ETUDE D’IMPACT
PROJET DE LOI
ratifiant les ordonnances n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation
d’électricité et n° 2016-1059 du 3 août 2016 relative à la production d’électricité à partir
d’énergies renouvelables et visant à adapter certaines dispositions relatives aux
réseaux d’électricité et de gaz et aux énergies renouvelables
11 octobre 2016
Article 2 Interdiction de la valorisation des garanties d’origine de la production d’électricité renouvelable bénéficiant d’un système de soutien sous forme d’obligation d’achat ou de complément de rémunération 4
.1 Etat des lieux et diagnostic 4
.3 Nécessité de légiférer et options 5
.4 Analyse des impacts des dispositions envisagées 5
Article 3 Réfaction tarifaire pour le raccordement des installations de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable 6
.1 Etat des lieux et diagnostic 6
.3 Nécessité de légiférer et options 6
.4 Analyse des impacts des dispositions envisagées 6
Article 4 Coordination des opérations associées à la modification de la nature du gaz acheminé dans des réseaux par les gestionnaires de ces réseaux 8
.1 Etat des lieux et diagnostic 8
.3 Nécessité de légiférer et options 8
.4 Analyse des impacts des dispositions envisagées 9
Article 5 Possibilité de recourir à une procédure d’appel d’offres pour développer des capacités de production de biogaz destiné à être injecté dans le réseau de gaz dans l'attente de la publication de la programmation pluriannuelle de l'énergie 10
.1 Etat des lieux et diagnostic 10
.3 Nécessité de légiférer et options 10
.4 Analyse des impacts des dispositions envisagées 10
Tableau récapitulatif des textes d’application du projet de loi 11
Tableau synoptique des consultations obligatoires 12
En application de l’article 119 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, le Gouvernement a été autorisé à prendre par ordonnance des mesures afin de mettre en place les mesures nécessaires à un développement maîtrisé et sécurisé des installations destinées à consommer tout ou partie de leur production électrique, comportant notamment la définition du régime de l'autoproduction et de l'autoconsommation, les conditions d'assujettissement de ces installations au tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution d'électricité et le recours à des expérimentations (3° de l’article 119). L’ordonnance n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité a été publiée le 28 juillet 2016.
En application de l’article 119 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, le Gouvernement a été autorisé à prendre par ordonnance des mesures afin d’assurer une meilleure intégration des énergies renouvelables au marché de l’électricité en clarifiant les dispositions relatives à l’obligation d’achat (1° de l’article 119), une meilleure intégration au système électrique des énergies renouvelables raccordées à un réseau public de distribution (2° de l’article 119), de mettre en cohérence des articles du code de l’énergie relatifs à la procédure d’appel d’offres et la redéfinition des critères applicables à ces appels d’offres (10° de l’article 119) et de permettre l’organisation et la conclusion de procédures de mise en concurrence destinées à l’expérimentation et au déploiement de technologies innovantes (12° de l’article 119). L’ordonnance n° 2016-1059 du 3 août 2016 relative à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables a été publiée le 5 août 2016.
Le présent projet de loi porte ratification des deux ordonnances susmentionnées (article 1er).
Le projet de loi adapte également certaines dispositions applicables au développement de la production de biogaz, aux gestionnaires de réseaux de transport et de distribution de gaz naturel, aux garanties d’origine pour les installations sous obligation d’achat et aux conditions de raccordement des énergies renouvelables aux réseaux publics de distribution d’électricité.
L’article 2 empêche la valorisation des garanties d’origine de la production d’électricité renouvelable bénéficiant d’un dispositif de soutien sous forme d’obligation d’achat ou de complément de rémunération, de manière à favoriser l’émergence de nouveaux modèles de financement des énergies renouvelables basés sur la valeur de la garantie d’origine.
L’article 3 propose d’élargir le bénéfice de la réfaction tarifaire pour le raccordement des installations de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable.
L’article 4 confie la coordination des opérations associées à la modification de la nature du gaz acheminé dans des réseaux aux gestionnaires de ces réseaux.
L’article 5 prévoit une mesure transitoire permettant de recourir à une procédure d’appel d’offres pour développer des capacités de production de biogaz destiné à être injecté dans le réseau de gaz dans l'attente de la publication de la programmation pluriannuelle de l'énergie.
Interdiction de la valorisation des garanties d’origine de la production d’électricité renouvelable bénéficiant d’un système de soutien sous forme d’obligation d’achat ou de complément de rémunération
Le cadre législatif actuel prévoit que les acheteurs obligés se subrogent aux producteurs des installations bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat dans leur droit à obtenir la délivrance de garanties d’origine (article L. 314-14 du code de l’énergie). La valorisation que font les acheteurs obligés de ces garanties d’origine doit venir en diminution de leur droit à compensation au titre des charges de service public (article L. 121-24 du code de l’énergie).
En pratique, les acheteurs obligés ne valorisent pas ces garanties d’origine car ils y sont aujourd’hui peu incités (ils ne sont pas compensés des frais d’émission, de transfert et d’annulation des garanties d’origine).
Dans le cas du complément de rémunération, l’entreprise Electricité de France est en charge du versement du complément de rémunération et ne se subroge pas au producteur dans son droit à bénéficier des garanties d’origine. Par ailleurs, il est déjà prévu par l’article R. 314-32 du code de l’énergie que le producteur renonce à la valorisation des garanties d’origine pour bénéficier du complément de rémunération.
Le présent projet de loi propose d’empêcher la valorisation des garanties d’origine de la production d’électricité renouvelable bénéficiant d’un dispositif de soutien sous forme d’obligation d’achat ou de complément de rémunération.
En privant les producteurs bénéficiant d’un dispositif de soutien de la possibilité d’utiliser des garanties d’origine, l’Etat cherche
- d’une part à empêcher que le consommateur ne soit amené à payer plusieurs fois l’électricité d’origine renouvelable (une première fois à travers les taxes qui alimentent le compte d’affectation spéciale « Transition Energétique » et une deuxième fois à travers notamment les offres de fourniture d’électricité dites « vertes »)
- d’autre part, à encourager le développement de nouvelles capacités renouvelables qui se développeraient exclusivement sur le marché.
Actuellement, il y a davantage d’offre de garanties d’origine que de demande. En faisant ainsi diminuer l’offre de garanties d’origine, cela permet de donner plus de valeur à la garantie d’origine et in fine, cela permet de développer davantage de projets de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, dans la mesure où la garantie d’origine donnera alors un revenu supplémentaire substantiel au producteur. Cette mesure devrait donc permettre de favoriser l’émergence de nouveaux modèles de financement des énergies renouvelables basés sur la valeur de la garantie d’origine.
La partie législative du code de l’énergie prévoit la subrogation par les acheteurs obligés au bénéfice des garanties d’origine de la production sous obligation d’achat. Pour que la mesure envisagée puisse être mise en œuvre, il est nécessaire de supprimer cette subrogation, ce qui ne peut se faire que par la loi. Il paraît également nécessaire que l’interdiction de valoriser les garanties d’origine soit prévue par la loi.
Impacts budgétaires et financiers
En termes d’impacts budgétaires et financiers, la mesure proposée n’apportera aucun changement par rapport à la situation actuelle, dans la mesure où les acheteurs obligés ne valorisent déjà pas les garanties d’origine de la production d’électricité sous obligation d’achat. La mesure envisagée n’a donc pas d’impact sur le niveau de la compensation des charges de service public des acheteurs obligés et ne fait pas augmenter les dépenses du compte d’affectation spéciale « Transition Energétique ».
Par ailleurs, il est déjà prévu par décret que les producteurs bénéficiant d’un complément de rémunération renonce à leurs garanties d’origine.
Impacts économiques
Cette mesure pourra permettre de faire augmenter la valeur des garanties d’origine de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables ne bénéficiant pas d’un dispositif de soutien. Elle permettra dès lors de faire émerger de nouveaux projets renouvelables, se finançant sur le marché.
Impacts juridiques
Le dispositif envisagé est compatible avec le 3ème alinéa de l’article 15(2) de la directive 2009/28/CE du Parlement européen qui prévoit que « Les États membres peuvent prévoir qu’aucune aide n’est accordée à un producteur lorsqu’il reçoit une garantie d’origine pour la même production d’énergie à partir de sources renouvelables. »
Il est par ailleurs compatible avec le 1er alinéa de l’article 15(2) de cette même directive qui prévoit que : « les États membres veillent à ce qu’une garantie d’origine soit émise en réponse à une demande d’un producteur d’électricité utilisant des sources d’énergie renouvelables ».
Réfaction tarifaire pour le raccordement des installations de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable
Actuellement réservée aux consommateurs, la réfaction tarifaire consiste à couvrir par le tarif d’utilisation du réseau public de transport d’électricité (TURPE) une partie des coûts de raccordement, qui constituent une recette extratarifaire des gestionnaires de réseau.
La réfaction a donc pour effet de diminuer le coût de raccordement pour le consommateur à hauteur du taux de réfaction appliqué (- 40 % actuellement pour les consommateurs).
Or, il s’avère que le coût du raccordement se révèle parfois être un obstacle dirimant pour les projets des producteurs d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable. Tel est notamment le cas pour les installations de petite ou moyenne puissance, dont l’éloignement par rapport au réseau nécessite parfois une extension significative de ces derniers afin d’évacuer l’électricité produite.
L’article 7 du projet de loi propose d’élargir le bénéfice de la réfaction aux producteurs d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable.
Pour les demandes relatives à des installations de production d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables d’une puissance de raccordement supérieure à 100 kilovoltampères, l’application d’une réfaction tarifaire viendrait en diminution de la contribution due par les producteurs d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable dans le cadre des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables.
La mesure envisagée modifie deux dispositions de niveau législatif :
- l’article L. 341-2 du code de l’énergie relatif au tarif d’utilisation du réseau public de transport d’électricité ;
- l’article L. 342-12 du même code relatif aux schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables.
Impacts financiers
Pour les producteurs d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable, la mesure a pour effet de diminuer significativement le coût de raccordement pour les producteurs d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelable, donc d’exercer un effet de levier important sur le développement des projets d’électricité renouvelables. La couverture par le TURPE d’une partie des coûts de raccordements induira pour les consommateurs un renchérissement du tarif d’utilisation du réseau public de transport d’électricité et donc de la facture d’électricité.
Le taux de réfaction sera fixé, comme c’est actuellement le cas, par arrêté du ministre chargé de l’énergie après avis de la Commission de régulation de l’énergie. Il pourra porter sur tout ou partie des éléments constituant le raccordement et être fonction du type d’installations visé.
Coordination des opérations associées à la modification de la nature du gaz acheminé dans des réseaux par les gestionnaires de ces réseaux
Les consommateurs de gaz naturel d’une grande partie de la région Nord - Pas-de-Calais - Picardie sont desservis en gaz naturel à bas pouvoir calorifique, dit « gaz B », issu du gisement de Groningue (Pays-Bas). La diminution de la production de ce gisement a d'ores et déjà débuté et les contrats d'approvisionnement français ne seront plus renouvelés au-delà de 2029. Ce calendrier est toutefois susceptible d’être modifié par de nouvelles limitations de production du champ de Groningue, décidées par les autorités Néerlandaises en raison des tremblements de terre enregistrés dans la région. Afin d’assurer la continuité d’approvisionnement, il est donc nécessaire d’initier rapidement la conversion de ce réseau en gaz à haut pouvoir calorifique (dit gaz H) qui alimente le reste du territoire français. Le gaz B représente 10 % de la consommation française et 1,3 million de clients en distribution.
Le décret du 23 mars 2016 relatif au projet de conversion du réseau de gaz naturel à bas pouvoir calorifique dans les départements du Nord, du Pas-de-Calais, de la Somme, de l’Oise et de l’Aisne, pris en application de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, définit le périmètre et le calendrier de la conversion. Il prévoit également un plan de conversion détaillant notamment les coûts et les hypothèses associées, pour chaque type d’acteur et pour chaque étape du plan de conversion.
Toutefois, la législation actuelle prévoit que ce sont les utilisateurs de gaz qui sont responsables de la conformité et de la sécurité de leur installation intérieure. En l’absence d’évolution de ce cadre, il faudrait alors que chaque consommateur de gaz fasse appel à un professionnel qualifié pour procéder aux réglages indispensables, sans pour autant que le gestionnaire du réseau de distribution ait la moindre maîtrise du déroulement du programme de conversion. Cette démarche serait d’autant plus complexe à mettre en œuvre qu’elle doit être réalisée dans une courte période de temps et que la coexistence de deux approvisionnements simultanés (B et H) dans une même zone géographique, même pour une très courte période, est exclue.
Compte tenu de l’ampleur du projet de conversion et de la nécessité de prévenir tout risque pour la sécurité des biens et des personnes (en particulier, en veillant à l’adaptation et au bon réglage des appareils et des équipements gaziers des consommateurs dont l’alimentation se trouvera convertie au gaz H), il est proposé que les gestionnaires de réseaux de distribution assurent la coordination des opérations de conversion et d’adaptation des installations des consommateurs finals raccordés à leur réseau.
Ces dispositions nécessitent de compléter certaines dispositions législatives prévues au code de l’énergie, notamment l’article L. 432-13 qui traite du cas de modification de la nature du gaz acheminé dans les réseaux, ainsi que le titre IV du livre V du titre V du code de l’environnement relatif à la sécurité des canalisations de transport et de distribution à risques.
Impacts économiques
La mission de direction et de coordination de l'ensemble des opérations de modification sur le réseau de distribution et les installations intérieures des consommateurs finals est confiée aux gestionnaires de réseaux de distribution. Cette mission repose également sur un dispositif de sélection d'entreprises, par les gestionnaires de réseaux de distribution, disposant des qualifications nécessaires dans le secteur gazier pour réaliser les opérations d’adaptation et de réglage des installations intérieures des consommateurs concernés.
Ils seront chargés de faire procéder à la modification, et au réglage de tous les appareils industriels, mais également des installations individuelles intérieures de gaz (chaudières, chauffe-eau et gazinières) des 1,3 millions de consommateurs domestiques, voire de procéder à leur remplacement éventuel dans certains cas. L’accès aux installations intérieures est donc impérativement requis.
Dans le cas où un consommateur final s'opposerait aux contrôles réglementaires de sécurité ou aux opérations d'adaptations et de réglage requis par la conversion, la livraison du gaz lui serait interrompue, pour éviter tout risque pour la sécurité des biens et des personnes.
En première approche, le coût de l’opération de conversion est estimé à environ 650 millions d’euros sur la période 2016-2029, dont 400 millions d’euros pour les opérations de contrôle, d’adaptation et de réglage des appareils et équipements des consommateurs qu’il est proposé de confier aux gestionnaires de réseau de distribution. La couverture des coûts associés aux opérations de contrôle, d’adaptation et de réglage des appareils et équipements par le tarif d’utilisation du réseau de distribution de gaz naturel impliquera une charge estimée à 38 euros pour un consommateur moyen chauffé au gaz naturel.
La mission de coordination confiée aux gestionnaires de réseaux de distribution et le processus de sélection des entreprises permettra de rationaliser les opérations de conversion en répondant également à un objectif de simplification pour les consommateurs et pour les entreprises intervenantes. Les économies d’échelles sont estimées à près de 14 M€ par secteur de 200 000 installations, en offrant les meilleures garanties de sécurité à travers notamment une identification exhaustive des équipements à régler, une meilleure traçabilité des interventions réalisées et une formation adaptées des salariés des entreprises sélectionnées.
C'est également le mode d'intervention retenu en Allemagne et en Belgique, pays également concernés par la nécessité de conversion d'une partie de leur réseau du gaz B en gaz H.
Modalités d’application dans le temps des dispositions envisagées
Les dispositions relatives à la mission de coordination des gestionnaires de réseau entreront en vigueur à la promulgation de la loi.
Possibilité de recourir à une procédure d’appel d’offres pour développer des capacités de production de biogaz destiné à être injecté dans le réseau de gaz dans l'attente de la publication de la programmation pluriannuelle de l'énergie
Le I de l'article L. 446-5 du code de l'énergie tel qu'il résulte de l'article 1er de l'ordonnance n° 2016-411 du 7 avril 2016 dispose que, lorsque les capacités de production de biogaz destiné à être injecté dans le réseau de gaz ne répondent pas aux objectifs chiffrés de la programmation pluriannuelle de l'énergie, notamment ceux concernant les techniques de production et la localisation géographique des installations, l'autorité administrative peut recourir à une procédure d'appel d'offres.
Le recours à cette procédure d'appel nécessite la définition d'objectifs chiffrés de développement du biogaz injecté dans la programmation pluriannuelle de l'énergie.
Dans l’attente de la programmation pluriannuelle de l’énergie, le II de l’article 176 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte dispose que le plan indicatif pluriannuel des investissements dans le secteur du gaz vaut programmation pluriannuelle de l'énergie. La dernière version du plan indicatif pluriannuel des investissements dans le secteur du gaz a été publiée en juin 2009 pour la période 2009-2020. Ce document ne précise aucun objectif chiffré pour le développement du biométhane injecté et ne peut donc servir de référence pour le lancement d’un appel d’offres.
Il est proposé que, dans l'attente de la publication de la programmation pluriannuelle de l'énergie, les objectifs de développement des énergies renouvelables, qui comprennent les objectifs de développement du biogaz injecté, valent programmation pluriannuelle de l'énergie.
Une disposition législative est nécessaire pour permettre, dans l’attente de la publication de la programmation pluriannuelle de l’énergie et en l’absence d’objectif chiffré dans le plan indicatif pluriannuel des investissements dans le secteur du gaz, d’engager des appels d’offres portant sur la production de biométhane injecté.
Impacts juridiques
La disposition envisagée permettra le recours à la procédure d'appel d'offre en cas d'écart avec les objectifs de développement prévus sans attendre la publication de la programmation pluriannuelle de l'énergie.
Les dispositions relatives à l’appel d’offres pour développer des capacités de production de biogaz destiné à être injecté dans le réseau de gaz entreront en vigueur après publication du décret en Conseil d’Etat définissant les modalités de l’appel d’offres.
Tableau récapitulatif des textes d’application du projet de loi
Tableau synoptique des consultations obligatoires
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INSTANCE CONSULTEE |
FONDEMENT JURIDIQUE DE LA CONSULTATION |
Conseil national de la transition écologique |
Article L. 133-2 du code de l’environnement |
Conseil national d’évaluation des normes |
Article L. 1212-2 du code général des collectivités territoriales |
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