RINFANR5L16B1193

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I. Chapitre Ier : Objectifs de la politique ÉnergÉtique
(articles 1er À 9)

A. le Bilan de l’atteinte des objectifs de politique ÉnergÉtique (art. 1er)

1. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

L’article 1er de la loi énergie-climat (LEC) modifie certains des objectifs de politique énergétique prévus aux articles L. 100-1 à L. 100-4 du code de l’énergie.

En particulier, le II de cet article 1er modifie l’article L. 100-4 du code de l’énergie, qui fixe des objectifs chiffrés en matière de politique énergétique. Il consacre un nouvel objectif structurant : l’atteinte de la neutralité carbone à horizon 2050, en divisant les émissions de gaz à effet de serre (GES) par un facteur supérieur à six par rapport à 1990.

2. L’évaluation : des objectifs pour certains non atteints et dont les trajectoires associées devront être prises en compte par le législateur dans le cadre de la future loi de programmation énergie-climat

Le bilan des principaux objectifs de politique énergétique modifiés par la LEC est résumé dans le tableau ci-dessous et s’appuie sur les données transmises à vos rapporteurs par la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) et par la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Objet	Objectif fixé par la LEC	Bilan à date de réception des éléments ([2])
Réduction de la consommation énergétique finale	Objectif intermédiaire de réduction d’environ 7 % en 2023 (par rapport à l’année de référence 2012)	Consommation en baisse de 4,3 % entre 2012 et 2021, correction faite des variations climatiques. L’objectif de 7 % est atteignable ou sera dépassé d’ici fin 2023 grâce aux mesures mises en place (source : DGEC)
Réduction de la consommation énergétique primaire des énergies fossiles	Objectif de réduction de 40 % en 2030 (par rapport à l’année de référence 2012), avec une modulation de cet objectif en fonction du facteur d’émission de GES de chaque énergie fossile. Ces objectifs sont précisés par la programmation pluriannuelle de l’énergie ; seuls les objectifs 2023, par rapport à 2012, sont mentionnés ci-dessous : – gaz : - 10 % ; – pétrole : - 19 % ; – charbon : - 66 %.	Évolution entre 2012 et 2021 : – gaz naturel : - 3,4 % ; – pétrole : - 17 % ; – charbon : - 44 %. Modélisations de la SNBC : – scénario avec mesures existantes : réduction de 30 % environ à horizon 2030 ; – scénario avec mesures supplémentaires : dépassement de l’objectif de 40 % à horizon 2030. (source : DGEC)
Augmentation de la part des énergies renouvelables (EnR) dans la consommation finale brute d’énergie	Objectif de 33 % d’EnR au moins en 2030	Modélisations de la SNBC : – scénario avec mesures existantes : 25 % environ en 2030 – scénario avec mesures supplémentaires : 33 % environ en 2030 (source : DGEC)
Rythme d’attribution des capacités installées de production d’électricité issue de l’éolien en mer	Attribuer au moins 1 GW par an à l’issue de procédures de mise en concurrence d’ici 2024	– minimum 1 GW par an mis en concurrence depuis 2021 en posé et flottant (source : CRE) ; – 4,25 GW doivent être attribués d’ici 2024 donc objectif quasi-atteint (source : DGEC ; pour rappel, déjà 600 MW attribués en juin 2019 pour le parc de Dunkerque)
Réduction de la part du nucléaire dans la production d’électricité	50 % horizon 2035	Objectif supprimé dans le projet de loi nucléaire en cours d’examen par le Parlement ([3])
Part de l’hydrogène renouvelable et bas‑carbone dans la consommation totale d’hydrogène et d’hydrogène industriel	20 % à 40 % d’hydrogène renouvelable et bas-carbone horizon 2030	Semble atteignable mais dépendra de la définition et de la place de l’hydrogène décarboné au niveau européen (source : DGEC)
Capacités installées d’effacement électrique	6,5 GW en 2028	Un peu plus de 4 GW certifiés à date. Les objectifs de 2028 semblent encore ambitieux ([4]) (source : DGEC).

Plusieurs enseignements peuvent être tirés de ces données. Il faut tout d’abord saluer la définition de tels objectifs dans la loi énergie-climat, en complément de ceux fixés par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte ([5]), qui permettent de disposer d’une échelle de mesure des efforts accomplis et de fixer des perspectives claires à l’État et aux différents acteurs du secteur. En France, les émissions de gaz à effet de serre mesurées dans le cadre du protocole de Kyoto ont baissé de 23,1 % entre 1990 et 2021 ([6]). Ces émissions diminuent selon un rythme accru ces 5 dernières années.

Le Haut Conseil pour le climat (HCC) souligne que « la France doit doubler le rythme de baisse de ses émissions en moyenne d’ici 2030, en passant d’une baisse de 8 Mt éqCO2 en moyenne sur la période 2010-2021, à 16 Mt éqCO2 en moyenne sur la période 2022-2030. Cet objectif est ambitieux mais réalisable, et nécessite un sursaut de l’action climatique ». Il relève par ailleurs que le secteur de l’énergie est le secteur d’émission qui se décarbone le plus vite en France, notamment grâce aux améliorations en matière d’efficacité énergétique et au système d’échange de quotas d’émission (SEQE). D’autres acteurs, comme l’Union française de l’électricité (UFE), s’interrogent sur la capacité à atteindre un certain nombre d’objectifs de politique énergétique fixés d’ici 2030, en particulier « au regard de l’insuffisance de certaines trajectoires de baisse de consommation et d’émission ». Certains chiffres sont cependant encourageants, comme ceux ayant trait au développement de l’éolien en mer. Ils doivent désormais se concrétiser par la construction et la mise en service des parcs dans les meilleurs délais.

Vos rapporteurs soulignent que de nombreux objectifs ne seront atteints qu’en se fondant sur le scénario SNBC avec mesures supplémentaires, qu’il convient donc de privilégier ([7]).

Un effort majeur est encore nécessaire pour réduire la dépendance de la France aux énergies fossiles, en particulier au gaz naturel. Les récentes tensions sur la sécurité d’approvisionnement ont conduit à diversifier les approvisionnements en gaz, notamment en gaz naturel liquéfié (GNL), et à rouvrir temporairement une centrale à charbon ([8]). Ces mesures d’urgence ne doivent absolument pas remettre en cause la trajectoire de long terme de décarbonation de notre mix énergétique.

Sur les énergies renouvelables, la France n’a pas réussi à augmenter la part de celles-ci à 23 % de la consommation finale brute d’énergie en 2020 ; vos rapporteurs rappellent l’urgence d’augmenter cette part d’ici 2030, en accord avec les objectifs en cours de négociation au niveau de l’Union européenne ([9]). La loi d’accélération des énergies renouvelables, promulguée en mars 2023 ([10]), participera de l’atteinte de ces objectifs, en particulier grâce à la simplification et à la rationalisation des procédures administratives associées.

Il faut, par ailleurs, rappeler que la responsabilité climatique de l’État est engagée dans deux contentieux majeurs (voir ci-dessous).

La responsabilité climatique de l’État consacrée et engagée
devant le juge administratif

Les procès de la Commune de Grande-Synthe ([11]) et de l’Affaire du siècle ([12]) ont introduit devant les juridictions administratives plusieurs requêtes visant à faire reconnaître les carences de l’État dans la lutte contre le réchauffement climatique. Pour le premier, les requérants demandaient au Gouvernement de prendre des mesures visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre et à faire respecter les engagements environnementaux pris par la France. Pour le second, les requérants souhaitaient obtenir la condamnation de l’État à réparer le préjudice écologique résultant des insuffisances de sa politique climatique.

Dans les deux cas, le juge administratif appuie sa décision sur l’article L. 100-4 du code de l’énergie, qui fixe des objectifs de réduction des émissions de GES de 40 % entre 1990 et 2030 et d’atteinte de la neutralité carbone à l’horizon 2050 en divisant les émissions de GES par un facteur supérieur à six entre 1990 et 2050. Ces objectifs se traduisent notamment, à l’échelle réglementaire, par la stratégie nationale bas carbone (SNBC) et les budgets carbone visant à établir un plafond national d’émissions de gaz à effet de serre (article L. 222-1 A du code de l’environnement).

Cependant, le juge administratif constate le dépassement du plafond d’émissions, de 62 millions de tonnes d’équivalent CO2 par an, pour la période 2015-2018. Le Conseil d’État souligne, par ailleurs, que la révision du budget carbone par le décret du 21 avril 2020 conduit à reporter l’essentiel de l’effort de réduction d’émissions de GES après 2020, ce qui interroge de fait la crédibilité et le réalisme d’une telle trajectoire afin d’atteindre l’objectif de réduction de 40 % à l’horizon 2030.

Dans l’affaire Commune de Grande-Synthe, le Conseil d’État estime que l’objectif de réduction de 40 % d’ici 2030 n’apparaît pas atteignable en l’absence de mesures supplémentaires : il fait donc droit à la demande des requérants en ordonnant au Gouvernement d’adopter de telles mesures avant le 31 mars 2022. Le Tribunal administratif de Paris juge, quant à lui, dans l’Affaire du siècle que le dommage environnemental, résultant des manquements de l’État en matière de lutte contre le réchauffement climatique, constitue un préjudice écologique, au sens de l’article 1247 du code civil. À l’image du Conseil d’État, il ordonne au Gouvernement de mettre en œuvre des mesures visant à réparer le préjudice constaté et à limiter son aggravation avant le 31 décembre 2022.

Par conséquent, la jurisprudence administrative confère une portée juridique et contraignante aux objectifs programmatiques de réduction des émissions de gaz à effet de serre et attribue à l’État une responsabilité en matière de lutte contre le réchauffement climatique.

Sur les capacités d’effacement, les souscriptions aux appels d’offres de la CRE sont peu élevées. Selon la DGEC et la CRE, l’objectif fixé pour 2028 est ambitieux. La DGEC souligne que cet objectif pourrait être atteint sous réserve de divers arbitrages européens. La CRE relève quant à elle que « l’objectif de 6,5 GW d’ici 2028 semble très élevé et devra être réétudié s’il ne doit concerner que les effacements explicites ».

Vos rapporteurs rappellent qu’un rapport doit être remis au Parlement sur l’atteinte de ces différents objectifs de politique énergétique, 6 mois avant l’échéance de la première période de la PPE (2019-2023) ([13]).

Recommandation n° 1 : remettre au Parlement le rapport sur l’atteinte des objectifs de la première période de la PPE (2019-2023), comme prévu à l’article L. 100-4 du code de l’énergie

B. Un enjeu imminent : le dÉpÔt et la discussion de la loi de programmation Énergie-climat (art. 2)

1. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

a. La création d’une loi quinquennale fixant les objectifs de la politique énergétique nationale

L’article 2 de la loi énergie-climat crée une loi quinquennale qui « détermine les priorités d’action de la politique énergétique nationale pour répondre à l’urgence écologique et climatique » ([14]) – autrement appelée loi de programmation énergie‑climat (LPEC). Cette disposition avait été introduite par amendement, en première lecture, à l’Assemblée nationale.

De telles priorités d’action sont aujourd’hui essentiellement détaillées au niveau réglementaire, au travers de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). La LPEC permet au Parlement de se prononcer, à échéance régulière, sur les grands objectifs de politique énergétique. Il est ainsi au centre de la détermination de la stratégie énergétique française.

Aux termes de l’article 2 de la LEC, la première loi de programmation doit être adoptée avant le 1er juillet 2023.

Le I de l’article L. 100-1 A du code de l’énergie dispose que la LPEC fixe des objectifs de politique énergétique sur plusieurs périodes successives de 5 ans, parmi lesquels :

– des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre, de réduction de la consommation énergétique finale et de réduction de la consommation énergétique primaire par énergie fossile ;

– des objectifs de développement des énergies renouvelables, de diversification du mix électrique ou encore de rénovation des bâtiments.

Des objectifs permettant d’atteindre l’autonomie énergétique dans les départements d’outre-mer doivent aussi être définis.

La LPEC doit aussi fixer les niveaux minimal et maximal d’obligations d’économies d’énergie en application du dispositif des certificats d’économies d’énergie (CEE) pour une période de 5 ans. Toutefois, le V de l’article 2 de la loi énergie‑climat prévoit une révision anticipée de cet objectif CEE à opérer entre la fin de la quatrième période (2018-2021) et le 31 décembre 2023. Les objectifs CEE ont été fixés pour la cinquième période (2022-2025) par un décret en date de juin 2021 ([15]). Avant même la publication de ce décret, le rapport d’application de la LEC du Sénat déplorait que la période envisagée s’étende au-delà du 31 décembre 2023, puisqu’il doit ensuite revenir au Parlement, au travers de la LPEC, de fixer ce niveau d’obligations. On peut relever qu’il sera loisible au législateur de fixer le niveau d’obligations CEE qu’il souhaitera dans le cadre de la LPEC, y compris si cela conduit à modifier les objectifs de la cinquième période actuellement en vigueur.

Ces objectifs de politique énergétique ont été enrichis par la loi « climat et résilience » de 2021 ([16]). Par exemple, l’objectif de rénovation des bâtiments doit être cohérent avec « l’objectif de disposer à l’horizon 2050 d’un parc de bâtiments sobres en énergie et faiblement émetteurs de gaz à effet de serre ». L’hydrogène renouvelable et bas‑carbone ont également été inclus dans la rédaction de l’article L. 100-1 A du code de l’énergie.

b. Les dispositions réglementaires de programmation énergétique doivent être compatibles avec la loi quinquennale

Le II de l’article L. 100-1 A du code de l’énergie prévoit que les objectifs définis par la LPEC doivent être compatibles avec un certain nombre de mesures réglementaires programmatiques, en particulier la PPE et la stratégie nationale bas-carbone (SNBC). En cohérence avec de telles mesures, l’article L. 141-4 du code de l’énergie dispose désormais que la PPE est publiée dans un délai de 12 mois suivant l’adoption de la LPEC.

Le III du même article L. 100-1 A dispose que la PPE et la SNBC font l’objet de modalités de concertation spécifiques, définies par voie réglementaire, en lieu et place d’une saisine de la Commission nationale du débat public (CNDP) telle que prévue à l’article L. 121-8 du code de l’environnement. Cette concertation ne peut pas être organisée de manière concomitante avec le débat au Parlement sur la LPEC. Le décret organisant les modalités de cette concertation spécifique a été publié en mars 2023 ([17]). Il est prévu l’organisation d’une concertation préalable sous l’égide d’un garant. La concertation préalable sur la PPE pourra se faire de manière commune avec celle sur la SNBC.

2. Évaluation : la loi de programmation énergie-climat doit être déposée dans les meilleurs délais

a. Le projet de loi doit être déposé devant le Parlement dans les meilleurs délais

La LPEC prévue à l’article 2 de la LEC n’a toujours pas été déposée devant le Parlement. Il est dès lors exclu qu’une telle loi soit publiée d’ici le 1er juillet 2023, ce qui est pourtant l’échéance qui avait été prévue par la LEC.

Lors de la présentation de la feuille de route gouvernementale et de l’agenda législatif le 26 avril 2023, la Première ministre a indiqué que le projet de loi de programmation énergie-climat serait présenté à l’automne 2023 ([18]).

Vos rapporteurs rappellent que cette LPEC consacre le rôle du Parlement dans la définition de la politique énergétique nationale. Son examen et son adoption doivent intervenir avant l’élaboration et la publication de la prochaine PPE, afin d’assurer la compatibilité de celle-ci avec les objectifs de politique énergétique qui auront été travaillés par le Parlement. Alors que l’échéance du 1er juillet 2023 pour l’adoption de la LPEC ne sera pas tenue, vos rapporteurs insistent sur la nécessité de tenir celle de l’automne 2023, annoncée par le Gouvernement. La PPE devra également être publiée rapidement, sans attendre la fin du délai réglementaire de douze mois suivant l’adoption de la loi de programmation énergie-climat, compte tenu des enjeux qui s’y rattachent. Les différents acteurs du secteur rencontrés lors de leurs auditions sont également en attente de cette loi.

Recommandation n° 2 : déposer la LPEC dans les meilleurs délais devant le Parlement, tel que le prévoit l’article 2 de la loi énergie-climat

b. La loi de programmation énergie-climat devra fixer des objectifs ambitieux

Les concertations actuellement en cours (voir infra) et le débat parlementaire sur la LPEC permettront la fixation de nouveaux objectifs législatifs de politique énergétique. Ils se devront d’être ambitieux, afin de garantir l’atteinte de la neutralité carbone en 2050, tout en étant réalistes. La réflexion sera utilement nourrie par les différents scénarios prospectifs qui ont pu être établis, en particulier l’étude Futurs énergétiques 2050 de RTE. Il conviendra par ailleurs d’y adosser les moyens nécessaires à leur atteinte.

Nos ambitions nationales devront être révisées pour permettre l’atteinte des objectifs de politique énergétique fixés au niveau de l’Union européenne, au travers du paquet Fit for 55 (« Ajustement à l’objectif 55 ») : cela nécessite notamment de rehausser l’objectif de réduction nette des émissions de GES à -55 % d’ici 2030 par rapport à 1990.

Certains secteurs affirment déjà pouvoir atteindre des objectifs plus ambitieux que ceux actuellement fixés par le code de l’énergie. Concernant le biogaz, l’objectif de 10 % d’énergies renouvelables dans la consommation de gaz en 2030, actuellement fixé à l’article L. 100-1 de ce code, devrait être largement atteint selon France Gaz. Ce dernier souligne qu’un doublement de cet objectif à horizon 2030 lui semble envisageable.

Pour les objectifs de rénovation énergétique des bâtiments, certains acteurs appellent à ne pas focaliser l’intégralité des efforts sur la rénovation globale, afin de garantir des rénovations efficaces avec un retour sur investissement rapide. Ainsi, l’association Équilibre des Énergies « recommande de promouvoir l’association des gestes de rénovation les plus efficaces (gestes essentiels d’isolation, modernisation du système de chauffage idéalement avec une pompe à chaleur, pilotage de l’énergie), avec à la clef un temps de retour sur investissement relativement faible, afin d’embarquer les Français dans un parcours de rénovation ». Le débat devant le Parlement sera l’occasion d’aborder cette problématique. Plus généralement, sur le sujet de la rénovation énergétique, trois points d’attention sont relevés par la direction de l’habitat, de l’urbanisme et des paysages (DHUP) : la réduction de la consommation d’énergie grâce à la réalisation de travaux d’isolation thermique, l’accélération de la décarbonation du parc de logements et la sobriété des usages.

L’ADEME, lors de son audition, a indiqué qu’il serait intéressant de travailler sur des objectifs de sobriété énergétique et de développement de puits de carbone, ainsi que de déploiement des énergies renouvelables non seulement à horizon 2030, mais également à horizon 2050. Le Haut Conseil pour le climat (HCC) insiste également sur le nécessaire déploiement de mesures de sobriété.

Vos rapporteurs soutiennent fortement l’inclusion d’objectifs de sobriété dans la future loi de programmation. La sobriété doit être une composante à part entière de la politique énergétique française. La fixation de tels objectifs pourra utilement s’appuyer sur les résultats du plan de sobriété énergétique initié par le Gouvernement, à l’automne dernier, qui identifiait un potentiel de réduction de la consommation de l’ordre de 50 térawattheures (TWh) ([19]).

Recommandation n° 3 : inclure des objectifs de sobriété dans la prochaine loi de programmation énergie-climat, en tenant compte du bilan du plan de sobriété initié à l’automne 2022 par le Gouvernement

c. Des concertations sur l’avenir du mix énergétique sont en cours dans le cadre de la Stratégie française pour l’énergie et le climat

La LPEC est une composante majeure de la Stratégie française pour l’énergie et le climat (SFEC) ([20]), au même titre que la SNBC, la PPE et le plan national d’adaptation au changement climatique (PNACC). Le travail de concertation sur la SFEC a débuté dès 2021 :

– des groupes de travail ont été constitués autour des enjeux liés à la PPE, à la SNBC et au PNACC ;

– un suivi transversal de ces enjeux est assuré par un comité spécifique (« comité SFEC »), composé « d’un panel d’environ 80 structures incluant des représentants de chaque collège de la société civile », selon les informations transmises par la DGEC ;

– deux consultations du public ont déjà eu lieu. La première a été organisée en ligne entre le 2 novembre 2021 et le 15 février 2022. La seconde vient de prendre fin et a consisté en une concertation en ligne, un « tour de France des régions » et un « forum des jeunesses » ([21]).

En parallèle, ont également lieu les travaux du Conseil national de la refondation depuis le 8 septembre 2022, qui comportent une thématique « Climat et biodiversité ».

L’ADEME a regretté que la concertation se fasse au travers de plusieurs dispositifs parallèles, avec par exemple le débat sur la construction de nouveaux réacteurs nucléaires d’un côté, et, de l’autre, la concertation organisée par le Gouvernement. Plus généralement, le HCC souligne que la stratégie actuelle du Gouvernement gagnerait à être plus systémique en matière de politique énergétique. La SFEC doit précisément permettre de progresser sur ce point.

Vos rapporteurs seront attentifs à la restitution de cette concertation dans le cadre du projet de loi. Cette restitution devra notamment se traduire dans le contenu de l’étude d’impact. Il leur semble par ailleurs opportun que le HCC soit saisi ou se saisisse lui-même de la LPEC, afin qu’il puisse apporter sa contribution au débat.

Recommandation n° 4 : traduire le bilan des concertations sur la SFEC dans l’étude d’impact de la LPEC

Recommandation n° 5 : le HCC doit pouvoir contribuer au débat sur la LPEC, via une saisine ou une auto-saisine

C. Des efforts de publicitÉ et de clarification sur diverses dispositions relatives À la prise en compte du changement climatique (ART. 4, 6 et 7)

Certains autres articles du titre Ier de la LEC renforcent des obligations de publicité et de transparence relatives à la prise en compte du changement climatique.

L’article 4 prévoit que la PPE fait l’objet d’une synthèse accessible au public. Cette mesure est bienvenue compte tenu de la densité du document. La synthèse de la dernière PPE a bien été mise en ligne ([22]).

L’article 6 impose que le plan stratégique d’EDF, prévu à l’article L. 311‑5‑7 du code de l’énergie, soit publié. Ce plan stratégique présente l’ensemble des mesures mises en œuvre par l’exploitant pour respecter les objectifs de sécurité d’approvisionnement et de diversification de la production d’électricité fixés dans la PPE. L’article 6 précise, en complément :

– que ce plan doit proposer, si besoin, les évolutions des installations de production d’électricité à partir de nucléaire et de thermique à flamme qui sont nécessaires pour atteindre les objectifs de la PPE ;

– qu’il doit également préciser les mesures d’accompagnement pour les salariés dont les centrales seraient fermées en raison de l’objectif de diminution de la part du nucléaire dans le mix électrique ou de la fermeture des centrales à charbon.

L’article 6 prévoit également les sanctions applicables par l’autorité administrative si ce plan stratégique ne respecte par la PPE.

Le plan stratégique d’EDF a bien été publié ([23]). Des mesures spécifiques liées à la fermeture des centrales à charbon du Havre et de Cordemais sont incluses.

L’article 7 de la LEC ajoute aux missions de l’ADEME une mission de lutte contre le réchauffement climatique et l’adaptation au changement climatique. En réalité, selon l’Agence, cet article acte une réalité préexistante à l’adoption de la loi. L’ADEME a créé en janvier 2020 une direction « Adaptation, aménagement et trajectoires bas carbone » (DAAT), qui facilite la structuration d’une telle mission. Cette direction permet de regrouper et de rendre plus visibles les actions allant en ce sens et de conjuguer atténuation et adaptation, « dans une approche à la fois temporelle (trajectoire progressive d’adaptation) et spatiale (aménagement et urbanisme durable intégrant l’adaptation au changement climatique) ». Vos rapporteurs rappellent l’importance que l’ADEME dispose des moyens adéquats pour remplir cette mission.

II. Chapitre II : Dispositions en faveur du climat (Articles 10 À 30)

A. La consécration du rÔle du haut conseil pour le climat (art. 10 et 11)

1. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

Le Haut Conseil pour le climat (HCC) est un organisme indépendant placé auprès du Premier ministre et composé de 12 membres. Il existait déjà au niveau réglementaire ([24]) avant l’adoption de la loi énergie-climat. Celle-ci a donc consacré l’existence du HCC au niveau législatif, témoignant ainsi de l’importance que le législateur souhaite accorder à cet organisme. L’article 10 de la LEC précise les principales modalités de composition et les missions du HCC.

a. Les missions obligatoires du Haut Conseil pour le climat (HCC)

Le II de l’article 10 de la LEC prévoit que le HCC remette chaque année un rapport au Premier ministre, au Parlement et au Conseil économique, social et environnemental (CESE). Il doit contenir des éléments relatifs au respect par la France de sa trajectoire de diminution des gaz à effet de serre, au regard des budgets carbone et de la SNBC, ainsi que des recommandations associées.

Dans les 6 mois suivant la remise de ce rapport, le Gouvernement doit présenter au Parlement et au CESE « les mesures déjà mises en œuvre et celles prévues en réponse aux recommandations et propositions de ce rapport », ainsi qu’une explication sur les objectifs non atteints et les moyens pour assurer leur atteinte.

Le HCC rend également un avis sur le respect de la SNBC et des budgets carbone, un an avant la fin de chaque période d’application de ceux-ci. Cet avis est transmis aux commissions compétentes de l’Assemblée nationale et du Sénat. Le Gouvernement doit répondre devant le Parlement à cet avis.

b. Les saisines facultatives du HCC

Le HCC peut s’autosaisir ou être saisi par le Gouvernement, le Président de l’Assemblée nationale, le Président du Sénat ou le Président du CESE pour rendre un avis sur un projet ou proposition de loi relatifs à son domaine d’expertise. Le HCC doit, dans cet avis, étudier la compatibilité du projet avec les budgets carbone et la SNBC.

L’évaluation d’un dispositif législatif par le HCC est parfois directement prévue dans la loi. Tel est le cas dans la loi climat et résilience (articles 298 à 301).

c. Le rôle du HCC dans la définition des objectifs locaux de politique énergétique

L’article 11 de la LEC modifie l’article L. 4251-5 du code général des collectivités territoriales (CGCT), pour prévoir que la définition des objectifs énergétiques et environnementaux dans le cadre du schéma régional d’aménagement, de développement durable et d’égalité des territoires (SRADDET) puisse prendre en compte les avis du HCC. Cette disposition a notamment vocation à permettre « une meilleure articulation entre la définition des objectifs au niveau national et leur traduction au niveau local » ([25]).

2. Évaluation : les moyens du HCC pourraient être renforcés et son rôle auprès du Parlement accru

a. Des moyens récemment renforcés qu’il convient de sanctuariser

La place du HCC au sein du paysage institutionnel français est désormais consacrée, l’organisme soulignant qu’il a réussi à s’imposer comme un « tiers de confiance ». Il a également développé sa visibilité à l’international : l’un des membres du HCC siège depuis 2022 au sein du « Conseil climat européen » ([26]). Le HCC a également œuvré pour la mise en place d’un réseau international des conseils climatiques.

Le HCC relève cependant une insuffisance de moyens pour faire face à des missions croissantes. Les moyens de l’institution ont été accrus dans le cadre de la loi de finances pour 2023, ce qui doit permettre d’atteindre un effectif de 15 personnes. Le HCC note qu’un rapport de la commission des finances du Sénat de 2021 proposait de porter les effectifs à 24 personnes dès 2023-2024 ([27]), et que le conseil climat britannique dispose d’un effectif de 30 personnes. En parallèle, il leur apparaît indispensable de renforcer les effectifs du Secrétariat général à la planification écologique (SGPE).

Vos rapporteurs saluent les augmentations récentes d’effectifs votées en loi de finances et appellent, en tant que de besoin, à renforcer les moyens du HCC dans le cadre de l’examen du budget. Ils rappellent l’importance de l’indépendance du HCC : des moyens suffisants y contribueront.

b. Un dialogue bien engagé avec le Gouvernement et qu’il importe de renforcer avec le Parlement

Le dialogue prévu par la loi entre le Gouvernement et le HCC à l’occasion de la publication du rapport annuel de ce dernier a bien lieu. La DGEC est auditionnée une fois par an par le HCC, des échanges techniques ayant également lieu tout au long de l’année. Les réponses aux recommandations du HCC sont désormais coordonnées par le SGPE. Le HCC souligne la qualité des réponses transmises par le Gouvernement, « exhaustives et rigoureusement étayées », mais relève que celles-ci sont parfois reçues trop tardivement pour que le HCC puisse exploiter ces réponses pour son rapport annuel suivant.

Les réponses du Gouvernement au rapport du HCC sont, par ailleurs, bien transmises au Parlement ([28]).

S’agissant des saisines dont le HCC a été l’objet, celui-ci indiquait, fin janvier 2023, avoir fait l’objet de 6 saisines effectuées à la demande d’un tiers (5 de la part du Gouvernement et une de la part du Président du Sénat) et de 6 auto‑saisines. Il relève que des recommandations formulées à l’occasion de ces saisines ont connu des aboutissements concrets, par exemple :

« – le recentrage de la politique environnementale au niveau du Premier ministre (avis en autosaisine de novembre 2021 sur les plans climat des ministères), avec pour conséquence la création du Secrétariat général à la planification écologique » ;

« – le retrait de la France du traité sur la charte de l’énergie (avis d’octobre 2022 sur le TCE) ».

Plus généralement, concernant les relations entre le Parlement et le HCC, celui-ci relève que « Le Parlement et le CESE pourraient s’emparer davantage des rapports du HCC afin de rendre le Gouvernement responsable de l’atteinte des objectifs climatiques ».

Vos rapporteurs tiennent à rappeler la faculté du Parlement de saisir le HCC via la présidence de chaque assemblée. Le rapport annuel du HCC et la réponse du Gouvernement devraient faire l’objet d’un débat, soit en séance publique à l’occasion d’une semaine de contrôle, soit en commission.

Recommandation n° 6 : renforcer les liens entre le Parlement et le HCC :

– grâce à la faculté de saisines d’origine parlementaire, d’une part ;

– en s’emparant du rapport annuel du HCC et de la réponse du Gouvernement à celui-ci, d’autre part, en organisant un débat sur ce rapport lors d’une semaine de contrôle ou une audition en commission

B. La fermeture des centrales À charbon doit s’accompagner d’un soutien sans faille des salariÉs concernÉs (art. 12)

1. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

a. La fixation d’un plafond d’émissions pour les installations de production à partir de combustibles fossiles

Le I de l’article 12 de la LEC prévoit que l’autorité administrative fixe, à compter du 1er janvier 2022, un plafond d’émissions pour les installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles situées sur le territoire métropolitain continental et émettant plus de 0,55 tonne d’équivalents CO2 par mégawattheure (MWh). L’objectif de cette mesure était de permettre la fermeture des quatre centrales à charbon alors encore en fonctionnement sur le territoire métropolitain : Saint-Avold (Moselle), Gardanne‑Meyreuil (Bouches-du-Rhône), Le Havre (Seine‑Maritime) et Cordemais (Loire-Atlantique). Les deux premières sont exploitées par GazelEnergie, les deux dernières par EDF.

Les modalités d’application de cet article ont été fixées par un décret entré en vigueur le 1er janvier 2022 ([29]). Le plafond annuel d’émissions a été fixé à 0,7 kilotonne d’équivalents CO2 par MW de puissance électrique installée. Cela équivaut à un fonctionnement de 700 à 800 heures par an pour les centrales à charbon, alors qu’elles fonctionnaient normalement 3 000 heures par an : leur fermeture s’impose donc pour des raisons économiques.

Compte tenu des tensions sur la sécurité d’approvisionnement énergétique à la fin de l’année 2021 et en 2022, principalement liées à la guerre entre la Russie et l’Ukraine et à l’indisponibilité importante du parc nucléaire français, des modifications ont été apportées à ce plafond. Ainsi :

– en février 2022, un premier décret ([30]) a relevé le plafond d’émissions à 1 kilotonne d’équivalent CO2 par MW puissance installée pour janvier et février 2022, puis l’a abaissé à 0,6 kilotonne sur le reste de l’année 2022 ;

– en septembre 2022, un second décret ([31]) pris en application de la loi « pouvoir d’achat » d’août 2022 ([32]) a rehaussé le plafond pour la période du 1er mars 2022 au 31 mars 2023 à 3,1 kilotonne d’équivalent CO2 par MW de puissance électrique installée, puis abaissé à 0,6 kilotonne jusqu’à fin 2023. En effet, l’article 36 de la loi « pouvoir d’achat » prévoit qu’un décret peut rehausser le plafond d’émissions « en cas de menace sur la sécurité d’approvisionnement en électricité de tout ou partie du territoire national ». Des mesures de compensation des émissions associées sont imposées.

Concrètement, ces mesures ont permis la reprise temporaire d’activité de la centrale de Saint-Avold, qui avait fermé en mars 2022.

b. Les mesures d’accompagnement des salariés concernés par la fermeture des centrales à charbon

Le II de l’article 12 de la LEC prévoit une habilitation à légiférer par ordonnance pour instaurer des mesures d’accompagnement pour les salariés concernés par la fermeture des centrales à charbon. L’ordonnance a été publiée en juillet 2020 et s’accompagne de plusieurs textes réglementaires d’application ([33]). EDF ayant choisi de reclasser ses salariés en interne, les dispositions de l’ordonnance s’appliquent uniquement aux salariés des centrales de GazelEnergie (Saint-Avold et Gardanne), mais bien à l’ensemble des personnels portuaires et sous-traitants également concernés, qu’ils travaillent en lien avec une centrale EDF ou GazelEnergie. Les dispositions de l’ordonnance sont regroupées au sein de 3 titres, un pour chaque catégorie de salariés :

– le titre Ier détaille les dispositions applicables aux salariés des entreprises exploitant les centrales à charbon. Une allocation complémentaire est versée par l’État aux salariés lors du congé de reclassement, dans le cadre du plan de sauvegarde de l’emploi (PSE). La durée de ce congé est de 12 mois (18 mois pour les salariés âgés de plus de 45 ans). Mesure centrale du dispositif, un congé d’accompagnement spécifique (CAS) est créé : d’une durée de 12 mois (18 mois pour les salariés proches de l’âge de la retraite), il prévoit à la fois des actions de formation et de validation des acquis de l’expérience (VAE) pour les salariés, ainsi que le versement d’une allocation dégressive. Le CAS permet des périodes de travail ou de mise en situation en milieu professionnel ; il peut également être poursuivi chez un nouvel employeur. Enfin, le versement d’une soulte est prévu en cas de retour à l’emploi avant la fin du congé. Le salarié bénéficie des services d’une cellule d’accompagnement des démarches de recherche d’emploi ;

– le titre II détaille les dispositions applicables aux salariés des entreprises relevant de la convention collective nationale unifiée ports et manutention. Ces salariés ne font pas l’objet d’un PSE. Ils sont en revanche éligibles au CAS, pour une durée de 24 mois (30 mois pour les salariés proches de l’âge de la retraite). L’allocation versée durant le CAS n’est pas dégressive. Ils bénéficient également des services de la cellule d’accompagnement ;

– enfin, le titre III détaille les dispositions applicables aux salariés des entreprises sous-traitantes : ceux-ci bénéficient, à leur demande, des services de la cellule d’accompagnement.

Pour les salariés des deux centrales d’EDF (Le Havre et Cordemais), les conditions de leur redéploiement en interne ont été formalisées au travers d’un « relevé de conclusions » signé entre EDF et les organisations syndicales en juillet 2019.

Les dispositions de l’ordonnance ont elles aussi évolué dans la loi pouvoir d’achat (article 32) : le redémarrage temporaire de la centrale de Saint-Avold a en effet nécessité de réembaucher des salariés. Cette loi facilite les embauches en CDD et en contrat de mission, notamment des anciens salariés de la centrale.

2. Évaluation : un dispositif d’accompagnement qui nécessite d’être bien accordé avec le temps nécessaire à l’émergence de nouveaux projets industriels sur les territoires

Les conséquences sociales de la fermeture des centrales à charbon sont un sujet essentiel car elles constituent un exemple très tangible de l’impact de notre politique de transition énergétique sur les emplois. Ces transformations nécessitent un accompagnement important des salariés et de solides projets de territoire, notamment industriels, pour donner de nouvelles perspectives à ces femmes et ces hommes.

Vos rapporteurs tiennent à saluer le travail déjà effectué en février 2022 sur le suivi des mesures d’accompagnement des salariés concernés par la fermeture des centrales à charbon, effectué par M. Anthony Cellier, ancien député et rapporteur de la loi énergie-climat ([34]). L’article 12 de la LEC prévoit que la mise en œuvre des dispositions de l’ordonnance fasse l’objet d’une présentation par le Gouvernement devant les commissions compétentes du Parlement : la commission des affaires économiques avait choisi d’effectuer un suivi plus approfondi, grâce au travail de M. Cellier, ce qui avait permis d’auditionner l’ensemble des parties prenantes.

a. L’instauration d’un plafond d’émissions conduit à la fermeture progressive des centrales à charbon

Les centrales à charbon sont en cours de fermeture.

Celle du Havre a cessé sa production en mars 2021. EDF précise que les travaux de déconstruction sont bien en cours, afin que le terrain soit restitué au Grand port maritime du Havre. L’exploitant indique qu’« une dizaine d’années est nécessaire pour valoriser les équipements, déconstruire les installations et réhabiliter le site d’une centrale thermique ». Les projets industriels sur le territoire sont nombreux et certains ont directement trait à l’énergie, par exemple la création d’une usine de construction et d’assemblage d’éoliennes en mer ou encore l’approvisionnement électrique à quai des bateaux.

La centrale de Saint-Avold avait cessé de fonctionner fin mars 2022, avant la reprise temporaire d’activité de celle-ci au mois de septembre de la même année pour faire face aux menaces liées à la sécurité d’approvisionnement en énergie. La DGEC indique que le décret de septembre 2022 « a permis de rehausser le plafond d’émissions, afin de mobiliser 1,8 GW supplémentaire correspondant aux centrales de Cordemais et Saint-Avold pendant environ 2 500 heures supplémentaires pendant l’hiver 2022‑2023. Pour autant, le charbon ne devrait représenter sur 2022 que moins de 1 % de notre mix ». La réouverture de la centrale n’étant que provisoire, des projets de reconversion sont également prévus, parmi lesquels une chaufferie fonctionnant à partir de combustibles solides de récupération (CSR), un projet de production de solvants verts à partir de biomasse ou encore la mise en place d’une filière d’agro-combustibles.

Si vos rapporteurs actent qu’il a fallu rouvrir temporairement Saint‑Avold afin de sécuriser le passage de l’hiver 2022-2023, cette réouverture ne doit pas remettre en cause nos ambitions énergétiques de réduction de la part des énergies fossiles dans le mix énergétique français.

La centrale de Gardanne n’a quasi-pas fonctionné entre 2019 et avril 2022, en raison notamment d’un mouvement social important. Un accord a finalement été signé entre les différentes parties prenantes en avril 2022. Parmi les projets de reconversion figurent la création d’un réseau de chaleur renouvelable issue de la biomasse, la création d’un pôle d’excellence autour du bois, ainsi que le projet HYNOVERA pour la production d’hydrogène et d’e-carburants ([35]).

Enfin, la centrale de Cordemais ne pourra fermer qu’en 2024, voire 2026, RTE ayant jugé son maintien en activité nécessaire pour des raisons tenant à la sécurité d’approvisionnement électrique de l’Ouest de la France, en particulier de la Bretagne. Des travaux pour permettre la substitution de la biomasse au charbon ont déjà commencé. Un projet Ecocombust avait été initié pour créer une filière de « black pellets ». Cependant, les coûts importants du projet en avaient ralenti le déploiement ; un appel à projets a été lancé pour privilégier les pellets issus du bois déchet, le Gouvernement indiquant avoir « informé les porteurs du projet Ecocombust (modifié et donc redéposé à cet appel à manifestation d’intérêt) de son soutien au projet et du lancement d’une instruction détaillée en vue de contractualiser le soutien ». Parmi les autres projets, l’aménagement du Port de La Turballe et le développement de l’éolien en mer au large de Saint‑Nazaire participent à la reconversion du territoire.

b. L’accompagnement des salariés doit tenir compte de la durée nécessaire à l’émergence des projets sur chacun des territoires concernés

Nombre de salariés des centrales à charbon concernés par la fermeture des celles-ci
(hors siège social de Gazel, dockers et sous-traitance – données en date de janvier 2022)

Le Havre (EDF)	171
Cordemais (EDF)	330
Saint-Avold (Gazel)	87
Gardanne (Gazel)	98

L’accompagnement social de la fermeture des centrales à charbon représente à date 9,6 millions d’euros (M€) en crédits de paiement, selon le projet annuel de performances « Énergie, climat et après-mines » annexé au projet de loi de finances pour 2023.

Vos rapporteurs notent tout d’abord des points positifs concernant l’accompagnement des salariés. La rédaction de l’ordonnance a fait l’objet d’un dialogue avec l’ensemble des acteurs concernés. Un délégué interministériel à l’accompagnement des territoires en transition énergétique (DIATTE) a également été créé dès février 2019, qui a pour mission de faciliter le dialogue et la transition sur ces territoires, ainsi que sur celui de la centrale nucléaire de Fessenheim. Enfin, les pactes de territoire, signés dès 2020, sont des outils essentiels permettant d’identifier et de structurer des projets industriels de territoire, qui conditionnent, notamment, l’avenir des salariés au sein d’un bassin d’emploi donné.

Le constat dressé par EDF concernant la centrale du Havre, définitivement fermée, est que tous les anciens salariés ont trouvé une solution de parcours professionnel ou de départ de fin de carrière. 96 % des contrats de parcours avaient été signés au 1er janvier 2023 et « les deux tiers des salariés qui n’étaient pas en fin de carrière ont retrouvé un emploi au sein du groupe tout en restant en Normandie », selon l’exploitant.

À l’issue de leurs auditions, vos rapporteurs notent cependant que le sujet de la fermeture de ces centrales demeure toujours complexe et d’une grande sensibilité. Il nécessite dès lors un suivi scrupuleux de la part des pouvoirs publics.

Premièrement, ils relèvent la difficulté d’accorder le temps industriel et le temps social. Les durées des dispositifs d’accompagnement prévus par l’ordonnance (2 ans de congés au total pour les salariés de GazelEnergie) pourraient ne pas laisser le temps aux projets industriels d’émerger. GazelEnergie relève ainsi : « La principale difficulté dans les discussions avec les partenaires sociaux repose sur cet écart entre le congé d’accompagnement spécifique et le temps d’instruction des projets industriels ». Il faut donc particulièrement veiller au tuilage entre la fin du CAS et les nouveaux emplois des salariés.

Les salariés et leurs exploitants ont besoin de visibilité, alors même que les enjeux de sécurité d’approvisionnement ont des conséquences immédiates sur le maintien en activité de ces centrales. Certaines organisations syndicales ont ainsi regretté, lors des auditions, que leurs signaux d’alerte sur le calendrier de ces fermetures, compte tenu des enjeux liés à la sécurité d’approvisionnement, n’aient pas été entendus. Concernant les deux centrales à charbon encore en activité :

– les anciens salariés de Saint-Avold ont répondu présents lors de la réouverture de la centrale, en septembre 2022. Les rapporteurs tiennent à saluer leur mobilisation. Durant les auditions des organisations syndicales, l’intérêt qu’il y aurait eu à effectuer une « mise en réserve » de la centrale, plutôt que de procéder à sa fermeture en mars 2022 a été évoqué ;

– à Cordemais, le relèvement des plafonds d’émissions a conduit à devoir maintenir les effectifs au niveau de fin 2021, soit 330 salariés. Les salariés n’ont toujours pas de date précise de l’arrêt de cette centrale. L’exploitant a cependant indiqué à vos rapporteurs que tous les salariés qui le souhaitent pourront continuer à y travailler jusqu’en 2026.

À Gardanne, si un accord a été signé en avril 2022, le sort de 26 salariés dont le CAS prend fin en août 2023 nécessite une attention particulière. GazelEnergie a indiqué qu’« un allongement du congé d’accompagnement spécifique (CAS) d’un an constituerait une solution acceptable pour permettre qu’aucun salarié ne soit laissé de côté (ce qui reviendrait à deux ans de CAS comme pour les dockers). La proposition est actuellement en débat et semble recueillir l’approbation des syndicats » ([36]).

Enfin, vos rapporteurs rappellent que la communication de M. Cellier de février 2022 relevait la nécessité d’une attention particulière à réserver au sort des sous-traitants.

Recommandation n° 7 : maintenir un suivi attentif de la situation des salariés concernés par la fermeture des centrales à charbon, afin d’assurer une cohérence entre temps social et temps industriel et en adaptant les dispositifs de soutien si nécessaire

C. Les dispositions relatives À la performance ÉnergÉtique des bÂtiments ont ÉtÉ largement remaniÉes dans la loi climat eT rÉsilience, ce qui rend leur complÈte Évaluation prÉmaturÉe À ce stade (art. 15 À 24)

Le chapitre II de la LEC comporte des dispositions relatives à la performance énergétique des logements et des bâtiments. Ces dispositions ont été largement modifiées et complétées par la loi climat-résilience. La commission des affaires économiques et la commission du développement durable de l’Assemblée nationale ont par ailleurs créé une mission d’information commune sur la rénovation énergétique des bâtiments en début d’année 2023 ([37]). Au Sénat, une commission d’enquête sur l’efficacité des politiques publiques en matière de rénovation énergétique est actuellement en cours ([38]). Vos rapporteurs jugent donc prématuré de dresser un bilan exhaustif des dispositions de la LEC sur ces sujets et les aborderont de manière succincte.

1. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

Comme l’a rappelé le rapporteur de la loi, Anthony Cellier, lors de son audition par vos rapporteurs, l’idée était de créer un triptyque « informer, obliger, interdire » concernant la performance énergétique des bâtiments.

a. L’encadrement de la performance énergétique des bâtiments, particulièrement ceux à usage locatif

L’article 17 de la LEC inclut dans la définition d’un logement décent un seuil maximal de consommation d’énergie finale par mètre carré et par an, défini par voie réglementaire. Ce seuil a été fixé par décret ([39]) à 450 kilowattheures (kWh) d’énergie finale par mètre carré de surface et par an. La fixation d’un tel seuil conduit à interdire à la location environ 190 000 logements du parc locatif ([40]), soit 1 % de l’ensemble du parc locatif (privé et social), selon la direction de l’habitat, de l’urbanisme et des paysages (DHUP) – l’idée étant donc de poser un premier jalon pour sortir du parc locatif les pires passoires thermiques. Cette interdiction est entrée en vigueur pour les logements loués à compter du 1er janvier 2023.

La loi climat et résilience a complété ce calendrier d’interdiction et l’a indexé sur le diagnostic de performance énergétique (DPE). Le calendrier d’interdiction des passoires thermiques à la location est ainsi complété :

– logements classés G à compter de 2025 ;

– logements classés F à compter de 2028 ;

– logements classés E à compter de 2034.

Le DPE est défini en fonction de la consommation d’énergie primaire du logement, mais aussi en fonction des émissions de gaz à effet de serre de celui-ci. Le DPE fait désormais également mention de la consommation en énergie finale ([41]).

L’article 19 de la LEC conditionne la revalorisation des loyers en zone tendue, ainsi que la contribution du locataire à des travaux d’économies d’énergie, à la performance énergétique du logement. La première obligation a été remaniée à l’article 159 de la loi climat et résilience, pour l’étendre à l’ensemble des passoires du parc locatif.

L’article 20 de la LEC précise que le DPE d’un bâtiment ou d’une partie de bâtiment doit être exprimé en énergie primaire et en énergie finale. Comme cela a été vu supra, c’est désormais bien le cas. Le DPE doit aussi s’accompagner du montant des dépenses théoriques de l’ensemble des usages énumérés dans le diagnostic. Un arrêté de mars 2021 précise que cette évaluation est présentée sous la forme d’une fourchette de coûts, évaluée en euros ([42]).

L’article 21 précise que la notion de confort thermique doit être prise en compte dans la construction et la rénovation des bâtiments. Ces éléments ont bien été pris en compte dans la RE2020, qui instaure une exigence de confort d’été.

L’article 22 impose un niveau minimal de performance énergétique des bâtiments à usage d’habitation à compter de 2028 – défini dans un premier temps en énergie primaire (331 kWh/m²/an), puis en termes de classe de DPE (A à E) depuis la loi climat et résilience. L’entrée en vigueur de telles dispositions est différée à 2033 pour certaines copropriétés en difficulté.

b. Le renforcement des informations sur la performance énergétique des bâtiments et des logements

L’article 15 de la LEC prévoyait une habilitation à légiférer par ordonnance, afin de définir et d’harmoniser la notion de bâtiment ou de partie de bâtiment à consommation énergétique excessive. Cette ordonnance n’a finalement pas été prise, l’ensemble des dispositions législatives nécessaires ayant été adoptées dans la loi climat et résilience (art. 174).

L’article 22 dispose qu’à compter du 1er janvier 2022, les annonces immobilières de vente ou de location d’un logement mentionnent l’obligation de respect de ce niveau de performance énergétique. À compter du 1er janvier 2028, c’est le non-respect de cette obligation qui sera mentionnée sur les annonces. Ces dispositions ont été précisées par voie réglementaire ([43]).

Ledit article 22 prévoit aussi, à compter du 1er janvier 2022 :

– qu’en cas de vente ou de location des logements ne respectant pas ce critère de performance énergétique, le DPE comprend aussi un audit énergétique, qui fait notamment mention des travaux et des coûts associés pour que le logement puisse respecter un tel critère ([44]). La loi climat et résilience a limité cette obligation aux seuls logements mis en vente et sa date d’entrée en vigueur a été repoussée au 1er avril 2023 ;

– pour tous les logements quelle que soit leur classe énergétique, il est prévu que le montant théorique des dépenses énergétiques correspondant aux usages énumérés dans le DPE soit mentionné dans l’annonce de vente ou de location. Un manquement à une telle obligation est sanctionné ;

– le contrat de location d’un bien doit aussi faire état du montant des dépenses théoriques de l’ensemble des usages énumérés dans le DPE.

Pour ces deux dernières dispositions, un décret de décembre 2020 précise leurs modalités d’application ([45]).

Enfin, l’article 24 impose la mise à disposition des DPE par ceux qui les établissent à destination de l’ADEME, de l’Agence nationale de l’habitat (ANAH) et des collectivités territoriales. Les modalités de transmission de ces informations ont été précisées par décret ([46]). Il est également prévu que l’ANAH ait accès, pour l’exercice de ses missions, aux données détenues par les organismes chargés de la gestion de l’aide personnelle au logement (APL), selon des modalités fixées par décret ([47]).

2. Évaluation : la lisibilité des dispositions applicables et l’accompagnement des travaux seront déterminants pour une politique efficace de rénovation énergétique des bâtiments

Vos rapporteurs tiennent à rappeler que la rénovation du parc immobilier est une composante essentielle de l’atteinte de la neutralité carbone et qu’il est indispensable d’accélérer nos efforts en la matière. L’ADEME souligne que le parc bâti français représente 43 % de l’énergie consommée en France. L’évolution rapide de la législation ces dernières années contraste avec le besoin de stabilité, de lisibilité et de visibilité dont ont besoin les différents acteurs de ce secteur pour prendre des décisions d’investissement structurantes.

a. Il est encore trop tôt pour juger des conséquences des dispositions contraignantes relatives à la performance énergétique des logements

L’entrée en vigueur de l’interdiction à la location des passoires thermiques date du 1er janvier 2023. Il est donc encore trop tôt pour en dresser un bilan exhaustif. La DHUP a toutefois transmis à vos rapporteurs des données issues du site seloger.com, en particulier « une multiplication par 4 des annonces relatives à la vente de passoires F et G à Paris entre le 1er juillet 2021 et le 1er janvier 2023 » ou encore « une baisse générale de l’offre locative (- 25 % sur les 12 derniers mois), plus forte pour les logements passoires (- 40 % sur les 12 derniers mois) ».

Vos rapporteurs tiennent à souligner quelques points d’attention :

– l’interdiction à la location des pires passoires thermiques au 1er janvier 2023 est exprimée par rapport à une référence en énergie finale, alors qu’il sera directement fait référence aux classes du DPE pour les interdictions intervenant à une échéance ultérieure ;

– la question de la location des passoires thermiques n’épuise pas le sujet de la rénovation des résidences principales. 5,2 millions de résidences principales étaient classées F ou G en 2022 (données DHUP) ;

– cette interdiction ne doit pas se traduire par une vente systématique de logements, sans en améliorer leur performance énergétique. Il convient d’étudier comment répondre au mieux à cette problématique. On peut relever deux sujets s’approchant de celle-ci. En matière d’assainissement, les propriétaires qui vendent des biens immobiliers non raccordés au réseau public de collecte des eaux usées et équipés d’une installation autonome peuvent se voir imposer des travaux de mise en conformité de leur installation. Par ailleurs, lors de l’examen de la loi énergie-climat, en 2019, il avait été proposé, à titre expérimental, la mise sous séquestre d’une fraction du produit de la vente d’une passoire thermique afin de financer des travaux de rénovation énergétique au profit de l’acquéreur ([48]). Cette mesure avait été adoptée en commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale, puis supprimée en séance publique, des doutes ayant notamment été émis quant à la constitutionnalité du dispositif au regard de l’atteinte au droit de propriété. Ces questions restent donc à étudier.

Plus généralement, sur l’obligation de performance énergétique des bâtiments à usage d’habitation à horizon 2028 (art. 22 de la LEC), l’ANAH relève que « cet objectif apparaît très complexe au regard des temporalités restantes ». La DHUP indique que l’examen de la LPEC par le Parlement devrait être l’occasion de « préciser les sanctions associées à la non-atteinte de cet objectif ».

b. Le renforcement des dispositifs d’information est essentiel

Il est absolument essentiel de fiabiliser le DPE, dans la mesure où un tel diagnostic est désormais structurant pour l’application de l’ensemble des dispositions législatives issues de la LEC et de la loi climat-résilience. L’UFC – Que Choisir a récemment effectué une enquête conduisant à des résultats très variables sur le classement DPE des logements, avec « jusqu’à 3 classes d’écart pour le même bien et des préconisations de travaux très variables du fait de la mauvaise définition de l’origine des déperditions », malgré le choix de professionnels référencés sur le site du Gouvernement ([49]).

Concernant l’obligation de mentionner le montant des dépenses théoriques liées à la consommation d’énergie du logement, l’Union sociale de l’habitat (USH) craint une information complexe à comprendre pour les occupants et potentiellement source de contentieux : « Cette disposition crée (…) une information qui sera en décalage avec le coût réel des énergies du logement car se basant sur un prix défini par arrêté (différent de celui réellement appliqué à l’occupant du logement) et sur la base d’une consommation conventionnelle et donc de fait différente des consommations réelles du logement ».

De manière plus générale, l’information des propriétaires et des locataires demeure essentielle sur l’ensemble de ces obligations. Sur l’interdiction à la location des passoires thermiques, l’ANAH estime cette connaissance encore trop parcellaire, « tant sur l’obligation, sur sa mise en œuvre ou encore sur les aides disponibles aux propriétaires bailleurs pour financer les rénovations ».

Concernant la transmission des informations issues des DPE à l’ADEME, à l’ANAH et aux collectivités territoriales, l’ADEME souligne qu’elle collectait déjà les DPE via son Observatoire DPE ([50]) depuis avril 2014 et qu’elle a collecté 2,7 millions de DPE en 2022. L’ANAH indique pour ce qui la concerne que « ces éléments sont à l’état de projet ».

c. L’accompagnement des propriétaires pour financer les travaux de rénovation et pour faciliter la prise de décision sera déterminant

Le dispositif de financement des aides à la rénovation énergétique est assez complexe (CEE, MaPrimeRénov’, éco-PTZ, etc.), alors qu’il s’agit d’un élément clé pour assurer que les objectifs des lois énergie-climat et climat et résilience soient atteints.

La DHUP souligne le chiffre encourageant de 700 000 gestes de rénovation financés chaque année grâce à MaPrimeRénov’ (MPR), en pointant cependant l’insuffisance des financements de rénovations globales grâce à MPR rénovation et MPR Sérénité : « Le nombre de rénovations globales au sein de MaPrimeRénov rénovation globale (55 % de gain énergétique minimum) ou de MaPrimeRénov’ Sérénité (35 % de gain énergétique minimum) reste cependant trop limité à ce jour (de l’ordre de 30 000 à 50 000 rénovations par an, au total) ». Des réflexions sont en cours au niveau gouvernemental pour permettre d’accélérer de telles rénovations.

Sur la nature des travaux financés, la logique issue de la loi climat et résilience est de favoriser la rénovation globale, même si certains acteurs, tels qu’Équilibre des énergies ou la Fédération française du bâtiment (FFB) appellent à la vigilance sur une réorientation ou une suppression trop brutale des aides aux mono-gestes.

Afin de mieux accompagner les particuliers dans leurs travaux de rénovation énergétique, la mise en place des Espaces conseil France Rénov’ et de Mon Accompagnateur Rénov’ sont autant de points positifs. Il faudra notamment surveiller la mise en œuvre de l’agrément « Mon Accompagnateur Rénov’ » censée intervenir à partir du 30 avril 2023, qui doit permettre à d’autres acteurs que les conseillers des Espaces France Rénov’ d’assurer le rôle d’assistance opérationnelle aux particuliers dans leurs travaux de rénovation énergétique. Une vigilance particulière devra être apportée concernant l’agrément des opérateurs privés.

Enfin, vos rapporteurs soulignent la problématique relevée par certains acteurs de la prise de décision en copropriété pour de tels types de travaux, tant sur la décision même de les effectuer que sur le financement de ceux-ci.

D. les Autres mesures du chapitre II

1. La suppression de l’affichage déporté des données de consommation d’énergie pour les bénéficiaires du chèque énergie (art. 13)

L’article 13 de la LEC supprime l’obligation d’un affichage déporté des données de consommation d’électricité et de gaz naturel pour les bénéficiaires du chèque énergie. Il prévoit, en remplacement, un dispositif mis à disposition par les fournisseurs d’énergie permettant d’accéder aux données de consommation, exprimées en euros. Des textes réglementaires d’application ont précisé ces dispositions ([51]) :

– la transmission de ces données doit être réalisée grâce à un équipement « permettant d’assurer un affichage de données via une application digitale, une interface de programmation d’application ou un service web » ;

– pour l’électricité, un émetteur radio doit être branché sur le compteur du consommateur ;

– le service de transmission de données sous cette nouvelle version devait être proposé le 1er octobre 2022 au plus tard par les fournisseurs.

L’obligation d’un affichage déporté pour les foyers les plus précaires avait était introduite par la loi TECV de 2015 ([52]), mais elle n’était pas appliquée en raison notamment du coût important de déploiement (budget estimé à 212 M€, pour 4 millions de bénéficiaires du chèque-énergie au moment de l’examen de la LEC, selon les données transmises par la DGEC).

Il est encore trop tôt pour évaluer la mise en œuvre du nouveau système, notamment quant à ses incidences sur la consommation des ménages concernés, puisqu’il n’est pleinement opérationnel que depuis le 1er octobre 2022. Vos rapporteurs ont cependant déjà pu disposer de quelques retours sur le déploiement technique du dispositif.

Ainsi, EDF est satisfaite du nouveau dispositif d’émetteur radio Linky (ERL) pour l’électricité, même si l’entreprise regrette son déploiement tardif, ce qui a conduit à des coûts inutilement engagés pour la mise en place du précédent système.

La CRE avait émis un avis défavorable ([53]) sur le projet de décret précité, justifié par l’absence d’une étude d’impact préalable, qui aurait permis une meilleure analyse des coûts du dispositif, et par la crainte que cela conduise à limiter les changements de fournisseurs pour les clients concernés. Sur ce dernier point, ces obstacles au changement de fournisseur seraient liés à l’articulation entre les différents délais de restitution de l’ancien dispositif de comptage, puis d’acceptation et de mise à disposition du nouveau dispositif. La CRE relève que ces difficultés « semblent en première analyse toujours d’actualité ».

Vos rapporteurs souhaitent qu’une attention particulière soit portée à deux sujets liés à la mise en œuvre de la transmission des données de consommation aux bénéficiaires du chèque énergie :

– les consommateurs n’ayant pas accès à des outils numériques pour le suivi de leur consommation doivent pouvoir être identifiés aisément par les fournisseurs d’énergie afin d’accéder dans les meilleures conditions à un affichage déporté sans frais. Sur ce point, les services du ministère précisent qu’un afficheur dédié est éligible aux aides liées aux certificats d’économies d’énergie (CEE) ;

– ils relèvent également que le décret d’application prévoit une évaluation par la CRE du dispositif au plus tard le 1er avril 2026, celle-ci devant notamment permettre d’envisager l’extension du dispositif aux zones non interconnectées (ZNI).

2. L’évaluation obligatoire de l’opportunité de créer un service public de distribution de chaleur ou de froid par les collectivités territoriales (art. 18)

L’article 18 de la LEC prévoit l’obligation, pour les collectivités territoriales, d’évaluer l’opportunité de créer un service public de distribution de chaleur ou de froid. Il prévoit aussi l’élaboration d’un schéma directeur de chaleur ou de froid au plus tard 5 ans après la mise en service du réseau, avec une révision tous les 10 ans.

Cet article trouve une application concrète dans les aides versées par l’ADEME par l’intermédiaire du Fonds Chaleur. En particulier, pour toute demande de financement d’extension de réseaux, il est obligatoire de présenter un schéma directeur de moins de 5 ans, afin, selon l’agence, de « réduire le décalage temporel entre la fréquence des extensions d’un réseau – espacées de quelques années seulement, voire tous les un à deux ans sur les réseaux les plus dynamiques – et la fréquence de révision du schéma directeur exigée par la loi (10 ans) ». Pour les projets de création de réseaux, l’ADEME demande la présentation d’une étude de faisabilité. L’ADEME et l’association AMORCE ont par ailleurs élaboré un guide de réalisation d’un schéma directeur d’un réseau de chaleur ou de froid existant ([54]).

La Fédération des services énergie environnement (FEDENE) qualifie l’obligation d’élaborer une schéma directeur d’« exercice structurant », mais regrette une obligation parfois méconnue des collectivités. La Fédération nationale des collectivités concédantes et régies (FNCCR) et la FEDENE souhaitent ramener la fréquence de révision du schéma directeur à 5 ans plutôt que 10 ans actuellement.

Plusieurs initiatives sont en cours pour inciter à développer les réseaux de chaleur et de froid, notamment un appel à projets « Une ville, un réseau », opéré par l’ADEME. Il permet de financer les études de faisabilité à hauteur de 90 % et incite au déploiement des réseaux dans les collectivités de moins de 50 000 habitants.

3. La prise en compte du bilan carbone pour l’octroi de dispositifs de soutien aux énergies renouvelables (art. 30)

a. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

L’article 30 de la LEC impose la prise en compte du bilan carbone de l’installation lors des procédures de mise en concurrence pour la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, d’une part, et pour la production de biogaz, d’autre part. Il est précisé que :

– le bilan carbone doit au moins inclure l’analyse de l’étape du cycle de vie jugée la plus importante au regard de l’objectif de discrimination effective entre les projets dans le cadre de leur sélection ;

– les modalités d’évaluation et de prise en compte de ce bilan carbone varient selon les filières et les technologies ;

– la prise en compte d’un tel bilan peut prendre la forme d’une bonification dans le cadre de la procédure de mise en concurrence.

b. Évaluation : un dispositif opérationnel mais peu discriminant dans la sélection des projets

D’après les éléments d’informations fournis par la CRE et par le ministère de la transition énergétique, le bilan carbone prévu à l’article 30 est pris en compte :

– pour déterminer l’éligibilité d’une candidature à un appel d’offres en fonction du respect d’un seuil maximal d’émissions ;

– pour les projets d’énergies renouvelables d’une puissance suffisamment importante ; le bilan carbone constitue alors un critère de notation à part entière.

Par ailleurs, la DGEC a indiqué que l’option d’une bonification complémentaire, telle que le permet la LEC, est à l’étude, en particulier pour les installations photovoltaïques sur bâtiment. Si cette bonification était retenue, elle devrait en tout état de cause faire l’objet d’une notification à la Commission européenne avant de pouvoir être applicable.

La LEC n’oblige à intégrer des critères relatifs au bilan carbone que pour les installations soumises à une procédure de mise en concurrence. Il existe cependant un seuil d’éligibilité reposant sur un tel critère pour les installations solaires d’une puissance installée comprise entre 100 et 500 kWc souhaitant bénéficier de certains tarifs en obligation d’achat et attribués par guichet ouvert ([55]). Vos rapporteurs saluent cette initiative et relèvent que le Sénat, dans son rapport d’application de la LEC, avait d’ailleurs appelé à étudier l’opportunité d’intégrer le critère du bilan carbone dans le cadre des guichets ouverts.

i. Bilan carbone pour la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables

La CRE souligne que des critères liés au bilan carbone de l’installation avaient été mis en place dès les appels d’offres lancés en 2016-2017 pour les centrales photovoltaïques. Sur les appels d’offres actuels, les bornes basse et haute de la formule de notation de telles installations ont été resserrées, « afin de renforcer l’impact d’un écart en termes de bilan carbone ». Aujourd’hui, dans les cahiers des charges régissant les appels d’offres pour le photovoltaïque (PV), en complément d’un seuil d’éligibilité pour les projets, il existe :

– un critère de notation de 16 points sur 100 pour les installations PV au sol d’une puissance supérieure à 500 kilowatt-crête (kWc) ;

– un critère de notation de 25 points pour le PV sur bâtiment d’une puissance supérieure à 5 100 kWc.

Sous réserve de leur publication définitive, les nouveaux cahiers des charges pour la prochaine période d’appels d’offres pourraient inclure les seuils d’éligibilité carbone suivants :

Éolien terrestre	1 200 kg eq. CO2/kW
Hydroélectricité	5 000 kg eq. CO2/kW
PV au sol	550 kg eq. CO2/kWc
PV sur bâtiment	550 kg eq. CO2/kwC
PV innovant	500 kg eq. CO2/kwC

Données : CRE

Vos rapporteurs appellent à ce que la version définitive des cahiers des charges intègre bien ces critères de bilan carbone pour l’hydroélectricité et l’éolien terrestre.

La CRE a donné en octobre 2022 un avis favorable aux cahiers des charges pour les appels d’offres « PPE2 PV Bâtiment » et « PPE2 PV Sol », qui incluent de nouveaux paramètres relatifs au bilan carbone, tels que « l’ajout de produits intermédiaires intervenant dans la fabrication des modules ». Elle relève d’autres pistes d’évolution possibles, comme « la prise en compte dans l’évaluation carbone simplifiée du transport post-assemblage des modules depuis le lieu de fabrication jusqu’au site de production » – soulignant toutefois que cela doit s’inscrire dans une réflexion plus large sur le bilan carbone des produits importés, au niveau européen notamment.

La CRE estime que l’impact discriminant du bilan carbone dans la sélection des candidats est peu important pour les projets d’installations photovoltaïques : l’éligibilité à l’appel d’offres ne pose généralement pas de difficultés et les notes fondées sur ce critère sont souvent proches. Le Syndicat des énergies renouvelables (SER) observe quant à lui que le prix plafond est masqué dans les derniers appels d’offres et le prix plancher dynamique : cela n’offre pas, à son sens, la visibilité suffisante aux candidats pour conforter leurs choix de s’approvisionner en modules bas carbone fabriqués en France ou en Europe. Le SER plaide donc pour l’intégration « d’un bonus clair dans les appels d’offres permettant aux acteurs de se positionner ».

Un bilan carbone plus exigeant pourrait donc être étudié pour mieux discriminer les projets. Vos rapporteurs souhaitent que le Gouvernement puisse rapidement étudier l’opportunité d’inclure une bonification dans les appels à projets. Ils soulignent également l’importance de développer une filière industrielle des EnR aux niveaux français et européen pour répondre à cette problématique du bilan carbone des installations d’énergies renouvelables.

ii. Bilan carbone pour la production de biogaz

Pour la prise en compte du bilan carbone dans le soutien à la production de biogaz dans les procédures de mise en concurrence, la DGEC relève en premier lieu que l’essentiel des émissions est lié à l’exploitation de l’installation de méthanisation et non à la conception et à la construction de celle-ci. Il faudrait donc raisonner par une approche en cycle de vie tout au long de la vie de l’installation, et non à l’instant précis de la procédure de mise en concurrence.

La procédure d’appel d’offres pour le biométhane injecté est actuellement suspendue et ne prévoit pas de seuil d’éligibilité ou de critère de notation lié au bilan carbone. Le SER relève toutefois qu’il est demandé une évaluation du contenu local français et européen du projet. De plus, un arrêté du 1er février 2023 fixe un plafond d’émissions de gaz à effet de serre pour le biométhane valorisé par injection (21,8 g CO2 eq./MJ PCS pour les installations d’une capacité supérieure à 19,5 GWh PCS par an) ([56]).

Vos rapporteurs souhaitent que puisse être étudiée l’opportunité d’insérer des critères de bilan carbone relatifs au biogaz directement dans le cahier des charges de l’appel d’offres.

Recommandation n° 8 : renforcer la prise en compte du bilan carbone dans la sélection des installations d’énergies renouvelables éligibles à un soutien public dans le cadre d’une procédure de mise en concurrence, afin de disposer de critères plus exigeants et qui soient véritablement discriminants entre les différents projets

III. Chapitre III : Mesures relatives À l’Évaluation environnementale (articles 31 À 35)

Dans ce chapitre, l’essentiel des mesures concernait des sujets qui avaient fait l’objet d’une délégation au fond à la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire. Vos rapporteurs ont choisi de se concentrer sur le seul article 33, relatif aux contrats d’expérimentation.

A. Le contrat d’expÉrimentation (art. 33) : les dispositions de la loi Énergie-climat et leur application

L’article 33 de la LEC crée un contrat d’expérimentation pour soutenir :

– les installations de production d’électricité qui utilisent des énergies renouvelables (EnR) innovantes, d’une part ;

– les projets de production de biogaz qui utilisent des technologies innovantes, d’autre part. La loi « énergies renouvelables » ([57]) a étendu le bénéfice du contrat d’expérimentation à l’ensemble des installations de production de gaz bas-carbone ou renouvelable.

Le contrat d’expérimentation permet au candidat retenu de disposer d’un contrat d’achat dont les modalités de rémunération sont fixées au cas par cas et peuvent être modifiées en cours de contrat. Cela permet de disposer de la souplesse nécessaire pour adapter les modalités de soutien au caractère innovant du projet. Le contrat d’expérimentation représente par exemple une solution adaptée pour soutenir des démonstrateurs, dont les coûts ne sont pas précisément connus. Les surcoûts supportés par EDF et les entreprises locales de distribution (ELD) ainsi que par les fournisseurs gaz naturel au titre de tels contrats sont compensés par les charges de service public de l’énergie (CSPE).

Les modalités des appels à projets pour ces contrats ont été définies par décret en Conseil d’État, pris après avis de la CRE ([58]). Ce décret prévoit l’élaboration d’un cahier des charges, support des appels à projets, et confie à la CRE le soin d’établir un prix de référence de l’électricité ou du gaz injecté dans le réseau, qui peut être modifié en cours de contrat.

B. Évaluation : le contrat d’expÉrimentation n’a pas encore ÉtÉ mis en place

Les contrats d’expérimentation apparaissent prometteurs pour permettre de soutenir des projets au cas par cas. La CRE résume ainsi les avantages de ce dispositif ad hoc : « La méconnaissance par les pouvoirs publics et par les porteurs de projets potentiels des coûts ainsi que l’incertitude quant au nombre de projets susceptibles de postuler rendraient inefficaces à la fois un guichet ouvert sous forme d’arrêté tarifaire, mais aussi des appels d’offres ».

Sur la définition du cahier des charges et la passation des appels d’offres, le procédé défini par voie réglementaire est assez similaire à celui qui existe pour les appels d’offres classiques ; toutefois, le tarif de soutien n’est pas défini dès le stade du cahier des charges, mais adapté à chaque projet retenu. La définition du tarif tient compte des coûts supportés par le producteur, dans la mesure où ils correspondent à ceux d’un opérateur efficace, et doit permettre la rémunération normale des capitaux immobilisés. Le prix de référence est établi de manière transparente et non discriminatoire.

La définition du soutien sera conditionnée à des engagements rigoureux du producteur, en particulier à la présentation d’un plan d’affaires et d’un calendrier prévisionnel ainsi que, dans la mesure du possible, de devis permettant de mieux évaluer les coûts du projet. La CRE indique aussi qu’elle sera attentive à minimiser le coût du soutien pour les finances publiques. Les niveaux de soutien pourront par ailleurs être redéfinis durant le projet : « Le niveau du soutien fera l’objet de plusieurs révisions dont les modalités devront être précisément fixées. En particulier, la CRE estime qu’une première révision est nécessaire avant le démarrage de l’installation pour tenir compte de la chronique de décaissement de tous les investissements et de la montée en charge de l’installation ».

Pour autant, les cahiers des charges ne sont pas encore publiés et les contrats d’expérimentation ne sont donc pas mis en œuvre. Plusieurs acteurs auditionnés ont fait part de leur attente du dispositif, par exemple France Gaz et GRDF, ou encore l’UFE – ce dernier précisant qu’une réflexion plus globale était nécessaire sur le passage, ensuite, à une dimension industrielle des projets. Vos rapporteurs regrettent que trop de lenteurs subsistent sur ce point et demandent à ce que les contrats d’expérimentation puissent être mis en place dans les meilleurs délais.

Recommandation n° 9 : publier, dans les meilleurs délais, les cahiers des charges relatifs aux contrats d’expérimentation pour l’électricité et le gaz renouvelable et bas-carbone

IV. Chapitre IV : Lutte contre la fraude aux certificats d’Économies d’Énergie (articles 36 À 38)

A. Les dispositions de la loi Énergie-climat et leur application

Les articles 36 à 38 de la LEC renforcent les contrôles applicables aux certificats d’économies d’énergie (CEE). Les CEE consistent en un soutien financier à la réalisation de travaux permettant de faire des économies d’énergie, les fournisseurs d’énergie disposant d’obligations sur le volume de CEE réalisé. À l’instar des dispositions de la LEC relatives à la rénovation énergétique des bâtiments, le contrôle des CEE a été renforcé par la loi climat et résilience.

1. Le renforcement des contrôles sur les travaux ouvrant droit à des CEE

a. Des contrôles doivent être réalisés directement par les demandeurs

L’article 36 de la LEC impose aux demandeurs de CEE la réalisation de contrôles sur les opérations qui ouvrent droit à la délivrance de certificats. Un arrêté publié en septembre 2021 ([59]) précise le cadre applicable à ces contrôles, qui ont depuis été complétés dans la loi climat et résilience. Ainsi :

– les contrôles doivent être effectués par le demandeur, pour partie par simple contact (téléphone, courrier, e-mail…) et pour partie sur place ;

– les contrôles par contact peuvent être effectués soit par le demandeur lui‑même, soit par un organisme accrédité, tandis que les contrôles effectués sur place doivent obligatoirement être réalisés par un organisme accrédité depuis l’adoption de la loi climat et résilience (art. 183) ;

– le pourcentage de contrôles à effectuer par contact et celui à effectuer sur place a été défini par l’arrêté de 2021 précité ;

– le taux d’opérations satisfaisantes à atteindre sur le total d’opérations contrôlées se durcit progressivement au fil des années. Ainsi, ce taux passe de 7,5 % sur site et 15 % par contact en 2022 à 15 % sur site et 30 % par contact en 2025.

b. Le renforcement des contrôles effectués par l’administration et les organismes RGE ainsi que des sanctions associées

L’article 36 de la LEC crée un nouvel article L. 221-13 dans le code de l’énergie, qui dispose que toute personne éligible aux CEE ou tout délégataire est tenu de signaler aux organismes délivrant les signes de qualité « reconnu garant de l’environnement » (RGE) des éléments susceptibles de constituer des manquements à cette réglementation RGE de la part des professionnels qui font les travaux. L’organisme doit alors procéder sans délai à des vérifications qui peuvent, le cas échéant, conduire à la suspension ou au retrait de la qualité RGE au professionnel concerné.

Le II de l’article 36 renforce les sanctions en cas de manquement aux obligations déclaratives en matière de CEE, en relevant le montant maximal de cette sanction :

– de 2 % à 4 % du chiffre d’affaires hors taxes du dernier exercice clos de l’intéressé ;

– de 4 % à 6 % du chiffre d’affaires hors taxes du dernier exercice clos de l’intéressé en cas de nouveau manquement à la même obligation.

Le III de l’article 36 prévoit que lorsqu’un contrôle de l’administration à l’origine d’une sanction pour manquement à une obligation déclarative fait apparaître un taux de manquement supérieur à 10 % du volume de CEE contrôlé, le ministre chargé de l’énergie peut obliger l’intéressé à procéder à des vérifications complémentaires, aux frais de l’intéressé et par un organisme d’inspection accrédité.

L’article 183 de la loi climat et résilience renforce encore la lutte contre la fraude aux CEE, en permettant à l’autorité administrative d’annuler les CEE en circulation et obtenus de manière frauduleuse.

c. Des échanges d’informations facilités entre les différentes administrations

Le V de l’article 36 de la LEC facilite l’échange d’informations entre les agents du Pôle national des certificats d’économies d’énergie (PNCEE) et d’autres services ministériels (impôts, douanes et droits indirects, consommation et répression des fraudes), dans le cadre de la lutte contre la fraude liée à ces certificats.

De plus, les agents du PNCEE et ceux de la direction générale de la concurrence, de la consommation et de la répression des fraudes (DGCCRF) peuvent communiquer aux organismes délivrant les signes de qualité RGE des non‑conformités à cette réglementation de la part des professionnels qui en disposent. Les suites sont alors les mêmes que celles mentionnées supra pour les signalements effectués par les demandeurs de CEE (enquête puis, le cas échéant, retrait ou suspension de la qualité).

Le VI de l’article 36 autorise le service TRACFIN ([60]) à transmettre au PNCEE des informations susceptibles de l’éclairer dans sa mission de lutte contre la fraude.

2. Les autres mesures du chapitre V relatives aux certificats d’économies d’énergie

Le 1° du I de l’article 36 de la LEC dispose qu’avant le 31 juillet 2022 puis tous les cinq ans, l’ADEME évalue le gisement des économies d’énergie pouvant être réalisées dans le cadre du dispositif des CEE au cours des cinq années qui suivent.

Le même article 36 renforce les obligations de publicité et de transparence sur les CEE délivrés :

– les prix des CEE doivent être publiés mensuellement ;

– le nombre de certificats délivrés par secteur d’activité et par opération standardisée d’économies d’énergie doit être publié tous les six mois (et non plus tous les ans).

L’article 37 de la LEC permet que la contribution à des programmes de rénovation des bâtiments au bénéfice des collectivités territoriales puisse donner lieu à la délivrance de CEE.

Enfin, l’article 38 interdit la délivrance de CEE pour les opérations d’économies d’énergie qui conduisent à une hausse des émissions de gaz à effet de serre. Il précise également que le nombre d’unités de compte des CEE peut être pondéré en fonction des émissions de GES évitées.

B. Évaluation : le renforcement de la transparence et des contrÔles sur les CEE produit ses effets mais nÉcessite des moyens soutenus ainsi qu’un contrÔle accru en amont des travaux

1. L’évaluation du gisement des CEE par l’ADEME et la publicité des prix et du volume des CEE sont des mesures de transparence bienvenues

Conformément aux dispositions de la LEC, l’ADEME participe bien à l’évaluation des gisements disponibles pour fixer les obligations CEE. Elle l’a fait dès 2019 pour la fixation des obligations de la cinquième période. Elle a livré une seconde étude spécifique au secteur du bâtiment fin juillet 2022.

De plus, les prix moyens des CEE sont publiés sur la plate-forme « Emmy », qui tient lieu de registre national des certificats d’économie d’énergie ([61]). Les volumes de CEE délivrés par secteur d’activité et par fiche d’opération standardisée, sont, quant à eux, publiés de manière semestrielle sur le site internet du ministère de la transition énergétique ([62]). Vos rapporteurs saluent la bonne application de ces mesures de transparence sur le marché des CEE.

2. La prise en compte des émissions de gaz à effet de serre fait l’objet d’avis mitigés

Plusieurs acteurs déplorent une prise en compte trop limitée des émissions de gaz à effet de serre dans les opérations d’économies d’énergie ouvrant droit au bénéfice des CEE. EDF et Équilibre des énergies regrettent qu’il n’y ait pas eu de prise en compte du contenu carbone de chaque énergie dans la ventilation des volumes de la cinquième période CEE entre les différents types d’énergie. Équilibre des énergies estime qu’il n’a pas été donné de « suite pratique » à la faculté de pondérer les unités de compte des CEE en fonction des émissions de GES évitées. À l’inverse, France Gaz craint que le dispositif des CEE évolue vers un système de « certificats d’économie carbone », qui pourrait défavoriser les opérations de rénovation de chaudière à gaz par exemple.

Le PNCEE a indiqué à vos rapporteurs que les dispositions de l’article 38 sur l’interdiction de délivrer des CEE pour des opérations conduisant à une hausse des émissions de GES sont bien prises en compte pour l’élaboration des fiches d’opération. À titre d’illustration, « Pour la fiche BAR-TH-164 (rénovation globale d’une maison individuelle), cela exclut par exemple les travaux de rénovation globale impliquant le remplacement d’un chauffage électrique ou au bois par un chauffage fossile ».

3. Des mesures qui vont dans le sens du renforcement de la lutte contre la fraude aux CEE

a. Des contrôles variés et aux objectifs différents

L’instauration de contrôles opérés par les demandeurs de CEE eux‑mêmes ou par un organisme accrédité, permet d’accroître le nombre total de contrôles opérés dans le secteur, selon des objectifs et des temporalités différents de ceux réalisés par le PNCEE. Certains acteurs auditionnés craignent cependant que cela consiste en un déport de l’obligation de contrôle et du risque de l’administration vers les demandeurs. Vos rapporteurs estiment, globalement, que l’instauration de tels contrôles constitue une réelle avancée :

– le but de la mesure n’est pas de substituer les contrôles réalisés par les demandeurs de CEE à ceux de l’administration, mais de disposer de contrôles complémentaires. Le PNCEE continue d’ailleurs de mener une politique active de contrôle. Depuis 2019, le pôle fait par exemple appel à des bureaux de contrôle accrédités pour réaliser certains de ces contrôles. Une expérimentation d’envoi de questionnaires papier aux bénéficiaires des opérations est également en cours, avec des résultats plutôt positifs. En tout état de cause, il est important d’allouer des moyens suffisants au PNCEE afin qu’il puisse renforcer les contrôles. Si la responsabilisation des acteurs est positive, elle ne doit pas conduire à minorer le nombre de contrôles opérés par l’administration ;

– les contrôles à la charge des demandeurs s’effectuent avant le dépôt de leurs demandes de CEE ;

– vos rapporteurs se sont interrogés sur l’efficacité des contrôles opérés par le demandeur lui-même, notamment au regard de l’indépendance de ceux-ci. En réalité, ce procédé n’est autorisé que pour les contrôles par contact avec le bénéficiaire depuis la loi climat et résilience et non pour les contrôles sur site, ce qui est une avancée bienvenue. De plus, l’arrêté du 28 septembre 2021 impose une séparation fonctionnelle entre les équipes chargées du contrôle et celles qui sont contrôlées ([63]) ;

– enfin, les moyens consacrés au contrôle doivent être mis en perspective avec les montants consacrés au financement des CEE. Ainsi, la DGEC indique que « Le budget alloué au contrôle du dispositif des CEE a sensiblement augmenté ces dernières années, passant de 1,1 M€ d’autorisations d’engagement (AE) en 2019, à 2,3 M€ d’AE en 2020, puis 5,6 M€ d’AE en 2022, et 8,6 M€ d’AE en LFI 2023. Le montant des incitations financières versées par les acteurs dans le cadre du dispositif est estimé à 5 milliards d’euros (Md€) ». Pour rappel, le prix des CEE est l’une des composantes de calcul des tarifs réglementés de vente de l’électricité (TRVe).

Recommandation n° 10 : veiller à maintenir des moyens suffisants pour le PNCEE afin de ne pas minorer le volume de contrôles effectués par ses services au regard de l’ensemble des contrôles effectués

b. Les échanges d’informations entre administrations fonctionnent

Les échanges d’informations et la coopération entre les différentes administrations pour améliorer la lutte contre la fraude aux CEE fonctionnent. Par exemple, un protocole de coopération a été conclu à ce sujet entre la DGCCRF et le PNCEE en mars 2021. Le PNCEE souligne que des conventions d’échange ont été également été signées avec l’ADEME, l’ANAH et les organismes de qualification RGE.

Afin de renforcer la lutte contre la fraude aux CEE, Tracfin et la DGEC ont soulevé l’intérêt qu’il pourrait y avoir à ce que le PNCEE puisse accéder au fichier national des comptes bancaires et assimilés (FICOBA), qui recense l’ensemble des comptes bancaires ouverts en France. Vos rapporteurs estiment que cela pourrait être opportun pour identifier les entreprises impliquées dans la lutte contre la fraude aux CEE, mais soulignent l’importance d’encadrer strictement les conditions d’accès à ce fichier (nombre de personnes habilitées, consultation limitée au strict nécessaire, etc.).

Recommandation n° 11: permettre au PNCEE d’accéder au Fichier national des comptes bancaires et assimilés (FICOBA), tout en encadrant strictement cet accès

c. Des contrôles dont il faudra suivre l’efficacité au fur et à mesure de leur renforcement

Les niveaux de conformité exigés dans le cadre des contrôles sur les CEE vont s’accroître au fil du temps. Le PNCEE justifie le choix d’une approche graduée par la nécessité « de lisser la montée en charge des bureaux de contrôle et laisser le temps à ces filières de contrôle de s’organiser en conséquence (recrutements et formation) ». La qualification et la montée en compétence des bureaux de contrôle est en effet primordiale et il convient aussi d’éviter la saturation de ceux-ci.

Les opérations concernées par les contrôles directement réalisés par le demandeur ont d’abord été les travaux d’isolation (combles, planchers, murs) et de calorifugeage des réseaux, puis sont progressivement étendus à d’autres opérations. Chaque fiche d’opération standardisée dispose d’un référentiel de contrôle.

Le PNCEE a transmis de premiers éléments chiffrés d’analyse à vos rapporteurs. Si l’on s’intéresse aux seules opérations d’isolation :

– sur les seuls contrôles ciblés menés par le PNCEE entre 2020 et 2022, celui-ci a constaté une diminution de 15 % du taux de contrôles non satisfaisants ;

– globalement, hors des seuls contrôles ciblés, le PNCEE estime que « le taux de contrôles satisfaisants est meilleur de 10 points de pourcentage ce qui fait un taux de contrôles satisfaisants de 60 % » ([64]).

Les principales non-conformités observées sur ces mêmes opérations d’isolation sont le non-respect des règles de l’art et des non-conformités administratives.

Au total, ces contrôles devraient permettre de diminuer le nombre de chantiers frauduleux visant uniquement à obtenir des CEE, mais aussi d’améliorer la qualité des travaux effectués.

Enfin, sur les contrôles supplémentaires que le PNCEE peut effectuer depuis la LEC en cas de manquement significatif dans le cadre d’un contrôle, il est généralement proposé à l’acteur concerné d’établir un plan d’action volontaire : ce n’est que si ce plan est refusé ou si les insuffisances persistent que le pôle intervient. Dans les faits, le PNCEE a rarement recours à une telle intervention.

4. Un dispositif encore perfectible

a. Des gains d’efficacité dans le contrôle sont possibles

Des progrès peuvent encore être réalisés pour limiter les fraudes mais aussi pour disposer d’un système de contrôle plus fluide. Cette préoccupation rejoint le constat effectué supra sur la nécessité d’un système d’aides au financement de rénovation des bâtiments plus lisible.

Certains acteurs dénoncent le caractère onéreux du contrôle au regard, notamment, du montant de la prime associée. Le Groupement des professionnels des certificats d’économies d’énergie (GPCEE) fait observer que « trop d’opérations ont été visées dans les contrôles in situ, sans que ne se pose la question économique – le coût du contrôle étant parfois supérieur à la prime délivrée au bénéficiaire (fenêtre, régulation…). Une rationalisation a été proposée lors du dernier Conseil supérieur de l’énergie (décembre 2022) pour supprimer les contrôles sur site des fiches les moins soutenues. Cette démarche est positive mais aurait pu être anticipée par rapport à la mise en place de la politique de contrôle ». Il est également important de bâtir rigoureusement les référentiels de contrôle de chaque fiche d’opérations, afin que les contrôles puissent bien se faire dans la pratique.

D’autres acteurs souhaitent un pilotage plus clair de la part de l’État, alors que les dispositifs de lutte contre la fraude aux CEE relèvent de plusieurs ministères.

b. Un travail à faire sur la qualité RGE

La nécessité d’un renforcement des critères permettant d’obtenir la qualité RGE apparaît nécessaire. Les entreprises ainsi qualifiées, qui constituent l’amont de la chaîne, doivent, en effet, aussi être responsabilisées. Enfin, la remontée d’informations sur les entreprises qui ne respectent pas les critères RGE doit être pleinement opérationnelle. Parmi les remarques effectuées par les différents acteurs auditionnés :

– l’ADEME pointe la nécessité d’outils de qualité RGE à hauteur des enjeux, car il s’agit un élément central des politiques de rénovation ;

– l’UFE insiste sur le fait « que le dispositif des CEE, financé par les ménages, n’a pas vocation à compenser le manque d’ambition de la récente réforme du label “ RGE ” ou à contrôler le respect des exigences de ce label, ce rôle étant supposément porté par les organismes qualificateurs » ;

– le PNCEE souligne que l’intervention « tardive » de ses services, 1 à 2 ans après la finalisation de l’opération, est difficilement compressible, précisant que « ce délai tardif réduit l’efficacité du contrôle, et invite à envisager le renforcement des contrôles qui peuvent être réalisés plus rapidement après la finalisation des travaux (notamment les contrôles des organismes de qualification RGE) ». Le PNCEE souligne qu’il serait opportun de renforcer l’application de la disposition sur le signalement aux organismes de qualification RGE, prévue à l’article 36 de la LEC, bien qu’ils fassent déjà « des rappels réguliers en comité de pilotage CEE et en lettre d’information mensuelle ». Enfin, les signalements sont désormais facilités au travers de la plateforme France Rénov ;

– le GPCEE propose que les organismes d’inspection puissent signaler eux‑mêmes des professionnels labellisés et ne respectant pas la réglementation RGE auprès des organismes de qualification.

Recommandation n° 12 : renforcer les exigences liées à l’octroi de la qualité RGE et veiller à ce que les manquements aux exigences qui s’y rattachent fassent bien l’objet de signalements

c. L’efficacité des sanctions

Selon le PNCEE, les sanctions les plus dissuasives sont les suspensions d’instruction, ainsi que la publicité des sanctions au Journal officiel, qui porte atteinte à la réputation du demandeur de CEE.

Le montant des sanctions financières prononcées sur les quatre dernières années est récapitulé dans le tableau ci-dessous.

2019	307 000 €
2020	4,077 M€ ([65])
2021	153 000 €
2022	13 000 €

La sanction sur le chiffre d’affaires, dont le montant a été relevé dans la LEC, n’est pas la plus dissuasive, d’autant plus que la limitation à un pourcentage du chiffre d’affaires s’accompagne d’un taux maximum de sanction de 30 € par MWh. Une réflexion pourrait être engagée pour relever le taux de ces sanctions, tant au niveau législatif que réglementaire, en tant que de besoin.

V. Chapitre V : Mise en œuvre du paquet « Une Énergie propre pour tous les europÉens » (articles 39 À 55)

A. LES mesures de Transposition et d’adaptation de textes issus du paquet « une Énergie propre pour tous les europÉens » (article 39)

1. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

a. Les textes à transposer

L’article 39 de la LEC prévoit l’insertion en droit de plusieurs textes issus du paquet européen « Une énergie propre pour tous les Européens ». 4 directives devaient être transposées par ordonnance :

– la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables ;

– la directive (UE) 2018/2002 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 modifiant la directive 2012/27/UE relative à l’efficacité énergétique ;

– la directive (UE) 2018/844 du Parlement Européen et du Conseil du 30 mai 2018 modifiant la directive 2010/31/UE sur la performance énergétique des bâtiments et la directive 2012/27/UE relative à l’efficacité énergétique ;

– la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE.

Par ailleurs, le Gouvernement était habilité à prendre par ordonnances les mesures nécessaires pour permettre l’entrée en vigueur de 3 règlements européens :

– le règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat, modifiant les règlements (CE) n° 663/2009 et (CE) n° 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) n° 525/2013 du Parlement européen et du Conseil ;

– le règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE ;

– le règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité.

b. Les mesures de transposition prises

Plusieurs textes de transposition ou d’adaptation ont été pris :

– l’ordonnance n° 2020-866 du 15 juillet 2020 ([66]) transpose la directive (UE) 2018/844, au travers de diverses dispositions relatives aux contrôles et à la régulation de la chaleur dans les bâtiments résidentiels et tertiaires ;

– l’ordonnance n° 2021-235 du 3 mars 2021 ([67]) transpose le volet durabilité de la biomasse de la directive (UE) 2018/2001. Elle définit notamment des critères de durabilité, de réduction des émissions de GES et d’efficacité énergétique relatifs à la production d’énergie à partir de biomasse. Elle comporte également des dispositions applicables aux carburants issus de la biomasse ;

– l’ordonnance n° 2021-236 du 3 mars 2021 ([68]) transpose les directives (UE) 2018/2001 (hors volet durabilité de la biomasse) et (UE) 2019/944. Sont notamment incluses des dispositions sur les garanties d’origine d’électricité et de biogaz, ainsi que sur les communautés d’énergie et l’autoconsommation ;

– l’ordonnance n° 2021-237 du 3 mars 2021 ([69]) transpose la directive (UE) 2019/944. Cette ordonnance contient de nombreuses dispositions relatives au marché de l’électricité (informations des consommateurs, offres de fourniture), aux réseaux électriques (flexibilité, stockage, recharge des véhicules électriques), etc. Elle prévoit aussi des mesures d’adaptation du règlement (UE) 2019/943 concernant la sécurité d’approvisionnement.

Lors des travaux menés par votre commission sur l’application de la loi énergie-climat ([70]), les services ministériels concernés avaient déjà indiqué que les règlements (UE) 2018/1999 et (UE) 2019/941 ne nécessitaient finalement pas de mesures d’adaptation en droit interne pour produire leurs effets.

2. Évaluation : le sujet des offres à tarification dynamique a retenu l’attention de vos rapporteurs

Toutes les dispositions des différentes ordonnances mentionnées ne seront pas évaluées ici. Les dispositions relatives à l’autoconsommation et aux communautés d’énergie seront abordées à l’occasion de l’évaluation des articles 40 et 41 de la LEC. Vos rapporteurs ont donc choisi de se concentrer sur deux mesures seulement : l’obligation faite à certains fournisseurs de proposer des offres à tarification dynamique, d’une part, et la publication d’un plan de réseau par le gestionnaire de réseau de distribution d’électricité, d’autre part.

a. Les offres à tarification dynamique devront être développées avec la plus grande prudence

L’article 2 de la directive (UE) 2019/944 définit un contrat d’électricité à tarification dynamique comme « un contrat de fourniture d’électricité conclu entre un consommateur et un client final qui reflète les variations de prix sur les marchés au comptant, y compris les marchés journaliers et infrajournaliers, à des intervalles équivalant au moins à la fréquence du règlement du marché ». L’article 11 de la même directive régit les dispositions juridiques relatives à ce type de contrats. Il prévoit notamment :

– que les clients finals équipés d’un compteur intelligent puissent souscrire une telle offre auprès d’un fournisseur au moins et auprès de chaque fournisseur qui a plus de 200 000 clients finals ;

– les clients doivent être informés des coûts, opportunités et risques associés à de telles offres. Un rôle spécifique de surveillance et d’évaluation des risques associés à ces offres est attribué au régulateur ;

– le consentement exprès du client doit être recueilli avant qu’il ne dispose d’un tel contrat.

Ces dispositions de la directive sont reprises par l’ordonnance n° 2021-237 précitée. L’article 20 de cette ordonnance crée l’article L. 332-7 du code de l’énergie, qui définit les offres à tarification dynamique en reprenant pour l’essentiel les termes de la directive. Dans son avis sur le projet d’ordonnance ([71]), la CRE avait toutefois fait observer que la transposition ne reprenait que l’obligation liée aux fournisseurs disposant de plus de 200 000 clients finals de proposer une offre à tarification dynamique, et non expressément celle précisant qu’un client doit pouvoir souscrire une offre auprès d’un fournisseur au moins (voir encadré infra).

Il est précisé que la CRE doit fixer, par délibération, les modalités selon lesquelles les offres à tarification dynamique prennent en compte les variations de prix de marché. Cette délibération a été prise en mai 2021 ([72]) puis modifiée en juillet 2022 ([73]).

Il est par ailleurs bien précisé que le consentement du client doit être recueilli pour souscrire une telle offre.

L’ordonnance apporte également les principales précisions suivantes :

– l’article L. 224-3 du code de la consommation est modifié pour préciser que l’obligation d’information sur les coûts, risques et opportunités des offres à tarification dynamique doit se faire « dans des termes clairs et compréhensibles » ([74]) ;

– il est créé un nouvel article L. 224-9-1 dans le même code pour imposer un dispositif d’alerte du consommateur en cas de variation significative des prix de marché pour ces offres.

Les avis de la CRE sur les offres à tarification dynamique

Il y a eu 3 délibérations principales de la CRE relatives aux offres à tarification dynamique, en 2020, 2021 et 2022.

Dans sa délibération du 17 décembre 2020, la CRE regrette l’absence de transposition de la disposition permettant à tous les clients avec compteur intelligent de pouvoir souscrire au moins une offre à tarification dynamique, afin d’assurer l’application de cette obligation dans les territoires desservis par les entreprises locales de distribution (ELD). Elle souhaite également que la dérogation au principe selon lequel le consommateur n’est engagé que par sa signature s’applique à de telles offres en cas d’emménagement, afin de ne pas freiner le développement des offres à tarification dynamique ([75]). Vos rapporteurs considèrent quant à eux qu’il est surtout primordial d’assurer la protection des consommateurs dans la souscription de ces offres particulièrement exposées aux prix de marché.

Dans sa délibération du 20 mai 2021, la CRE définit plus précisément la notion d’offres à tarification dynamique, offres qui devront être proposées par les fournisseurs de plus de 200 000 sites à compter du 1er juillet 2023, comme « des offres dont le prix de l’énergie est indexé, pour au moins 50 %, sur un ou plusieurs indices de prix des marchés de gros au comptant (marché journalier ou infra-journalier), et qui reflètent les variations de ces prix de marché a minima au pas horaire ». La facture des consommateurs souscrivant une telle offre devra être plafonnée, afin d’assurer leur protection face aux risques inhérents à de tels contrats. Cette délibération rappelle par ailleurs l’importance d’informer le consommateur sur les risques associés, en particulier s’il n’adapte pas sa consommation aux prix de l’électricité, au moyen d’un avertissement qui devra figurer sur le contrat, juste au-dessus de la signature du client.

La délibération du 27 juillet 2022 a modifié la délibération du 20 mai 2021 de la CRE, celle-ci ayant indiqué à vos rapporteurs qu’elle « a jugé nécessaire d’élargir, à titre transitoire, le périmètre des offres compatibles avec l’obligation faite aux fournisseurs de plus de 200 000 sites de proposer des offres à tarification dynamique au 1er juillet 2023 ». Cette définition a été élargie, jusqu’au 1er juillet 2026, aux offres « qui incitent financièrement les consommateurs, en réponse à un signal de court terme, à effacer ou déplacer leur consommation au sein d’une journée ».

Un arrêté d’application de l’article L. 224-3 du code de la consommation devait être publié fin 2021. La DGEC a indiqué à vos rapporteurs que, « compte tenu du contexte actuel des marchés de l’électricité, le Gouvernement a jugé que la prise de cet arrêté n’était pas opportune pour le moment » – constat que vos rapporteurs partagent. La direction a cependant fourni des indications sur le contenu de l’arrêté. En voici quelques points essentiels :

– la nécessité d’une participation active du consommateur pour adapter sa consommation en fonction des prix de marché ;

– la mention des risques financiers associés à une telle offre et les usages qui ne sont pas recommandés dans le cadre de celle-ci ;

– le mode de calcul et la fréquence d’évolution du prix du kWh ;

– les modalités d’accès aux prix de marché, y compris de manière indépendante du fournisseur ;

– le cas échéant, les modalités de plafonnement de la facture mensuelle.

Cet arrêté précisera également les modalités de fonctionnement du dispositif d’alerte en cas de variation significative du prix de marché mentionné supra.

En conclusion de ces éléments, vos rapporteurs rappellent qu’il est essentiel de développer les moyens de flexibilité du réseau. Pour autant, compte tenu des tensions actuelles sur les marchés de l’électricité, ils appellent à la plus grande prudence sur le développement des offres à tarification dynamique, prudence partagée par plusieurs acteurs auditionnés, notamment le Médiateur national de l’énergie. Celui-ci a indiqué être défavorable à ce type d’offres, « qui, non seulement reposent sur un transfert du risque de marché des fournisseurs vers les consommateurs, mais surtout ne sont pas adaptées aux consommateurs particuliers, auxquels elles font courir un risque de hausse très importantes de leurs factures ». Du reste, il n’existe pas de telles offres aujourd’hui en France, le seul fournisseur en ayant déjà proposé ayant cessé son activité depuis.

Vos rapporteurs recommandent donc d’attendre pour confirmer le lancement de telles offres. Ils soulignent qu’il sera absolument essentiel de bien informer les consommateurs des risques liés à la volatilité des prix sur le marché lorsqu’ils souscrivent des offres à tarification dynamique.

Recommandation n° 13 : attendre la fin des difficultés actuelles liées aux prix de l’énergie avant de poursuivre le développement des offres à tarification dynamique

b. Le plan de développement du réseau d’Enedis devrait être publié très prochainement

L’article 32 de la directive (UE) 2019/944 prévoit que le gestionnaire de réseau de distribution doit publier un plan de développement du réseau au moins tous les deux ans. Il doit faire l’objet d’une consultation des utilisateurs du réseau. Il est soumis à l’autorité de régulation. Ce plan de développement doit notamment permettre d’accompagner le développement du recours à des dispositifs de flexibilité des réseaux.

Ces dispositions ont été transposées en droit français par l’article 25 de l’ordonnance n° 2021-237. Il est créé un nouvel article L. 322-11 dans le code de l’énergie, qui consacre l’obligation pour le gestionnaire du réseau de distribution de publier un tel plan et détaille les modalités applicables. Des précisions réglementaires sont toujours en attente de publication.

Consulté par vos rapporteurs, le gestionnaire du réseau de distribution Enedis indique avoir effectué une concertation importante avec les utilisateurs (comité des utilisateurs du réseau de distribution de distribution d’électricité, DGEC, CRE, FNCCR, France Urbaine, RTE, ELD), et ce dès le premier trimestre 2022.

Un document préliminaire, issu de ces échanges, était prêt en janvier 2023 et devait être soumis au comité des utilisateurs du réseau de distribution d’électricité en février. Il sera complété après la publication du décret d’application de l’article L. 322-11 du code de l’énergie ; vos rapporteurs souhaitent donc que ce décret soit publié dans les meilleurs délais, afin de permettre la publication du plan de développement du réseau d’Enedis.

B. Les augmentations de puissance des concessions hydroÉlectriques ont beaucoup trop tardÉ À Être mises en œuvre (ART. 43)

1. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

L’article 43 de la loi énergie-climat résulte de l’adoption d’un amendement de votre rapporteure Marie-Noëlle Battistel ([76]). Il crée l’article L. 511-6-1 du code de l’énergie, qui permet d’augmenter la puissance d’une installation hydroélectrique concédée lorsque les modifications que cela implique sur le contrat initial de la concession ne sont pas substantielles, au moyen d’une déclaration du concessionnaire à l’autorité administrative et sous réserve de l’acceptation de celle-ci.

Dans le cas où cette augmentation de puissance conduit à une modification de l’équilibre économique du contrat en faveur du concessionnaire, une redevance supplémentaire est due par celui-ci.

L’autorité administrative dispose d’un délai de 3 mois, renouvelable une fois, pour se prononcer sur la déclaration d’augmentation de puissance. Ce délai a été porté à 6 mois par l’article 89 de la loi climat et résilience.

2. Évaluation : des dispositions qui viennent tout juste d’être rendues applicables grâce à de nouvelles évolutions législatives

Cet article n’était pas appliqué en raison de plusieurs difficultés de mise en œuvre de la disposition, qui viennent tout juste d’être levées :

– la redevance due sur les augmentations de puissance avait un effet désincitatif et allait au-delà des règles imposées par le droit de la commande publique en la matière. L’article 100 de la loi de finances pour 2023 ([77]) supprime cette redevance ;

– l’article 74 de la loi énergies renouvelables a clarifié les modalités de mise en œuvre de l’article L. 511-6-1 du code de l’énergie, en précisant que celui-ci est également applicable pour les modifications de faible montant. C’est l’autorité administrative compétente qui accorde l’autorisation, et pas forcément celle qui a initialement octroyé la concession. Un dossier de déclaration doit être adressé à l’autorité administrative et l’augmentation se fait sans modification du contrat. L’article 74 précité a également créé un nouvel article L. 511-6-2 dans le code de l’énergie, qui permet d’octroyer des autorisations temporaires d’augmentation de puissance en cas de menace grave sur la sécurité d’approvisionnement électrique. Cela permet notamment d’autoriser temporairement le suréquipement en attendant la fin de l’instruction du dossier en vue d’une autorisation pérenne.

La DGEC indique que 7 dossiers d’augmentation de puissance avaient été déposés, dont 5 qui ne nécessitent pas d’étude d’impact et qui étaient en cours d’instruction auprès des services déconcentrés. L’ensemble de ces dossiers représente une puissance de près de 25 MW ([78]).

Votre rapporteure Marie-Noëlle Battistel n’a eu de cesse de dénoncer la non-application de cet article 43 de la loi énergie-climat. Vos rapporteurs regrettent l’inertie du Gouvernement à ce sujet : il aura fallu attendre 3 ans pour rendre applicables ces dispositions. Alors que la France a récemment connu d’importantes menaces de sécurité d’approvisionnement en énergie, tous les leviers mobilisables pour garantir cette sécurité doivent être activés. Vos rapporteurs demandent donc aujourd’hui à l’autorité administrative de faire preuve de volontarisme pour rattraper le temps perdu : il est impératif que les dossiers en attente soient instruits le plus vite possible.

Recommandation n° 14 : débloquer en urgence les dossiers de demande de suréquipement des concessions hydroélectriques encore en attente, ce qui contribuera à améliorer la sécurité d’approvisionnement en électricité

Par ailleurs, vos rapporteurs soulignent que le déblocage des augmentations de puissance n’épuise pas le problème de fond du renouvellement des concessions hydroélectriques, dont l’ouverture à la concurrence est demandée par l’Union européenne. Ils appellent le Gouvernement à redoubler d’efforts pour défendre le modèle hydroélectrique français, qui a fait ses preuves, et à régler la situation avec la Commission européenne.

C. La dÉfinition du cadre juridique applicable À l’hydrogÈne nÉcessite encore la prise de textes rÉglementaires d’application (art. 52)

1. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

L’article 52 de la LEC prévoit la prise d’une ordonnance sur l’hydrogène, permettant :

– de définir les différents types d’hydrogène, en fonction de l’énergie utilisée pour le produire ;

– de permettre sa production, son transport, son stockage et sa traçabilité ;

– de définir un cadre de soutien public pour l’hydrogène renouvelable ou produit par électrolyse de l’eau à partir d’électricité bas-carbone.

L’article 52 crée également un mécanisme de garanties d’origine pour l’hydrogène d’origine renouvelable, sans toutefois détailler son fonctionnement.

L’ordonnance prévue par cet article 52 a été publiée le 17 février 2021 ([79]). Les principales dispositions qu’elle comporte sont décrites ci-après.

L’article 2 de l’ordonnance prévoit que les gestionnaires des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel doivent assurer le bon fonctionnement des réseaux en cas d’injection d’hydrogène renouvelable dans ceux-ci.

Plus généralement, l’article 3 prévoit des dispositions sur l’injection des gaz renouvelables dans le réseau de gaz naturel. En particulier, il y adosse un régime de garanties d’origine, applicable à compter du 1er avril 2023, et réécrit les dispositions déjà existantes pour les garanties d’origine du biogaz.

L’article 5 crée un nouveau livre VIII dans le code de l’énergie, spécifiquement consacré à l’hydrogène :

– l’article L. 811-1 définit les différents types d’hydrogène (renouvelable, bas-carbone, carboné et coproduit). L’hydrogène renouvelable et l’hydrogène bas‑carbone sont définis en référence à un seuil d’émissions à ne pas dépasser. Ce seuil doit être précisé par arrêté ;

– les articles L. 812-1 à L. 812-10 définissent le cadre du soutien public applicable à l’hydrogène. Ce soutien sera attribué grâce à une procédure de mise en concurrence, dont les modalités doivent être précisées par décret. Il pourra prendre la forme soit d’une aide au fonctionnement, soit d’une aide à l’investissement et au fonctionnement. La durée maximale du contrat de soutien est de 20 ans ;

– les articles L. 813-1 à L. 813-3 définissent l’autoconsommation d’hydrogène ;

– les articles L. 821-1 à L. 826-1 ont trait aux garanties de traçabilité (GT) et aux garanties d’origine (GO), qui attestent du caractère renouvelable ou bas‑carbone de l’hydrogène produit. L’originalité du dispositif consiste en la coexistence de deux types de garanties : la garantie de traçabilité permet d’assurer que la quantité d’hydrogène livrée est renouvelable ou bas-carbone, tandis que la garantie d’origine atteste simplement du caractère renouvelable ou bas-carbone de la production d’hydrogène ([80]). Il en résulte qu’une GT « ne peut être cédée indépendamment de la quantité d’hydrogène qui a donné lieu à son émission » ([81]), contrairement à une GO. Les autres dispositions sont assez similaires à celles qui existent aujourd’hui pour le gaz et l’électricité d’origine renouvelable (organisme chargé de la gestion des garanties, émission d’office au bénéfice de l’État des GO associées à des installations bénéficiant d’un contrat de soutien public ([82]), etc.) ;

– les articles L. 831-1 à L. 832-2, relatifs au transport et à la distribution de l’hydrogène n’entrent pas dans le détail du cadre juridique applicable car ces sujets auront plutôt vocation à être définis par voie réglementaire ;

– les articles L. 841-1 à 851-2 concernent le stockage et la vente d’hydrogène, en renvoyant à d’autres dispositions déjà existantes dans le code de l’énergie ou dans le code minier.

2. Évaluation : les mesure réglementaires d’application doivent encore être prises, en lien avec les débats en cours au niveau européen

La création d’un titre dédié dans le code de l’énergie est une étape majeure pour faire progresser la structuration du cadre juridique applicable à l’hydrogène et le développement de celui-ci en France. Le développement des énergies renouvelables offre des perspectives particulièrement intéressantes en la matière, dans la mesure où l’hydrogène permet le stockage de l’électricité. Ce cadre juridique demeure néanmoins incomplet car encore largement tributaire des décisions prises en la matière au niveau de l’Union européenne, particulièrement sur le statut de l’hydrogène bas-carbone.

a. Sur la définition de l’hydrogène renouvelable et bas-carbone

Sur la distinction opérée entre hydrogène renouvelable, d’une part, et bas‑carbone, d’autre part, dans une délibération du 27 septembre 2020 ([83]) sur le projet d’ordonnance, la CRE soulignait que « ces deux catégories contribueront de la même manière à l’objectif poursuivi, qui est la décarbonation de l’hydrogène ». Elle a rappelé à vos rapporteurs qu’elle soutient « les mécanismes qui favorisent la neutralité technologique pour la production d’hydrogène bas‑carbone ».

Toutefois, France Hydrogène juge cette distinction entre hydrogène renouvelable et hydrogène bas‑carbone utile, notamment au regard des attentes des acteurs, mais aussi du cadre réglementaire européen, qui opère une telle distinction. Le SER souligne également la pertinence d’une telle distinction pour assurer un cadre de soutien public adapté, citant l’exemple de l’échec d’un appel d’offres indifférencié entre les deux types d’hydrogène aux Pays-Bas : « l’appel d’offres lancé par le gouvernement néerlandais en 2020 dans le cadre du dispositif de soutien SDE+ n’était pas différencié et aucun projet d’hydrogène renouvelable n’a été sélectionné. Cela a conduit le gouvernement néerlandais à envisager de changer de procédure dès 2023 ». Dans le même esprit, France Hydrogène souhaite que le cahier des charges pour la gestion des garanties de production soit spécifique à chaque type d’hydrogène.

Surtout, les dispositions réglementaires d’application doivent être prises dans les meilleurs délais afin de fixer les seuils d’émission, nécessaires à une définition complète de l’hydrogène renouvelable et de l’hydrogène bas‑carbone, en lien avec l’Union européenne. Un premier seuil de 3 kg CO2 eq/kgH2 avait été envisagé, rehaussé aujourd’hui à 3,38 kg CO2 eq/kgH2. Si France Hydrogène préfèrerait inscrire sans attendre ces seuils d’émission en droit français, la DGEC estime qu’il est préférable d’attendre la stabilisation du cadre européen, tant sur ce seuil d’émissions que sur d’autres critères techniques, ces éléments étant en cours de négociation. Ces définitions auront des conséquences opérationnelles majeures et sont attendues avec impatience par les acteurs du secteur – par exemple, sur les modalités d’inclusion de l’hydrogène bas-carbone dans la taxe incitative à l’utilisation d’énergie renouvelable dans le transport (TIRUERT).

b. Sur les dispositifs de soutien

Sur les dispositifs de soutien, des textes réglementaires d’application sont également attendus, notamment le décret permettant de désigner le gestionnaire du registre des GO et des GT ou encore sur les modalités de la procédure de mise en concurrence.

Le cadre de soutien a été notifié à la Commission européenne, mais il faisait encore l’objet d’échanges fin 2022. Le seuil envisagé par l’autorité administrative pour être éligible au dispositif de soutien serait de 30 MW d’électrolyse. Plusieurs acteurs souhaiteraient que ce seuil puisse être abaissé, notamment EDF et le SER.

Plus généralement, France Hydrogène juge le soutien proposé dans l’ordonnance, sous la forme d’un appel d’offres, adapté, et ce d’autant plus qu’il devrait y avoir une procédure de dialogue concurrentiel. Sur l’instruction des projets, la CRE estime qu’elle est « l’organisme le plus pertinent pour l’instruction de telles futures procédures ».

France Hydrogène insiste également sur la nécessité d’assurer, parallèlement, un cadre de soutien lié au volet « mobilité » de l’hydrogène (aides à l’acquisition d’un véhicule, infrastructures de ravitaillement, etc.).

Par ailleurs, la CRE a rappelé à vos rapporteurs qu’elle avait souligné, dans sa délibération du 24 septembre 2020 sur l’ordonnance, que la coexistence de deux types de garanties de production pouvait « entraîner une complexité pour la gestion du dispositif ».

c. Sur le droit à l’injection, le stockage et le transport de l’hydrogène.

Sur l’injection d’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel, France Hydrogène souligne que « le mélange d’hydrogène dans le réseau de gaz naturel est peu pertinent sur un plan technico-économique ou d’efficacité décarbonante », en particulier compte tenu de la faible densité volumique de l’hydrogène. Les conséquences sur la fragilisation et les adaptations d’utilisation des canalisations et des équipements sont à prendre en compte. L’association souligne ainsi que l’usage de l’hydrogène par injection dans les réseaux existants n’est aujourd’hui développé que dans le cadre du bac à sable réglementaire de la CRE ([84]).

Cependant, GRDF indique que le réseau est adapté aux seuils réglementaires envisagés au niveau européen, 98 % de son réseau étant compatible pour une distribution 100 % hydrogène. Il souligne par ailleurs qu’« une précision sur le pourcentage d’hydrogène injecté dans les réseaux de distribution de gaz aurait été intéressante. Les discussions en cours au niveau européen sur le paquet gaz pourraient intégrer cette précision ».

Le sujet du transport, au-delà de la seule injection de l’hydrogène, est déterminant, avec un enjeu de structuration du réseau autour de hubs et un transport par camion dans un premier temps.

Au total, vos rapporteurs ne peuvent qu’inciter le Gouvernement à poursuivre la construction du cadre réglementaire relatif à l’hydrogène, en fonction des débats au niveau européen. Les enjeux liés à la mobilité doivent faire l’objet d’une attention particulière. Enfin, il est essentiel que l’hydrogène bas‑carbone dispose de la place qu’il mérite en tant que vecteur indispensable à un mix énergétique décarboné : vos rapporteurs incitent le Gouvernement à poursuivre ses efforts en ce sens dans les négociations avec l’Union européenne.

Recommandation n° 15 : publier les textes réglementaires nécessaires à la définition d’un cadre juridique complet sur l’hydrogène, en tenant compte des discussions en cours au niveau de l’Union européenne et en affirmant le rôle essentiel de l’hydrogène décarboné

D. les autres mesures relatives aux Énergies renouvelables (articles 40 À 49)

Bon nombre de ces articles viennent d’être modifiés dans la loi énergies renouvelables. Vos rapporteurs ont donc choisi de se concentrer sur quelques mesures, qui recoupent également des dispositions transposées dans le cadre des ordonnances prise en application de l’article 39 de la LEC.

1. Les communautés d’énergie et l’autoconsommation : des solutions à encourager, tout en veillant au respect du principe de péréquation tarifaire et aux conséquences sur l’équilibrage des réseaux (art. 40 et 41)

a. Les communautés d’énergie

L’article 40 de la LEC a introduit en droit français les communautés d’énergie renouvelable. L’ordonnance n° 2021-236 a modifié une première fois cette définition, qui a ensuite été modifiée à nouveau dans la loi climat et résilience, puis dans la loi énergies renouvelables. Il existe désormais à la fois des communautés d’énergie renouvelable (CER) et des communautés énergétiques citoyennes (CEC).

Le principe de ces communautés est de rassembler des membres au sein d’une personne morale, sur la base d’une participation ouverte et volontaire, afin de procurer, à ceux-ci ou aux territoires où ils sont situés, des avantages environnementaux, économiques et sociaux. De plus, une CER doit être effectivement contrôlée par des actionnaires ou des membres se trouvant à proximité des projets d’énergie renouvelable auxquels elle a souscrit et qu’elle a élaborés.

L’article L. 293-4 du code de l’énergie prévoit un décret d’application, pris après avis de la CRE, pour préciser les modalités d’application de l’ensemble des articles ayant trait aux communautés d’énergie. La CRE, dans une délibération du 30 juin 2022 ([85]), a donné un avis défavorable au projet de décret. Elle souhaite notamment que soit explicité le fait que les communautés d’énergies sont assujetties au droit commun en matière fiscale. Surtout, elle préconise de modifier la rédaction des dispositions sur l’indemnisation des gestionnaires de réseau dans le cadre de ces communautés, afin d’assurer qu’elle puisse être déterminée par les tarifs réseaux.

Vos rapporteurs appellent à la prise rapide des mesures réglementaires d’application qui conditionnent l’existence du dispositif. Ils ne peuvent donc pas, à ce stade, évaluer la mise en place de ces communautés. Dans la définition de ces actes réglementaires, ils insistent sur l’attention à porter aux enjeux de péréquation tarifaire et de bon fonctionnement des réseaux.

b. L’autoconsommation

Les articles 40 et 41 de la LEC portent également sur l’autoconsommation. Y figurent notamment les dispositions suivantes :

– il est précisé que l’autoconsommation ne peut constituer l’activité principale d’une entreprise qui y participe ;

– l’article 40 détermine sous quelles conditions une opération d’autoconsommation collective en électricité peut être qualifiée d’étendue ;

– l’article 41 précise les conditions de participation d’un organisme HLM à une opération d’autoconsommation collective en électricité. Un décret d’application de juillet 2021 ([86]) en détaille les modalités d’application.

Ces deux dernières dispositions ont été étendues au gaz renouvelable à l’article 100 de la loi énergies renouvelables.

L’autoconsommation est à encourager puisqu’elle permet de développer des capacités supplémentaires à des prix intéressants. Elle rencontre d’ailleurs un certain succès, puisqu’à fin septembre 2022, Enedis recensait près de 208 000 clients en autoconsommation individuelle raccordés à son réseau, contre 108 664 fin mars 2021 et 3 000 en 2015 ([87]). Ces installations sont essentiellement des installations photovoltaïques. Sur la question spécifique de l’autoconsommation collective en électricité, Enedis relève 149 opérations mises en service sur son réseau fin 2022. Parmi celles-ci, 25 opérations incluent des bailleurs HLM, ce qui représente 520 consommateurs. La DGEC indique que « l’impact de l’autoconsommation (notamment collective) sur les pratiques de consommation des autoconsommateurs va faire l’objet d’une étude qui sera lancée prochainement », ce que vos rapporteurs ne peuvent que saluer.

Néanmoins, il convient d’être vigilant sur les modalités de développement de l’autoconsommation :

– si la CRE est favorable au développement de l’autoconsommation, elle souhaite que celle-ci ait lieu « dans des conditions économiques et techniques optimales pour la collectivité et les finances publiques », préoccupation que partagent vos rapporteurs et qui rejoignent celles formulées sur les communautés d’énergie. La CRE soutient des tarifs qui permettent d’inciter à produire lorsque le réseau en a le plus besoin ; elle a déjà mis en place un nouveau tarif en ce sens pour l’autoconsommation collective ;

– la CRE juge par ailleurs que « des appels d’offres dédiés à l’autoconsommation ne sont pas efficaces, comme le montrent les résultats des dernières périodes menées : elle est favorable à l’intégration de l’autoconsommation dans les appels d’offres " classiques " » ;

– Enedis a soulevé quelques difficultés pratiques d’application des dispositions relatives à l’autoconsommation collective pour le cas des HLM. Premièrement, un locataire ayant donné son accord pour participer à une telle opération doit aussi consentir à la transmission détaillée de ses données issues de son compteur Linky. S’il ne le fait pas, sa participation à l’opération est bloquée. Deuxièmement, Enedis indique qu’il est très complexe de gérer techniquement une opération d’autoconsommation collective qui réunit un organisme HLM et d’autres participants, dans la mesure où certaines dispositions législatives et réglementaires ne s’appliqueraient pas de la même manière aux locataires HLM et aux autres participants.

Au total, vos rapporteurs se félicitent du développement de l’autoconsommation mais invitent à la même vigilance que pour les communautés d’énergie en ce qui concerne les effets sur le bon fonctionnement des réseaux et sur les tarifs d’utilisation de ceux-ci.

2. Les garanties d’origine du biogaz : des interrogations persistent sur la transition entre les différents systèmes prévus par la loi (art. 50)

Outre des dispositions relatives à l’investissement participatif qui ne seront pas abordées ici, l’article 50 de la LEC modifie le cadre juridique applicable aux garanties d’origine (GO) pour le biogaz injecté, des précisions ayant été apportées par décret en décembre 2020 ([88]). Ces dispositions ont ensuite été assez largement remaniées par l’ordonnance n° 2021-167 relative à l’hydrogène étudiée supra, ainsi que par la loi climat et résilience.

Deux régimes applicables aux GO coexistent aujourd’hui :

– pour les contrats de soutien conclus avant le 9 novembre 2020, les acheteurs de biogaz injecté se substituent au producteur sous contrat de soutien pour leur droit à émettre des GO ;

– pour les contrats conclus après cette date, les GO émises par les producteurs sous contrat de soutien le seront au bénéfice de l’État, qui peut soit les transférer à une commune, un groupement de communes ou à une métropole d’implantation d’une installation, soit les mettre aux enchères. Les modalités de ces mises aux enchères ont été définies par décret et sont entrées en vigueur le 1er avril 2023.

Il en résulte un dispositif proche de ce qui existe pour l’électricité. Cela permettra d’améliorer la transparence du dispositif et de limiter le coût du soutien grâce aux recettes des enchères qui bénéficieront à l’État. Les premières installations bénéficiant du régime post-novembre 2020 devraient être mises en service en 2023.

De nombreux acteurs ont fait part à vos rapporteurs de craintes liées à la coexistence de ces deux dispositifs de soutien. La CRE avait déjà alerté sur une telle hétérogénéité dans son avis sur le décret d’application ([89]) et rappelle les conséquences d’un coût des futures enchères qui serait supérieur aux gains obtenus (risques de coûts échoués). De manière plus générale, l’ANODE regrette qu’il ne soit pas possible de cumuler GO et contrat de soutien public. France Gaz insiste sur le fait que les GO doivent conserver leur caractère incitatif et fait état d’un mécanisme complexe de la traçabilité du biométhane. La DGEC estime cependant que « si les régimes de demande des garanties d’origine diffèrent, les garanties d’origine émises dans les différents régimes sont en revanche identiques, ce qui permet d’assurer leur bonne cohabitation. Il n’est donc pas identifié de difficultés particulières ».

Il sera donc nécessaire de s’assurer que la coexistence des deux mécanismes ne pose pas de difficulté. L’organisation et le résultat des premières enchères liées au nouveau régime devront être suivis avec attention.

3. Le classement des réseaux de chaleur et de froid (article 55)

L’article 55 de la LEC prévoit, à compter du 1er janvier 2022, le classement automatique des réseaux de chaleur et de froid sauf décision contraire de la collectivité, afin d’en faciliter le développement. L’article 190 de la loi climat et résilience précise que le classement automatique ne concerne que les réseaux répondant à la qualification de service public industriel et commercial (SPIC).

Un décret d’avril 2022 ([90]) prévoit que le classement automatique sera pleinement opérationnel à partir du 1er juillet 2023, lors de l’entrée en vigueur du périmètre de développement prioritaire : il est donc trop tôt pour évaluer l’intégralité des retombées de la mesure. Mais l’ADEME, responsable du Fonds chaleur, estime que cela aura un impact positif ; elle se tient prête à analyser les conséquences d’un tel classement sur le développement des réseaux, en lien avec l’ensemble des acteurs concernés.

La FNCCR regrette que le décret renvoie à la prise d’un arrêté pour lister les réseaux concernés par le classement automatique. À ce sujet, la DGEC fait observer qu’il s’agit d’une mesure de cohérence juridique, ajoutée lors de l’examen du décret par le Conseil d’État. La FNCCR relève également que « l’ajout d’un critère dérogatoire au classement automatique, lié à une analyse économique sans en préciser le cadre, conduit chaque collectivité à travailler individuellement, malgré un travail d’accompagnement de filière par la FNCCR, son propre cadre, ce qui n’est pas de nature à faciliter la mise en œuvre du nouveau dispositif, ni à lui apporter une bonne lisibilité ».

VI. Chapitre VII : RÉgulation de l’Énergie (articles 57 À 62)

A. Dispositions propres au fonctionnement de la Commission de rÉgulation de l’Énergie (art. 57)

1. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

a. L’ordonnance relative au comité de règlement des différends et des sanctions de la CRE

Le II de l’article 57 de la LEC prévoit une habilitation à légiférer par ordonnance afin :

– de faire évoluer les procédures de règlement des différends et de sanctions du comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) de la CRE, en particulier pour renforcer l’effectivité du droit au recours, des droits de la défense et du principe du contradictoire ;

– de permettre à la CRE d’agir devant les juridictions.

L’ordonnance prévue a été publiée en juillet 2020 ([91]). Elle comporte les principales dispositions suivantes :

– l’article 4 précise que l’instruction et la procédure devant le CoRDis sont contradictoires. Il mentionne aussi les règles de délibération applicables. En particulier, le délibéré a lieu hors de la présence du rapporteur et, pour le prononcé des sanctions, hors la présence du membre chargé de l’instruction du dossier. Les audiences sont publiques et la parole est donnée en dernier à la personne mise en cause ;

– l’article 5 précise les règles de prescription extinctives du code civil applicables aux demandes de règlement des litiges devant le CoRDiS ;

– l’article 7 précise que le président de la CRE et le président du CoRDiS peuvent se pourvoir en cassation ;

– l’article 9 prévoit que pour toute demande de sanction, le président du CoRDis désigne un membre chargé de l’instruction et précise les modalités d’instruction de celle-ci, avec notamment une possibilité de mise en demeure ;

– l’article 16 complète les modalités de notification et de motivation des sanctions.

Des précisions complémentaires doivent être apportées par décret, notamment sur les modalités de prononcé et de liquidation des astreintes (art. 6) et celles liées à la fin de l’instruction lorsqu’une personne se conforme à ses obligations à la suite d’une mise en demeure (art. 9).

b. L’ordonnance relative à la contribution au service public de l’électricité (CSPE)

Le III de l’article 57 de la LEC habilite le Gouvernement à légiférer par ordonnance pour préciser dans quelles conditions le président de la CRE peut transiger sur les demandes de restitution relatives au contentieux sur le paiement de la contribution au service public de l’électricité (CSPE) au titre des années 2009 à 2015. Ce litige est dû à une décision de la justice européenne ouvrant le droit au remboursement partiel de cette contribution, payée par le consommateur final d’électricité, pour la part des recettes affectée à des finalités non spécifiques.

C’est l’objet d’une ordonnance de février 2020 ([92]), dont les principales dispositions sont les suivantes :

– l’article 1er de l’ordonnance acte la compétence du président de la CRE pour transiger sur de telles demandes et précise la méthodologie applicable ;

– l’article 2 permet à l’Agence de services et de paiement d’assurer une mission d’assistance administrative auprès du président de la CRE pour le règlement de ces litiges ;

– l’article 3 précise que le dépôt des demandes s’effectue par l’intermédiaire d’une plate-forme électronique, une transmission par voie postale demeurant néanmoins possible, sous conditions ;

– enfin, l’article 4 prévoit un décret d’application de l’ordonnance, qui doit notamment préciser les modalités de la procédure de la transaction et le taux de la CSPE pouvant faire l’objet d’un remboursement. Ce décret a été pris en octobre 2020 ([93]).

2. Évaluation des dispositions des deux ordonnances

a. L’ordonnance CoRDiS : des mesures réglementaires d’application toujours attendues

Les dispositions de l’ordonnance ont permis, selon la CRE, de confirmer une pratique décisionnelle et procédurale déjà en vigueur dans les faits – en particulier l’interdiction, pour le membre désigné chargé de l’instruction, de participer au délibéré. Vos rapporteurs saluent la sanctuarisation des règles liées au respect du principe du contradictoire et aux droits de la défense.

Sur les mesures réglementaires restant à prendre, un projet de décret est en cours d’élaboration, qu’il convient naturellement de publier dans les meilleurs délais, alors que l’ordonnance a été publiée il y a plus de 3 ans.

b. L’ordonnance CSPE : le portail pour le dépôt des demandes est opérationnel

Les demandes de remboursement de CSPE relèvent du contentieux de masse : 17 000 requêtes ont fait l’objet d’un recours contentieux devant le tribunal administratif et la CRE avait par ailleurs reçu 55 000 réclamations préalables entre 2010 et 2015. En ce sens, la création d’un dispositif transactionnel est à saluer, dans la mesure où ce dernier facilite un règlement plus rapide des litiges, en évitant de saturer les tribunaux. Un crédit évaluatif de près de 700 M€ a été voté en loi de finances pour permettre de tels remboursements.

Le portail internet pour le dépôt et le traitement des demandes a été mis en ligne en février 2021 ([94]). Seuls les contribuables ayant déjà formulé une demande préalable à l’administration avant le 31 décembre 2017 sont éligibles au dispositif.

La CRE a communiqué des éléments de bilan sur celui-ci :

– sur les 17 000 requêtes déposées devant le tribunal administratif, 6 000 ont été déposées sur le portail de la CRE, soit 35 % du total :

– sur ces 6 000 requêtes déposées sur le portail, 3 200 ont été traitées par la CRE, en lien avec l’Agence de services et de paiements, soit un peu plus de la moitié. Les autres sont en cours d’instruction ;

– sur ces 3 200 requêtes traitées, 2 500 ont fait l’objet d’une transaction, et donc d’un désistement, pour un montant total de 78 M€ remboursés. 700 ont été rejetées, principalement pour prescription ou incomplétude.

Vos rapporteurs constatent que seules 35 % des requêtes déposées devant le tribunal administratif ont fait l’objet d’un redépôt sur le portail de la CRE. Ils ne peuvent donc qu’inciter les personnes ayant déposé un dossier devant le tribunal à le faire sur la plate-forme afin de faire valoir leurs droits.

B. un bilan plutôt positif pour le « Bac À sable rÈglementaire » de la CRE (art. 61)

1. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

L’article 61 de la LEC permet à l’autorité administrative et à la CRE, chacune dans leur domaine de compétences, d’accorder des dérogations aux conditions d’accès et à l’utilisation des réseaux pour le déploiement, à titre expérimental, de technologies ou de services innovants en faveur de la transition énergétique et des réseaux et infrastructures intelligents. En pratique, c’est la CRE qui instruit les dossiers et qui transmet au ministère chargé de l’énergie ceux qui le concernent. Ce dispositif est plus communément appelé le « bac à sable réglementaire » de la CRE.

La dérogation est accordée pour 4 ans et renouvelable au maximum une fois. Elle ne doit pas nuire au bon fonctionnement des réseaux et doit permettre de contribuer à l’atteinte des objectifs de politique énergétique mentionnés à l’article L. 100-1 du code de l’énergie.

Les gestionnaires de réseau de transport et de distribution et les autorités concédantes locales sont associées à l’expérimentation lorsqu’elles sont concernées par celle-ci.

Ces dérogations doivent être assorties d’obligations relatives à l’information des utilisateurs finals et de conditions techniques et opérationnelles nécessaires au développement et à la sécurité des réseaux.

Enfin, la CRE doit publier chaque année un rapport sur l’avancement des expérimentations qui ont obtenu une dérogation, ainsi qu’une évaluation de celles‑ci lorsqu’elles sont achevées.

2. Évaluation : un dispositif prometteur mais qui doit prendre en compte la question du « retour au droit commun » pour les projets soutenus

a. Le bilan du régulateur et de l’autorité administrative

La CRE souligne l’utilité du dispositif car il permet de tester des innovations qui, autrement, nécessiteraient d’adapter le cadre réglementaire en vigueur.

L’autorité a organisé deux guichets pour sélectionner des projets éligibles au « bac à sable réglementaire », du 15 juin au 15 septembre 2020 puis du 15 septembre 2021 au 15 janvier 2022. Désormais, les dérogations sont traitées au fil de de l’eau. Voici quelques éléments de bilan fournis par la CRE sur les projets :

– 41 candidatures ont été déposées lors du premier guichet, 38 lors du second et 3 candidatures au fil de l’eau, soit 82 au total ;

– à date de réception des réponses de la CRE aux demandes de vos rapporteurs ([95]), sur ces candidatures, 26 projets étaient éligibles au dispositif pour ceux qui relèvent de la CRE et 39 pour ceux relevant de la compétence de la DGEC, soit 65 au total ;

– la CRE a accordé des dérogations à 23 projets et la DGEC à 4 projets seulement, soit 27 au total.

Le premier rapport faisant état de l’avancement des projets, tel que prévu par la LEC, a été publié par la CRE le 17 novembre 2022 ([96]). Il note que sur les 13 projets ayant obtenu une dérogation en 2021, 10 étaient en cours, 2 étaient encore en attente et 1 avait été abandonné. Le rapport fait par ailleurs l’état des lieux projet par projet. La CRE a fait observer à vos rapporteurs qu’une réflexion pourrait déjà être engagée pour pérenniser certains dispositifs :

– le projet REFLEX d’Enedis facilite l’écrêtement de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables sur les réseaux afin d’éviter leur saturation, associé à une indemnisation du producteur pour compenser la baisse de production. S’agissant d’un outil bienvenu de gestion de la flexibilité des réseaux, la CRE indique avoir « demandé à Enedis d’accélérer son déploiement sans attendre la fin de l’expérimentation » ;

– d’autres projets participent du même objectif d’une optimisation des raccordements de projets d’énergie renouvelable (Boralex, BayWe r.e.). Pour ceux‑ci, la CRE considère qu’il serait intéressant de dépasser le stade de l’expérimentation ;

– s’agissant du gaz, la CRE est saisie de très nombreuses demandes relatives à l’injection de méthane de synthèse dans les réseaux. On peut relever sur ce dernier point que l’article 98 de la loi énergies renouvelables facilite déjà l’injection de gaz renouvelable ou bas‑carbone dans le réseau.

Enfin, en réponse à une interrogation de vos rapporteurs, la CRE a indiqué que l’obligation d’information des utilisateurs finals prévue par la loi est bien respectée et qu’elle demeure vigilante sur ce point.

Si la CRE se réjouit du succès de la procédure et de l’avancement des projets, elle souligne que ce dispositif pourrait être plus efficace « si les autorités compétentes dans l’instruction et l’octroi des dérogations, renforçaient leurs processus de coordination et de décision ». Interrogée sur l’opportunité d’une éventuelle centralisation de l’instruction des dispositions, la DGEC juge que cela ne serait pas opportun : « L’expérience montre justement que les demandes concernent soit les décisions prises par la CRE, soit les textes réglementaires en vigueur relevant de la compétence du ministère. L’ensemble des demandes reçues par la DGEC devrait être pouvoir traité au premier semestre 2022 ». Vos rapporteurs souhaitent une vigilance particulière sur ce point et appellent à revoir si besoin le mode de répartition des dossiers entre la CRE et l’autorité administrative si celui-ci ne s’avérait pas assez efficace sur le plus long terme.

b. Le retour des acteurs

Les acteurs jugent plutôt favorablement la mise en place de ce bac à sable réglementaire :

– EDF indique mener une expérimentation dans le cadre du bac à sable réglementaire « sur l’optimisation de l’utilisation d’une batterie et d’un stockage afin de fournir plusieurs services pour le système électrique », et être intéressée par d’autres expérimentations menées par d’autres entreprises, notamment sur les optimisations de raccordements mentionnées supra ;

– les acteurs du gaz (France Gaz, GRT, GRDF, notamment) soulignent les excellents résultats des expérimentations. Ils relèvent que les dispositions actuellement appliquées par la CRE sur le biométhane découlent directement de celles-ci. Ils observent également que le traitement des projets qui a désormais lieu au fil de l’eau plutôt que sous forme de guichet est un point positif ;

– la FNCCR regrette, dans un constat qui dépasse ce seul dispositif, l’insuffisante association des acteurs locaux par la CRE ;

– l’UFE soutient la mesure et note qu’elle a été accueillie favorablement par les acteurs, mais « s’interroge aujourd’hui sur les modalités de retour aux conditions de droit commun en cas d’absence de généralisation de la dérogation accordée temporairement », en demandant l’organisation et l’anticipation de cette phase, compte tenu des investissements déployés par les candidats. Elle suggère en conséquence un rapprochement avec les dispositifs de soutien à l’innovation (par exemple les financements de l’ADEME). Le constat du SER est similaire, relevant un retour d’expérience positif mais un risque de coûts importants de remise en conformité si le dispositif n’est finalement pas pérennisé. Cela peut même, à son sens, décourager des candidats à postuler. Le syndicat propose, en complément de la solution proposée par l’UFE, des dérogations plus longues pour faciliter l’amortissement des projets (15 à 20 ans). Vos rapporteurs observent toutefois qu’une telle durée s’accorde mal avec la logique d’une expérimentation ;

– RTE relève enfin que « la sollicitation de ce bac à sable doit (…) être limitée à de réelles innovations et de manière unique » et souligne aussi le sujet du retour au droit commun.

Il est clair que la question de la remise en conformité à l’issue de l’expérimentation est un sujet important, dans les cas où le bilan de l’expérimentation ne conduira pas à juger opportune une pérennisation de la mesure.

Vos rapporteurs saluent donc la bonne appropriation du dispositif du « bac à sable réglementaire » par les différents acteurs, qui témoigne de son bon fonctionnement. Ils appellent à réfléchir suffisamment en amont des projets à la question du retour au droit commun pour les installations qui bénéficient d’un cadre réglementaire expérimental, dans le cas où celles-ci ne serait finalement pas pérennisées.

C. La mise en œuvre des dispositions relatives À l’arenh illustre les limites de ce mécanisme et les crispations qu’il suscite

1. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

L’article 62 apporte plusieurs modifications d’importance au dispositif de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH). Pour rappel, l’ARENH est un mécanisme obligeant EDF à céder une partie de sa production électrique d’origine nucléaire aux fournisseurs alternatifs, à un prix fixé à l’avance. Il a été mis en place par la loi NOME de 2010 ([97]), dans le cadre de l’ouverture du marché européen de l’électricité à la concurrence.

a. La révision du calcul des compléments de prix

Le II de l’article 62 de la LEC modifie le calcul des compléments de prix dont les fournisseurs bénéficiaires de l’ARENH doivent s’acquitter pour ajuster le volume demandé ex ante et les droits constatés ex post.

Lorsqu’il existe un écart entre le demande ARENH ex ante d’un fournisseur (sur la base de prévisions de consommation) et ses droits ARENH constatés ex post par la CRE (sur la base des consommations constatées), il est prévu le versement de compléments de prix :

– le complément de prix CP1 est versé lorsque la demande initiale excède les droits constatés. La LEC prévoit que ce complément de prix soit reversé aux fournisseurs alternatifs à hauteur du préjudice subi en cas d’atteinte du plafond d’ARENH ([98]) ou à EDF lorsque le plafond n’est pas atteint ([99]). Il était jusque-là reversé entièrement à EDF ;

– le complément de prix CP2 est versé lorsque la demande d’ARENH d’un fournisseur est considérée comme excessive par rapport aux droits constatés, compte tenu d’une marge de tolérance. Autrefois reversé aux autres fournisseurs bénéficiaires de l’ARENH, il revient désormais à la l’État sous la forme d’une déduction des charges imputables aux missions de service public d’EDF.

L’objectif de ces dispositions de la LEC est que les fournisseurs fassent des demandes d’ARENH qui soient les plus cohérentes possibles avec leurs droits
– et donc d’éviter les demandes excessives – et que la répartition du complément de prix soit plus équitable entre les différents acteurs (l’État, EDF et les fournisseurs alternatifs). Cette réforme doit aussi permettre de mieux tenir compte des effets de l’écrêtement en cas d’atteinte du plafond de l’ARENH.

Un décret d’application de l’article 62 de la LEC, qui détaille les modalités de calcul des compléments de prix, a été publié en novembre 2020 ([100]).

b. Le relèvement du plafond de l’ARENH et la révision des modalités de calcul de son prix

Le III de l’article 62 de la LEC relève le plafond maximal d’ARENH pouvant être cédé par EDF aux fournisseurs alternatifs de 100 à 150 térawattheures (TWh) par an à compter du 1er janvier 2020.

Dans le même temps, le IV du même article 62 modifie la rédaction de l’article L. 337-16 du code de l’énergie, qui définit la méthode de fixation du prix de l’ARENH en attendant que soit pris le décret précisant les méthodes d’identification et de comptabilisation des coûts d’EDF prévu à l’article L. 337-15 du même code. Il est ainsi prévu que le prix est fixé par arrêté et que pour réviser ce prix, il peut être tenu compte de l’évolution de l’indice des prix à la consommation, d’une part, et de l’évolution du volume global d’ARENH pouvant être cédé, d’autre part.

Ces dispositions avaient fait l’objet d’un recours devant le Conseil constitutionnel préalablement à la promulgation de la loi ; le Conseil avait jugé ces dispositions conformes à la Constitution, avec une réserve d’interprétation sur le fait que « ces dispositions qui ne prévoient aucune autre modalité de détermination du prix ne sauraient, sans porter une atteinte disproportionnée à la liberté d’entreprendre, autoriser les ministres chargés de l’énergie et de l’économie à arrêter un prix sans suffisamment tenir compte des conditions économiques de production d’électricité par les centrales nucléaires » ([101]).

Ces dispositions ont été introduites par amendement gouvernemental ([102]) en première lecture à l’Assemblée nationale. L’objectif affiché était de contribuer à la stabilité des prix pour le consommateur final, grâce au relèvement du plafond de l’ARENH tout en ouvrant la possibilité de faire évoluer son prix. De telles mesures s’inscrivaient dans le contexte du développement de la concurrence et d’atteinte du plafond de l’ARENH, pour la première fois, pour les livraisons effectuées au titre de l’année 2019.

Le plafond de l’ARENH a été relevé pour la première fois à 120 TWh dans le contexte particulier de tensions sur la sécurité d’approvisionnement en mars 2022 ([103]) et pour cette seule année. Son prix a été fixé à 46,2 €/MWh pour ces 20 TWh supplémentaires, contre 42 €/MWh en temps normal.

L’article 40 de la loi « pouvoir d’achat » d’août 2022 a remonté le prix de l’ARENH à 49,5€/MWh – ce relèvement du prix n’est toujours pas appliqué car soumis à l’accord de la Commission européenne, en application du II de l’article 40 de la loi pouvoir d’achat. Plus généralement, l’absence d’accord sur une méthode d’évaluation des coûts d’EDF a empêché le prix de l’ARENH d’évoluer en fonction de tels coûts depuis sa mise en place. L’article 39 de la même loi a par ailleurs abaissé le plafond maximal d’ARENH pouvant être cédé à 120 TWh par an, ce qui demeure toujours pénalisant pour l’entreprise.

Vos rapporteurs observent que le relèvement du plafond de l’ARENH à 120 TWh en 2022 a été une décision qui a lourdement pesé sur la situation financière d’EDF et qui illustre une fois de plus l’asymétrie de ce mécanisme, au détriment de l’opérateur.

2. Évaluation : malgré des améliorations sur l’ajustement des demandes d’ARENH aux droits constatés, un dispositif qu’il devient urgent de remplacer

a. Le calcul des compléments de prix

La révision des modalités de calcul des compléments de prix était nécessaire, afin d’éviter que les fournisseurs abusent du dispositif, en les incitant à formuler des demandes d’ARENH cohérentes avec leur portefeuille de clientèle. Elle a récemment été complétée par de nouveaux pouvoirs confiés à la CRE, lui permettant de retraiter ex ante les demandes d’ARENH excessives ([104]).

Pour l’année 2021, les droits ARENH constatés étaient assez proches des demandes formulées (respectivement 150,1 TWh et 146,2 TWh, déduction faite des pertes). Pour cette même année 2021, la CRE a indiqué que 108 M€ étaient dus par les fournisseurs au titre du CP1 et 2,7 M€ au titre du CP2 ([105]).

EDF souhaiterait que l’intégralité du CP1 soit reversé à l’État. L’entreprise estime en effet qu’« il est très improbable que les fournisseurs rétrocèdent ensuite cette valeur à leurs clients (dès lors que ces montants ne sont pas publics et diffèrent pour chaque fournisseur) et où, partant, cela constituerait pour eux un effet d’aubaine ». Du côté des fournisseurs alternatifs, l’ANODE souhaiterait que la CRE revoie sa méthode de calcul des compléments de prix pour tenir compte de la volatilité du portefeuille de clients des fournisseurs en période de crise.

Enfin, la CRE, dans son avis sur le projet de décret d’application relatif au calcul des compléments de prix ([106]), avait formulé plusieurs propositions d’évolution, parmi lesquelles son souhait de désigner un mandataire en charge de s’assurer du paiement des compléments de prix, le cas échéant par voie contentieuse.

Vos rapporteurs prennent acte de ces remarques et insistent sur l’importance que les fournisseurs formulent des demandes d’ARENH cohérentes avec leurs droits : tout mécanisme qui participe à cet objectif est le bienvenu.

b. La faculté de relèvement du plafond de l’ARENH et de son prix

La faculté de relever le plafond de l’ARENH avait été pensée comme un moyen de protéger le consommateur, avec une répercussion immédiate des livraisons supplémentaires sur le prix de fourniture payé par celui-ci. C’est d’ailleurs sur le fondement des dispositions de la LEC que le plafond a été relevé à 120 TWh en 2022, en pleine crise énergétique.

Les fournisseurs alternatifs se sont naturellement largement emparé du mécanisme de l’ARENH. Au guichet de novembre 2022 ([107]), la CRE a indiqué avoir eu 148,9 TWh de demandes d’ARENH. Elle a corrigé 0,56 TWh au titre de son pouvoir de retraitement, ce qui donne une demande nette de 148,3 TWh, soit un taux d’attribution de 67,43 % (le volume maximal cédé étant revenu à 100 TWh pour l’année 2023).

L’écrêtement de l’ARENH, désormais quasi-systématique, conduit à un renchérissement du prix pour le consommateur final, les quantités écrêtées devant être remplacées par des approvisionnements sur les marchés de gros et l’écrêtement rentrant en compte dans la formule de calcul des tarifs réglementés de vente de l’électricité (TRVe).

Le Médiateur national de l’énergie recommande d’ailleurs de prêter une attention particulière aux clauses de révision des prix en cas d’écrêtement de l’ARENH dans les contrats de fourniture. Pour le guichet 2022, la CLCV estime que l’écrêtement du guichet ARENH a été surestimé et envisageait un contentieux ([108]). De manière générale, de nombreux retours des auditions font état d’abus et de contournements par les fournisseurs alternatifs – on peut citer, par exemple, la pratique consistant pour un fournisseur à gonfler son portefeuille de clients entre avril et septembre, période sur laquelle sont calculés les droits ARENH, puis à les inciter à résilier leur contrat. Vos rapporteurs soutiennent toute évolution consistant à renforcer les pouvoirs d’investigation et de sanction de la CRE contre les pratiques abusives liées aux demandes d’ARENH.

L’ARENH est un mécanisme imparfait dans son objectif de protection du consommateur final et qui pénalise EDF :

– c’est un mécanisme asymétrique, puisque les fournisseurs demeurent libres d’avoir recours à l’ARENH alors que les obligations d’EDF demeurent ;

– les bénéficiaires de l’ARENH n’ont en retour pas ou ont peu investi dans des moyens de production d’électricité, alors même que c’était l’un des objectifs de la loi NOME. Cela renforce d’autant plus cette asymétrie ;

– le prix de l’ARENH n’a jamais évolué, faute d’accord entre la France et la Commission européenne pour déterminer la méthode de calcul de celui-ci.

Le plafond de l’ARENH a pu être relevé en 2022 pour la livraison des 20 TWh supplémentaires. Par contre, le relèvement du prix à 49,5 €/MWh voté dans la loi pouvoir d’achat n’est toujours pas mis en œuvre, ce qui est regrettable.

L’ARENH prend fin en 2025, il est donc urgent de déterminer au mécanisme de régulation qui lui succèdera, le cas échéant : celui-ci devra à la fois être plus symétrique et moins pénalisant pour EDF. Vos rapporteurs souhaitent que les parlementaires puissent être associés aux réflexions sur cette réforme.

Sur ce point, le ministère de la transition énergétique rappelle qu’une réflexion plus globale est en cours au niveau de l’Union européenne sur la réforme du marché de l’électricité : « Les autorités françaises appellent à une nouvelle régulation du marché de l’électricité qui permette d’apporter de la visibilité aux acteurs en facilitant notamment la conclusion de contrats de long terme et de faire converger les prix de détail vers les coûts de production de long terme ».

Par ailleurs, vos rapporteurs souhaitent encourager toute mesure allant dans le sens d’une plus grande transparence sur les bénéficiaires de l’ARENH. La seule obligation légale aujourd’hui est la publication des fournisseurs ayant signé un accord‑cadre pour pouvoir bénéficier de l’ARENH ([109]). Vos rapporteurs souhaitent aller plus loin dans cette transparence :

– ils souhaitent que soit publiée la liste des fournisseurs ayant effectivement demandé et obtenu de l’ARENH, pour chaque guichet. La CRE a spontanément publié la liste des fournisseurs ayant obtenu de l’ARENH pour l’année 2023 ([110]), ce qui est positif. Vos rapporteurs souhaitent que cela soit systématisé jusqu’à la fin du dispositif ;

– ils ont interrogé les différents acteurs auditionnés sur la possibilité de publier les volumes d’ARENH demandés et attribués à chaque fournisseur. Il leur a été indiqué qu’une telle publication s’avère complexe compte tenu du secret des affaires. L’article L. 336-3 du code de l’énergie dispose notamment que « Les échanges d’informations sont organisés, sous le contrôle de la Commission de régulation de l’énergie, notamment par le gestionnaire du réseau public de transport, de telle sorte qu’Électricité de France ne puisse pas avoir accès à des positions individuelles ». Vos rapporteurs regrettent que cela ne soit pas possible et incitent à mener une réflexion sur les mesures de transparence de marché qui devront accompagner le mécanisme qui remplacera l’ARENH.

Au total, au regard des enjeux associés à cette réforme, le Parlement devra évidemment être impérativement saisi sur le nouveau dispositif mis en place.

Recommandation n° 16 : publier systématiquement la liste des fournisseurs ayant demandé et obtenu de l’ARENH, avec au besoin une transcription de cette obligation au niveau réglementaire ou législatif. Des mesures similaires de transparence devront être adoptées pour le mécanisme qui succèdera à l’ARENH

Recommandation n° 17 : saisir le Parlement sur le mécanisme qui doit succéder à l’ARENH

VII. Chapitre VIII : Tarifs rÉglementÉs de vente de gaz et d’ÉlectricitÉ (articles 63 À 69)

La suppression des tarifs réglementés de vente du gaz pour les particuliers prend effet le 1er juillet 2023 ; les tarifs réglementés de vente de l’électricité ont déjà été restreints aux particuliers et aux plus petites entreprises souscrivant une puissance inférieure à 36 kilovoltampères (kVA).

C’est un changement important dans le paysage de la fourniture d’énergie, alors que les tarifs réglementés, pour l’électricité comme pour le gaz, jouent un rôle de référence en matière de contrats de fourniture et ont constitué le fondement de la protection du consommateur lors des récentes hausses de prix. Ils présentent également l’avantage d’être un outil sur lequel l’État peut aisément intervenir.

A. LA fin des tarifs rÉglementÉs de vENte DU GAZ, la fourniture de secours et de dernier recours (art. 63)

1. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

a. La création d’un mécanisme de fourniture de dernier recours

Dans la perspective de l’extinction des tarifs réglementés de vente du gaz (TRVg), l’article 63 de la LEC crée un mécanisme de fourniture de dernier recours pour les clients finals domestiques qui ne trouvent pas de fournisseur de gaz naturel.

Les fournisseurs de dernier recours doivent être désignés à l’issue d’un appel à candidatures, sur la base d’un cahier des charges publié par la CRE et dont les modalités ont été précisées par voie réglementaire ([111]). Ce cahier des charges était en cours de consultation en début d’année 2023.

Les fournisseurs de dernier recours désignés auront l’obligation de proposer un contrat de fourniture de gaz naturel aux particuliers qui n’en trouvent pas autrement. Les fournisseurs qui détiennent un nombre de clients supérieur à un seuil sur une zone de desserte donnée ont l’obligation de candidater à l’appel à candidatures de la CRE.

Le prix de fourniture demeure librement déterminé par le fournisseur de dernier recours, qui pourra également appliquer une majoration pour couvrir les coûts liés à la fourniture de dernier recours.

b. La création d’un mécanisme de fourniture de secours

Le mécanisme de fourniture de secours créé par l’article 63 est à bien distinguer de la fourniture de dernier recours qui vient d’être décrite. Il s’agit ici de permettre aux clients dont le fournisseur est soit défaillant, soit s’est vu retirer ou suspendre son autorisation de fourniture, de disposer d’un fournisseur qui s’y substitue. Le mécanisme de désignation de ce fournisseur et d’établissement de son prix de fourniture est similaire à ce qui est prévu pour la fourniture de dernier recours :

– les fournisseurs de secours sont désignés par le ministre chargé de l’énergie, à l’issue d’un appel à candidatures organisé avec la CRE, sur la base d’un cahier des charges ;

– le prix de fourniture demeure librement déterminé et une majoration peut être prévue ;

– les fournisseurs qui détiennent un nombre de clients supérieur à un seuil sur une zone de desserte donnée ont l’obligation de candidater.

Le cahier des charges a été publié à la suite de la proposition effectuée par la CRE ([112]). Les fournisseurs de secours en gaz naturel ont été désignés en décembre 2022 : il s’agit d’EDF pour les clients résidentiels, d’Engie pour les clients non résidentiels sur la zone de desserte de GRDF. Les entreprises locales de distribution (ELD) ont été nommées sur leurs zones de desserte respectives ([113]).

c. La suppression des tarifs réglementés de vente du gaz (TRVg)

L’article 63 de la LEC supprime le bénéfice des TRVg pour les consommateurs qui en disposaient encore, selon des dates d’entrée en vigueur suivantes :

– pour les consommateurs finals non domestiques consommant moins de 30 000 kWh/an, à compter du 1er décembre 2020 ;

– pour les consommateurs finals domestiques consommant moins de 30 000 kWh/an, ainsi que pour les propriétaires uniques d’un immeuble à usage d’habitation et les syndicats de copropriétaires d’un tel immeuble et consommant moins de 150 000 kWh par an, à compter du 1er juillet 2023. Les offres de fourniture aux TRVg ne peuvent par ailleurs plus être commercialisées.

La suppression de ces tarifs s’accompagne d’importantes obligations d’information des consommateurs concernés de la part du fournisseur, en faisant notamment état de la disponibilité des offres de marché et du comparateur d’offres en ligne du Médiateur national de l’énergie (MNE) :

– sur les factures ;

– sur le site internet du fournisseur (pages publiques et espace personnel des consommateur) ;

– par 3 courriers dédiés pour les consommateurs professionnels et 5 courriers pour les non-professionnels, dont le modèle est préalablement approuvé au niveau ministériel. Pour les particuliers, le premier courrier devait être envoyé 6 mois après la publication de la loi énergie-climat et le dernier en mars 2023.

Un arrêté publié en décembre 2019 a précisé les modalités d’application de ces dispositions ([114]).

En parallèle, le MNE et la CRE doivent aussi communiquer sur la disparition des TRVg.

Plusieurs autres dispositions sont prévues pour accompagner la fin des tarifs réglementés :

– les fournisseurs peuvent demander à avoir accès aux données de contact et de consommation des clients bénéficiant des TRVg, selon des modalités qui ont été précisées par arrêté ([115]). Le client devait expressément avoir donné son accord pour la transmission de ces données jusqu’au 30 septembre 2022, puis elles sont mises à disposition par défaut, sauf opposition expresse du client. Un courrier d’octobre 2022 a informé les clients de telles modalités et de leur possibilité d’opposition ;

– les fournisseurs TRVg doivent communiquer, 15 jours avant l’envoi du dernier courrier d’information mentionné supra, les conditions du contrat de fourniture « de bascule », dont bénéficieront automatiquement les clients aux TRVg au 1er juillet 2023, en l’absence de souscription d’un autre contrat ou d’opposition expresse de leur part ;

– le fournisseur historique doit communiquer chaque mois à la CRE, jusqu’à la suppression des TRVg, le nombre de ses clients encore aux TRV ;

– des sanctions pécuniaires sont prévues pour le fournisseur historique s’il ne respecte pas les dispositions de l’article 63 le concernant.

2. Évaluation : la suppression des TRVg dans un contexte de prix élevés de l’énergie nécessite un accompagnement soutenu des particuliers

a. Le mécanisme de fourniture de dernier recours doit être mis en place dans les meilleurs délais

La fourniture de dernier recours en gaz naturel n’est toujours pas opérationnelle. Vos rapporteurs appellent à la publication rapide du cahier des charges et de l’appel d’offres, pour que le fournisseur de dernier recours soit désigné avant le 1er juillet 2023, date de la fin des TRVg. Ce sera en effet un outil précieux pour garantir l’accès à la fourniture en gaz naturel des particuliers.

Le MNE appelle d’ailleurs à la désignation d’un fournisseur de dernier recours en électricité. Il peut être relevé qu’une proposition de loi de M. Luc Lamirault, membre de notre commission et examinée par celle-ci en février dernier, prévoit la création d’un tel mécanisme en électricité. Selon cette proposition de loi, la fourniture de dernier recours en électricité et en gaz naturel s’adresserait non pas aux seuls particuliers, mais également aux entreprises et collectivités de moins de 50 personnes et de 10 M€ de chiffre d’affaires ou de recettes ([116]).

Vos rapporteurs soutiennent la création d’un mécanisme de fourniture de dernier recours en électricité.

Recommandation n° 18 : désigner, dans les meilleurs délais, le fournisseur de dernier recours en gaz naturel

Recommandation n° 19 : créer un mécanisme de fourniture de dernier recours en électricité

b. Le bilan de la fourniture de secours en gaz naturel nécessite davantage de recul

Les fournisseurs de secours en gaz naturel ont été désignés en décembre 2022 : il est encore trop tôt pour évaluer la mesure. Vos rapporteurs notent qu’il a fallu 3 ans pour procéder à cette désignation et regrettent que cela n’ait pas pu être fait plus tôt.

La CRE, dans sa délibération sur l’instruction des dossiers de candidature sur la désignation d’un fournisseur de secours en gaz ([117]), relève que seuls les fournisseurs obligés de candidater en raison du nombre élevé de leurs clients ont répondu à l’appel d’offres. La majorité des candidats a proposé le niveau maximal de majoration prévu par le cahier des charges.

c. Une vigilance particulière à apporter au sort des consommateurs qui perdront le bénéfice des tarifs réglementés du gaz au 1er juillet 2023

C’est la première fois que la suppression d’un tarif réglementé de vente concerne les clients résidentiels, alors que le contexte sur les marchés de l’énergie est encore très tendu. Vos rapporteurs insistent donc sur la vigilance particulière à avoir sur le passage en offre de marché des consommateurs concernés.

Vos rapporteurs se sont interrogés sur la bonne préparation du marché à la disparition des TRVg, tant sur le volet offre que sur le volet demande. La CRE souligne qu’au 30 octobre 2022, 2,4 millions de sites résidentiels disposaient encore d’une offre aux TRVg, sur un total de 10,6 millions de sites résidentiels en gaz, soit 22,6 %.

Trimestre	Clients résidentiels TRVg passés en offre de marché sur le trimestre considéré
T4 2021	140 000
T1 2022	70 000
T2 2022	20 000
T3 2022	80 000

Données : CRE

La crise des prix de l’énergie et la mise en place du bouclier tarifaire ont ralenti le départ des clients aux TRVg vers les offres de marché, qui se sont par ailleurs réduites. Le MNE relève des pics de consultation de son comparateur d’offres lors de chaque envoi des courriers officiels prévus par la LEC pour informer de la disparition des TRVg.

La CRE et la DGEC estiment que le marché est prêt pour la fin des TRVg. Ils rappellent que si les mesures du bouclier tarifaire ont été prises en référence aux TRVg, ce sont bien les mesures proprement dites qui assurent une protection effective des consommateurs contre les prix élevés du gaz. La CRE souligne ainsi que les TRVg « ne présentent pas des caractéristiques fortes de protection des consommateurs, contrairement à l’électricité ».

Enfin, s’agissant de l’offre de bascule, la CRE a envoyé le 28 juillet 2022 un courrier aux fournisseurs concernés pour apporter des orientations sur le sujet. Engie a, quant à elle, bien saisi la CRE pour faire valider son courrier aux consommateurs le 10 octobre 2022 ; l’avis conforme de la CRE a été rendu le 24 novembre. Vos rapporteurs souhaitent que le même travail pour les offres de bascule sur les territoires desservis par les ELD puisse se faire dans les meilleurs délais.

On peut noter également les efforts importants de communication qui ont été effectués par les différents acteurs, conformément à ce que prévoit la loi :

– les différents courriers d’information ont bien été envoyés par les fournisseurs ;

– la CRE indique avoir renforcé sa communication sur le sujet de la fin des TRVg, tant pour le gaz que pour l’électricité, en lien avec le ministère mais aussi avec le MNE ;

– le MNE a également beaucoup communiqué (dépliants, fiches, vidéos d’information…) ;

– le MNE et la CRE ont d’ailleurs créé un groupe de travail sur la suppression des TRV en 2020 et publié un guide pour les professionnels ([118]) ;

– le ministère a également communiqué sur son site internet. Plusieurs acteurs incitent à renforcer la communication gouvernementale autour de la fin des TRV.

Par ailleurs, le droit pour les fournisseurs d’accéder aux données de consommation des clients aux TRVg est effectif : selon la DGEC, la base de données correspondante a été mise à la disposition des fournisseurs alternatifs début janvier 2023.

Certains souhaitent le report de la fin des TRVg, compte tenu des récentes difficultés sur le marché. Les associations de consommateurs telles que la CLCV et l’UFC Que Choisir soulignent le rôle salvateur des TRVg dans la crise actuelle. De la même manière, le MNE s’interrogeait, en fin d’année 2022, sur l’opportunité de maintenir l’échéance du 1er juillet 2023, en soulevant que cela « pourrait susciter de l’incompréhension, légitime dans ce contexte, chez les consommateurs, et les mettre en difficulté ». Le médiateur émet également une alerte particulière sur l’absence de concurrence effective et d’offres alternatives dans les territoires desservis par les ELD.

Dans la perspective de la disparition des TRVg, il est, dans tous les cas, nécessaire de fixer des points de repère et d’offrir de la visibilité aux consommateurs :

– l’article 63 de la LEC prévoit la publication mensuelle, par la CRE, du prix moyen de fourniture de gaz naturel et de la marge moyenne réalisée par les fournisseurs de gaz naturel ([119]). Cet étalon sera particulièrement précieux une fois les TRVg supprimés et vos rapporteurs appellent à sa mise en place rapide. La CRE indique que « pour accompagner la fin des TRVg, la CRE a par ailleurs l’intention de publier une référence de prix de fourniture complète hors taxes (coûts de réseau, de stockage, coûts commerciaux, marge, etc) qui servira de boussole aux consommateurs et aux acteurs de marché après la fin des TRVg » ;

– le ministre de l’économie, des finances et de la souveraineté industrielle et numérique a indiqué récemment que le bouclier tarifaire sur le gaz avait vocation à prendre fin cette année ([120]). Il est cependant nécessaire d’acter la prolongation du bouclier tarifaire gaz jusqu’à la fin de l’année afin d’accompagner la fin des TRVg, comme cela est permis par l’article 181 de la loi de finances pour 2023. Par ailleurs, cette dernière prévoit que la CRE publie une référence de coût d’approvisionnement en gaz, qui permet notamment la bonne application du bouclier tarifaire afin de calculer la perte à compenser pour les fournisseurs.

Vos rapporteurs appellent donc le MNE, la CRE et le Gouvernement à un suivi minutieux de la situation des consommateurs résidentiels concernés par la suppression des TRVg.

B. La restriction des tarifs rÉglementÉs de vente de l’ÉlectricitÉ et la prÉcision du mÉcanisme de fourniture de secours (art. 64)

1. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

a. L’ajustement du dispositif de fourniture de secours

L’article 64 précise le dispositif de fourniture de secours en électricité. Le principe et les modalités de désignation des fournisseurs de secours en électricité sont les mêmes que ceux décrits supra s’agissant du gaz naturel.

Lors de la montée des prix de l’électricité à la fin de l’année 2021, plusieurs fournisseurs d’électricité ont fait défaut. Dans ce contexte, des fournisseurs de secours ont été désignés à titre transitoire, en novembre 2021 ([121]) : pour les résidentiels, il s’agit d’EDF pour la zone de desserte RTE et des ELD sur leurs zones de dessertes respectives. Les fournisseurs de secours pérennes n’ont toujours pas été désignés, même si le cahier des charges a bien été publié fin 2021.

Par ailleurs, l’article 37 de la loi pouvoir d’achat, votée en août 2022, prévoit le transfert des droits ARENH du fournisseur défaillant vers le fournisseur de secours. Les conditions et modalités de transfert doivent être précisées par arrêté, pris après avis de la CRE. Cet arrêté n’a toujours pas été pris et vos rapporteurs appellent à ce qu’il soit rapidement publié.

La CRE a indiqué en début d’année 2023 que ses services instruisaient actuellement le sujet. Toutefois, grâce à la désignation transitoire d’un fournisseur de secours, « les droits ARENH associés aux fournisseurs ayant fait défaillance ont été restitués aux consommateurs ».

b. La restriction des tarifs réglementés de vente de l’électricité (TRVe)

L’article 64 de la LEC restreint, à compter du 31 décembre 2020, le bénéfice des TRVe :

– aux consommateurs finals domestiques souscrivant une puissance inférieure ou égale à 36 kilovoltampères (kVA) ;

– aux consommateurs finals non domestiques, sous les mêmes conditions de puissance, et sous réserve qu’ils emploient moins de 10 personnes et que leur chiffre d’affaires, recettes ou total de bilan annuel n’excède pas 2 M€.

Les fournisseurs doivent identifier les clients concernés par la restriction. Pour le reste, les obligations d’information sont sensiblement identiques à celle précédemment décrites pour la suppression des TRVg :

– l’obligation d’information via la facture et le site internet du fournisseur, 3 courriers spécifiques, information complémentaire de la part du MNE et de la CRE ;

– la possibilité pour les autres fournisseurs d’accéder aux données de contact et de consommation des clients aux TRVe et qui n’en bénéficieront plus ;

– l’obligation de proposer une offre de bascule qui s’appliquera par défaut pour les clients n’ayant pas choisi une autre offre au moment de la date de restriction des TRVe ;

– des sanctions pécuniaires.

Plusieurs arrêtés ont précisé ces dispositions ([122]).

Cette restriction s’accompagne par ailleurs d’une évaluation du bénéfice des TRVe : avant le 1er juillet 2022 puis tous les 5 ans, les ministres chargés de l’énergie et de l’économie doivent évaluer le dispositif des TRVe, sur rapports de la CRE et de l’Autorité de la concurrence. Cette évaluation doit notamment proposer le maintien, la suppression ou l’adaptation des TRVe. Les rapports de la CRE et de l’Autorité de la concurrence ont bien été publiés (voir encadré infra) ([123]). La loi dispose également que l’évaluation ministérielle doit être rendue publique.

2. Évaluation : la nécessité de désigner des fournisseurs de secours à titre pérenne et de débattre de la construction et du rôle des TRVe

a. La fourniture de secours

Des fournisseurs de secours transitoires ont bien été désignés, mais pas les fournisseurs de secours pérennes. Vos rapporteurs appellent à ce que cela soit fait le plus rapidement possible, alors que les prix élevés et la forte incertitude sur les marchés de l’énergie demeurent.

Il leur semble également que les défaillances de plusieurs fournisseurs d’énergie observées dès fin 2021 appellent à une réflexion plus large sur les obligations de couverture des fournisseurs. Ce sujet avait déjà fait l’objet d’une recommandation dans une communication ([124]) de la commission des affaires économiques de décembre 2021, rapportée par Mme Marie-Noëlle Battistel et de M. Anthony Cellier, sur le prix de l’énergie. Il est par ailleurs regrettable qu’aucune évaluation sur de telles obligations de couverture n’ait été réalisée.

Par ailleurs, EDF souligne que la fourniture de secours, tant en gaz qu’en électricité, constitue plutôt une charge, notamment financière, qu’une opportunité. L’exploitant l’explique par l’interdiction qui est faite au fournisseur de secours de démarcher les clients secourus pour leur proposer un nouveau contrat, ainsi que par les frais engagés pour proposer la fourniture de secours, qu’une défaillance survienne ou non.

Recommandation n° 20 : désigner, dans les meilleurs délais, les fournisseurs de secours pérennes en électricité

Recommandation n° 21 : renforcer les obligations de couverture des risques applicables aux fournisseurs d’électricité

b. La restriction progressive des TRVe appelle un débat sur leurs modalités de construction et les objectifs qui leur sont assignés

Logiquement, la restriction des TRVe se traduit par une réduction des parts de marché pour EDF. L’opérateur estime ainsi que sa part de marché, sur les petits sites non résidentiels, est passée de 72 % fin 2019 à 62 % fin juin 2022 (soit - 10 % en deux ans et demi).

Selon l’opérateur, 1 160 000 sites avaient quitté les TRVe en 2020 et environ 1 million au mois de janvier 2021. Sur les 1 160 000 sites de 2020 :

– 300 000 ont signé une offre de marché avec un fournisseur alternatif ;

– 350 000 ont signé une offre de marché avec EDF ;

– 510 000 sites ont basculé automatiquement sur le contrat « sortie de tarif » EDF au 1er janvier 2021. Fin 2021, encore 370 000 sites bénéficiaient d’un tel contrat. Fin novembre 2022, ils étaient encore 300 000.

Techniquement, la restriction des TRVe a représenté un travail important pour EDF et Enedis. EDF souligne notamment « la mise en place des solutions informatiques permettant de gérer une volumétrie de bascules en offres de marché jamais atteinte depuis le début de l’ouverture des marchés ». Plus généralement, pour la CRE, la restriction des TRVe s’est déroulée « sans difficulté significative ».

Sur les territoires couverts par les ELD, la situation est différente compte tenu de l’absence quasi-totale de concurrence. Ainsi, la DGEC fait observer que « sur le territoire des 6 principales ELD, sur les 45 000 sites identifiés comme perdant leur éligibilité aux TRVe, 19 000 sont passés automatiquement en offre de bascule par défaut auprès de leur fournisseur historique. L’immense majorité des autres a choisi une offre de marché du fournisseur historique avant l’échéance du 1er janvier 2021 ».

Aucune sanction pécuniaire n’a été appliquée à EDF en application des dispositions de l’article 64 de la LEC.

Il peut cependant être relevé que l’ANODE avait engagé une procédure contre EDF au motif que l’entreprise n’aurait pas voulu leur fournir les données sur les clients non résidentiels qui ont basculé en contrat « sortie de tarif » fin 2020. Cette saisine de l’Autorité de la concurrence a été rejetée faut d’éléments suffisants pour appuyer la requête ([125]).

Par ailleurs, EDF a été sanctionnée par l’Autorité de la concurrence le 22 février 2022, à la suite d’une plainte d’Engie, au motif d’avoir tiré avantage de sa qualité de fournisseur aux TRV pour accroître ses parts de marché, de 2004 à 2021, et « en particulier au moment charnière de la fin des TRV électricité pour une partie de la clientèle professionnelle ». Une procédure de transaction a conduit au prononcé d’une sanction de 300 M€ ([126]).

Compte tenu des difficultés actuelles liées à la hausse des prix de l’énergie, des interrogations se posent sur l’élargissement des TRVe à de nouvelles catégories de consommateurs. Plusieurs acteurs auditionnés ont fait état de demandes en ce sens.

Selon la CRE, élargir les TRVe à toutes les TPE, en supprimant le seuil des 36 kVA, n’est pas juridiquement contraire aux décisions du Conseil d’État sur le sujet des TRV ([127]). Cependant :

– d’une part, la CRE fait observer que compte tenu « de la durée de lissage longue (2 ans) de l’approvisionnement prise en compte par la CRE dans le calcul de TRVe, il n’est pas facile d’intégrer de nouvelles catégories de consommateurs dans les TRVe dans des délais courts ». Vos rapporteurs appellent à ce que cette observation soit prise en compte dans la construction du mécanisme qui succédera à l’ARENH ;

– des contraintes techniques seraient également opposables, de l’avis de la DGEC : « Les puissances de raccordement correspondent à des paliers techniques du réseau de distribution (12 kVA = un câble en monophasé, 36 kVA = 3 câbles de 12 kVA en triphasé) et à des types de branchements et de compteurs différents. Notamment, pour franchir le seuil de 36 kVA, il faut procéder à l’installation de nouveaux câbles et d’un nouveau compteur adaptés », renvoyant par ailleurs à la protection apportée par les dispositifs conjoncturels sur les prix mis en place par le Gouvernement, notamment l’amortisseur électricité.

Vos rapporteurs rappellent l’importance des TRVe pour protéger le consommateur, et ce d’autant plus que certains fournisseurs alternatifs ayant fait faillite pendant la crise ont abandonné leurs clients.

Rapports de la CRE et de l’Autorité de la concurrence sur l’évaluation des TRVe

Les constats posés dans ces rapports l’ont été avant la crise sur les marchés de l’énergie, qui a débuté fin 2021. Les TRVe sont alors devenus des offres jouant un rôle important en termes de sécurité du contrat et de prix et non plus des offres « plafond ».

Rapport de l’Autorité de la concurrence

 Sur l’objectif d’intérêt économique général assigné aux TRVe

Sécurité d’approvisionnement. L’Autorité n’observe aucun lien établi entre l’objectif de sécurité d’approvisionnement et les TRV. Paradoxalement, elle note qu’assigner « un tel objectif aux TRV signifierait que la sécurité d’approvisionnement repose sur le financement apporté par les consommateurs aux TRV, alors même que ces derniers peuvent à tout moment quitter l’offre TRV au profit d’une offre de marché ».

Cohésion sociale et territoriale. Si l’Autorité soulève que les TRV permettent la péréquation tarifaire avec les ZNI, elle note qu’un mécanisme de compensation local permettrait également de satisfaire cet objectif. Elle constate aussi que l’objectif de concurrence tarifaire effective paraît difficilement compatible avec l’objectif de cohésion sociale, car le financement de la concurrence est davantage supporté par les consommateurs. D’autres options sont possibles : fournisseurs de dernier recours, chèques énergies, etc.

Stabilité des prix. Si l’Autorité reconnaît que les TRV jouent encore un rôle de protection du consommateur, elle observe que l’écrêtement de l’ARENH conduit à une augmentation des TRV et expose davantage les consommateurs à la volatilité des prix de marché. Ainsi, « l’objectif de maintien d’une certaine stabilité des prix s’efface devant celui de la promotion d’une concurrence effective ». Elle souligne également que la méthode de calcul des TRV par « empilement » conduit – en pratique – à ce qu’ils jouent un rôle de prix plafond sur le marché, les offres de fournisseurs alternatifs se situant en moyenne à - 5 % des TRV.

 Sur l’impact des TRVe sur le marché de détail

Chiffres clés. De 2017 au 1er trimestre 2021, la part de marché des fournisseurs alternatifs sur le segment des clients résidentiels a augmenté de 11 points pour atteindre 29 % ; sur le segment des petits sites non résidentiels, leur part de marché a augmenté de 14 points pour atteindre 33 %. Si l’Autorité observe une dynamique concurrentielle, elle souligne néanmoins que la suppression des TRV ne signifierait pas nécessairement la fin de la position prépondérante d’EDF.

Paradoxalement, une part structurante des consommateurs finaux sont encore aux TRVe, alors même que ces tarifs étaient supérieurs à ceux du marché. L’Autorité explique ces comportements par, notamment, une absence d’envie de changer d’offre, l’aversion au risque et une perception des TRV comme étant protecteurs, la complexité et le manque de transparence des offres alternatives.

Structuration du marché. L’Autorité observe un marché qui évolue vers un fonctionnement oligopolistique. La concentration du marché ne serait pas problématique, compte tenu des besoins d’investissement dans les capacités de production, mais à condition qu’il n’y ait pas d’abus de position dominante.

 Sur les catégories de consommateurs pour lesquels une réglementation des prix est nécessaire

Les TRV protègent davantage les consommateurs qui ont les choix du marché (avec des offres indexées sur les TRV) que les consommateurs qui sont restés aux TRV. Pour les ménages modestes, l’Autorité souligne qu’un mécanisme de soutien budgétaire (chèque énergie) entraîne moins de distorsions sur le marché, mais a l’inconvénient de ne pas garantir de reste à charge. Elle recommande de renforcer l’information des consommateurs sur les offres de marché et les TRV et de protéger les consommateurs les plus vulnérables, en soulignant qu’en cas de suppression des TRV, un tarif de première nécessité pourrait représenter « un compromis acceptable ».

L’Autorité de la concurrence souligne que les TRV sont devenus « une offre de sécurité et de référence » pour le consommateur. Elle insiste aussi la nécessité de clarifier les objectifs poursuivis par les TRVe.

Rapport de la CRE

Constat. Tout comme l’Autorité de la concurrence, la CRE souligne le développement de la concurrence sur le marché de détail, qui reste toutefois dominé par les TRV. Le développement de la concurrence est encouragé par un cadre juridique et institutionnel adapté : autorisation de fourniture, principe de réversibilité, et comparateur public des offres de fourniture publié par la Médiateur national de l’énergie. Une exception toutefois : le développement de la concurrence est heurté dans les territoires des entreprises locales de distribution, mais ce phénomène ne peut être attribué aux TRV. La CRE n’établit pas non plus de lien direct entre les TRVe et la sécurité d’approvisionnement. Elle souligne en revanche que dans les ZNI, les TRVe participent directement à la cohésion territoriale.

Dynamiques des offres de marché. La CRE observe que les offres de marché sont compétitives car elles proposent en moyenne un tarif inférieur au TRV. Le dynamisme sur le marché résidentiel s’explique notamment par le développement des offres dites « vertes ».

Prospective. La CRE considère que le manque d’information sur les offres de marché persiste et constitue un frein au développement de la concurrence sur le marché de détail. La CRE juge les TRV compatibles avec le bon fonctionnement du marché de détail ; elle ajoute que si les TRV sont de nature à favoriser l’inertie des consommateurs, ils apportent de la confiance au marché en définissant une référence-prix fiable et insistent sur la liberté de choix du consommateur.

Vos rapporteurs rappellent par ailleurs l’importance que le Gouvernement publie les éléments de bilan sur les TRVe, tel que cela est prévu par l’article 64 de la LEC, d’autant plus que l’Autorité de la concurrence et la CRE ont bien publié les rapports préparatoires demandés pour la réalisation d’un tel bilan.

Vos rapporteurs retiennent également du rapport de l’Autorité de la concurrence la nécessité d’ouvrir le débat sur les TRVe : « Quel que soit le choix du Gouvernement, l’Autorité insiste sur l’importance que la question des TRV ne soit plus cantonnée à un débat d’experts et invite à un débat public éclairé sur le sujet ».

Recommandation n° 22 : publier l’évaluation ministérielle des TRVe, comme le prévoit l’article 64 de la loi énergie-climat, afin notamment de permettre un débat sur ces derniers. Le Parlement devra se prononcer sur toute évolution du dispositif.

C. Le Comparateur d’offres du mÉdiateur national de l’Énergie et l’observatoire trimestriel des marchÉs de la CRE : des outils de transparence particuliÈrement bienvenus (art. 66)

1. Les dispositions de la loi énergie-climat et leur application

a. Le comparateur d’offres du Médiateur national de l’énergie

Le 1° de l’article 66 de la LEC consacre, au niveau législatif, l’existence du comparateur d’offres en ligne du Médiateur national de l’énergie (MNE) ([128]), qui existait déjà depuis 2009. Ce comparateur permet de recenser les offres à destination des clients finals domestiques et non domestiques :

– qui souscrivent une puissance électrique inférieure ou égale à 36 kVA ;

– qui ont une consommation annuelle de gaz naturel inférieure à 300 000 kWh.

Un arrêté de décembre 2019 ([129]) précise les modalités de fonctionnement du comparateur – la seule évolution nécessaire par rapport à son fonctionnement précédent étant l’ajout de l’heure de mise à jour de l’offre. Le comparateur doit aussi permettre de distinguer les offres avec une part dont l’origine renouvelable est certifiée grâce aux mécanismes de garantie d’origine, les modalités d’application de cette disposition ayant été précisée par décret ([130]). Les évolutions nécessaires ont été intégrées au comparateur dans les délais prévus.

L’article 96 de la loi climat-résilience a par ailleurs précisé que le comparateur doit permettre de distinguer les offres à tarification dynamique. Toutefois, aucune offre de ce type n’est actuellement proposée sur le marché et le cadre juridique plus global leur étant applicable est encore en cours de structuration (cf., supra, l’évaluation de l’article 39 de la LEC).

b. La publication trimestrielle d’un observatoire des marchés de détail par la CRE

Le 3° de l’article 66 de la LEC consacre la publication trimestrielle, par la CRE, d’un rapport sur le fonctionnement des marchés de détail de l’électricité et du gaz naturel en France métropolitaine. Il présente notamment :

– l’évolution du prix moyen de la fourniture d’électricité et de gaz naturel pour les consommateurs domestiques et non domestiques ;

– une fois par an, l’évolution de la marge moyenne réalisée par les fournisseurs d’électricité et de gaz naturel, pour les consommateurs domestiques et non domestiques.

Ces observatoires sont bien publiés ([131]).

2. Évaluation : le comparateur d’offres du Médiateur national de l’énergie est un point de repère indispensable pour les consommateurs

Seul le comparateur d’offres du MNE fait ici l’objet d’une évaluation.

a. Le comparateur d’offres du Médiateur national de l’énergie est un outil de référence pour les consommateurs

Le comparateur d’offres du MNE est aujourd’hui un outil de référence pour les consommateurs, particulièrement précieux pour effectuer leur choix de fournisseur sur la base d’informations objectives et fiables.

Les données de fréquentation témoignent du succès du dispositif. Le Médiateur et les services du ministère soulignent la forte hausse de la fréquentation, avec 653 400 connexions en 2019, 1,3 million en 2020, 1,6 million en 2021 et plus de 2 millions en 2022 – soit une multiplication par 3 de la fréquentation environ en 3 ans.

Vos rapporteurs notent que le Médiateur réalise aussi des envois papiers de comparaison d’offres pour les personnes qui n’ont pas accès à internet, ce qu’ils saluent.

L’UFC Que Choisir salue le dispositif mais regrette qu’il n’y ait ni avis, ni commentaires sur le comparateur d’offres, « notamment sur le niveau de risque lié à l’offre ». L’association souligne également qu’elle dispose de son propre comparateur, sans avoir accès à la même précision de données. Le CLCV voit, quant à lui, le fait que le Médiateur soit aussi comparateur comme une sorte d’« incongruité », jugeant que le cumul de ses missions de comparateur d’offres et de médiateur « tend à quelque peu“ brouiller ” les fonctions du Médiateur faisant de lui une sorte d’ “ institut national de la consommation d’énergie ”. Il semble préférable que l’institution se concentre sur sa mission de médiation de cas individuels qui est en soi suffisamment importante ». Il souhaite aussi que le risque contractuel lié aux offres soit mieux pris en compte.

Quant à vos rapporteurs, ils saluent l’existence du comparateur d’offres du MNE, qu’ils jugent indispensable pour éclairer le consommateur. Le fait qu’il soit géré directement par le MNE, autorité publique indépendante, leur semble au contraire être gage d’objectivité, ce qui est particulièrement important, notamment face à l’existence de comparateurs privés.

b. Le fonctionnement du comparateur pourrait être amélioré en facilitant le déréférencement des offres non conformes

Outre les évolutions rendues nécessaires par le décret et l’arrêté pris en application de la LEC, le comparateur du MNE a fait l’objet d’une refonte en 2020, « notamment pour renforcer la robustesse de son architecture d’hébergement », selon ce dernier.

Afin d’alimenter le comparateur, les fournisseurs saisissent eux-mêmes les données relatives aux offres qu’ils proposent dans un extranet sécurisé. Les informations saisies sont vérifiées par les services du MNE, qui peut demander des corrections en cas de besoin au fournisseur.

Le MNE a indiqué à vos rapporteurs avoir déjà procédé à des déréférencements de certaines offres de fournisseurs sur le comparateur, lorsqu’un fournisseur refuse de procéder aux corrections demandées ou ne met pas à jour ses offres, notamment. Cette faculté de déréférencement gagnerait, à son sens, à être sécurisée par une assise réglementaire, car ce point est, à ce jour, uniquement prévu par la Charte d’utilisation du comparateur (art. 11) ([132]). Interrogé à ce sujet, la DGEC précise que « l’arrêté du 12 décembre 2019 pourra être complété le cas échéant, si le besoin en est manifesté par le MNE ».

Vos rapporteurs souhaitent donc que cette faculté de déréférencement soit précisée au niveau réglementaire, afin de sécuriser l’intervention du MNE.

Recommandation n° 23 : faciliter le déréférencement temporaire des offres non conformes par le Médiateur national de l’énergie, en précisant expressément cette faculté au niveau réglementaire

([1]) Loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l'accélération de la production d'énergies renouvelables.

([2]) Informations transmises le 31 janvier 2023 par la CRE et le 17 mars 2023 par la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC).

([3]) Article 1er A du projet de loi relatif à l’accélération des procédures liées à la construction de nouvelles installations nucléaires à proximité de sites nucléaires existants et au fonctionnement des installations existantes.

([4]) Selon la DGEC, « Les objectifs de 2028 pourront être atteint sous réserve : de l’obtention d’une décision favorable de la Commission pour le lancement de nouveaux appels d’offres effacements permettant de mieux développer les effacements dans les secteurs tertiaires et résidentiels ainsi que les effacements indissociables de la fourniture (gisement insuffisamment développé) à partir de 2024 ; que la réforme du market design européen permettent de conserver les incitations économiques (maintien d’un certain niveau de rémunération capacitaire) au développement de nouvelles capacités d’effacement ».

([5]) Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

([6]) Source : Insee, chiffres-clés, 27 juin 2022.

([7]) La DGEC confirme que c’est bien le scénario avec mesures supplémentaires qui sert « de base de travail pour les réflexions en cours relatives à l’élaboration de la LPEC ».

([8]) Voir, infra, l’évaluation de l’article 12 de la loi.

([9]) L’article L. 100-4 du code de l’énergie fixe cet objectif à 33 % en 2030 ; l’UE examine actuellement un objectif de 42,5 % d’EnR dans la consommation énergétique globale, à la même échéance.

([10]) Loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables.

([11]) Conseil d’État, 19 novembre 2020 et 1er juillet 2021, Commune de Grande-Synthe et autre, n° 427301

([12]) Tribunal administratif de Paris, 3 février 2021 et 14 octobre 2021, Association Oxfam France, association Notre Affaire à Tous, Fondation pour la Nature et l’Homme, association Greenpeace France, n° 1904967, n° 1904976/4-1

([13]) II de l’article L. 100-4 du code de l’énergie.

([14]) Article L. 100-1 A du code de l’énergie.

([15]) Décret n° 2021-712 du 3 juin 2021 relatif à la cinquième période du dispositif des certificats d’économies d’énergie.

([16]) Loi n° 2021-1104 du 22 août 2021 portant lutte contre le dérèglement climatique et renforcement de la résilience face à ses effets, dite loi « climat et résilience ».

([17]) Décret n° 2023-163 du 7 mars 2023 relatif aux modalités de la concertation préalable adaptée portant sur la programmation pluriannuelle de l’énergie et sur la stratégie nationale bas-carbone.

([21]) Concertation « Notre avenir énergétique se décide maintenant ».

([22]) Synthèse de la PPE pour les périodes 2019-2023 et 2024-2028.

([23]) Plan stratégique d’entreprise EDF, octobre 2020 ; pour les centrales à charbon, voir p. 15.

([24]) Décret n° 2019-439 du 14 mai 2019 relatif au Haut Conseil pour le climat.

([25]) Sénat, avis n° 646 (2018-2019) de Mme Pascale Bories sur le projet de loi relatif à l’énergie et au climat, déposé le 9 juillet 2019.

([26]) European scientific advisory board on climate change.

([27]) Conclusions du contrôle budgétaire du sénateur Paul Toussaint Parigi sur le Haut Conseil pour le climat, juin 2021.

([28]) Le dernier rapport du Gouvernement en ce sens sur le rapport annuel 2021 du HCC a été transmis le 2 mai 2022 au Parlement.

([29]) Décret n° 2019-1467 du 26 décembre 2019 instaurant un plafond d’émission de gaz à effet de serre pour les installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles.

([30]) Décret n° 2022-123 du 5 février 2022 modifiant le plafond d’émission de gaz à effet de serre pour les installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles.

([31]) Décret n° 2022-1233 du 14 septembre 2022 modifiant le plafond d’émission de gaz à effet de serre pour les installations de production d’électricité à partir de combustibles fossiles pris en application de l’article 36 de la loi n° 2022-1158 du 16 août 2022 portant mesures d’urgence pour la protection du pouvoir d’achat.

([32]) Loi n° 2022-1158 du 16 août 2022 portant mesures d’urgence pour la protection du pouvoir d’achat

([33]) Ordonnance n° 2020-921 du 29 juillet 2020 portant diverses mesures d’accompagnement des salariés dans le cadre de la fermeture des centrales à charbon, décret n° 2021-297 du 18 mars 2021 relatif aux conditions d’application de l’ordonnance n° 2020-921 du 29 juillet 2020 portant diverses mesures d’accompagnement des salariés dans le cadre de la fermeture des centrales à charbon, décret n° 2021-1092 du 19 août 2021 relatif à la prise en compte des congés de reclassement et d’accompagnement spécifique prévus dans le cadre de la fermeture des centrales à charbon pour les assurés des entreprises exploitant ces centrales

([34]) Communication du 2 février 2022 sur le suivi des mesures d’accompagnement des salariés concernés par la fermeture des centrales à charbon.

([35]) Une décision du Conseil d’État du 23 avril 2023 a par ailleurs confirmé l’annulation de la réouverture de la tranche biomasse de la centrale en 2020.

([36]) Contribution reçue fin février 2023.

([39]) Décret n° 2021-19 du 11 janvier 2021 relatif au critère de performance énergétique dans la définition du logement décent en France métropolitaine.

([41]) Arrêté du 3 novembre 2022 modifiant diverses dispositions relatives au rapport du diagnostic de performance énergétique et à la réalisation de diagnostic de performance énergétique de bâtiments ou parties de bâtiments neufs.

([42]) Arrêté du 31 mars 2021 relatif au diagnostic de performance énergétique pour les bâtiments ou parties de bâtiments à usage d’habitation en France métropolitaine (3c de l’article 4 et annexe 7).

([43]) Décret n° 2020-1609 du 17 décembre 2020 relatif au diagnostic de performance énergétique et à l’affichage des informations relatives à la consommation d’énergie des logements dans les annonces et les baux immobiliers.

([44]) Voir également le décret n° 2022-780 du 4 mai 2022 relatif à l’audit énergétique mentionné à l’article L. 126‑28-1 du code de la construction et de l’habitation et le décret n° 2022-1143 du 9 août 2022 modifiant le décret n° 2022-780 du 4 mai 2022 relatif à l’audit énergétique mentionné à l’article L. 126-28-1 du code de la construction et de l’habitation

([45]) Décret n° 2020-1609 du 17 décembre 2020 précité

([46]) Décret n° 2020-1609 du 17 décembre 2020 précité

([47]) Décret n° 2021-765 du 14 juin 2021 relatif à la nature des données transmises à l’Agence nationale de l’habitat par les organismes payeurs en charge de la liquidation des aides personnelles au logement et à leurs conditions de transmission et d’utilisation.

([48]) Amendements identiques CE655 de M. Cellier et CE576 de Mme Tiegna.

([49]) Voir le communiqué de presse de l’UFC - Que Choisir : « Diagnostics de performance énergétique : du grand n’importe quoi, encore et toujours », 22 septembre 2022.

([51]) Décret n° 2021-608 du 19 mai 2021 relatif à l’offre de transmission des données de consommation d’électricité et de gaz naturel aux consommateurs précaires, et arrêtés du 19 mai 2021.

([52]) Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte.

([55]) Arrêté tarifaire solaire « AT PV S21 » ; seuil d’éligibilité de 550 kg eq. CO2/kWc.

([56]) Arrêté du 1er février 2023 relatif aux critères d’intrants, de durabilité et de réductions des émissions de gaz à effet de serre pour la production de biométhane.

([57]) Loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables

([58]) Décret n° 2021-1280 du 1er octobre 2021 relatif à la procédure d’appel à projets pour les installations de production d’électricité ou de biogaz utilisant des énergies renouvelables ou des technologies innovantes

([59]) Arrêté du 28 septembre 2021 relatif aux contrôles dans le cadre du dispositif des certificats d’économies d’énergie

([60]) TRACFIN (Traitement du renseignement et action contre les circuits financiers clandestins) est un service rattaché au ministère de l’économie, des finances et de la souveraineté industrielle et numérique, chargé de la lutte contre les circuits financiers clandestins, le blanchiment d’argent et le financement du terrorisme.

([63]) II de l’article 4 de l’arrêté du 28 septembre 2021 relatif aux contrôles dans le cadre du dispositif des certificats d’économies d’énergie : « Le demandeur recourt à ses propres salariés, qui, pour la réalisation des contrôles, sont indépendants des personnes ayant conçu, réalisé, entretenu, fabriqué ou commercialisé les équipements ou services contrôlés ».

([64]) Estimation réalisée sur la base d’une campagne de contrôles aléatoires effectuée par le PNCEE en 2022.

([65]) Sanctions liées à des fraudes massives détectées en 2015 et 2016, dont deux sanctions pécuniaires particulièrement élevées (2 669 240 € et 1 048 296 € ; resp. Journal officiel des 5 mars 2020 et 7 octobre 2020).

([66]) Ordonnance n° 2020-866 du 15 juillet 2020 portant diverses dispositions d’adaptation au droit de l’Union européenne dans le domaine de l’énergie et du climat.

([67]) Ordonnance n° 2021-235 du 3 mars 2021 portant transposition du volet durabilité des bioénergies de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables

([68]) Ordonnance n° 2021-236 du 3 mars 2021 portant transposition de diverses dispositions de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables et de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité

([69]) Ordonnance n° 2021-237 du 3 mars 2021 portant transposition de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE, et mesures d’adaptation au règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité

([70]) Rapport d’information sur l’application de la loi n° 2019-1147 du 8 novembre 2019 relative à l’énergie et au climat, n° 3890, 17 février 2021.

([74]) Article L. 224-3 du code de la consommation.

([75]) Article L. 224-6 du code de la consommation.

([76]) Amendement n° 823 de Mme Marie-Noëlle Battistel, adopté en première lecture à l’Assemblée nationale.

([77]) Loi n° 2022-1726 du 30 décembre 2022 de finances pour 2023

([78]) Données fournies courant mars 2023.

([79]) Ordonnance n° 2021-167 du 17 février 2021 relative à l’hydrogène.

([80]) Article L. 821-5 du code de l’énergie.

([81]) Article L. 821-7 du code de l’énergie.

([82]) L’émission d’office des GO au bénéficie de l’État pour les installations sous contrat de soutien public entre en vigueur pour les installations mises en service après le 31 décembre 2023.

([84]) Voir, infra, l’évaluation de l’article 61 de la LEC.

([86]) Décret n° 2021-895 du 5 juillet 2021 relatif à l’autoconsommation collective dans les habitations à loyer modéré.

([87]) Communiqué de presse du 7 novembre 2022 d’Enedis, à partir des données de l’Open Data d’Enedis

([88]) Décret n° 2020-1700 du 24 décembre 2020 relatif aux modalités de résiliation du contrat conclu en application des articles L. 446-2 ou L. 446-5 du code de l’énergie en cas d’émission par le producteur d’une garantie d’origine portant sur du biogaz produit et injecté dans le réseau de gaz naturel et décret n° 2020‑1701 du 24 décembre 2020 relatif aux garanties d’origine de biogaz injecté dans les réseaux de gaz naturel

([90]) Décret n° 2022-666 du 26 avril 2022 relatif au classement des réseaux de chaleur et de froid

([91]) Ordonnance n° 2020-891 du 22 juillet 2020 relative aux procédures du comité de règlement des différends et des sanctions de la Commission de régulation de l’énergie.

([92]) Ordonnance n° 2020-161 du 26 février 2020 relative au règlement transactionnel par le président de la Commission de régulation de l’énergie du remboursement de la contribution au service public de l’électricité.

([93]) Décret n° 2020-1320 du 30 octobre 2020 relatif au traitement des demandes de remboursement partiel de la contribution au service public de l’électricité au titre des années 2009 à 2015.

([95]) Réponses reçues le 31 janvier 2023.

([97]) Loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité, dite « loi NOME »

([98]) Les sommes restantes sont reversées à l’État sous la forme d’une compensation de charges de service public d’EDF.

([99]) Le montant reversé à EDF doit uniquement combler le manque à gagner lié aux quantités d’ARENH qu’il n’a pas pu revendre sur le marché. Le reste bénéficie à la collectivité sous la forme d’une déduction des charges de service public d’EDF.

([100]) Décret n° 2020-1414 du 19 novembre 2020 modifiant la partie réglementaire du code de l’énergie relative à l’accès régulé à l’énergie nucléaire historique et à la compensation des charges de service public de l’énergie

([103]) Arrêté du 11 mars 2022 fixant le volume global maximal d’électricité devant être cédé par Électricité de France au titre de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, pris en application de l’article L. 336-2 du code de l’énergie.

([104]) Décret n° 2022-1380 du 29 octobre 2022 modifiant les modalités d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique.

([109]) Article L. 336-5 du code de l’énergie : « La liste des accords-cadres est publiée sur le site de la Commission de régulation de l’énergie ».

([111]) Décret n° 2021-273 du 11 mars 2021 relatif à la fourniture de gaz naturel et d’électricité. Ce décret fixe également les dispositions applicables à la désignation des fournisseurs de secours en gaz naturel et en électricité.

([113]) Arrêté du 20 décembre 2022 portant nomination de fournisseurs de secours en gaz naturel.

([114]) Arrêté du 12 décembre 2019 relatif à l’information des consommateurs aux tarifs réglementés de vente du gaz naturel par leur fournisseur de gaz naturel dans le cadre de la suppression de ces tarifs

([115]) Arrêté du 8 juillet 2020 fixant la liste des données mises à disposition des fournisseurs de gaz naturel qui en font la demande par les fournisseurs proposant des contrats aux tarifs réglementés de vente de gaz naturel et arrêté du 8 juillet 2020 fixant les modalités de mise à disposition des données des clients aux tarifs réglementés de vente du gaz par les fournisseurs historiques.

([116]) Proposition de loi n° 738 visant à soutenir les petites entreprises et les collectivités territoriales en cas de crise énergétique.

([119]) Article L. 131-4 du code de l’énergie.

([121]) Arrêté du 3 novembre 2021 portant nomination à titre transitoire d’un fournisseur de secours en électricité et arrêté du 5 novembre 2021 portant nomination à titre transitoire d’un fournisseur de secours en électricité sur les zones de dessertes des entreprises locales de distribution.

([122]) Arrêté du 12 décembre 2019 relatif à l’identification et à la mise à disposition de la liste des clients non domestiques perdant l’éligibilité aux tarifs réglementés de vente de l’électricité, Arrêté du 12 décembre 2019 relatif à l’information des consommateurs aux tarifs réglementés de vente d’électricité par leur fournisseur dans le cadre de la suppression de leur contrat à ces tarifs, Arrêté du 26 décembre 2019 fixant la liste des données que doivent mettre à disposition les fournisseurs proposant des contrats aux tarifs réglementés de vente d’électricité aux fournisseurs d’électricité qui en font la demande et Arrêté du 9 juillet 2020 modifiant l’arrêté du 12 décembre 2019 relatif à l’information des consommateurs aux tarifs réglementés de vente d’électricité par leur fournisseur dans le cadre de la suppression de leur contrat à ces tarifs.

([123]) Rapport d’évaluation des tarifs réglementation de vente de l’électricité, CRE, juin 2021 ; Rapport d’évaluation du 22 juillet 2021 sur le dispositif des tarifs réglementés de vente de l’électricité, Autorité de la concurrence.

([124]) Communication du 7 décembre 2021 sur le prix de l’énergie.

([125]) Décision 22-D-03 du 18 janvier 2022 relative à des pratiques mises en œuvre sur le marché de la fourniture d’électricité aux petits clients non résidentiels

([126]) Décision 22-D-06 du 22 février 2022 relative à des pratiques mises en œuvre par la société EDF dans le secteur de l’électricité.

([127]) Conseil d’État, n° 413688 et n° 414656, 2018.

([129]) Arrêté du 12 décembre 2019 précisant les modalités de fonctionnement de l’outil de comparaison du médiateur national de l’énergie

([130]) Décret n° 2021-438 du 14 avril 2021 relatif au comparateur d’offres du médiateur national de l’énergie

([133]) C AN : commission à l’Assemblée nationale ; SP AN : séance publique à l’Assemblée nationale ; C Sénat : commission au Sénat ; SP Sénat : séance publique au Sénat

N° article	Origine ([133])	Objet
Chapitre Ier : Objectifs de la politique énergétique
1	Dépôt	Modification des objectifs de la politique énergétique nationale et du contenu de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) Dispositions du III relatives au contenu de la PPE applicables pour les PPE publiées après le 31/12/2022
2	SP AN	Création d’une loi quinquennale sur la politique énergétique nationale et sur le climat
3	SP AN	Définition d’un plafond indicatif de gaz à effet de serre pour les transports dans la stratégie nationale bas-carbone (SNBC) Dispositions applicables aux SNBC publiées après le 1/1/2022
4	C AN	Élaboration d’une synthèse pédagogique de la PPE, accessible au public
5	C AN	Quantification des gisements d’ENR valorisables par filière dans la PPE Applicable aux PPE publiées après le 31/12/2022
6	C AN	Précisions sur le contenu du plan stratégique d’EDF et sur sa publicité
7	C AN	Nouvelle mission de l’ADEME relative à la lutte contre réchauffement climatique et l’adaptation au changement climatique
8	C AN	Institution d’un indicateur sur l’empreinte carbone de la France dans la SNBC Dispositions applicables aux SNBC publiées après le 1/1/2022
9	C AN	Demande de rapport sur les incidences du PLF 2020 sur le réchauffement climatique
Chapitre II : Dispositions en faveur du climat
10	Dépôt	Consécration législative du Haut Conseil pour le climat (HCC)
11	C AN	Faculté de prise en compte des avis du HCC pour la définition des objectifs énergétiques et environnementaux du SRADDET
12	Dépôt	Fermeture des centrales à charbon et habilitation à légiférer par ordonnance sur les mesures d’accompagnement pour les salariés concernés
13	SP AN	Suppression de l’affichage déporté des données de consommation pour les bénéficiaires du chèque énergie
14	SP AN	Possibilité pour les AODE de recevoir des aides pour des démonstrateurs innovants

Chapitre VIII : Tarifs réglementés de vente de gaz et d’électricité
63	Dépôt	Désignation d’un fournisseur de dernier recours et de secours en gaz et suppression des TRVg
64	Dépôt	Restriction de l’éligibilité des clients finals aux TRVe et renforcement du mécanisme de fourniture de secours en électricité
65	SP AN	Consécration législative de la prise en compte de l’atteinte du plafond ARENH pour le calcul des TRVe
66	Dépôt	Consécration de l’existence du comparateur d’offres du Médiateur national de l’énergie et du rapport trimestriel de la CRE sur le fonctionnement des marchés de détail de l’électricité et de gaz naturel
67	Dépôt	Mesures d’extinction des dispositifs transitoires prises pour la fin des TRV
68	SP AN	Demande de rapport sur la contribution des PCAET et des SRADDET aux politiques de transition écologique et énergétique
69	SP Sénat	Demande de rapport sur la séquestration du carbone par les massifs forestiers et le bois

15	SP AN	Habilitation à légiférer par ordonnance pour définir et harmoniser la notion de bâtiment à consommation énergétique excessive par ordonnance Ordonnance non prise en raison de l’adoption de nouvelles dispositions dans la loi climat-résilience
16	SP Sénat	Faculté de prise en charge par les EPCI de tout ou partie des travaux nécessaires pour améliorer la performance énergétique des bâtiments dont leurs membres sont propriétaires
17	C AN	Introduction d’un seuil maximal de consommation d’énergie finale par m2 et par an dans la définition d’un logement décent, à compter du 1er janvier 2023
18	SP Sénat	Élaboration et révision décennale du schéma directeur du réseau de chaleur et de froid par les collectivités concernées
19	C AN	Pas d’aménagement de la revalorisation des loyers en zone tendue, ni de possibilité de partage des coûts de travaux d’économie d’énergie entre bailleur et locataire pour les logements les plus énergivores
20	C AN	Précisions sur le contenu du DPE d’un bâtiment ou d’une partie de bâtiment
21	C AN	Ajout du confort thermique dans les objectifs de performance énergétique lors de la construction ou de la rénovation des bâtiments
22	C AN	Instauration d’un niveau de performance énergétique minimal des bâtiments à usage d’habitation à compter de 2028 et diverses dispositions sur l’information des propriétaires et des locataires relatives à la performance énergétique des logements
23	SP Sénat	Correction d’un ajout de la loi ELAN sur les conditions d’installation de répartiteurs des frais de chauffage
24	C AN	Mise à dispositif des informations issues des DPE pour l’ANAH et pour l’ADEME
25	C AN	Demande de rapport annuel sur l’atteinte des objectifs de rénovation énergétique dans l’habitat
26	C AN	Ajout d’un point dans une précédente demande de rapport sur l’impact environnemental des hydrocarbures, afin de proposer des pistes de modulation des garanties publiques aux exportations des énergies fossiles en fonction de leur impact environnemental
27	C Sénat	Conditions d’extraction d’une substance relevant du régime légal des mines en fin d’exploitation d’un site de stockage
28	C AN	Précisions sur les modalités d’établissement et de publicité du bilan des émissions de GES établi par les entreprises et les personnes publiques
29	C AN	Informations extra-financières sur le risque climatique de certains portefeuilles d’investissement
30	C Sénat	Prise en compte du bilan carbone dans les dispositifs de soutien à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables et de biogaz

Chapitre III : Mesures relatives à l’évaluation environnementale
31	Dépôt	Précisions relatives à la désignation des personnes compétentes pour l’autorité environnementale et celles compétentes pour l’examen au cas par cas
32	SP Sénat	Extension de la faculté ouverte au juge administratif de permettre la régularisation d’un acte plutôt qu’une annulation à certains plans et programmes définis par le code de l’environnement
33	SP AN	Contrat d’expérimentation pour installations de production d’électricité utilisant des EnR innovantes et pour les installations de production de biogaz utilisant des technologies innovantes
34	C AN	Élargissement des critères permettant de substituer la procédure d’autorisation à la procédure d’enregistrement pour les ICPE
35	C AN	Possibilité de dérogation préfectorale au PPRT pour permettre l’implantation d’installations de projets EnR
Chapitre IV : Lutte contre la fraude aux certificats d’économie d’énergie
36	Dépôt	Renforcement de l’efficacité des contrôles sur les CEE
37	SP Sénat	Éligibilité des programmes de rénovation des bâtiments au bénéfice des collectivités aux CEE
38	C AN	Impossibilité de délivrer un CEE pour les opérations d’économies d’énergie conduisant à une hausse des GES
Chapitre V : Mise en œuvre du paquet « Une énergie propre pour tous les Européens »
39	Dépôt	Habilitation pour transposer par ordonnances 4 directives et les mesures nécessaires pour la pleine application de 3 règlements européens
40	SP AN	Dispositions relatives aux communautés d’énergie renouvelable et à l’autoconsommation
41	SP Sénat	Participation des HLM à des opérations d’autoconsommation collective en électricité
42	SP Sénat	Modalités de participation des collectivités territoriales à des projets de production d’énergies renouvelables
43	SP AN	Possibilité d’augmenter la puissance des concessions hydroélectriques
44	C AN	Faciliter l’installation de panneaux photovoltaïques le long des routes
45	C AN	Faciliter l’installation de procédés de production d’EnR sur les ombrières des aires de stationnement
46	SP AN	Suppression de l’autorisation du ministère chargé de l’énergie pour que des projets photovoltaïques installés sur des bâtiments de l’État puissent bénéficier d’une obligation d’achat
47	C AN	Obligation de disposer de 30 % de toiture végétalisée ou comportant des énergies renouvelables pour les nouveaux entrepôts, industries et commerces de plus de 1000 m² d’emprise
48	C AN	Faciliter l’installation d’ombrières sur des aires de stationnement lorsqu’elles dotées de procédés de production d’énergies renouvelables
49	C AN	Droit d’accès au réseau de distribution et de transport pour les producteurs de gaz renouvelables, d’hydrogène bas carbone et de gaz de récupération
50	C AN	Instauration de garanties d’origine pour le biogaz et dispositions relatives à la participation des collectivités à des projets de production de biogaz
51	SP Sénat	Statut des garanties d’origine (GO) en électricité pour l’autoconsommation et bénéfice des GO pour les communes
52	C AN	Habilitation à légiférer par ordonnances pour définir le cadre juridique applicable à l’hydrogène
53	C Sénat	Demande de rapport sur les modalités de prise en compte des externalités positives du biogaz dans la détermination des conditions d’achat ou du complément de rémunération
54	SP AN	Modalités de prise en compte des installations EnR dans le S3REnR
55	SP Sénat	Classement automatique des réseaux de chaleur et de froid
Chapitre VI : Dispositions relative à l’adaptation de la présente loi en outre-mer
56	SP Sénat	Modalités de participation des communes de Nouvelle-Calédonie à des projets d’EnR
Chapitre VII : Régulation de l’énergie
57	Dépôt	Dispositions relatives à la CRE : règles de composition du collège, habilitation à légiférer par ordonnances pour préciser les règles de procédure devant le CoRDis et la capacité à ester en justice de la CRE ; possibilité de régler par voie de transaction les litiges liés au remboursement de la CSPE)
58	C Sénat	Avis de la CRE sur les décrets relatifs au calcul des charges de service public de l’électricité
59	C AN	Facilitation des opérations de maîtrise de la demande dans les ZNI, pour les collectivités et les opérateurs publics
60	C AN	Délégations de compétences au sein du personnel de la CRE
61	C AN	Création d’un « bac à sable » réglementaire pour déployer des technologies ou des services innovants en faveur de la transition énergétique et des réseaux et infrastructures intelligents
62	Dépôt	Dispositions relatives à l’ARENH : réforme des modalités de calcul des compléments de prix, rehaussement du plafond à 150 TWh et précisions sur la méthode de détermination de son prix