vers un développement durable.

* ⁹² https://eos.debatpublic.fr/wp-content/uploads/EOS-DMO.pdf page 59.

* ⁹³ Observatoire des énergies de la mer, rapport 2022, la réalité de la filière mer, pages 15 et 19 : http://merenergies.fr/media/Rapport-OEM-2022.pdf

* ⁹⁴ Observatoire des énergies de la mer, rapport 2022, la réalité de la filière mer, page 21 : http://merenergies.fr/media/Rapport-OEM-2022.pdf

* ⁹⁵ À titre d'information, des analyses sur les émissions de gaz à effet de serre évitées avaient été réalisées par l'ADEME sur les éoliennes terrestres (Ministère de l'Écologie et ADEME, Note d'information L'éolien
contribue à la diminution des émissions de CO2, 2008). Ces dernières indiquaient que lorsqu'une éolienne fonctionnait, son électricité se substituait pour 77 % à de l'électricité produite par des centrales thermiques utilisant des combustibles fossiles situées en France et à l'étranger. Ainsi chaque kWh d'éolien terrestre permettait d'éviter 430 g de CO2 en France et en Europe.

* ⁹⁶ https://www.concerte.fr/system/files/concertation/Note%20Bilans%20CO2%20V3.pdf

* ⁹⁷ https://www.debatpublic.fr/sites/default/files/2021-09/2021-09-Eolien_mer_Oleron_DMO.pdf

* ⁹⁸ https://backend.orbit.dtu.dk/ws/portalfiles/portal/7615058/246_2011_effect_of_the_horns_rev_1_offshore_wind_farm_on_fish_communities.pdf

https://www.informatiehuismarien.nl/publish/pages/109383/owez_r_264_t1_20121215_final_report_fish_4222.pdf

https://odnature.naturalsciences.be/downloads/mumm/windfarms/winmon_report_2018_final.pdf

* ⁹⁹ Offshore wind outlook 2019 - Analysis IEA.

* ¹⁰⁰ D'après le calcul du Cerema à partir de la BD Topo de l'IGN pour un pas de 100 km.

* ¹⁰¹ Amengual-Pieras et al., 2007 in Biotope, 2018

* ¹⁰² Débat public projet d'éoliennes flottantes en méditerranée et leur raccordement fiche N°17. Comment se fait le démantèlement d'un parc éolien flottant ?

* ¹⁰³ Inscrit dans la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE).
Il est prévu d'augmenter la part des énergies renouvelables à 32% de la consommation finale brute d'énergie en 2030. Un des objectifs pour 2030 est également que 40% de la production d'électricité soit produite via énergies renouvelables. La PPE actuellement en cours est la PPE 2019-2028 adoptée le 21 avril 2020.
Source : https://www.ecologie.gouv.fr/programmations-pluriannuelles-lenergie-ppe Synthèse PPE 2019-2028 : https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/20200422%20Synthe%CC%80se%20de%20la%20PPE.pdf )

* ¹⁰⁴ La durée hebdomadaire de travail concerne une période de travail « normale » sans évènement exceptionnel (jour férié, congé, etc.) : elle inclut donc toutes les heures habituellement effectuées y compris les heures supplémentaires régulières, rémunérées ou non.

* ¹⁰⁵ Inscrit dans la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE).
Il est prévu d'augmenter la part des énergies renouvelables à 32% de la consommation finale brute d'énergie en 2030. Un des objectifs pour 2030 est également que 40% de la production d'électricité soit produite via énergies renouvelables. La PPE actuellement en cours est la PPE 2019-2028 adoptée le 21 avril 2020.
Source : https://www.ecologie.gouv.fr/programmations-pluriannuelles-lenergie-ppe Synthèse PPE 2019-2028 : https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/20200422%20Synthe%CC%80se%20de%20la%20PPE.pdf )

* ¹⁰⁶ La durée hebdomadaire de travail concerne une période de travail « normale » sans évènement exceptionnel (jour férié, congé, etc.) : elle inclut donc toutes les heures habituellement effectuées y compris les heures supplémentaires régulières, rémunérées ou non.

* ¹⁰⁷ Inscrit dans la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE)

* ¹⁰⁸ Inscrit dans la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE)

* ¹⁰⁹ L'application du dispositif de répartition du temps de travail prévu par le 1° de l'article L5541-1-1 du code des transports n'est pas exclusif du recours à d'autres modes d'aménagement du temps de travail en application des dispositions du code du travail. Ainsi, il est possible de mettre en place un aménagement du temps de travail sur le fondement du code du travail, notamment l'annualisation du temps de travail, les travailleurs autres que gens de mer mentionnés à l'article L. 5541-1-1 du code des transports.

* ¹¹⁰ Inscrit dans la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE)

* ¹¹¹ https://www.debatpublic.fr/sites/default/files/2021-09/2021-09-Eolien_mer_Oleron_DMO.pdf

* ¹¹² https://backend.orbit.dtu.dk/ws/portalfiles/portal/7615058/246_2011_effect_of_the_horns_rev_1_offshore_wind_farm_on_fish_communities.pdf

https://www.informatiehuismarien.nl/publish/pages/109383/owez_r_264_t1_20121215_final_report_fish_4222.pdf

https://odnature.naturalsciences.be/downloads/mumm/windfarms/winmon_report_2018_final.pdf

* ¹¹³ La liste des installations éligibles à l' obligation d'achat en guichet ouvert est définie aux articles D. 314-15 et D. 314-16 du code de l'énergie et celle des installations éligibles au complément de rémunération en guichet ouvert est définie aux articles D. 314-23 à D. 314-25 du code de l'énergie.

* ¹¹⁴ https://www.exeltium.com/le-projet/#rendre-de-la-visibilite-aux-industriels-electro-intensifs

* ¹¹⁵ La préoccupation de la Commission européenne portait sur la prévention des risques d'abus de position dominante d'EDF sur le segment des consommateurs électro-intensifs dans le marché de l'électricité.

* ¹¹⁶ Décision n° 2022-843 DC du 12 août 2022, considérant 30.

* ¹¹⁷ https://www.rte-france.com/analyses-tendances-et-prospectives/bilan-previsionnel-2050-futurs-energetiques.

* ¹¹⁸ https://www.concerte.fr/system/files/concertation/Note%20Bilans%20CO2%20V3.pdf

* ¹¹⁹ https://www.rte-france.com/analyses-tendances-et-prospectives/bilan-previsionnel-2050-futurs-energetiques.

* ¹²⁰ Sondage Harris Interactive pour l'ADEME ( https://presse.ademe.fr/2021/10/sondage-harris-interactive-les-francais-et-leolien.html )

* ¹²¹ https://www.concerte.fr/system/files/concertation/Note%20Bilans%20CO2%20V3.pdf