EXAMEN DES ARTICLES
Article 1er (article L. 111-1 et articles L. 111-4, L. 111-5, L. 111-6, L. 111-6-1, L. 111-7, L. 111-8, L. 111-8-1 et L. 111-9 [nouveaux] du code minier) - Cessation progressive de la recherche et de l'exploitation d'hydrocarbures en France d'ici 2040
Objet : cet article vise à mettre progressivement fin à la recherche et à la production d'hydrocarbures sur le territoire français, en interdisant l'octroi de nouveaux permis de recherches et d'exploitation d'hydrocarbures et en ne prolongeant pas les concessions d'exploitation existantes au-delà de 2040.
I. Le droit en vigueur
La recherche et l'exploitation d'hydrocarbures sont encadrées par le code minier, qui prévoit la délivrance de deux principaux titres miniers : le permis exclusif pour des recherches pour l'exploration de gisements, et la concession pour l'exploitation.
1. Le permis exclusif de recherches
Au titre de l'article L. 122-1 du code minier, le permis de recherches « confère à son titulaire l'exclusivité du droit d'effectuer tous travaux de recherches dans le périmètre qu'il définit et de disposer librement des produits extraits à l'occasion des recherches et des essais ».
La procédure d'instruction des demandes et de délivrance des permis de recherches est définie par le décret n° 2006-648 du 2 juin 2006. Ce décret prévoit que les opérateurs doivent remettre leurs demandes de permis exclusif de recherche d'hydrocarbures au ministre chargé des mines. L'autorité administrative doit ensuite ouvrir une procédure de mise en concurrence de l'octroi du permis pour permettre à d'autres entreprises intéressées de se manifester 10 ( * ) .
Pour se voir attribuer un permis, les opérateurs doivent justifier qu'ils possèdent les capacités techniques et financières nécessaires pour assurer les travaux de recherche .
L'instruction des demandes fait l'objet d'une phase de participation du public.
Le permis est octroyé par arrêté du ministre chargé des mines pour une durée initiale maximale de cinq ans . Le silence gardé pendant plus de deux ans vaut décision de rejet.
La validité d'un permis exclusif de recherches peut être prolongée à deux reprises, chaque fois pour une durée de cinq ans au plus , sans nouvelle mise en concurrence. Les articles L. 142-1 et L. 142-2 du code minier prévoient que ces prolongations sont de droit, soit pour une durée au moins égale à trois ans, soit pour la durée de validité précédente si cette dernière est inférieure à trois ans 11 ( * ) . Si l'autorité administrative n'a pas statué à temps sur la demande de prolongation, le titulaire du permis reste autorité à poursuivre ses travaux de prospection.
L'article L. 132-6 du code minier prévoit que, lorsque le titulaire d'un permis de recherches découvre un gisement d'hydrocarbures dans le périmètre de son permis, il a le droit d'obtenir une concession portant sur l'exploitation de ce gisement (ce qu'on appelle le « droit de suite »).
S'agissant plus particulièrement de la recherche en mer, outre les permis exclusifs de recherches, peuvent être octroyées des autorisations de prospection préalable . Ces autorisations, d'une durée maximale de deux ans, permettent aux sociétés de réaliser tous travaux de recherches à l'exclusion des sondages dépassant une profondeur de 300 mètres à partir du fond de la mer. Ces autorisations sont attribuées sans mise en concurrence, enquête publique, ni concertation locale avec les collectivités concernées et les associations environnementales agréées.
2. La concession
L'exploitation des gisements pétroliers et gaziers requiert l'octroi d'une concession.
Comme pour les permis de recherches, l'octroi d'une concession est conditionné au fait, pour le demandeur, de posséder les capacités techniques et financières nécessaires pour mener à bien les travaux.
Les concessions sont accordées par décret en Conseil d'État, après enquête publique et mise en concurrence , sauf dans le cas où la concession est octroyée dans le cadre du « droit de suite ». L'octroi des concessions est également conditionné à l'engagement pris par le demandeur de respecter des conditions générales d'exploitation complétées, le cas échéant, par des conditions spécifiques faisant l'objet d'un cahier des charges.
La durée initiale des concessions ne peut excéder cinquante ans . La durée d'une concession peut faire l'objet de prolongations successives, chacune d'une durée d'au plus 25 ans . Si à l'expiration de la période de validité du titre, l'autorité administrative n'a pas statué sur la demande de prolongation, le titulaire de la concession reste autorisé à poursuivre ses travaux.
Le rejet des demandes de concession est prononcé par arrêté du ministre chargé des mines . Le silence gardé pendant plus de trois sur la demande d'octroi de concession vaut décision de rejet.
II. Le projet de loi initial
L'article 1 er crée une nouvelle section dans le code minier, dérogatoire aux autres dispositions du code, qui s'applique à la recherche et à l'exploitation des hydrocarbures liquides ou gazeux en France.
Cet article prévoit de mettre progressivement fin à la recherche et à l'exploitation des hydrocarbures , à l'exception du gaz de mine, présents dans le sol et le sous-sol du territoire terrestre et maritime français - c'est-à-dire le domaine public maritime 12 ( * ) , le plateau continental 13 ( * ) ainsi que la zone économique exclusive 14 ( * ) .
Le gaz de mine (ou « grisou ») est défini dans le projet de loi comme « le gaz dont la récupération s'effectue sans intervention autre que celles rendues nécessaires pour maintenir en dépression les vides miniers contenant ce gaz, afin de l'aspirer ». Il s'agit du gaz présent dans les anciennes exploitations de charbon qui remonte naturellement à la surface.
L'article 1 er prévoit :
- la fin de l'octroi de permis de recherches ou d'autorisations de prospections préalables en vue de la recherche d'hydrocarbures , y compris à des fins expérimentales ;
- la fin de l'octroi de concessions en vue de l'exploitation d'hydrocarbures , sauf s'agissant des concessions délivrées aux titulaires de permis de recherches qui en font la demande avant l'expiration de ce permis dans le cadre du « droit de suite » défini à l'article L. 132-6 du code minier ;
- l'impossibilité de prolonger une concession existante pour une durée dont l'échéance dépasse 2040 .
L'article 1 er dispose, par ailleurs, que la prolongation d'un permis exclusif de recherches n'est autorisée que si elle répond aux conditions posées aux articles L. 142-1 et L. 142-2 du code minier (cf. supra ).
En outre, l'article 1 er modifie l'article L. 111-1 du code minier qui définit les substances minérales ou fossiles régies par les dispositions du code minier afin d'en simplifier la rédaction.
III. Le texte adopté par l'Assemblée nationale
La commission du développement durable et de l'aménagement du territoire de l'Assemblée nationale a adopté quatorze amendements, dont cinq amendements rédactionnels.
- plusieurs amendements du rapporteur Jean-Charles Colas-Roy ont visé à inclure le charbon dans la liste des substances qui ne pourront plus faire l'objet de permis de recherches ou d'exploitation à compter de l'entrée en vigueur de la loi ;
- trois amendements identiques relatifs à la définition du gaz de mine, dont l'exploitation pourra continuer d'être assurée, précisent que ce gaz est « situé dans les veines de charbon préalablement exploitées ». Ces amendements entendent spécifier que le gaz de mine ne recouvre que le « grisou » et non le gaz de couche, situé dans les couches de charbon non exploitées. Un amendement complémentaire du rapporteur prévoit que le gaz de mine ne concerne pas les gaz dont la récupération nécessite des actions de stimulation, cavitation ou fracturation du gisement .
- un amendement de Mathilde Pannot, sous-amendé par le rapporteur, qui précise que l'interdiction d'octroi des permis de recherches et des titres d'exploration concerne tous les hydrocarbures, quelle que soit la technique employée.
En séance publique, neuf amendements ont été adoptés, dont six amendements rédactionnels ou de coordination juridique, ainsi que :
- un amendement de Jean-Paul Mattei, avec un avis favorable de la commission et du Gouvernement, qui prévoit la possibilité, pour les titulaires d'une concession minière, de continuer à exploiter des hydrocarbures liquides ou gazeux connexes aux substances exploitées dans le cadre de la concession , lorsque cette exploitation est un « préalable indispensable à la valorisation des substances sur lesquelles porte la concession ou qu'elle résulte d'impératifs liés à la maîtrise des risques ». La valorisation de ces hydrocarbures connexes doit être limitée à un usage local, l'injection dans un réseau de transport ou la liquéfaction étant interdites ;
- un amendement de Jean-Paul Mattei, avec un avis favorable de la commission et du Gouvernement, qui prévoit que les titulaires d'une concession minière ont droit, s'ils en font la demande cinq ans avant l'échéance de leur titre, à la conversion de leurs concessions en concessions portant sur une substance non énergétique connexe avec les hydrocarbures exploités ou sur un autre usage du sous-sol ;
- un amendement du rapporteur Jean-Charles Colas-Roy, avec un avis favorable du Gouvernement, permettant à l'administration d'imposer aux titulaires de concessions d'hydrocarbures, lors de leur délivrance, de leur extension ou de leur prolongation, un cahier des charges contenant des prescriptions en matière de protection de l'environnement, de sécurité et de santé publique .
IV. La position de votre commission
Le présent article, qui organise la fin progressive de la production nationale d'hydrocarbures d'ici 2040, constitue le coeur du projet de loi.
Ne pourraient continuer à être exploités après 2040 que les concessions en cours de validité dont l'échéance dépasse le 1 er janvier 2040 (soit cinq concessions), ainsi que, dans certains cas, les concessions octroyées dans le cadre du droit de suite.
L'extension au charbon de la délivrance de nouveaux permis ne pose pas de difficultés , la France ayant cessé de produire du charbon depuis la fermeture du dernier puits en avril 2004.
L'exception prévue pour l'exploitation du gaz de mine , qui pourra continuer d'être capturé et valorisé, répond à des enjeux et de sécurité et de santé publique, mais aussi à un impératif environnemental puisque ce gaz présente un potentiel de réchauffement climatique de plus de vingt fois supérieur à celui du CO 2 .
De même, la dérogation insérée à l'Assemblée nationale pour les hydrocarbures qui sont connexes à d'autres substances exploitées dans le cadre d'une concession paraît utile pour préserver l'activité d'exploitation de soufre du bassin de Lacq , qui nécessite l'extraction de gaz naturel. Il est prévu que le gaz naturel ne pourra pas être injecté dans le réseau ni liquéfié, mais devra être valorisé localement, ce qui est cohérent avec l'objectif visé par ce texte.
En somme, le projet de loi préserve globalement les droits acquis des titulaires de titres miniers , qui pourront continuer jusqu'à échéance de leurs titres leurs activités de recherche et d'exploitation actuelles. Pourrait toutefois donner lieu à des demandes d'indemnisation de la part des exploitants le refus de prolongation de concessions existantes au-delà du 1 er janvier 2040 si les réserves d'hydrocarbures qui demeurent à cette date peuvent justifier la poursuite d'une exploitation.
Votre commission déplore cependant qu'aucune disposition spécifique n'ait été prévue pour préserver la recherche publique sur les hydrocarbures . Mettre fin à la production d'hydrocarbures sur notre territoire national ne doit pas conduire à arrêter toute recherche sur les gisements contenus dans nos sous-sols, à des fins d'amélioration de la connaissance scientifique ou de prévention des risques.
Votre commission a donc adopté un amendement, à l'initiative de son rapporteur, afin de prévoir explicitement que la recherche « réalisée sous contrôle public, à seules fins de connaissances géologique du territoire national, de surveillance ou de prévention des risques miniers » demeure autorisée , tout en précisant que cette recherche ne pourra pas déboucher sur une concession en vue de l'exploitation des gisements.
Votre commission a émis un avis favorable à l'adoption de cet article ainsi modifié.
Article 1er bis (article L. 111-10 [nouveau] du code minier) - Limitation au 1er janvier 2040 de la durée des concessions attribuées en application du « droit de suite »
Objet : cet article limite la durée des concessions attribuées aux titulaires d'un permis exclusif de recherches en application du « droit de suite » afin qu'elles ne puissent pas dépasser l'échéance du 1 er janvier 2040, sauf en cas de menace pour l'équilibre économique de l'exploitation.
I. Le droit en vigueur
L'article L. 132-6 du code minier prévoit que le titulaire d'un permis exclusif de recherches a droit, s'il en fait la demande avant l'expiration de son permis, à obtenir une concession pour exploiter les gisements découverts à l'intérieur du périmètre de son permis.
Il existe actuellement 31 permis exclusifs de recherches en cours de validité qui pourraient donner lieu à l'octroi de concessions en cas de découverte d'un gisement.
II. Le texte adopté par l'Assemblée nationale
L'article 1 er bis a été inséré en commission à l'initiative du rapporteur Jean-Charles Colas-Roy, sous-amendé par un amendement de Loïc Prud'homme, avec un avis de sagesse du Gouvernement
Il prévoit de limiter l'échéance des concessions d'exploitation d'hydrocarbures délivrées postérieurement à l'entrée en vigueur de la loi, en application de l'article L. 132-6 du code minier (« droit de suite »), afin qu'elles ne puissent dépasser l'échéance du 1 er janvier 2040 .
En séance publique, un amendement du Gouvernement, sous-amendé par deux amendements de Delphine Batho et Matthieu Orphelin a été adopté, avec un avis favorable de la commission, procédant à une nouvelle rédaction de cet article. Cet amendement prévoit qu'il peut être dérogé à la limitation de la durée des concessions octroyées dans le cadre du droit de suite à 2040 lorsque le titulaire du permis exclusif de recherches démontre qu'une telle limitation ne permet pas de couvrir ses coûts de recherche et d'exploitation afin d'atteindre un « équilibre économique » . Les modalités de prise en compte de ces coûts doivent être déterminées par décret.
La rédaction initiale de l'amendement du Gouvernement prévoyait qu'une telle dérogation pouvait être accordée si le titulaire démontrait que la limitation prévue ne permettait pas de couvrir ses coûts avec une « rentabilité normale » .
III. La position de votre commission
Limiter la durée des concessions attribuées en vertu du « droit de suite » au 1 er janvier 2040 paraît cohérent avec l'objectif de la loi de mettre fin à la production nationale d'hydrocarbures d'ici 2040.
Toutefois, comme l'a fait remarquer le Gouvernement en séance publique à l'Assemblée nationale, une telle limitation pourrait donner lieu à des demandes d'indemnisation de la part de sociétés ayant réalisé de lourds investissements dans le cadre de leurs activités de prospection qu'elles ne pourraient pas amortir au regard de la durée de la concession octroyée.
La dérogation prévue, qui permet aux entreprises de poursuivre leur activité d'exploration au-delà du 1 er janvier 2040 si elles parviennent à démontrer à l'administration que cela est nécessaire pour parvenir à un « équilibre économique » n'est pas satisfaisante. En effet, cette notion est trop restrictive car elle se limiterait à prendre en compte les coûts de recherche et d'exploitation engagés par les opérateurs, et exclurait le retour sur investissement que ceux-ci sont en droit d'attendre lorsqu'ils entreprennent une activité d'exploitation .
Votre rapporteur souhaitait donc revenir à une formulation proche de celle initialement proposée par le Gouvernement, et remplacer cette notion par celle de « rémunération normale des capitaux immobilisés compte tenu des risques inhérents à ces activités », afin de couvrir non seulement les coûts engagés mais également d'assurer à l'exploitant un profit raisonnable.
Cette notion est déjà connue en droit et utilisée par exemple pour le calcul des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité et de gaz, des tarifs d'achat du bio-méthane ou encore dans le calcul des tarifs réglementés de vente d'électricité.
Par ailleurs, votre rapporteur proposait, pour une question de cohérence, d'inclure les dispositions de l'article 1 er bis dans l'article 1 er puisqu'elles portent sur la même section du code de l'énergie.
Les interrogations que cette formulation a suscitées lors de l'examen du présent rapport en commission ont conduit votre rapporteur à retirer l'amendement qu'il proposait .
Votre commission a émis un avis favorable à l'adoption de cet article sans modification.
Article 2 - Champ d'application des dispositions relatives à la cessation progressive de la recherche et de l'exploitation d'hydrocarbures
Objet : cet article prévoit d'appliquer les dispositions prévues par l'article 1 er aux nouvelles demandes d'octroi initial ou de prolongation de permis de recherches ou de concessions d'hydrocarbures, ainsi qu'aux demandes en cours d'instruction.
I. Le projet de loi initial
L'article 2 prévoit que les dispositions de l'article 1 er relatives à la cessation progressive de la recherche et de l'exploitation d'hydrocarbures s'appliquent aux nouvelles demandes d'octroi initial ou de prolongation de permis exclusifs de recherches, d'autorisations de prospections préalables ou de concessions d'hydrocarbures .
Cet article prévoit également que ces dispositions s'appliquent aux demandes en cours d'instruction , sauf s'agissant des cas où une juridiction a enjoint l'administration de procéder à la délivrance ou à la prolongation d'un permis ou d'une concession.
II. Le texte adopté par l'Assemblée nationale
En commission, trois amendements rédactionnels du rapporteur ont été adoptés de même qu'un amendement de Matthieu Orphelin pour préciser, en écho à l'article 1 er , que cette interdiction de recherche et d'exploitation s'applique « quelle que soit la technique utilisée ».
III. La position de votre commission
Il existe actuellement 73 demandes de permis exclusif de recherches et 14 demandes de concessions en cours d'instruction . Les plus anciennes demandes datent de 2009. La majeure partie de ces demandes ont fait l'objet d'une décision implicite de rejet, puisqu'elles n'ont pas fait l'objet d'une réponse de l'administration dans le délai imparti.
Votre commission regrette que cette inaction de l'État au cours des dernières années , qui a préféré garder le silence plutôt que rendre des décisions motivées de refus d'octroi de permis, ait généré un stock important de demandes non traitées et pénalisé les industriels en attente d'une décision de l'administration.
Le rejet des demandes en cours d'instruction prévu par le présent article est cependant cohérent avec l'objectif de mettre fin à la délivrance de nouveaux titres miniers relatifs aux hydrocarbures prévu à l'article 1 er . Votre commission est donc favorable à l'adoption de cet article sans modification.
Votre commission a émis un avis favorable à l'adoption de cet article sans modification.
Article 2 bis (article L. 132-12-1 [nouveau] du code minier) - Reconversion des exploitations d'hydrocarbures pour d'autres usages
Objet : cet article prévoit que, cinq ans avant la fin de leur concession, les exploitants remettent à l'autorité administrative un dossier relatif au potentiel de reconversion de leur installation pour d'autres usages.
I. Le texte adopté par l'Assemblée nationale
Cet article a été adopté, en séance publique à l'Assemblée nationale, à l'initiative de deux amendements identiques de Jean-Paul Mattei et Bertrand Pancher, avec un avis favorable de la commission et du Gouvernement.
Il dispose que, cinq ans avant la fin d'une concession, l'exploitant doit remettre à l'autorité administrative un dossier présentant le potentiel de reconversion des installations ou du site d'implantation pour d'autres usages , notamment la géothermie ou l'implantation d'énergies renouvelables.
II. La position de votre commission
Cet article vise à faciliter la reconversion des sites d'exploration d'hydrocarbures, en vue de développer des projets de géothermie ou d'installation d'énergies renouvelables, ce qui est vertueux tant d'un point de vue environnemental que sur le plan économique , en offrant des possibilités de reconversion des emplois sur les sites concernés.
Il est utile de prévoir qu'avant l'échéance du titre, et donc l'arrêt et le démantèlement des installations d'exploitation, une réflexion soit menée quant au potentiel de reconversion du site en vue d'en faire d'autres usages.
Votre commission a émis un avis favorable à l'adoption de cet article sans modification.
Article 2 ter (article L. 163-11 du code minier) - Conversion et cession des installations d'exploration ou d'exploitation d'hydrocarbures
Objet : cet article prévoit la possibilité, pour une entreprise, de convertir ou de céder ses installations d'exploration ou d'exploitation d'hydrocarbures à d'autres personnes publiques ou privées, en vue de leur utilisation pour d'autres usages.
I. Le droit en vigueur
Le code minier prévoit à ses articles L. 143-1 à L. 143-7 les conditions de mutation des titres miniers.
La mutation d'un permis exclusif de recherches ou d'une concession peut être totale ou partielle .
Ce transfert fait l'objet d'une autorisation préalable par l'autorité administrative , sans mise en concurrence, ni enquête publique. Le cessionnaire est tenu de satisfaire aux conditions techniques et financières exigées pour l'obtention d'un tel titre. Le silence gardé pendant plus de quinze mois par le ministre chargé des mines sur une demande de mutation de titre vaut décision de rejet.
Par ailleurs, l'article L. 163-11 du code minier prévoit qu'à l'arrêt des travaux, le titulaire d'un titre minier est tenu de remettre aux collectivités territoriales intéressées les installations hydrauliques que ces collectivités estiment nécessaires à l'assainissement, à la distribution de l'eau ou à la maîtrise des eaux pluviales, de ruissellement ou souterraines.
II. Le texte adopté par l'Assemblée nationale
L'article 2 ter a été inséré en séance publique à l'Assemblée nationale, à l'initiative de Bertrand Pancher.
Il complète l'article L. 163-11 du code minier afin de prévoir qu'à l'arrêt des travaux, les installations d'exploration ou d'exploitation d'hydrocarbures peuvent être converties ou cédées par l'exploitant à d'autres personnes publiques ou privées en vue de leur utilisation pour d'autres usages.
III. La position de votre commission
En ce qu'il inscrit dans le code minier la possibilité de convertir ou de céder une installation d'exploration ou d'hydrocarbures en vue d'autres usages, cet article encourage la reconversion des sites miniers actuels en vue de développer d'autres activités économiques comme la géothermie .
Cette base légale sera utile pour inciter les exploitants à convertir leurs exploitations et à maintenir une activité sur les bassins concernés.
Votre commission a émis un avis favorable à l'adoption de cet article sans modification.
Article 3 (articles 1er, 2, 3 bis [nouveau] et 4 de la loi n° 2011-835 du 13 juillet 2011 visant à interdire l'exploitation des mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux par fracturation hydraulique et à abroger les permis exclusifs de recherches comportant des projets ayant recours à cette technique ; article L. 173-5 et L. 512-1 du code minier) - Suppression de la commission nationale d'orientation, de suivi et d'évaluation des techniques d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures liquides et gazeux et extension de l'interdiction de la fracturation hydraulique à d'autres techniques
Objet : cet article vise à supprimer la commission nationale d'orientation, de suivi et d'évaluation des techniques d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures liquides et gazeux et à étendre l'interdiction de la fracturation hydraulique à d'autres techniques.
I. Le droit en vigueur
Les inquiétudes quant aux conséquences environnementales de la technique de fracturation hydraulique utilisée pour exploiter des hydrocarbures non conventionnels ont conduit le législateur à interdire tout projet d'exploration et d'exploitation ayant recours à cette technique .
La loi n° 2011-835 du 13 juillet 2011 15 ( * ) prévoit ainsi, à son article 1 er , que « l'exploration et l'exploitation des mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux par des forages suivis de fracturation hydraulique de la roche sont interdites sur le territoire national ». En conséquence, l'article 3 de la loi prévoit que les titulaires d'un permis de recherches ayant recours à cette technique voient leurs permis abrogés.
Afin de permettre la réalisation de projet d'expérimentation et d'évaluation de la technique de la fracturation hydraulique ou de techniques alternatives, le Sénat avait souhaité qu'une commission nationale d'orientation, de suivi et d'évaluation des techniques d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures liquides et gazeux soit constituée .
Prévue à l'article 2 de la loi, cette commission « a notamment pour objet d'évaluer les risques environnementaux liés aux techniques de fracturation hydraulique ou aux techniques alternatives ». Elle émet un avis sur les conditions de mise en oeuvre des expérimentations réalisées à seules fins de recherche scientifique, sous contrôle public.
Enfin, l'article 4 de la loi prévoit que le Gouvernement doit remettre au Parlement un rapport annuel sur l'évolution des techniques d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures liquides ou gazeux et sur la mise en oeuvre des expérimentations réalisées sous contrôle public.
II. Le projet de loi initial
L'article 3 abroge les articles 2 et 4 de la loi du 13 juillet 2011 précitée afin de :
- supprimer la commission nationale d'orientation, de suivi et d'évaluation des techniques d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures liquides et gazeux . D'après l'étude d'impact annexée au projet de loi, cette commission ne s'est jamais réunie depuis sa création ;
- supprimer l'obligation faite au Gouvernement de remettre au Parlement le rapport annuel précité .
III. Le texte adopté par l'Assemblée nationale
À l'Assemblée nationale, la commission du développement durable et de l'aménagement du territoire a adopté un amendement du rapporteur Jean-Charles Colas-Roy, sous-amendé par Delphine Batho, afin d'étendre l'interdiction de la fracturation hydraulique prévue par l'article 1 er de la loi du 13 juillet 2011 aux techniques de stimulation de la roche et à l'emploi de « toute autre méthode ayant pour but de modifier notablement la perméabilité de la roche ou du réservoir de manière irréversible ».
En conséquence, l'amendement modifie l'intitulé de la loi pour y ajouter la mention de l'interdiction, outre la fraction hydraulique, de « toute autre méthode non-conventionnelle ».
En séance publique, le Gouvernement a présenté un amendement proposant une nouvelle rédaction de l'extension de l'interdiction prévue par l'article, afin qu'elle concerne « toute autre méthode ayant pour but de conférer à la roche une perméabilité » . D'après l'exposé des motifs de l'amendement, cette nouvelle rédaction permet de mieux décrire les techniques utilisées pour extraire les hydrocarbures non conventionnels.
Par ailleurs, un amendement de Delphine Batho, sous-amendé par le rapporteur, a créé un article 3 bis au sein de la loi du 13 juillet 2011 pour prévoir qu'à compter de l'entrée en vigueur de la loi, les demandeurs d'un titre minier devront remettre à l'autorité administrative un rapport démontrant l'absence de recours aux techniques interdites par la loi .
Enfin, deux amendements identiques de Hervé Saulignac et Delphine Batho et un amendement du rapporteur Jean-Charles Colas-Roy sont venus compléter le code minier pour prévoir que les titulaires de permis de recherches ou de concessions ne respectant pas l'interdiction du recours à des techniques de fracturation hydraulique ou à toute autre méthode non-conventionnelle sont passibles de sanctions administratives (le retrait des titres miniers, en application de l'article L. 173-5 du code minier) et pénales (deux ans d'emprisonnement et 30 000 euros d'amendes, en application de l'article L. 512-1 du code minier).
IV. La position de votre commission
Les articles 1 er et 2 du présent projet de loi interdisant, à l'avenir, la délivrance de tout nouveau permis de recherches ou d'exploitation d'hydrocarbures, y compris les hydrocarbures non conventionnels, la commission chargée d'évaluer les risques environnementaux des techniques de fracturation hydraulique et d'autres techniques alternatives devient sans objet .
L'extension de l'interdiction prévue par la loi du 13 juillet 2011 aux méthodes ayant pour but de conférer à la roche une perméabilité vise à exclure, à l'avenir, le recours à toute méthode d'extraction d'hydrocarbures par fracturation de la roche, et de n'autoriser que les méthodes conventionnelles d'exploitation par forage.
Étant donné que le projet de loi interdit l'octroi de nouveaux permis et qu'aucune des concessions existantes n'a recours à une technique de fracturation de la roche, cet ajout n'a qu'une portée limitée .
Par ailleurs, il est normal d'assortir le non-respect par les exploitants de l'interdiction des techniques non conventionnelles d'exploitation des hydrocarbures de sanctions administratives et pénales, sans quoi une telle interdiction ne saurait être dissuasive.
Votre commission a émis un avis favorable à l'adoption de cet article sans modification.
Article 5 bis (article L. 341-2, L. 342-3 et L. 342-7, et articles L. 342-7-1, L. 345-1, L. 345-2, L. 345-3, L. 345-4, L. 345-5, L. 345-6 et L. 345-7 [nouveaux] du code de l'énergie) - Raccordement des énergies renouvelables en mer
Objet : cet article transfère au gestionnaire du réseau public de transport d'électricité la charge du raccordement des installations d'énergies renouvelables en mer, et prévoit sa couverture par le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE) 16 ( * ) .
I. Le droit en vigueur
1. Les objectifs de développement des énergies renouvelables en mer fixés par la programmation pluriannuelle de l'énergie
Les énergies renouvelables en mer regroupent plusieurs technologies qui produisent de l'électricité à partir de sources renouvelables maritimes comme le vent en mer, les courants des marées, les vagues ou les gradients de température.
Au même titre que les autres énergies renouvelables, le développement des énergies renouvelables maritimes doit contribuer à atteindre les objectifs fixés dans la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte. Cette loi prévoit de porter la part des énergies renouvelables à 32 % de la consommation finale d'énergie et à 40 % de la production d'électricité d'ici 2030 .
Afin d'atteindre cet objectif, la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE ), arrêtée par décret le 27 octobre 2016 17 ( * ) , détermine la trajectoire de développement des énergies renouvelables par filière.
La PPE ambitionne d'atteindre un niveau de 3 000 mégawattheures (MW) de puissance installée d'éolien en mer posé d'ici la fin de l'année 2023, et de 100 MW s'agissant des autres énergies marines (éolien flottant, hydrolien, etc.). Par ailleurs, la PPE prévoit jusqu'à 6 000 MW de projets attribués pour l'éolien en mer posé en plus des 3 000 MW en service et jusqu'à 2 000 MW de plus s'agissant des autres énergies marines.
Objectifs de développement de production d'électricité à partir de sources maritimes renouvelables
(en mégawattheures)
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31 décembre 2018 |
31 décembre 2023 |
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Puissance installée |
Puissance installée |
Projets attribués |
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Éolien en mer posé |
500 |
3 000 |
Entre 500 et 6 000 de plus |
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Énergies marines (éolien flottant, hydrolien) |
- |
100 |
Entre 200 et 2 000 de plus |
Source : décret n° 2016-1442 du 27 octobre 2016
Afin de développer les énergies renouvelables maritimes, plusieurs appels d'offres ont été lancés portant sur la création de démonstrateurs, de fermes pilotes ou de fermes commerciales.
En ce qui concerne l'éolien en mer posé, quatre appels d'offres ont été émis à ce jour :
- un premier appel d'offres , lancé en juillet 2011, pour le développement de parcs éoliens dans cinq zones 18 ( * ) . Suite à l'abandon de l'appel d'offres sur la zone de Tréport 19 ( * ) , quatre lauréats ont été retenus sur les autres zones pour une capacité installée totale de 2 000 mégawattheures. Les mises en services de ces parcs sont attendues à compter de 2020-2021 ;
- un deuxième appel d'offres a été lancé en mars 2013 portant sur deux zones situées au large de la commune de Tréport et entre les îles d'Yeu et de Noirmoutier, pour une capacité totale de 1 000 mégawattheures. Les lauréats de ces appels d'offres ont été désignés en mai 2014 ;
- un troisième appel d'offres, lancé en avril 2016, porte sur une zone située au large de Dunkerque ;
- un quatrième appel d'offres a été lancé en novembre 2016 pour la réalisation d'un parc éolien dans la zone d'Oléron.
S'agissant de l'éolien en mer flottant , des appels d'offres ont été lancés en août 2015 pour la construction de quatre fermes pilotes de 24 MW chacune en Méditerranée et en Bretagne 20 ( * ) .
Des appels à projet pour la construction de deux fermes pilotes d'hydroliennes ont également été lancés en 2013. Les lauréats ont été désignés en décembre 2014 pour la construction d'une ferme de quatre hydroliennes d'une puissance unitaire de 1,4 MW et d'une ferme de sept hydroliennes d'une puissance unitaire de 2 MW au raz Blanchard.
2. Une nouvelle procédure de mise en concurrence
Le lancement du troisième appel d'offres pour la construction d'un parc éolien posé au large de Dunkerque a été l'occasion de mettre en place une nouvelle procédure de mise en concurrence .
Afin de sécuriser les projets et de limiter les recours contentieux, les services de l'État ont mené, en amont de la procédure de mise en concurrence, une concertation locale avec les différentes parties prenantes afin de favoriser l'acceptabilité des projets . Des études technico-économique de risques ont été réalisées afin d'identifier le potentiel de la zone et de préciser le périmètre de l'appel d'offres.
Un dialogue concurrentiel a par la suite été engagé avec les candidats présélectionnés sur la base de leurs capacités techniques et financières. Cette nouvelle procédure, prévue par l'ordonnance n° 2016-1059 du 3 août 2016 21 ( * ) et définie par le décret n° 2016-1129 du 17 août 2016 relatif à la procédure de dialogue concurrentiel pour les installations de production d'électricité, permet aux candidats et d'échanger avec les services de l'État sur le cahier des charges, qui est optimisé au cours du dialogue. Le cahier des charges définitif est transmis aux candidats en fin de dialogue.
3. Un coût du raccordement des installations en mer supporté par le producteur
Le raccordement des installations de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable est assuré par le gestionnaire du réseau public de transport d'électricité , Réseau de Transport d'Électricité (RTE).
En vertu de l'article L. 342-2 du code de l'énergie, les travaux de raccordement peuvent, sous réserve de l'accord du gestionnaire du réseau, être pris en charge financièrement par le producteur, qui doit alors recourir à des entreprises agréées par le maître d'ouvrage et selon les dispositions d'un cahier des charges établi par celui-ci.
Dans le cadre des premiers appels d'offres lancés en vue de la création de fermes commerciales d'éoliennes en mer, les cahiers des charges prévoient une prise en charge du coût du raccordement des installations par les producteurs .
L'article L. 341-2 du code de l'énergie prévoit que le tarif d'utilisation du réseau public de transport (TURPE) peut couvrir une partie du coût de raccordement aux réseaux publics de distribution de ces installations, dans la limite de 40 % de ce coût. Le niveau de prise en charge est arrêté par l'autorité administrative, après avis de la Commission de régulation de l'énergie.
En ce qui concerne le délai de raccordement de ces installations , l'article L. 342-3 du code de l'énergie dispose qu' il ne peut excéder dix-huit mois à compter de la réception, par le gestionnaire de réseau, de la convention de raccordement signée par le demandeur. Le producteur et le gestionnaire de réseau peuvent convenir d'un nouveau délai. Sur demande du gestionnaire de réseau, l'autorité administrative peut cependant accorder une prorogation de ce délai en « en fonction de la taille des installations et de leur localisation par rapport au réseau ou lorsque le retard pris pour le raccordement est imputable à des causes indépendantes de la volonté du gestionnaire de réseau ».
Le non-respect de ce délai peut donner lieu au versement d'indemnités aux producteurs selon un barème fixé par décret en Conseil d'État 22 ( * ) .
S'agissant plus particulièrement des installations produisant de l'électricité à partir de sources d'énergies renouvelables en mer, lorsque la cause de ce retard n'est pas imputable au gestionnaire de réseau mais résulte d'un événement imprévu, ces indemnités sont couvertes par le TURPE . Lorsque la cause du retard est imputable au gestionnaire de réseau, ce dernier est redevable d'une part de ces indemnités , dans la limite d'un pourcentage et d'un plafond fixés par arrêté. Ces indemnités ne peuvent excéder un montant par installation fixé par décret en Conseil d'État 23 ( * ) .
II. Le texte adopté par l'Assemblée nationale
L'article 5 bis , inséré à l'Assemblée nationale à l'initiative du Gouvernement, détermine de nouvelles modalités de financement du raccordement des installations d'énergies renouvelables en mer .
Cet article fait porter le coût du raccordement de ces installations au gestionnaire du réseau public de transport , c'est-à-dire à l'entreprise RTE, et non plus au producteur comme c'est le cas actuellement. Ce coût serait couvert par le tarif d'utilisation du réseau public d'électricité (TURPE), payé par le consommateur final d'électricité.
L'article 5 bis procède à plusieurs modifications des dispositions du code de l'énergie relatives au raccordement des installations de production d'électricité :
- il complète l'article L. 342-7 pour prévoir que, s'agissant des projets d'énergies renouvelables en mer faisant l'objet d'une procédure de mise en concurrence, le gestionnaire du réseau public de transport supporte le coût du raccordement « correspondant aux conditions techniques prévues dans le cahier des charges ou définies par le ministre chargé de l'énergie, y compris les coûts échoués en cas d'abandon de la procédure de mise en concurrence ». Lors de l'examen du projet de loi en séance publique, les députés ont adopté un amendement afin de préciser que le candidat qui porte le projet doit prendre en charge les éventuels surcoûts liés à des modifications du cahier des charges intervenues à son initiative, ainsi que les coûts échoués lorsqu'il fait défaut ;
- il complète l'article L. 342-3 relatif aux délais de raccordement afin de prévoir que le raccordement des installations de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable implantée en mer doit être achevé avant une date fixée par le cahier des charges établi dans le cadre de la procédure de mise en concurrence. En cas de retard de raccordement, le gestionnaire doit verser une indemnité au producteur, dont les modalités de calcul sont fixées par décret ;
- il crée un nouvel article L. 342-7-1 qui prévoit que le gestionnaire de réseau doit verser au producteur des indemnités en cas d'avaries sur des ouvrages de la partie marine du réseau entraînant une limitation partielle ou totale de la production d'électricité, dont les modalités de calcul sont fixées par décret.
Le présent article prévoit ainsi deux cas de versement d'une indemnité au producteur par le gestionnaire de réseau : en cas de retard de raccordement par rapport aux délais fixés dans le cahier des charges, d'une part, en cas de limitation de la production en raison d'une avarie sur la partie marine du réseau, d'autre part.
L'article 5 bis modifie également l'article L. 341-2 du code de l'énergie pour prévoir que ces indemnités sont couvertes par le TURPE 24 ( * ) . Lorsque le retard ou la limitation de la production sont imputables au gestionnaire de réseau, celui-ci doit prendre en charge une partie de ces indemnités sur ses fonds propres, dans la limite d'un pourcentage et d'un plafond fixés par arrêté du ministre chargé de l'énergie.
III. La position de votre commission
Cet article vise à clarifier les responsabilités des acteurs de la filière éolienne maritime en distinguant la construction des installations, à la charge du porteur de projet, et leur raccordement, à la charge du gestionnaire de réseau, sur le modèle de ce qu'il se fait déjà dans certains pays comme l'Allemagne.
Alors que la France bénéficie du 2 ème gisement d'éolien en mer en Europe après la Grande-Bretagne, les projets de développement de parcs éoliens offshore sont lents à se mettre en place. La procédure actuelle, selon laquelle les producteurs financent le raccordement de leurs installations sans avoir la maîtrise opérationnelle de ce raccordement, est facteur de complexité et augmente le risque de dépassement des délais de raccordement . Ce risque a un coût qui se répercute dans le prix que proposent les lauréats dans le cadre des appels d'offres.
La clarification des modalités de raccordement doit ainsi permettre d'accélérer la réalisation des projets d'énergie renouvelables en mer et de réduire leur coût .
Le Gouvernement souhaite que cette nouvelle procédure s'applique à l'appel d'offres portant sur la réalisation d'un parc éolien offshore au large de Dunkerque lancé en avril 2016 ainsi qu'aux appels d'offres suivants. Ceci explique pourquoi cette disposition a été insérée par voie d'amendement dans ce projet de loi.
Votre commission se satisfait de la réforme proposée, qui est complémentaire aux autres mesures mises en oeuvre par ailleurs pour accélérer les procédures d'autorisation des projets et pour limiter les recours contentieux.
Elle propose cependant de modifier cet article afin d'étendre l'indemnisation du producteur par le gestionnaire de réseau aux cas de dysfonctionnements des ouvrages du réseau .
Par ailleurs, votre commission propose que cette indemnisation soit versée lorsque l'avarie ou le dysfonctionnement concernent la partie marine du réseau mais aussi lorsqu'ils concernent la partie terrestre du réseau . En effet, un problème rencontré sur la partie terrestre du réseau peut engendrer des coûts importants pour le producteur nécessitant une indemnisation . Il ne paraît pas justifié d'opérer une distinction entre ces deux parties du réseau dans le cadre du régime d'indemnisation prévu. Cette extension est d'autant plus cohérente que le gestionnaire est davantage en capacité de résoudre rapidement un dysfonctionnement intervenu à terre plutôt qu'en mer.
Votre commission propose enfin que les différentes mesures réglementaires devant déterminer les modalités de calcul des indemnités versées par le gestionnaire de réseau aux producteurs soient soumises à l'avis de la Commission de régulation de l'énergie .
Votre commission a émis un avis favorable à l'adoption de cet article ainsi modifié.
Article 6 (article L. 661-4 et articles L. 662-1, L. 662-2, L. 662-3, L. 662-4, L. 662-5, L. 662-6, L. 662-7, L. 662-8, L. 662-9, L. 662-10, L. 663-1 [nouveaux] du code de l'énergie) - Contrôle du respect des critères de durabilité des biocarburants
Objet : cet article vise à accroître les critères de durabilité des biocarburants et à assurer le respect de ce critère par la mise en place d'un système de contrôle et de sanctions administratives et pénales.
I. Le droit en vigueur
En vertu de l'article 1 er de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, la part des énergies renouvelables doit, en 2030, représenter 15 % de la consommation finale de carburant .
La programmation pluriannuelle de l'énergie fixe un objectif d'incorporation des biocarburants avancés 25 ( * ) dans la consommation finale d'énergie du secteur des transports de 3,4 % dans l'essence et de 2,3 % dans le gazole en 2023 - sous réserve de la compatibilité de ces objectifs avec les caractéristiques des véhicules.
Pour pouvoir être pris en compte dans la réalisation de ces objectifs de développement des énergies renouvelables dans le secteur des transports, les biocarburants et bioliquides doivent satisfaire à des critères de durabilité .
Ces critères définis par la directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 26 ( * ) , et repris dans les articles L. 661-4 à L. 661-6 du code de l'énergie :
- les biocarburants et bioliquides doivent présenter un potentiel de réduction des gaz à effet de serre d'au moins 35% par rapport aux émissions de gaz à effet de serre résultant des carburants et combustibles d'origine fossile. Depuis le 1 er janvier 2017, ce pourcentage minimal est de 50 %, et il est fixé à 60 % à compter du 1 er janvier 2018 pour les biocarburants produits dans des installations mises en service à partir du 1 er janvier 2017 ;
- les biocarburants et bioliquides ne peuvent être produits à partir de matières premières provenant de terres de grande valeur en termes de biodiversité, de terres présentant un important stock de carbone, de terres ayant le caractère de tourbière 27 ( * ) , ni à partir de matières premières cultivées sur le territoire de l'Union européenne qui ne respectent pas les exigences agricoles et environnementales de la politique agricole communautaire .
L'article L661-7 du code de l'énergie prévoit que « les opérateurs économiques qui prennent part à la chaîne de production et de distribution des biocarburants et des bioliquides [...] doivent être en mesure de justifier que les critères de durabilité ont été respectés ».
La directive 2015/1513 du Parlement européen et du Conseil du 9 septembre 2015 28 ( * ) a rehaussé les exigences de durabilité des biocarburants . Elle prévoit ainsi que les biocarburants et bioliquides doivent présenter un potentiel de réduction de 60 % pour les installations mises en service après le 5 octobre 2015 . Pour les installations mises en service avant cette date, ce pourcentage doit être d'au moins 35 % jusqu'au 31 décembre 2017 et d'au moins 50 % à compter du 1 er janvier 2018.
II. Le projet de loi initial
Afin de mettre en conformité les dispositions du code de l'énergie relatives aux critères de durabilité des biocarburants avec la directive 2015/1513 précitée , l'article 6 modifie l'article L. 661-4 du code de l'énergie pour prévoir que les biocarburants et bioliquides doivent représenter un potentiel de réduction des émissions de gaz à effet de serre d'au moins 50 % pour les installations mises en service avant le 5 octobre 2015 29 ( * ) , et d'au moins 60 % pour les installations mises en service à partir de cette date.
Par ailleurs, cet article insère deux nouveaux chapitres dans le code de l'énergie (articles L. 661-10 à L. 661-20 30 ( * ) ) pour créer un dispositif de contrôle de la filière biocarburants et de sanctions administratives et pénales s'appliquant aux opérateurs qui ne respectent pas les règles de durabilité.
Les articles L. 661-10 et L. 661-11 disposent que la surveillance administrative du respect de ces critères est de la responsabilité du représentant de l'État dans le département , sous l'autorité des ministres chargés de l'énergie et de l'agriculture, et arrêtent la liste des agents habilités à exécuter ce contrôle :
- les inspecteurs de l'environnement ;
- les agents du ministère de l'énergie chargés de la vérification du respect des règles de durabilité des biocarburants ;
- les agents des services de l'État chargés des forêts ;
- les agents de l'Office national des forêts ;
- les gardes champêtres ;
- les agents de douanes ;
- les agents des réserves naturelles.
Les articles L. 661-12 et L. 661-13 prévoient que, dans l'exercice de leur mission de contrôle, ces agents ont accès aux zones de culture et aux installations où s'exercent des activités de production et de distribution des biocarburants, qu'ils peuvent se voir communiquer tout document utile , et qu'ils sont habilités à dresser des procès-verbaux lorsqu'ils constatent un manquement à la législation 31 ( * ) .
Le non-respect des critères de durabilité est passible de sanctions prévues aux articles L. 661-15 à L. 661-20 :
- des sanctions administratives , sous forme de sanctions pécuniaires, si le manquement n'est pas constitutif d'une infraction pénale, dont le montant est proportionné à la gravité du manquement, à la situation de l'intéressé, à l'ampleur du dommage et aux avantages qui en ont été retirés 32 ( * ) . Ces sanctions interviennent après mise en demeure de l'intéressé de se conformer au respect des critères de durabilité dans un délai déterminé ;
- des sanctions pénales , à hauteur de trois mois d'emprisonnement et de 7 500 euros d'amende, appliquées aux opérateurs qui s'opposent à l'exercice des missions de contrôle des agents habilités ou qui refusent de leur communiquer les documents demandés.
III. Le texte adopté par l'Assemblée nationale
L'Assemblée nationale a adopté, en commission et en séance publique, plusieurs amendements rédactionnels, ainsi qu'un amendement du rapporteur Jean-Charles Colas-Roy étendant le dispositif de surveillance de la filière biocarburants aux bioliquides , par cohérence avec les dispositions actuelles du code de l'énergie qui soumet ces produits aux mêmes exigences de durabilité que les biocarburants.
IV. La position de votre commission
Le rehaussement des exigences de durabilité des biocarburants et des bioliquides mis sur le marché prévu par la directive 2015/1513 précitée n'aura pas d'effets sur les installations actuelles de production de biocarburants et de bioliquides situées sur le territoire national , puisque l'ensemble des installations atteignent déjà un potentiel de réduction des gaz à effet de serre de 50 % et qu'aucune unité nouvelle n'a été mise en service depuis le 5 octobre 2015.
Il ne s'appliquera donc qu'aux nouvelles unités qui seront mises en service à l'avenir, et qui devront produire des biocarburants dont le potentiel de réduction des gaz à effets de serre est de 60 %.
Au regard des cas de fraudes constatés dans plusieurs États membres de l'Union européenne, la mise en place d'un dispositif de contrôle et de sanctions de la filière biocarburants est utile pour s'assurer que les produits mis sur le marché présentent une qualité environnementale suffisante et pour protéger les opérateurs qui se conforment aux normes en vigueur des distorsions de concurrence qu'ils subissent .
Il reviendra aux préfets de département de coordonner l'action des différents agents habilités à exercer ce contrôle. Une inconnue demeure cependant quant à l'efficacité de la procédure de contrôle et au temps que les agents habilités pourront investir dans leur mission de contrôle.
D'après l'étude d'impact annexée au projet de loi, « ces contrôles et enquêtes devraient rester des opérations ponctuelles », de type « coup de poing » et devraient représenter quelques jours par agent par an, ce qui pourrait s'avérer insuffisant.
Votre commission a émis un avis favorable à l'adoption de cet article sans modification.
Article 7 (article L. 222-9 du code de l'environnement) - Mise en conformité des dispositions relatives à la réduction des émissions de polluants atmosphériques avec la directive 2016/2284 du 14 décembre 2016
Objet : cet article vise à mettre en conformité les dispositions du code de l'environnement relatives aux objectifs nationaux de réduction des émissions de polluants atmosphériques et au plan national de réduction des émissions de polluants atmosphériques (PREPA) avec la directive 2016/2284 du 14 décembre 2016
I. Le droit en vigueur
La politique de lutte contre la pollution atmosphérique se traduit, au niveau national, par la définition d'objectifs nationaux de réduction des émissions de polluants atmosphériques et d'un plan national de réduction des émissions de polluants atmosphériques (PREPA) définissant les actions à mener en vue d'atteindre ces objectifs.
Ces instruments de planification résultent d'une obligation européenne. La directive européenne 2001/81/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 octobre 2001 modifiée, fixant des plafonds d'émission nationaux pour certains polluants atmosphériques (dite directive « NEC »), a en effet imposé aux États membre de déterminer, en droit interne, des plafonds d'émissions de polluants atmosphériques et d'adopter un plan national de réduction de ces émissions pour quatre polluants : le dioxyde de soufre (SO 2 ), l'oxyde d'azote (NO x ), les composés organiques volatils (COV) et l'ammoniac (NH 3 ).
Pour se conformer à cette directive, un premier programme national de réduction des émissions de polluants atmosphériques a été adopté par l'arrêté du ministre de l'écologie et du développement durable du 8 juillet 2003 33 ( * ) .
Afin de réaffirmer le principe de lutte contre la pollution de l'air et de donner à ces instruments une valeur législative, la loi n°2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte a consacré, dans le code de l'environnement, l'existence des objectifs nationaux et du PREPA.
L'article 222-9 du code de l'environnement dispose ainsi que des objectifs nationaux de réduction des émissions de polluants atmosphériques, à l'exception des émissions de méthane produites par l'élevage des ruminants, sont fixés par décret pour les années 2020, 2025 et 2030 .
Cet article prévoit également que le plan national de réduction des émissions de polluants atmosphériques doit être arrêté par le ministre chargé de l'environnement au plus tard le 30 juin 2016 , et qu'il est réévalué tous les cinq ans et, si nécessaire, révisé.
Ce plan a été adopté pour la période 2017-2021 par un arrêté du 10 mai 2017 34 ( * ) , soit près d'un an après l'échéance prévue par la loi.
Afin d'assurer la coordination de la politique nationale de lutte contre la pollution de l'air avec les instruments locaux de planification, l'article L. 222-9 du code de l'environnement dispose que les objectifs et actions contenues dans le PREPA doivent être pris en compte dans les schémas régionaux du climat, de l'air et de l'énergie (SRCAE) et dans les plans de protection de l'atmosphère (PPA) .
La directive « NEC » a récemment été abrogée et remplacée par la directive 2016/2284 du 14 décembre 2016 35 ( * ) fixant de nouvelles obligations de réduction des émissions par État membre, pour les quatre polluants déjà concernés ainsi que pour les particules fines PM 2,5 .
Cette directive substitue aux plafonds d'émissions de nouveaux objectifs de réduction des émissions de polluants atmosphériques par rapport aux émissions constatées en 2005 pour les périodes de 2020 à 2029, puis à partir de 2030 - les plafonds fixés par l'ancienne directive continuent de s'appliquer jusqu'en 2019.
Ces objectifs nationaux de réduction ont été repris dans le décret n° 2017-949 du 10 mai 2017 36 ( * ) , qui a également prévu un objectif intermédiaire de réduction pour les années 2025 à 2029.
Objectifs de réduction des émissions de polluants atmosphériques
(Pourcentage de réduction par rapport aux émissions de 2005)
|
De 2020 à 2029 |
De 2025 à 2029 |
À partir de 2030 |
|
|
Dioxyde de soufre (SO 2 ) |
- 55 % |
- 66 % |
- 77 % |
|
Oxyde d'azote (NOx) |
- 50 % |
- 60 % |
- 69 % |
|
Composés organiques volatils non méthaniques (COVNM) |
- 43 % |
- 47 % |
- 52 % |
|
Ammoniac (NH3) |
- 4 % |
- 8 % |
- 13 % |
|
Particules fines (PM 2,5 ) |
- 27 % |
- 42 % |
- 57 % |
Source : décret n° 2017-949 du 10 mai 2017
S'agissant des plans nationaux de lutte contre la pollution atmosphérique adoptés par les États membres, la directive prévoit qu'ils doivent être mis à jour au minimum tous les quatre ans, ainsi que dans un délai de dix-huit mois à compter de la présentation du dernier inventaire national des émissions ou des dernières projections nationales des émissions, lorsqu'il apparaît que les objectifs nationaux de réduction ne seront pas respectés ou risquent de ne pas l'être.
II. Le projet de loi initial
L'article 7 procède à une nouvelle rédaction de l'article L. 222-9 du code de l'environnement afin de le mettre en conformité avec la directive 2016/2284 du 14 décembre 2016 précitée, adoptée postérieurement à sa création.
Cette nouvelle rédaction vise à :
- préciser que les objectifs nationaux de réduction des émissions sont fixés pour les périodes allant de 2020 à 2024, de 2025 à 2029 et à partir de 2030 ;
- prévoir que le PREPA est réévalué tous les quatre ans (contre cinq actuellement) ;
- prévoir que le PREPA est mis à jour dans un délai de dix-huit mois à compter de la présentation du dernier inventaire des émissions ou des dernières projections nationales des émissions si, selon les données présentées, les objectifs ne sont pas respectés ou risquent de ne pas l'être.
III. Le texte adopté par l'Assemblée nationale
Outre trois amendements rédactionnels, la commission du développement durable et de l'aménagement du territoire de l'Assemblée nationale a adopté un amendement du rapporteur Jean-Charles Colas-Roy qui corrige une erreur de référence.
Dans sa rédaction initiale, l'article 7 prévoyait la prise en compte des objectifs et des actions contenues par le PREPA avec les schémas régionaux du climat, de l'air et de l'énergie (SRCAE) et avec les plans de protection de l'atmosphère (PPA). Or, sauf en Ile de France et en Corse , les SRCAE ont été remplacés par les schémas régionaux d'aménagement, de développement durable et d'égalité des territoires (SRADDET) par la loi n o 2015-991 du 7 août 2015 portant nouvelle organisation territoriale de la République.
L'amendement ajoute donc les SRADDET à la liste des documents de planification devant prendre en compte le PREPA, de même que les schémas d'aménagement régionaux des collectivités d'outre-mer prévus à l'article L. 4433-7 du code général des collectivités territoriales, dont la mention avait également été oubliée dans le texte initial.
IV. La position de votre commission
Le présent article constitue une mise à jour nécessaire des dispositions du code de l'environnement relatives aux objectifs nationaux de réduction des émissions des polluants atmosphériques et au plan national de réduction des émissions de polluants atmosphériques , suite à l'adoption d'une nouvelle directive abrogeant la directive « NEC » du 23 octobre 2001.
Les modifications apportées par l'Assemblée nationale permettent d'assurer la prise en compte du PREPA lors de l'élaboration des différents documents locaux de planification comportant un volet « air ».
Votre commission a émis un avis favorable à l'adoption de cet article sans modification.
Article 7 bis A - Rapport au Parlement sur la prise en compte des enjeux de la qualité de l'air lors de l'attribution des marchés publics
Objet : cet article prévoit que le Gouvernement remet au Parlement, dans un délai d'un an à compter de la promulgation de la loi, un rapport sur la prise en compte des enjeux de la qualité de l'air lors de l'attribution des marchés publics.
I. Le texte adopté par l'Assemblée nationale
Cet article a été inséré à l'Assemblée nationale à l'initiative du député Martial Saddier, avec un avis favorable de la commission et du Gouvernement.
Il prévoit que le Gouvernement remet au Parlement, dans un délai d'un an à compter de la promulgation de la loi, un rapport sur la prise en compte des objectifs de développement durable, dans leur dimension économique, sociale et environnementale, et plus particulièrement sur la prise en compte des enjeux de la qualité de l'air lors de l'attribution des marchés publics dans les zones couvertes par un plan de protection de l'atmosphère .
II. La position de votre commission
L'ordonnance n° 2015-899 du 23 juillet 2015 relative aux marchés publics prévoit explicitement que, lors de l'attribution des marchés publics, les acheteurs peuvent prendre en compte des « objectifs de développement durable, dans leurs dimensions économique, sociale et environnementale » 37 ( * ) .
Ainsi, les acheteurs publics peuvent prévoir que des critères environnementaux sont pris en compte dans la notation des offres des candidats et l'octroi des marchés.
Cette faculté n'est cependant pas toujours connue ou utilisée par les acheteurs publics . Il est donc utile, comme le prévoit cet article, qu'un rapport soit réalisé afin de dresser un bilan du recours effectif aux critères environnementaux dans la commande publique, et d'étudier les actions pouvant être menées en direction des collectivités et de leurs établissements afin de les inciter à recourir à ces critères.
Votre commission propose cependant que cette étude ne porte pas seulement sur les marchés publics passés dans les zones couvertes par un plan de protection de l'atmosphère, mais qu'elle ait une portée plus large et concerne la commande publique dans son ensemble .
Votre commission a émis un avis favorable à l'adoption de cet article ainsi modifié.
Article 7 bis (article L. 222-5 du code de l'environnement) - Plan d'action favorisant le recours aux énergies les moins émettrices de particules et facilitant le raccordement aux infrastructures gazières ou aux réseaux de chaleur existants
Objet : cet article prévoit l'élaboration, dans le cadre de plans de protection de l'atmosphère portant sur des zones concernées par un dépassement des valeurs limites relatives aux particules fines, des plans d'action favorisant le recours aux énergies les moins émettrices de particules et facilitant le raccordement aux infrastructures gazières ou aux réseaux de chaleur existants.
I. Le droit en vigueur
Les plans de protection de l'atmosphère (PPA) ont été créés par la loi n° 96-1236 du 30 décembre 1996 sur l'air et l'utilisation rationnelle de l'énergie . Les dispositions relatives aux PPA sont codifiées aux articles L. 222-4 à L. 222-7 du code de l'environnement.
Ces plans doivent être définis et mis en oeuvre dans toutes les agglomérations de plus de 250 000 habitants , ainsi que dans les zones où les normes de qualité de l'air ne sont pas respectées ou risquent de ne pas l'être. Les PPA sont arrêtés par les préfets, après avis des collectivités territoriales concernées 38 ( * ) et enquête publique. Ils font l'objet d'un bilan annuel et d'une évaluation tous les cinq ans qui conduit, le cas échéant, à leur révision.
Ils définissent les objectifs et les mesures, préventives et correctrices, afin de réduire les émissions de polluants atmosphériques au sein des zones concernées et de ramener les concentrations en polluants à un niveau inférieur aux valeurs limites réglementaires, ou aux normes de qualité de l'air spécifiques arrêtés par les schémas locaux. Ces actions prévues dans les PPA peuvent concerner les différents secteurs émetteurs de polluants atmosphériques (industrie, transports, agriculture, secteur résidentiel).
Les PPA définissent également les modalités de déclenchement de la procédure d'alerte prévue en cas de dépassement des seuils réglementaires , ainsi que les principales mesures d'urgence susceptibles d'être prises.
Il existe à ce jour 39 zones couvertes par un plan de protection de l'atmosphère déjà approuvé ou en cours d'élaboration, couvrant près de la moitié de la population française.
Zones couvertes par un plan de protection de l'atmosphère (PPA) ou par un plan local de la qualité de l'air (PLQA)
Source : Ministère de la transition écologique et solidaire, septembre 2017
II. Le texte adopté par l'Assemblée nationale
Cet article a été adopté en commission à l'initiative du député Martial Saddier.
Il prévoit que les préfets de département doivent, dans le cadre de l'élaboration des plans de protection de l'atmosphère, établir un plan d'action favorisant le recours aux énergies les moins émettrices de particules et facilitant le raccordement aux infrastructures gazières publiques existantes .
Le Gouvernement a émis un avis favorable à l'adoption de cet article, sous réserve qu'il soit amendé afin qu'il ne s'applique qu'aux PPA portant sur des zones au sein desquelles les valeurs limites relatives aux particules fines sont dépassées, et dont l'élaboration ou la révision est engagée à compter à l'entrée en vigueur de la loi. Il s'agit d'éviter que des plans actuellement en vigueur ou en phase finale de révision ne soient révisés de manière anticipée pour inclure ces plans.
Ces modifications ont été réalisées, en séance publique, par un amendement de Martial Saddier.
Un amendement du Gouvernement a également été adopté en séance, avec un avis favorable de la commission, pour prévoir que les plans d'action doivent également favoriser le raccordement aux réseaux de chaleur existants .
III. La position de votre commission
Lutter contre la pollution aux particules fines nécessite de mettre en oeuvre, au niveau local, une combinaison de mesures portant sur les diverses sources d'émissions de particules (circulation routière, chauffage résidentiel, etc).
Le présent article prévoit que, dans les zones marquées par un dépassement des valeurs limites relatives aux particules fines et couvertes par un plan de protection de l'atmosphère, les préfets prennent un plan d'action pour favoriser le recours aux énergies les moins émettrices de particules et faciliter le raccordement aux infrastructures gazières publiques et aux réseaux de chaleur existants.
Il s'agit de favoriser, en concertation avec les collectivités territoriales concernées, le développement des énergies renouvelables et le raccordement des bâtiments aux réseaux de gaz et aux réseaux de chaleur , afin de substituer ces énergies à des énergies et des équipements plus polluants, comme les chaudières au fioul par exemple.
Votre commission est favorable à cet article sous réserve de plusieurs modifications .
D'une part, il convient de préciser que ces mesures sont incluses dans les plans de protection de l'atmosphère et ne constituent pas un nouveau plan distinct de ceux-ci.
D'autre part, l'élaboration de telles mesures doit être une faculté laissée aux préfets de département et non une obligation , afin de ne pas ajouter de contraintes supplémentaires lors de l'élaboration ou de la révision des PPA et de permettre aux préfets d'adapter au mieux les actions des PPA aux spécificités de chaque territoire.
Enfin, votre commission propose d'indiquer que les mesures prises doivent avoir pour objet de favoriser tant les énergies que les technologies les moins émettrices de particules fines, afin de ne pas condamner un type d'énergie particulier , par exemple le bois-énergie, mais de favoriser les solutions les plus propres qu'il s'agisse du recours à des sources d'énergies ou à des technologies les moins polluantes.
Votre commission a émis un avis favorable à l'adoption de cet article ainsi modifié.
Article 8 (articles L. 661-1 et L. 691-1 du code minier) - Application outre-mer des dispositions relatives à la cessation progressive de la recherche et de la production d'hydrocarbures
Objet : cet article rend applicables les dispositions relatives à la cessation progressive des activités de recherche et d'exploitation des hydrocarbures dans les Terres australes et antarctiques françaises et dans les îles Wallis et Futuna.
I. Le droit en vigueur
Les dispositions du code minier relatives à la recherche et à l'exploitation d'hydrocarbures sont pleinement applicables dans les départements et régions d'outre-mer .
La situation des autres collectivités d'outre-mer est en revanche plus contrastée :
- la Polynésie française et la Nouvelle-Calédonie sont compétentes pour définir la réglementation relative à la recherche et à l'exploitation des hydrocarbures ;
- s'agissant de Saint-Martin et Saint-Barthélémy , l'article LO 6314-6 du code général des collectivités territoriales dispose que ces collectivités sont compétentes pour réglementer le droit d'exploration et d'exploitation des ressources minières uniquement en mer ;
- pour Saint-Pierre-et-Miquelon , l'article LO. 6414-3 du code général des collectivités territoriales prévoit que l'État « concède l'exercice des compétences en matière de délivrance et de gestion des titres miniers portant sur le fond de la mer et son sous-sol ». Cette concession doit faire l'objet d'un cahier des charges approuvé par décret en Conseil d'État. Aucune concession n'ayant été réalisée à ce jour, les dispositions du code minier sont applicables de plein droit à terre comme en mer ;
- dans les Terres australes et antarctiques françaises , l'article L. 661-1 du code minier prévoit que les dispositions du code minier et des textes pris pour son application sont applicables sur ce territoire ;
- à Wallis-et-Futuna , l'article L. 691-1 du code minier dispose que la recherche et l'exploitation des hydrocarbures sont soumises aux dispositions du code minier à l'exception de certaines dispositions ayant trait à la sécurité et à la santé au travail ainsi que d'autres dispositions sociales.
II. Le projet de loi initial
L'article 8 complète les articles L. 661-1 et L. 691-1 du code minier pour prévoir l'application des dispositions prévues par l'article 1 er du projet de loi relatives à la cessation progressive de la recherche et de l'exploitation d'hydrocarbures dans les îles Wallis et Futuna ainsi que dans les Terres australes et antarctiques françaises.
L'Assemblée nationale a adopté cet article sans modification.
Votre commission a émis un avis favorable à l'adoption de cet article sans modification.
* 10 Les concurrents ont un délai de 90 jours pour déposer une demande.
* 11 La superficie des permis de recherches d'hydrocarbures est alors réduite de moitié lors du premier renouvellement et du quart de la surface restante lors du deuxième renouvellement.
* 12 Défini par l'article L. 2111-4 du code général de la propriété des personnes publiques.
* 13 Défini à l'article 14 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.
* 14 Défini à l'article 11 de l'ordonnance n° 2016-1687 précitée.
* 15 La loi n° 2011-835 du 13 juillet 2011 visant à interdire l'exploration et l'exploitation des mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux par fracturation hydraulique et à abroger les permis exclusifs de recherches comportant des projets ayant recours à cette technique
* 16 Cet article résulte de la fusion de deux amendements distincts adoptés par l'Assemblée nationale. Le présent commentaire ne porte que sur les dispositions relatives au raccordement des énergies renouvelables en mer. Pour le commentaire de la partie de l'article relative aux réseaux intérieurs des bâtiments, se référer au rapport de la commission des affaires économiques sur le projet de loi.
* 17 Décret n° 2016-1442 du 27 octobre 2016 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie
* 18 Le Tréport, Fécamp, Courseulles-sur-Mer, Saint-Brieuc et Saint-Nazaire.
* 19 Une seule offre avait été déposée sur l'appel d'offres de la zone de Tréport. En raison d'un prix proposé trop élevé, le Gouvernement a déclaré l'appel d'offres sans suite.
* 20 Quatre lauréats ont été retenus pour des fermes pilotes d'éolien flottant sur les zones de Faraman, Leucate et Gruissan en Méditerranée, et sur la zone de Groix en Bretagne. Ces projets sont soutenus à hauteur de 330 millions d'euros par le programme des investissements d'avenir (PIA).
* 21 Ordonnance n° 2016-1059 du 3 août 2016 relative à la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables et visant à adapter certaines dispositions relatives aux réseaux d'électricité et de gaz et aux énergies renouvelables. Cette ordonnance a été ratifiée par la loi n° 2017-227 du 24 février 2017.
* 22 Décret n° 2016-1316 du 5 octobre 2016 fixant le barème des indemnités dues en cas de dépassement du délai de raccordement d'une installation de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable d'une puissance installée supérieure à trois kilovoltampères.
* 23 Décret n° 2017-628 du 26 avril 2017 fixant le barème d'indemnisation en cas de dépassement du délai de raccordement au réseau de transport d'une installation de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable en mer.
* 24 Comme rappelé supra, les indemnités actuellement prévues par l'article L. 341-2 du code de l'énergie ne concernent que les cas de dépassement du délai de raccordement, que ce retard soit imputable au gestionnaire du réseau ou non.
* 25 Sont considérés comme biocarburants avancés les biocarburants produits à partir de matières premières qui ne compromettent pas la vocation alimentaire d'une terre et ne comportent pas ou peu de risques de changements indirects dans l'affectation des sols . La liste des biocarburants conventionnels et des biocarburants avancés est fixée par voie réglementaire.
* 26 Directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE.
* 27 Sauf exceptions en cas de d'atteinte limitée portée à ces terres, dans des conditions définies par décret en Conseil d'État.
* 28 Directive 2015/1513 du Parlement européen et du Conseil du 9 septembre 2015 modifiant la directive 98/70CE concernant la qualité de l'essence et des carburants diesel et modifiant la directive 2009/28/CE relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir des sources renouvelables.
* 29 Une installation est considérée comme étant mise en service lorsqu'une production physique de biocarburants ou de bioliquides y a eu lieu.
* 30 Lors de l'examen de ce texte à l'Assemblée nationale, cette codification a été modifiée - les nouveaux articles créés portent les références L. 662-1 à L. 662-10 et L. 663-1.
* 31 Les opérateurs concernés disposent alors d'un délai de quinze jours pour présenter leurs observations écrites ou orales.
* 32 Ce montant ne peut pas être deux fois supérieur au montant de la transaction commerciale dont le produit ou la matière première non conforme a fait l'objet.
* 33 Arrêté du 8 juillet 2003 portant approbation du programme national de réduction des émissions de polluants atmosphériques (SO2, NOx, COV et NH3).
* 34 Arrêté du 10 mai 2017 établissant le plan national de réduction des émissions de polluants atmosphériques.
* 35 Directive 2016/2284 du Parlement européen et du Conseil du 14 décembre 2016 concernant la réduction des émissions nationales de certains polluants atmosphériques, modifiant la directive 2003/35/CE et abrogeant la directive 2001/81/CE
* 36 Décret n° 2017-949 du 10 mai 2017 fixant les objectifs nationaux de réduction des émissions de certains polluants atmosphériques en application de l'article L. 222-9 du code de l'environnement.
* 37 Article 2 de l'ordonnance n° 2015-899 précitée.
* 38 Doivent être consultés pour avis les conseils municipaux et les organes délibérants des établissements publics de coopération intercommunale à fiscalité propre intéressés, les commissions départementales compétentes en matière d'environnement, de risques sanitaires et technologiques ainsi que les autorités organisatrices de transport concernées.