Après l'article 1er

Insérer un article additionnel ainsi rédigé :

L’intitulé de la section 3 du chapitre Ier du titre Ier du livre III du code de l’énergie est ainsi rédigé : « La procédure de mise en concurrence ».

Amendement de cohérence rédactionnelle.

Après l'article 1er

Insérer un article additionnel ainsi rédigé :

Au début du second alinéa de l’article L. 311-10 du code de l’énergie, sont insérés les mots : « Sous réserve des articles L. 2224-32 et L. 2224-33 du code général des collectivités territoriales, ».

Cet amendement vise à rétablir la référence aux compétences « énergie » des communes, des intercommunalités et des autorités concédantes de la distribution d’électricité, telle qu’elle figurait dans la version antérieure de l’article L. 311-10 avant d’être supprimée par l’ordonnance.

Après l'article 1er

Insérer un article additionnel ainsi rédigé :

L'article L. 311-10-1 est ainsi modifié :

1° Au second alinéa, après le mot : « prix », sont insérés les mots : « , qui représente plus de la moitié de la note totale, ».

2° Au sixième alinéa, après le mot : « implanté », sont insérés les mots : « , ou sur des territoires situés à proximité, ».

Afin que les projets sélectionnés à l’issue d’une procédure de mise en concurrence le soient au meilleur coût pour la collectivité, cet amendement prévoit dans son 1° que le prix compte pour plus de 50 % dans les critères de notation des projets. En effet, si les autres critères sont pertinents (qualité technique, performance environnementale et énergétique, caractère innovant, etc.), une notation qui accorderait une place insuffisante au prix permettrait aux candidats d’arbitrer entre les différents critères, au risque d’écarter les projets les moins coûteux pour la collectivité. En outre, certains de ces critères font déjà l’objet d’une procédure administrative spécifique qui assure de leur respect (autorisation environnementale par exemple).

Dans son 2°, le présent amendement procède à une coordination avec l'article 4 bis introduit à l'Assemblée nationale pour prévoir qu'il peut être tenu compte, dans la notation des projets, du caractère participatif de leur financement, y compris lorsque des collectivités ou leurs groupements situées à proximité du projet y participent.

Après l'article 1er

Insérer un article additionnel ainsi rédigé :

L’article L. 314-19 du code de l’énergie est ainsi modifié :

1° Au deuxième alinéa, après le mot : « bénéficier », sont insérés les mots : « une seule fois » ;

2° Au cinquième alinéa, le mot : « souhaitant » est remplacé par les mots : « pour lesquelles les producteurs souhaitent »

Outre une modification rédactionnelle, cet amendement vise à rétablir la précision introduite dans la loi « Transition énergétique » par le Sénat selon laquelle les installations ayant déjà bénéficié de tarifs d’achat ne peuvent ensuite, lorsqu’elles répondent aux dérogations prévues au présent article, bénéficier qu’« une seule fois » d’un complément de rémunération, l’objectif étant bien de parvenir in fine à une intégration complète au marché sans subventionnement et de réaffirmer le caractère nécessairement transitoire de ce dernier.

En outre, si cette précision demeure à l’article L. 314-21, ce dernier ne vise pas spécifiquement les installations précédemment sous obligation d’achat et prévoit ensuite d’autres cas de dérogation, ce qui justifie le rétablissement de cette mention au présent article.

Après l'article 1er

Insérer un article additionnel ainsi rédigé :

Le septième alinéa de l’article L. 314-20 du code de l’énergie est complété par une phrase ainsi rédigée : « Le bénéfice du complément de rémunération peut, à cette fin, être subordonné à la renonciation, par le producteur, à certaines de ces aides financières ou fiscales. »

Cet amendement propose d’étendre au complément de rémunération la possibilité, déjà prévue par l’ordonnance à l’article L. 314-4 pour l’obligation d’achat, de conditionner l’octroi du soutien public au renoncement à tout ou partie des autres aides financières ou fiscales dont bénéficierait l’installation afin de s’assurer que la rémunération du producteur n’excèdera pas  une rémunération raisonnable des capitaux investis.

Alinéas 4 et 5

Remplacer la référence :

6°

par la référence :

5°

Amendement rédactionnel.

Compléter cet article par trois paragraphes ainsi rédigés :

… . – Le V de L’article L. 3333-2 du code général des collectivités territoriales est complété par un 5° ainsi rédigé :

« 5° Produite par des producteurs d’électricité de taille modeste qui la consomment en tout ou partie pour les besoins de leur activité. Sont considérées comme producteurs d’électricité de taille modeste les personnes qui exploitent des installations de production d’électricité dont la puissance de production installée est inférieure ou égale à 1 000 kilowatts, ou, pour les installations de production d’électricité utilisant l’énergie solaire photovoltaïque, celles dont la puissance crête installée est inférieure ou égale à 1 000 kilowatts. »

… . – La perte de recettes résultant pour les collectivités territoriales du … est compensée, à due concurrence, par une majoration de la dotation globale de fonctionnement.

… . – La perte de recettes résultant pour l’État du paragraphe précédent est compensée, à due concurrence, par la création d’une taxe additionnelle aux droits prévus aux articles 575 et 575 A du code général des impôts.

Cet amendement propose d’apporter la même clarification s’agissant des taxes communale et départementale sur la consommation finale d’électricité que celle proposée par le présent article en matière d’exonération de contribution au service public de l’électricité (CSPE).

De même que l’article 266 quinquies C du code des douanes exonère de CSPE l’électricité produite par les petits producteurs (moins de 240 GW par an) qui la consomment pour les besoins de leur activité, l’article L. 3333-2 du code général des collectivités territoriales prévoit la même exonération, dans des termes rigoureusement identiques, en matière de taxes locales sur l’électricité. Or, les services fiscaux interprètent restrictivement ces dispositions, en considérant qu’elles ne s’appliquerait qu’aux cas d’autoconsommation totale, où le producteur autoconsomme l’intégralité de sa production.

En pratique, bon nombre d’autoconsommateurs produisant leur électricité à partir d’énergies renouvelables, ne consomment leur production qu’en partie du fait de son caractère intermittent et ne pourraient donc bénéficier de cette exonération (que ce soit sur le surplus non consommé ni même sur la part de l’électricité autoconsommée).

Aussi cet amendement propose-t-il de créer le même régime spécifique pour les installations d’une puissance inférieure à 1 MW, afin de ne pas pénaliser le développement de l’autoconsommation à partir de productions renouvelables.

Rédiger ainsi cet article :

Après le mot : « situés », la fin de l’article L. 315-2 du code de l’énergie est ainsi rédigée : « en aval d’un même poste de distribution publique d’électricité. Les chapitre III et V du titre III du présent livre, la mise en œuvre de la tarification spéciale dite « produit de première nécessité » prévue aux articles L. 121-5 et L. 337-3 du présent code et la section 1 du chapitre IV du titre II du livre II du code de la consommation ne sont pas applicables aux utilisateurs participant à une opération d’autoconsommation collective ».

Cet amendement a deux objets : il précise le périmètre d’une opération d’autoconsommation collective et exonère ces opérations de l’application du régime de l’achat pour revente.

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

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

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

Rédiger ainsi cet article :

Après le mot : « établit », la fin du second alinéa de l’article L. 315-4 du code de l’énergie est ainsi rédigée : « la consommation d’électricité relevant de ce fournisseur en prenant en compte la répartition mentionnée à l’alinéa précédent ainsi que le comportement de chaque consommateur final concerné, selon des modalités fixées par voie réglementaire ».

Les bénéfices pour les réseaux de l’autoconsommation dépendant notamment de la bonne synchronisation entre la production et la consommation d’électricité, il est indispensable que la quantité d’électricité considérée comme autoconsommée soit comptabilisée à un pas de temps suffisamment fin.

Pour s’assurer de mesures régulières de cette consommation, l’Assemblée nationale a remplacé la notion d’« index » par celles de « mesures » mais il n’est pas certain que cette notion soit suffisamment précise pour exclure tout système dit de « net metering » – qui consiste à compenser des kWh soutirés par d’autres kWh injectés à un autre moment, alors que les premiers n’ont pas forcément la même valeur pour le réseau que les seconds selon qu’ils s’effectuent en période creuse ou en période de pointe.

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

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

C’est la raison pour laquelle cet amendement prévoit qu’il appartiendra au pouvoir réglementaire d’arrêter, après concertation avec les différentes parties prenantes, la nature et la périodicité optimales de ces mesures de consommation.

Après l'article 1er quater (nouveau)

Insérer un article additionnel ainsi rédigé :

Après le mot : « raccordée », la fin du premier alinéa de l’article L. 315-5 du code de l'énergie est ainsi rédigée : « et rattachées au périmètre d’équilibre de ce dernier ».

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

En revanche, rien n’est aujourd’hui prévu s’agissant du rattachement de ces injections d’électricité à un périmètre d’équilibre, au sein duquel un responsable d’équilibre s’engage à financer les écarts constatés a posteriori entre l’électricité injectée et l’électricité soutirée. Or, l’ensemble du système reposant sur le fait que tout flux d’électricité doit nécessairement être affecté à un responsable d’équilibre, il convient de prévoir que ce surplus cédé à titre gratuit au gestionnaire de réseau sera rattaché au périmètre d’équilibre sur lequel il impute les pertes constatées sur le réseau qu’il exploite. Enfin, cette précision, indispensable sur le plan technique, ne complexifie en rien la mesure.

Après l'article 1er quater (nouveau)

Insérer un article additionnel ainsi rédigé :

La seconde phrase du premier alinéa de l’article L. 322-10-1 du code de l’énergie est complétée par les mots : « pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie ».

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

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

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

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

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

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

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

Alinéa 4

Après le mot :

émise

insérer les mots :

par le producteur

Cet amendement vise à préciser, comme c'est déjà prévu à l'alinéa suivant, que l'incompatibilité entre la valorisation des garanties d'origine et le subventionnement public de la production d'électricité renouvelable correspondante ne vaut que lorsque les garanties d'origine sont émises par le producteur. À défaut, l'émission d'office par l'État des garanties d'origine, telle qu'elle est prévue dans le dispositif adopté par l'Assemblée nationale, exclurait que la production associée puisse être soutenue.

Alinéa 13

Après les mots :

d'office

insérer les mots :

, en tout ou partie,

Cet amendement tend à préciser que l'État peut n'émettre qu'une partie des garanties d'origine de la production subventionnée des installations inscrites sur le registre afin de réduire les frais d'émission, qui sont proportionnels au nombre de garanties émises, et de n'émettre que le volume de garanties que le marché est capable d'absorber au prix plancher fixé dans chaque mise aux enchères.

L'offre de garanties excédant déjà largement la demande sur le marché français alors qu'elle se limite, en pratique, à la seule production non subventionnée (les trois quarts des garanties françaises émises sont exportées), toutes les garanties de la production aidée ne trouveraient pas preneur - même si les fournisseurs devraient chercher à diversifier leur approvisionnement en achetant des garanties liées à des productions éolienne ou photovoltaïque aujourd'hui très rares sur le marché non subventionné - alors que, dans le même temps, l'État aurait été contraint de toutes les émettre.

La précision ainsi apportée vise donc à faire preuve de pragmatisme tout en réaffirmant la volonté du législateur de permettre la traçabilité de l'électricité renouvelable et le développement des offres vertes : aussi l'État ne saurait interpréter cette disposition comme lui permettant de n'émettre d'office et de ne mettre aux enchères qu'un volume très résiduel de garanties d'origine, l'objectif étant bien d'augmenter progressivement, en tenant compte de l'équilibre du marché, le volume des garanties d'origine proposées mais au meilleur coût de gestion pour la collectivité.

Alinéa 13

Remplacer le mot :

elles

par les mots :

des garanties d'origine

Amendement rédactionnel.

Alinéa 14

Compléter cet alinéa par une phrase ainsi rédigée :

Un allotissement par filière et par zone géographique peut être prévu.

La valeur des garanties d'origine dépendant largement du type de filière et de la localisation des installations de production dont elles sont issues, la possibilité d'allotir, selon ces deux critères, la mise en vente des garanties d'origine permettrait sans doute d'optimiser les recettes pour l'État et en tous les cas de mieux répondre aux demandes des fournisseurs et de leurs consommateurs. Comme le montre le développement des modèles de consommation en « circuit court », ces derniers souhaitent en effet de plus en plus souvent privilégier une énergie produite localement et se montrent aussi soucieux d'assurer la diversité de leur mix renouvelable.

Le présent amendement prévoit donc explicitement la possibilité d'allotir la mise aux enchères par type de filière et par zone géographique.

Alinéa 15

Remplacer les mots :

d'accès

par les mots :

d'inscription

Cet amendement rédactionnel propose de remplacer le terme de « frais d'accès au registre » par celui de « frais d'inscription au registre », par cohérence avec la formulation retenue aux deux premiers alinéas de l'article L. 314-14-1 et pour éviter toute confusion avec l'accessibilité au public du registre (c'est-à-dire son caractère public) telle qu'elle est prévue à l'article L. 314-14.

En clarifiant le fait que les frais d'inscription au registre sont déduits des revenus tirés par l'État de la mise aux enchères des garanties d'origine, l'amendement permet aussi de confirmer que l'État prendra bien à sa charge ces frais d'inscription.

Alinéa 15

Remplacer les mots :

charges de service public de l'électricité

par les mots :

charges imputables aux missions de service public

Cet amendement rédactionnel reprend, par cohérence avec la rédaction des articles L. 121-6 à L. 121-28, la terminologie de « charges imputables aux missions de service public », l'expression de « charges de service public de l'électricité » n'étant aujourd'hui utilisée que pour le comité de gestion visé à l'article L. 121-28-1.

Alinéa 16

Compléter cet alinéa par les mots :

, après avis de la Commission de régulation de l'énergie

Cet amendement prévoit que la Commission de régulation de l'énergie se prononcera sur le projet de décret qui doit préciser les modalités de mise aux enchères, par l'État, des garanties d'origine.

Compte tenu de l'importance du mécanisme ainsi créé pour le bon développement des offres « vertes » et de son impact sur le fonctionnement des marchés de détail, il importe en effet que le régulateur dispose d'un droit de regard sur les conditions pratiques de cette mise aux enchères, et en particulier sur :

- la justesse du prix de réserve proposé par le Gouvernement - un prix prohibitif ne permettrait pas la vente effective des garanties proposées alors qu'à l'inverse, un prix trop faible viendrait déstabiliser le marché actuel des garanties issues de la production non subventionnée ;

- la périodicité des mises aux enchères, qui devront être organisées à des échéances suffisamment régulières pour permettre aux fournisseurs de s'approvisionner ; à cet égard, une périodicité annuelle serait sans doute la plus adaptée ;

- ou encore la constitution de lots par type de filière et par zone géographique, pour répondre à la demande d'une énergie produite localement et d'un mix suffisamment diversifié.

Alinéa 3

Rédiger ainsi cet alinéa :

a) À la fin du 3°, les mots : « et suivants » sont remplacés par les mots : « à L. 342-12 ; »

Amendement de précision d'une référence au code de l’énergie.

Alinéas 6 et 8

Compléter ces alinéas par les mots :

, quel que soit le maître d'ouvrage de ces travaux

Cet amendement vise à rétablir une disposition prévue dans la rédaction actuelle de l'article L. 341-2 du code de l'énergie afin de préciser que les travaux de raccordement aux réseaux publics de distribution d'électricité sont effectués sous la maîtrise d'ouvrage soit des autorités organisatrices de la distribution d'électricité (AODE), soit des gestionnaires de ces réseaux, selon la répartition prévue à cet effet dans les cahiers des charges des concessions. À cet égard, il convient aussi de rappeler que les AODE peuvent intervenir pour raccorder des consommateurs mais aussi, le cas échéant, des producteurs.

Alinéa 8

après les mots :

dont les installations sont raccordées

insérer les mots :

en basse tension

Le développement d’installations de production au plus près des sites de consommation est un enjeu important de la transition énergétique et de la mise en valeur de nos territoires. Il est aussi un levier de soutien aux exploitations agricoles, qui peuvent y trouver la possibilité de valoriser leurs bâtiments et un complément de revenus récurrent.

Les sites de production photovoltaïque de petite et moyenne puissance répondent à ces enjeux. Ces sites sont raccordés aux réseaux basse tension, ce qui garantit une consommation de l’électricité au plus près du site de production et minimise l’impact environnemental des raccordements.

Les installations jusqu’à 100 kVA, qui occupent moins de 1000 m² de toiture, bénéficient d’un tarif d’achat de l’électricité produite, garanti pour 20 ans. Les installations de 100 à 250 kVA s’inscrivent dans les programmes d’appels d’offres qui permettent au gouvernement de piloter le rythme de développement de cette filière. L’évolution des tarifs d’achat de l’électricité, dont le financement est assuré par la CSPE, suit la baisse des prix des panneaux photovoltaïques, pour permettre le développement de la filière sans créer d’effet d’aubaine. Cependant, le coût du raccordement au réseau pèse significativement dans l’économie des projets ; une prise en charge partielle par la collectivité, via le Turpe, doit permettre un développement plus large de ces sites.

Pour ce qui concerne les sites de production de grande puissance, parcs éoliens notamment (la puissance unitaire d’une éolienne est 2 à 3 MW), leur production est évacuée par un raccordement en moyenne tension, directement sur les postes sources. L’équilibre économique de ces sites était assuré par les tarifs d’achat spécifiques, jusqu’en 2016, et désormais par le complément de rémunération. Les schémas régionaux de raccordement aux réseaux des énergies renouvelables (S3REnR) permettent, par l’application d’une quote-part, de mutualiser le coût des investissements à réaliser sur les réseaux moyenne et haute tension, sans effet de blocage ni d’effet d’aubaine. Les gestionnaires de réseau de distribution, qui sont consultés très en amont de ces projets, observent que leur viabilité dépend d’un grand nombre de facteurs (exposition au vent, acceptabilité environnementale, disponibilité du foncier…) parmi lesquels le coût de raccordement a un poids et un impact mineurs.

Ainsi, une prise en charge partielle du coût de raccordement de ces projets, qui sont souvent portés par de grands opérateurs européens, n’aurait pas d’effet significatif sur le développement de la filière. En revanche, elle exposerait les GRD les plus ruraux, qui sont ceux les plus propices à l’installation de nouveaux sites et supportent donc déjà des investissements très lourds, à des charges nouvelles potentiellement très importantes mettant immédiatement en danger leur équilibre économique. Pour ces GRD, la compensation par augmentation du Turpe ne serait que très partielle, puisque celle-ci serait dimensionnée par la moyenne nationale, et de surcroît différée jusqu’à la révision du Turpe.

Cet amendement vise ainsi à cibler plus précisément ce nouveau levier de soutien à la production à base d’énergie renouvelable, au plus près des sites de consommation, et à préserver les équilibres globaux des différents gestionnaires de service public.

Alinéa 9, première phrase

Remplacer le pourcentage :

50 %

par le pourcentage :

40 %

Cet amendement vise à plafonner à 40 %, au lieu de 50 %, le niveau maximal de prise en charge par le tarif d’utilisation des réseaux (TURPE), et donc par l’ensemble des consommateurs d’électricité, des coûts de raccordement des consommateurs, gestionnaires de réseaux de distribution ou des producteurs d’électricité renouvelable éligibles.

Ce plafond de 40 % correspond au taux de réfaction déjà appliqué aux consommateurs ainsi qu’aux gestionnaires des réseaux de distribution pour le raccordement de leurs ouvrages sur un autre réseau de distribution – ces gestionnaires bénéficiant aussi d’un abattement de 30 % pour leur raccordement au réseau de transport.

Outre qu’il ne lèserait pas les bénéficiaires actuels de la réfaction, l’abaissement du plafond aurait pour avantage :

- d’une part, de minorer le coût maximal de la réfaction pour les autres utilisateurs du réseau, dans un contexte déjà marqué par la hausse des tarifs (+ 2,71 % de hausse moyenne au 1^er août 2017 puis à hauteur, en moyenne, de l’inflation au 1^er août de chaque année) et des coûts de raccordement anticipés sur la période 2017-2020 (219 millions d’euros en moyenne par an, contre 162 millions entre 2014 et 2017) ; selon les hypothèses retenues, l’extension de la réfaction aux producteurs entraînerait une augmentation supplémentaire du TURPE comprise entre 0,6 % et 0,8 % ;

- d’autre part, même si ces coûts seront couverts par le TURPE à hauteur des charges constatées à la fin de chaque exercice, ils représenteront dans l’intervalle une charge de trésorerie supplémentaire pour Enedis et, surtout, pour les entreprises locales de distribution (ELD) dont la surface financière est bien plus réduite.

Enfin, la fixation à 50 % du plafond n’est justifiée par aucun argument économique et il est probable que les producteurs eux-mêmes, conscients des difficultés potentielles qu’un niveau de réfaction trop élevée poserait notamment pour la trésorerie des ELD, ne revendiqueront pas plus de 40 % de prise en charge.

Alinéa 9, première phrase

Supprimer le mot :

il

Amendement rédactionnel.

Alinéa 9, seconde phrase

Remplacer les mots :

après avis

par les mots :

sur proposition

Dès lors que la Commission de régulation de l’énergie (CRE) élabore déjà le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) et qu’elle propose les principes généraux du calcul de la contribution due au gestionnaire du réseau de distribution lors d’un raccordement, cet amendement propose, par cohérence, de renforcer sa compétence en matière de fixation des taux de réfaction tarifaire.

En l’état actuel du texte, le niveau de couverture de la réfaction par le TURPE est arrêté par l’autorité administrative après avis de la CRE ; avec cet amendement, la CRE aurait un pouvoir de proposition, la décision finale restant entre les mains du Gouvernement. Un renforcement du rôle du régulateur en la matière paraît en outre d’autant plus justifié que les sommes mises à la charge de la collectivité, de l’ordre d’une centaine de millions d’euros, ne sont pas négligeables et qu’il est donc essentiel d’encadrer la mise en œuvre de cette disposition.

Alinéa 9, première phrase

Après le mot :

raccordement

insérer les mots :

lorsque celui-ci est effectué sous la maîtrise d'ouvrage du gestionnaire de réseau concerné

Cet amendement prévoit que le plafonnement de la réfaction tarifaire prévue au présent article concerne uniquement les raccordements réalisés sous la maîtrise d'ouvrage des gestionnaires de ces réseaux.

Aujourd'hui, il arrive en effet que certaines autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité (AODE) continuent de financer des raccordements en dehors du protocole PCT (« part couverte par le tarif »), le cas échéant en faisant appel aux aides du fonds d'aide à l'électrification rurale (le « FACÉ »), ce qui peut les conduire à verser une participation supérieure à la réfaction tarifaire actuelle pour les consommateurs, soit 40 %. Or, en l'état, le présent article ne permettrait plus aux consommateurs concernés de bénéficier du même niveau de prise en charge.

Alinéa 9

Après cet alinéa, insérer un alinéa ainsi rédigé :

« La prise en charge prévue au présent 3° n'est pas applicable lorsque les conditions de raccordement sont fixées dans le cadre de la procédure de mise en concurrence prévue à l'article L. 311-10. » ;

Cet amendement vise à déplacer au sein de l'article L. 341-2, par cohérence, la disposition selon laquelle la réfaction tarifaire ne s'applique pas aux installations sélectionnées après mise en concurrence lorsque les conditions de raccordement ont été fixées par le cahier des charges de cette procédure de mise en concurrence, plutôt qu'à l'article L. 342-12 qui traite uniquement des schémas régionaux de raccordement aux énergies renouvelables (S3REnR).

Alinéa 11

Dans la première phrase de cet alinéa, remplacer les mots :

non-respect du délai de mise à disposition des ouvrages de raccordement

par les mots :

dépassement du délai prévu par la convention de raccordement ou, à défaut, par l'article L. 342-3

Cet amendement vise à préciser le délai auquel il est fait référence, qui est celui fixé dans la convention de raccordement ou, à défaut, celui prévu à l'article L. 342-3 du code de l'énergie (dix-huit mois en cas de travaux), ainsi qu’à supprimer, par cohérence avec la rédaction actuelle du code de l’énergie, la notion de « mise à disposition » des ouvrages de raccordement qui pourrait laisser penser, à tort, que le gestionnaire de réseau doit construire les ouvrages quel que soit l’état d’avancement de l’installation de production.

Alinéa 11

Après cet alinéa, insérer un alinéa ainsi rédigé :

Les indemnités visées au présent 4° ne peuvent excéder un montant par installation fixé par décret en Conseil d’État.

Cet amendement reprend au sein de l’article L. 341-2, par cohérence, le plafonnement des indemnités par installation auparavant visé à l’article L. 342-3, qui ne traite que du régime indemnitaire « de droit commun », et propose, par analogie avec ce qui est déjà prévu à l’article L. 342-3, que ce plafond soit fixé par décret en Conseil d’État, et non par décret simple.

Alinéas 12 et 13

Supprimer ces alinéas

Amendement de coordination avec l’amendement réintroduisant le plafonnement des indemnités par installation à l’article L. 341-2.

Alinéa 16

Supprimer les mots :

a du

Correction d'une erreur de référence.

Compléter cet article par un paragraphe ainsi rédigé :

… .  – Le délai mentionné au premier alinéa du I de l’article 136 de la loi n° 2015-991 du 7 août 2015 portant nouvelle organisation territoriale de la République n’est pas applicable au schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables. Toutefois, ce dernier est révisé au plus tard six mois à compter de l’adoption du schéma régional d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires.

L’article 136 de la loi portant nouvelle organisation territoriale de la République (loi NOTRe) prévoit que les schémas régionaux doivent être révisés au périmètre des nouvelles régions dans un délai de trois ans à compter de la promulgation de la loi, soit avant le 8 août 2018.

S’agissant des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR), leur révision implique un long processus qui demande de réaliser une nouvelle étude, la soumettre aux parties prenantes, réaliser une évaluation environnementale, mettre le schéma à disposition du public, etc. À titre d’exemple, le schéma de la région Rhône-Alpes a donné lieu à plus de trois ans de discussion avant d’entrer en vigueur au deuxième semestre 2015. Pour être au rendez-vous du 8 août 2018, il conviendrait alors de rouvrir la révision dès le mois de juin 2017, sans que l’évolution du contexte ne le justifie.

De plus, les S3RENR devront être réévalués à l’aune des nouveaux objectifs inscrits dans les schémas régionaux d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET). En effet, les S3RENR sont élaborés par le gestionnaire du réseau de transport d’électricité sur la base des objectifs de déploiement d’énergies renouvelables inscrits dans les schémas régionaux climat air énergie (SRCAE) qui doivent être intégrés dans les SRADDET dont l’adoption interviendra avant le 28 juillet 2019.

Ainsi, le droit actuel pourrait conduire à devoir réviser les S3RENR deux fois dans un intervalle de temps très court, la première fois pour respecter le délai fixé par la loi NOTRe, la seconde pour procéder à l’adaptation du S3RENR aux nouveaux objectifs du SRADDET.

Dans un souci de simplification, le présent amendement prévoit donc de caler la date limite de révision des S3RENR sur celle de l’élaboration des SRADDET.

Alinéa 19

Supprimer cet alinéa

Amendement de coordination avec l’amendement réintroduisant cette disposition au sein de l'article L. 341-2.

Avant l'alinéa 1

Insérer un paragraphe ainsi rédigé :

… . – Après l’article L. 421-9 du code de l’énergie, il est inséré un article L. 421-9-1 ainsi rédigé :

« Art. L. 421-9-1. – En cas de modification de la nature du gaz acheminé dans les réseaux de distribution et de transport de gaz naturel, pour des motifs tenant à la sécurité d’approvisionnement du territoire, les opérateurs de stockages souterrains de gaz naturel mettent en œuvre les dispositions nécessaires pour contribuer au bon fonctionnement et à l’équilibrage des réseaux, à la continuité du service d’acheminement et de livraison du gaz et à la sécurité des biens et des personnes. La décision et les modalités de mise en œuvre par les opérateurs d’une telle modification font l’objet d’un décret, pris après une évaluation économique et technique de la Commission de régulation de l’énergie permettant de s’assurer de l’adéquation des mesures envisagées au bon fonctionnement du marché du gaz naturel au bénéfice des consommateurs finals.

Outre les infrastructures de transport et de distribution, les opérations de conversion liées à la modification de la nature du gaz acheminé dans les réseaux concernent aussi les infrastructures de stockage et les opérateurs qui en ont la charge.

En l’espèce, dans le cadre de l’opération de conversion en gaz H d’une grande partie de la région des Hauts-de-France consécutive à l’arrêt programmé de la production de gaz B, il sera nécessaire de convertir le seul site de stockage français de gaz B, situé à Gournay-sur-Aronde et opéré par Storengy.

Aussi le présent amendement prévoit-il, pour les opérateurs de stockage, un cadre juridique analogue à celui déjà mis en place par la loi s’agissant des gestionnaires de réseaux de transport et de distribution.

Cependant, l’activité de stockage n’étant pas régulée, le coût des opérations de conversion, estimé à une vingtaine de millions d’euros au total (incluant les coûts directs des travaux et les pertes de performance et de revenus liés au sous-remplissage prolongé du stockage), ne peut être aujourd’hui couvert par les tarifs d’utilisation du réseau, comme le sont les opérations de conversion du réseau. Une telle prise en charge serait pourtant justifiée par le caractère contraint des opérations et par la nécessité d’assurer la continuité d’approvisionnement en gaz des zones concernées.

Or, pour être recevable au titre de l’article 40 selon la jurisprudence établie par notre commission des finances, cet amendement ne peut traiter de cette question, qui doit nécessairement relever d’une initiative gouvernementale.

Alinéa 8

Remplacer les mots

de ce gaz

par les mots :

du gaz concerné

Amendement rédactionnel.

Alinéa 14

À la première phrase, remplacer les mots :

au présent livre

par les mots :

à l’article L. 554-8

Cet amendement tend à préciser le champ des contrôles réglementaires des appareils ou équipements à gaz auxquels le consommateur final ne peut s’opposer sous peine de risquer l’interruption de sa fourniture de gaz.

En l’état, le texte vise la totalité du livre V du code de l’environnement qui traite de très nombreux sujets sans rapport avec ces contrôles (produits chimiques, biocides, organismes génétiquement modifiés, déchets radioactifs, etc.).

Pour plus de clarté, le présent amendement propose donc de renvoyer aux contrôles mentionnés à l’article L. 554-8 du code de l’environnement pour les canalisations de gaz situées à l’intérieur des bâtiments, tels qu’ils sont précisés par le décret n° 63-608 du 23 mai 1962 et par son arrêté d’application du 2 août 1977.

Supprimer les mots :

, conformément à l’article L. 2253-1 du code général des collectivités territoriales

L’article 4 bis met justement en cohérence le code général des collectivités territoriales et le code de l’énergie en prévoyant explicitement, dans ce dernier, que le financement participatif des projets de production d’énergies renouvelables peut être ouvert aux collectivités et à leurs groupements, que le projet soit situé sur leur territoire ou à proximité de celui-ci.

Le présent amendement conserve cet apport bienvenu mais supprime, par souci de simplification, la référence inutile au code général des collectivités territoriales dans le code de l’énergie.

Remplacer les mots :

premier et deuxième alinéas

par les mots :

I et II

Amendement rédactionnel.

Supprimer cet article.

Les articles L. 341-4 et L. 453-7 du code de l’énergie tels que modifiés de la loi « Transition énergétique » prévoient que les gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité et de gaz devront, dans le cadre du déploiement des compteurs communicants Linky et Gazpar, mettre à disposition des consommateurs leurs données de consommation, des systèmes d’alerte ainsi que des éléments de comparaison avec des consommations moyennes.

Cet article 4 ter introduit à l’Assemblée nationale à l’initiative du Gouvernement prévoit qu’un décret interviendra pour préciser le contenu des données concernées ainsi que les modalités de leur mise à disposition.

Or, s’il peut être légitime, pour un parlementaire, de renvoyer explicitement au pouvoir réglementaire pour préciser les modalités d’application de la disposition législative qu’il propose, l’on ne comprend pas bien l’intérêt pour le Gouvernement d’ajouter une telle mention, dès lors qu’il dispose d’un pouvoir réglementaire autonome et qu’il n’a pas besoin que la loi l’y autorise pour prendre un décret d’application. Le reproche nous est, du reste, assez souvent fait, de prévoir des renvois explicites à des mesures réglementaires inutiles pour que la règle ne s’applique pas, a fortiori, au Gouvernement.